ЛЕГКИЙ ИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ Российский патент 2013 года по МПК C09K8/20 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений (далее - АНПД).

Известен раствор для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД со следующим соотношением компонентов, мас.%:

бентонит 7,0 карбоксиметилцеллюлоза (далее - КМЦ) 0,5 сульфонол 0,5 вода остальное

(см. Гасумов Р.А., Калинкин А.В., Гейхман М.Г. Пенные системы для бурения и ремонта скважин. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008, - 269 с.).

Недостатком приведенного состава является то, что в присутствии пластовой воды (ингибитора) пена разрушается в течение 1-2 мин, то есть состав не является стойким.

Известен состав для вскрытия пласта, принятый за прототип, содержащий в следующем соотношении компоненты, мас.%:

оксиэтилцеллюлоза (далее - ОЭЦ) или   карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза (далее - КМОЭЦ) 0,2-1,0 крахмал 0,05-3,00 хлорид калия, или натрия, или кальция 1,0-20,0 поверхностно-активное вещество 0,1-0,5 вода остальное

(см. авторское свидетельство СССР №1724671, МПК С09К 7/02 (1990.01), опубл. 07.04. 1992).

Недостатками указанного состава является низкая эффективность вскрытия продуктивных пластов. Обусловлено это следующими причинами: образующаяся из указанного состава пена имеет недостаточно высокий показатель стабильности. Во-первых, это связано с тем, что при использовании компонентов в указанных количествах, а именно пенообразователя (ПАВ) 0,1-0,5 мас.% и при содержании электролитов - указанных хлоридов до 20 мас.%, как правило, подавляется процесс пенообразования, во-вторых, наличие двух полимерных реагентов (ОЭЦ или КМОЭЦ и крахмала) в присутствии электролита способствует разжижению системы, поэтому полученная пена не обладает вязкой межпленочной структурой, тем самым уменьшается прочность пленок пены и увеличивается скорость истекания жидкости, повышаются капиллярное давление в каналах Гиббса-Плато и скорость диффузии в пене, ухудшается пенообразование и снижается стабильность пены. При этом ОЭЦ или КМОЭЦ - полимеры, предназначенные для увеличения вязкости раствора при низких скоростях сдвига, а также стабилизации раствора. Эти реагенты обеспечивают удерживающие и выносящие свойства раствора и загущение фильтрата. Роль понизителя фильтрации выполняет крахмал. В качестве пенообразователя используется сульфонол и/или ОП-10. Хлорид калия, или натрия, или кальция - реагент, ингибирующий набухание глинистых частиц в продуктивных пластах.

Задачей заявленного изобретения является создание легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД, нивелирующего недостатки прототипа.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность вскрытия пластов в условиях АНПД за счет использования образующейся из предлагаемого состава газожидкостной смеси с повышенной стабильностью, высокими ингибирующими свойствами в отношении набухания глинистых частиц в продуктивных пластах, низкими значениями показателя фильтрации и плотности, для создания минимально допустимой репрессии на пласт, улучшенными реологическими характеристиками.

Поставленная задача и указанный технический результат в легком ингибирующем буровом растворе для вскрытия пластов в условиях АНПД, содержащем крахмал, хлорид калия, анионактивное ПАВ и воду, решается и достигается тем, что состав дополнительно содержит кальцинированную соду, каустическую соду, бентонит, биополимер и полианионную целлюлозу при следующем соотношении компонентов, мас.%:

кальцинированная сода 0,1 каустическая сода 0,07 бентонит 2 биополимер 0,2 полианионная целлюлоза 0,5 крахмал 2 хлорид калия 5 анионактивное ПАВ 0,7 вода остальное

Свойства легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД подтверждаются лабораторными исследованиями, результаты которых представлены в таблице.

Содержание в составе полианионной целлюлозы (РАС L) в количестве менее 5 кг/м³, крахмала менее 20 кг/м³ и биополимера в количестве более 2 кг/м³ не обеспечивает образования газожидкостной смеси с требуемыми свойствами, происходит их ухудшение.

Содержание в составе полианионной целлюлозы в количестве более 5 кг/м³, крахмала более 20 кг/м³ и биополимера в количестве менее 2 кг/м³ нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств не происходит.

Проба 1 характеризуется высокой стабильностью плотности во времени, плотность раствора ниже, чем для растворов на углеводородной основе, диапазон изменения во времени структурно-механических (статическое напряжение сдвига (далее - СНС) 1/10), вязкостных (условная вязкость) и реологических свойств (динамическое напряжение сдвига (далее - ДНС), пластическая вязкость) обеспечивает минимальные гидродинамические давления в затрубном пространстве бурящейся скважины, значения показателя фильтрации находятся на уровне, оказывающем минимальное воздействие на продуктивный пласт.

Проба 5 характеризуется более высокой плотностью в сравнении с пробой 1. Значения вязкостных, структурно-механических и реологических показателей свойств состава ведут к существенным колебаниям гидродинамических давлений при бурении и спуско-подъемных операциях, что может вызвать гидроразрыв пласта и другие сопутствующие негативные явления, фильтрация недопустимо высока для вскрытия коллекторов.

Проба 9 имеет наиболее высокую плотность из сравниваемых составов. Вязкостные и реологические свойства недостаточны для выноса выбуренной породы на дневную поверхность.

Таким образом, согласно вышесказанному обеспечивается достижение указанного технического результата.

Заявленный состав легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД готовят следующим образом:

1. Необходимо очистить емкости, насосы и нагнетательную систему от остатков бурового раствора, шлама и тому подобное. Убедиться, что отсутствуют перетоки между емкостями, проверить герметичность задвижек.

2. Наполнить емкости пресной технической водой (по возможности теплой).

3. При жесткости воды затворения более 200 мг/л по Са²⁺ добавить кальцинированную соду в количестве, необходимом для достижения содержания катионов кальция не выше 200 мг/л.

4. Добавить бентонит в количестве 20 кг/м³.

5. Медленно обработать каустической содой для достижения - расчетного рН.

6. Через гидроворонку добавить биополимер в концентрации 2 кг/м³ и тщательно перемешать (30-60 минут для обеспечения набухания полимера) с помощью гидропистолетов или перемешивателей.

7. Добавить через гидроворонку Рас L в количестве 5 кг/м³ и крахмал в концентрации 20 кг/м³. Выдержать при постоянном перемешивании 30-40 минут для набухания полимера.

8. Добавить через гидроворонку хлористый калий в количестве 50 кг/м³.

9. Добавить через гидроворонку анионактивное поверхностно-активное вещество в концентрации 7 кг/м³.

10. Перемешивать получившийся раствор до растворения хлористого калия и получения однородной массы.

11. Произвести замер параметров и при необходимости выполнить корректирующие обработки.

12. Спустить в скважину бурильную колонну до забоя, заменить рабочий раствор на легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД, закачав перед ним буферный раствор, представляющий собой легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД с меньшей концентрацией последнего, во избежание смешивания «старого» и «нового» растворов и промыть скважину в течение 2-3 циклов без очистки.

13. В процессе использования легкого ингибирующего бурового раствора в условиях АНПД может потребоваться только его дообработка и кондиционирование для восстановления свойств после хранения, а также пополнение объема свежим раствором.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД. Технический результат - повышение эффективности вскрытия пластов в условиях АНПД за счет использования образующейся из предлагаемого состава газожидкостной смеси с повышенной стабильностью, высокими ингибирующими свойствами в отношении набухания глинистых частиц в продуктивных пластах, низкими значениями показателя фильтрации и плотности для создания минимально допустимой репрессии на пласт, улучшенными реологическими характеристиками. Легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД содержит, мас.%: кальцинированную соду 0,1; каустическую соду 0,07; бентонит 2; биополимер 0,2; полианионную целлюлозу 0,5; крахмал 2; хлорид калия 5; анионактивное ПАВ 0,7; воду остальное. 1 табл.

Легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях аномально низких пластовых давлений, содержащий крахмал, хлорид калия, анионактивное ПАВ и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит кальцинированную соду, каустическую соду, бентонит, биополимер и полианионную целлюлозу при следующем соотношении компонентов, мас.%:
кальцинированная сода 0,1 каустическая сода 0,07 бентонит 2 биополимер 0,2 полианионная целлюлоза 0,5 крахмал 2 хлорид калия 5 анионактивное ПАВ 0,7 вода остальное