БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Российский патент 2019 года по МПК C09K8/08 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин.

Строительство скважины считается одной из сложных инженерно-технических сооружений, важной составной частью которой является вскрытие продуктивного горизонта, от качества вскрытия которого зависит весь последующий срок службы скважины. До недавнего времени вскрытие продуктивного объекта технологически мало отличалось от разбуривания вышележащих пород, и в основе разработки технологической программы оставались технико-экономические вопросы - без осложнений и как можно быстрее пройти коллектор. Обращалось внимание на возможность возникновения газопроявлений, в связи с чем предпринимались предупредительные мероприятия.

Кроме того, все чаще и чаще поднималась проблема сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта после его бурения. Предложено большое количество рецептур буровых растворов и растворов (жидкостей), используемых при перфорации. Тем не менее, сохранность продуктивного пласта - задача более глубокая и сложная и не ограничивается подбором специальных буровых растворов.

Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений во многом определяется состоянием призабойной зоны скважины в период заканчивания.

В результате физико-химического и механического воздействия при заканчивании скважин изменяются коллекторские свойства пород в призабойной зоне, обусловленные взаимодействием флюида пласта и фильтрата бурового и цементного растворов, а также действием адсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил.

Для достижения более полного сохранения естественной фильтрационной характеристики пласта в процессе его вскрытия бурением особое внимание необходимо уделять фильтрационным и кольматационным характеристикам бурового раствора (промывочной жидкости).

Известен буровой раствор на синтетической основе, включающий воду, многоатомный спирт, биополимер, формиат натрия или ацетат натрия, анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, бактерицид и дисперсный мел. (см патент RU №2445336 С1 от 20.03.2012). Техническим результатом является сохранение реологических и фильтрационных параметров раствора в температурных условиях от 60° до 150°С.

Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам.

Известен буровой раствор (варианты) (см. патент RU 2298575 С1 от 10.05.2007), включающий по первому варианту - глину, понизитель фильтрации, фосфоновый комплексон, органосиликонат щелочного металла, суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля, бактерицид, вода; по второму -глину, понизитель фильтрации, комплексный реагент КР-03 - водный раствор продукта взаимодействия фосфонового комплексона и алюмометилсиликоната натрия, суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля, бактерицид, вода. Дополнительно буровой раствор может содержать смазочную добавку и утяжелитель.

Недостатком известного бурового раствора является наличие глины в рецептуре бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов, ввод которой в состав раствора запрещен во многих компаниях.

Известен полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С (см. патент RU 2648379 С1 от 26.03.2018), содержащий каустическую или кальцинированную соду, хлорид натрия, хлорид калия, бишофит, акриловый полимер, карбоксиметилцеллюлозу, биополимерный реагент ксантанового типа, карбонатный кольматант, смазочную добавку, представляющую собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ, пеногаситель, воду.

Недостатком известного бурового раствора является достаточно высокая плотность раствор, не позволяющая использовать данный тип раствора при требуемых плотностях в посаженных пластах менее 1,10 г/см³. При этом указанный буровой раствор не имеет в своем составе добавки для снижения межфазного натяжения.

Также известен буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин (см. RU 2601635 С1 от 10.11.2016), содержащий биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV, модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б, кальцинированную и/или каустическую соду, карбонат кальция, хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия, поверхностно-активное вещество ОП-10, воду.

Недостатком известного бурового раствора является относительно высокое значение фильтратоотдачи (от 3,6 до 6,9 см³ за 30 минут).

Наиболее близким по своей сущности и достигаемому техническому результату является буровой раствор (см. патент RU 2661172 С2 от 12.07.2018), включающий биополимер Xanthan Petro, крахмал модифицированный, окись магния, жидкий гидрофобизатор - реагент Petro Safe, алюмокалиевые квасцы и вода. При необходимости буровой раствор может дополнительно содержать по крайней мере один компонент из группы, включающей бактерицид, мраморную крошку или барит, гидроокись натрия, полигликоль, смазывающую добавку.

Недостатком известного бурового раствора является относительно высокое значение межфазного натяжения на границе раздела фаз фильтрата бурового раствора и керосина (более 9 мДж/м²) и показателя фильтратоотдачи (от 2,9 до 5,5 см³ за 30 минут).

Задачей изобретения является создание бурового раствора, обеспечивающего максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и восстановление его проницаемости по нефти и газу до потенциально возможных значений с сохранением их в течение времени.

Технический результат, достигаемый при осуществлении заявленного изобретения, заключается в повышении дебита нефтедобычи за счет снижения межфазного натяжения на границе нефть-фильтрат бурового раствора и улучшения тем самым фазовой проницаемости для нефти.

Поставленная задача и указанный технический результат достигается тем, что получают буровой раствор, содержащий биополимер ксантанового типа, модифицированный крахмал, смесь низкомолекулярных гликолей (ингибитор глин), полиэтиленгликоль (ингибитор глин), смесь полиалкиленгликоля и моноакрилового эфира полипропиленгликоля (ПАВ), композиционный неионогенный ПАВ, хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия, кальцинированную и/или каустическую соду, карбонатный кольматант, смазочную добавку, пеногаситель и бактерицид, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Биополимер ксантанового типа 0,25-0,35 Модифицированный крахмал 1-2 Ингибитор глин на основе смеси низкомолекулярных гликолей 1-3 Полиэтиленгликоль 1-2 Композиция простых эфиров полиалкиленгликолей. (ПАВ) 1-3 Композиционный неионогенный ПАВ 0,05-0,2 Хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или 3-15 хлорид натрия (ингибитор глин) Кальцинированная сода 0,05-0,2 Каустическая сода 0,05-0,3 Карбонатный кольматант (УМС) 5-30 Смазочная добавка 1-3 Пеногаситель 0,03-0,1 Бактерицид 0,05-0,1 Вода остальное

Для приготовления заявленного бурового раствора используют следующие материалы.

Ксантановый биополимер, например, марки Гаммаксан. Используют в качестве структурообразователя и понизителя фильтрации. Молекулы ксантана адсорбируют воду с образованием трехмерной сетки из двойных спиралей ксантана, по структуре близкой с гелем, но отличающейся меньшей вязкостью, что позволяет снизить фильтрацию в продуктивный пласт и обеспечить высокую выносящую способность раствора. Разветвленная пространственная структура цепи полимера ксантана обеспечивает снижение фильтрации жидкости в продуктивный пласт. Ксантан формирует токситропные, густые неньютоновские растворы. Его растворы проявляют следующие свойства: высокую вязкость при низкой концентрации и скорости сдвига; устойчивость к влиянию ферментов, солей, кислот, оснований; устойчивость к изменениям ионной силы, температуры; постоянную высокую вязкость в широком диапазоне рН от 2 до 12; высокий модуль упругости.

Модифицированный крахмал. Используют для снижения водоотдачи промывочного раствора. Реагент является биоразлагаемым, что обеспечивает естественное разложение полимерной структуры через определенный период времени. Биологическое разложение крахмала происходит за 2-7 суток в зависимости от рН среды, температуры и обработки раствора бактерицидами. Данная особенность облегчает вытеснение фильтрата бурового промывочного раствора из пласта-коллектора и способствует быстрому восстановлению продуктивности пласта. Модифицированный крахмал успешно работает как в пресной, так и в минерализованной воде. Важным свойством модифицированного крахмала является его высокая устойчивость к моно- и поливалентной солевой агрессии.

Ингибитор глин. Ингибитор глин на основе низкомолекулярных гликолей эффективно подавляет процессы гидратации и набухания глинистых частиц, вызывает электростатическую нейтрализацию глинистых частиц, способствует коагуляции частиц шлама, облегчая его отделение на системе очистки, снижая наработку глины в растворе.

Композиция простых эфиров полиалкиленгликолей эффективно снижает поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора, способствуя сохранению фильтрационных свойств продуктивных коллекторов. Повышает ингибирующие свойства бурового раствора за счет подавления процессов набухания глинистых частиц. Не вызывает пенообразования.

Композиционный неионогенный ПАВ способствует уменьшению поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - пластовая нефть и способствуют качественному первичному вскрытию.

Сода, каустическая и кальцинированная. Введение каустической и/или кальцинированной соды обеспечивает рН воды на уровне 8-10, за счет чего полимерные реагенты бурового раствора работают наиболее эффективно. Помимо создания щелочной среды она эффективно снижает жесткость воды, что улучшает гидратацию полимера.

Хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия. Применяется в качестве ингибитора набухания глинистых минералов.

Карбонатный кальмотант, в качестве которого используют, например, мраморную крошку. Мраморная крошка (универсальный мраморный состав УМС) является наполнителем и утяжелителем. Предназначена для повышения плотности буровых растворов. Она участвует в создании непроницаемых фильтрационных корок, которые изолируют поровые каналы в пластах открытого ствола скважины, обеспечивая защиту продуктивных коллекторов от загрязнения в процессе прокачивания различного рода технологических растворов и жидкостей при бурении, вскрытии пластов, глушении, консервации.

Смазочная добавка. Введение смазочной добавки, представляющей собой композицию на основе растительных масел и производных жирных кислот, снижает внутрискважинные силы трения, уменьшает прихватоопасные ситуации при проводке вертикальных и наклонно направленных скважин, обладает противосальниковым эффектом.

Пеногаситель. В качестве пеногасителя применяют, например, смесь на основе полиолов. Используют для устранения и предотвращения образования объемной и поверхностной пены во всех типах буровых растворов на водной основе

Бактерицид. Используют для предотвращения бактериального заражения буровых растворов на водной основе, содержащих биополимеры.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет совместного использования следующих компонентов:

- Добавление в качестве ПАВ композиции простых эфиров полиалкиленгликолей позволяет снизить межфазное натяжение и снизить набухаемость глинистых частиц в продуктивном коллекторе. За счет этого сохраняется номинальный размер пор и соответственно увеличивается нефтеотдача.

- Добавление композиционных неионогенных ПАВ снижает межфазное натяжение на границе нефть-фильтрат бурового раствора, осуществляет модифицикацию поверхности пор, что позволяет обеспечить хороший приток нефти из пласта.

- Добавление высокомолекулярного полиэтиленгликоля дополнительно усиливает ингибирующий эффект, снижает фильтратоотдачу в пласт, а также дополнительно обладает смазывающим эффектом.

Кроме того, комплексное воздействие перечисленных выше реагентов значительно усиливает и дополняет действие ингибитора глин на основе смеси низкомолекулярных гликолей, предотвращающего набухание и диспергирование частиц глинистого шлама в порах.

Способ получения бурового раствора осуществляют следующим наиболее предпочтительным образом.

Раствор приготавливают путем поочередного введения и смешивания компонентов до полного растворения. В Таблице 1 представлены варианты рецептур заявляемого бурового раствора.

Результаты испытаний

В ходе лабораторных исследований определялись следующие свойства предлагаемых буровых растворов: условная вязкость (по вискозиметру Марша), пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига (ДНС), статическое напряжение сдвига (СНС), показатель фильтрации, коэффициент трения (К_тр), межфазное натяжение (σ). Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Таким образом, исходя из представленных результатов в таблице 2, можно сделать вывод, что низкие значения показателя фильтрации, достигающиеся за счет синергетического эффекта от использования в составе заявляемого бурового раствора понизителей фильтратоотдачи (модифицированного крахмала) и ряда ингибиторов (композиция полиэтиленгликолей и простых эфиров полиалкиленгликолей), позволяют уменьшить повреждающее воздействие фильтрата бурового раствора на продуктивный пласт, снизить глубину проникновения фильтрата в пласт и облегчить тем самым вызов притока пластовых флюидов.

Синергетический эффект воздействия ПАВ (неионогенных ПАВ и эфиров полиалкиленгликолей) позволяет добиться низких значений межфазного натяжения на границе фильтрата бурового раствора и углеводородов. Это позволяет достичь эффективного вытеснения фильтрата бурового раствора нефтью из пор продуктивного пласта при вызове притока.

Таким образом, комплексное воздействие двух параметров - фильтратоотдачи и межфазного натяжения - позволяет значительно ослабить негативное воздействие на продуктивный пласт в сравнении с другими буровыми растворами-аналогами на водной основе.

Кроме того, как дополнительным преимуществом заявляемого бурового раствора являются низкие значения коэффициента трения при бурении горизонтальных продуктивных пластов.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе. Технический результат - повышение дебита нефтедобычи за счет снижения межфазного натяжения на границе нефть-фильтрат бурового раствора и улучшения тем самым фазовой проницаемости для нефти, максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и восстановление его проницаемости по нефти и газу до потенциально возможных значений с сохранением их в течение времени. Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта содержит, мас.%: биополимер ксантанового типа 0,25-0,35; модифицированный крахмал 1-2; ингибитор глин на основе смеси низкомолекулярных гликолей 1-3; полиэтиленгликоль 1-2; поверхностно-активное вещество (ПАВ) - композиция простых эфиров полиалкиленгликолей 1-3; композиционное неионногенное ПАВ 0,05-0,2; хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия 3-15; кальцинированную соду 0,05-0,2; каустическую соду 0,05-0,3; карбонатный кольматант 5-30; смазочную добавку 1-3; пеногаситель 0,03-0,1; бактерицид 0,05-0,1; воду остальное. 2 табл.

Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта, содержащий биополимер ксантанового типа, модифицированный крахмал, ингибитор глин на основе смеси низкомолекулярных гликолей, полиэтиленгликоль, композицию простых эфиров полиалкиленгликолей (поверхностно-активное вещество ПАВ), композиционное неионногенное ПАВ, хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия, кальцинированную и каустическую соду, карбонатный кольматант, смазочную добавку, пеногаситель, бактерицид и воду в следующем количестве компонентов, мас.%:

Биополимер ксантанового типа 0,25-0,35 Модифицированный крахмал 1-2 Ингибитор глин на основе смеси низкомолекулярных гликолей 1-3 Полиэтиленгликоль 1-2 Композиция простых эфиров полиалкиленгликолей (ПАВ) 1-3 Композиционное неионогенное ПАВ 0,05-0,2 Хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или 3-15 хлорид натрия Кальцинированная сода 0,05-0,2 Каустическая сода 0,05-0,3 Карбонатный кольматант 5-30 Смазочная добавка 1-3 Пеногаситель 0,03-0,1 Бактерицид 0,05-0,1 Вода остальное.