БИОПОЛИМЕРНЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2023 года по МПК C09K8/08 

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам на водной основе и может быть использовано для первичного вскрытия продуктивных пластов, а также при бурении наклонно-направленных интервалов и горизонтальных участков нефтяных и газовых скважин.

Известен биополимерный буровой раствор [RU 2289603 C1, МПК C09K 8/10 (2006.01), опубл.: 20.12.2006], содержащий биополимер ксантанового типа, поверхностно-активное вещество и смазочную добавку - этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата, полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилокси-этилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил и дополнительно - гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР и соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

указанный понизитель фильтрации 0,1-1,0 биополимер ксантанового типа 0,2-0,5 указанные этилендиамиды жирных кислот 0,05-3,0 УЩР или ГКР 3,0-6,0 указанные соли 3,0-40,0 вода остальное

Данный биополимерный буровой раствор обеспечивает недостаточную эффективность первичного вскрытия продуктивного пласта, так как имеет высокие значения фильтрационных свойств. Это способствует избыточному проникновению дисперсионной среды данного раствора в продуктивный пласт с образованием водной блокады в призабойной зоне пласта, что значительно снижает истинный потенциал скважины.

Известен биополимерный буровой раствор [RU 2561630 С2, МПК C09K 8/10 (2006.01), опубл.: 27.08.2015], содержащий полианионную целлюлозу, биополимер ксантанового типа, в качестве смазочной добавки - продукт жирных кислот триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов KCl, NaCl, CaCl₂, MgCl₂, бишофит, ингибитор реагент гликойл, разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий, гидроксид натрия, воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полианионная целлюлоза низкой степени вязкости (степень замещения 0,9, динамическая вязкость <100 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5 полианионная целлюлоза высокой степени вязкости (степень замещения 0,9, динамическая вязкость >1000 мПа·с - по методу Брукфильда) 0,2-1,5 биополимер ксантанового типа 0,1-0,6 смазочная добавка 0,07-3,5 соли щелочных и/или щелочноземельных металлов KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0 гидроксид натрия 0,1-0,6 ингибитор реагент гликойл 0,5-1,0 бактерицид 0,01-0,2 разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 80 вода остальное

Биополимером ксантанового типа может быть любой полисахарид на основе ксантана. В качестве ингибитора содержит реагент гликойл ПГ-40.

Недостатком данного состава является совместное использование полианионной целлюлозы и ксантанового биополимера, выражающееся в неудовлетворительных структурно-реологических свойствах бурового раствора. Многокомпонентность усложняет способ приготовления этого бурового раствора, увеличивает затраты времени на приготовление, а также на дополнительную обработку в процессе бурения для поддержания необходимых параметров.

Известен биополимерный буровой раствор [RU 2186819 С1, МПК C09K 7/02 (2000.01), опубл.: 10.08.2002] для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, содержащий биополимер, полианионную целлюлозу, гидроксид щелочного металла, смазочную добавку - поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ, модифицированный крахмал, водорастворимую соль кремниевой кислоты и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

биополимер 0,05-0,2 модифицированный крахмал 1,15-2,0 полианионная целлюлоза 0,1-0,25 гидроксид щелочного металла 0,045-0,16 водорастворимая соль кремниевой кислоты 0,23-1,2 поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ 0,3-1,0 вода остальное

при этом массовое соотношение гидроксида щелочного металла и водорастворимой соли кремниевой кислоты составляет 1:2,5-15,0 соответственно.

Указанный буровой раствор дополнительно может содержать утяжелитель, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности, и выбранный из группы следующих веществ: неорганические соли - хлориды натрия, кальция, калия, или карбонатный утяжелитель, или бентонит.

Недостатком данного раствора является присутствие в его составе бионеразлагаемой полианионной целлюлозы, способной необратимо снижать проницаемость пород коллектора.

Известен биополимерный буровой раствор [RU 2711222 C1, МПК C09K 8/10 (2006.01), опубл.: 15.01.2020], выбранный в качестве прототипа, содержащий компоненты при следующем соотношении, мас.%:

ксантановая камедь БИОПОЛ 0,15-0,25 модифицированный крахмал МУЛЬТИСТАР 0,75-1,25 полианионная целлюлоза АНИПОЛ НВ 0,12-0,20 гидроксид натрия 0,04-0,40 водорастворимая соль кремниевой кислоты 0,37-0,60 смазочная добавка БЛ-САЛТ 0,95-1,55 хлорид калия 4,00-6,00 карбонатный утяжелитель 1,50-3,20 термостабилизирующая добавка 0,55-0,90 кальцинированная сода 0,05-0,10 бактерицид 0,05-0,10 сульфированный битум СУЛЬФОБИТ 0,07-1,10 пеногаситель Пента-480В 0,05-0,10 органическая ингибирующая добавка БИО XX 0,70-1,10 полигликоли с температурой помутнения 70-130°С при минерализации 100-150 г/л, 1,35-2,20 баритовый утяжелитель до 45,0 вода остальное

Существенным недостатком прототипа является избыточная кольматирующая способность порового пространства коллектора во время первичного вскрытия продуктивного пласта, вследствие которого снижается коэффициент восстановления проницаемости. Данный эффект определяется использованием термостойких полигликолей и высоким содержанием кислотонерастворимого баритного утяжелителя. Усиливает кольматационные эффекты использование сульфированного битума. Данный реагент ввиду своей гидрофобной природы должен обеспечивать высокие коэффициенты восстановления проницаемостей по нефти при освоении скважины. Однако на практике данный эффект отсутствует. Кроме того, многокомпонентность данного биополимерного бурового раствора усложняет приготовление раствора и затрудняет оперативное регулирование его технологических свойств.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является создание биополимерного бурового раствора, обеспечивающего повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта.

Предлагаемый биополимерный буровой, также как в прототипе, содержит биополимер ксантанового типа, модифицированный крахмал, хлорид калия, кальцинированную соду, каустическую соду, смазочную добавку, пеногаситель Пента-480В, бактерицид и воду.

Согласно изобретению, биополимерный буровой раствор дополнительно содержит гидрофобный карбонатный кольматант D20, в качестве биополимера содержит биополимер ксантанового типа XC ОНК, в качестве модифицированного крахмала - модифицированный крахмал Reatrol, а в качестве смазочной добавки - смазочную добавку Lubroil при следующем соотношении компонентов, мас. %:

биополимер ксантанового типа XC ОНК 0,41-0,45 модифицированный крахмал Reatrol 1,0-1,5 хлорид калия 8-9 кальцинированная сода 0,05-0,18 каустическая сода 0,05-0,9 гидрофобный карбонатный кольматант D20 5,5-6,5 смазочная добавка Lubroil 1,2-3 пеногаситель Пента-480В 0,03-0,06 бактерицид 0,05-0,1 вода остальное

Использование каустической и кальцинированной соды обеспечивает рН воды на уровне 8,5-10,5 за счет чего биополимер ксантанового типа XC ОНК эффективнее диспергируется в дисперсионной среде бурового раствора.

Модифицированный крахмал Reatol, как биоразлагаемый компонент, предназначен для снижения показателя фильтрации бурового раствора.

Биополимер ксантанового типа XC ОНК представляет собой водорастворимый порошковый полисахарид, полученный в результате жизнедеятельности бактерий Xanthomonas и предназначен для обеспечения необходимых структурно-реологических свойств бурового раствора.

Хлорид калия предназначен для регулирования плотности бурового раствора и придания ему ингибирующих свойств, позволяющих снижать набухание пластовых глин.

Введение пеногасителя Пента-480В предотвращает пенообразование и тем самым обеспечивает стабильность технологических характеристик бурового раствора.

Введение смазочной добавки Lubroil, устойчивой к пенообразованию, улучшает структурно-реологические, фильтрационные и смазочные показатели, повышает коррозионную устойчивость. При этом активные компоненты смазочной добавки (ПАВ) способствуют уменьшению поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - пластовая нефть и способствуют качественному первичному вскрытию.

Бактерицид обеспечивает подавление сульфатвосстанавливающих бактерий, растворимость в воде исключает загрязнение нефти и обеспечивает эффективное обеззараживание адгезионных форм бактерий в застойных зонах.

Введение в рецептуру бурового раствора гидрофобного карбонатного кольматанта D20 обеспечивает создание на стенках скважины тонкой низкопроницаемой для водной фазы фильтрационной корки, ограничивая проникновение фильтрата бурового раствора в глубь продуктивного пласта. В то же время при освоении скважины полученная фильтрационная корка обладает повышенным значением фазовой проницаемости для нефти, что позволяет получать высокие коэффициенты восстановления проницаемости

Под воздействием перепада давления на стенке скважины формируется фильтрационная корка, не пропускающая водную фазу фильтрата бурового раствора при первичном вскрытии продуктивного пласта. При освоении скважины гидрофобная оболочка карбонатного кольматанта D20 растворяется пластовой нефтью, увеличивая тем самым расстояние между твёрдыми частицами гидрофобного карбонатного кольматанта в фильтрационной корке. По мере растворения уменьшаются гидравлические сопротивления пластовым флюидам, фазовая проницаемость корки по нефти увеличивается, тем самым повышая значение коэффициента восстановления первичного вскрытия. Итогом является упрощение технологии освоения, снижение стоимости и временных издержек обработки призабойной зоны пласта и повышение качества первичного вскрытия продуктивных пластов за счет использования доступных и недефицитных материалов.

Предлагаемый биополимерный буровой раствор обеспечивает повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта до 35,6-37,1%.

Использование предложенного бурового раствора снижает кольматацию призабойной зоны скважины твердой фазой бурового раствора, ввиду использования в составе промывочной жидкости частично растворимого для углеводородов гидрофобного карбонатного кольматанта D20, что приводит к повышению производительности скважины.

Состав и концентрация компонентов биополимерного бурового раствора обеспечивают необходимые структурные и реологические свойства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.

В таблице 1 представлены составы буровых растворов.

В таблице 2 приведены общетехнологические показатели буровых растворов изобретения и прототипа.

В таблице 3 показаны значения коэффициента восстановления изобретения и прототипа.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами приготовления бурового раствора в лабораторных условиях.

Пример 1. Для получения 500 г заявленного бурового раствора к 416 г водопроводной воды при перемешивании на верхнеприводной лабораторной мешалке добавляют 0,25 г каустической соды и 0,25 г кальцинированной соды, 40 г хлорида калия. После полного растворения реагентов вводят 2,05 г биополимера ксантанового типа XC ОНК, и продолжают перемешивать еще 30 мин. По истечении 30 мин в полученный раствор при перемешивании вводят 5 г модифицированного крахмала Reatrol и перемешивают 20 мин. После полного растворения полимерных агентов на высокоскоростном миксере (11000 об/мин) с интервалом в 1 мин последовательно вводят 30 г гидрофобного карбонатного кольматанта D20, 6 г смазочной добавки Lubroil совместно с 0,15 г пеногасителя Пента - 480В и 0,25 г бактерицида. После ввода всех компонентов раствор перемешивают 3 мин на высокоскоростном миксере.

В результате получили буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас.%: биополимер ксантанового типа XC ОНК 0,41; модифицированный крахмал Reatrol 1; ингибитор глин на основе хлорида калия 8; кальцинированная сода 0,05; каустическая сода 0,05; гидрофобный карбонатный кольматант D20 6; смазочная добавка Lubroil 1,2; пеногаситель Пента-480В 0,03; бактерицид 0,05; вода 83,2 (таблица 1, образец № 1).

Пример 2. Для получения 500 г заявленного бурового раствора к 412 г водопроводной воды при перемешивании на верхнеприводной лабораторной мешалке добавляют 0,35 г каустической соды и 0,45 г кальцинированной соды, 42,5 г хлорида калия. После полного растворения реагентов вводят 2,1 г биополимера ксантанового типа XC ОНК, и продолжают перемешивать еще 30 мин. По истечении 30 мин в полученный раствор при перемешивании вводят 6 г модифицированного крахмала Reatrol и перемешивают 20 мин. После полного растворения полимерных агентов на высокоскоростном миксере (11000 об/мин) с интервалом в 1 мин последовательно вводят 27,5 г гидрофобного карбонатного кольматанта D20, 9 г смазочной добавки Lubroil совместно с 0,2 г пеногасителя Пента - 480В и 0,35 г бактерицида. После ввода всех компонентов раствор перемешивают 3 мин на высокоскоростном миксере.

В результате получили буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас.%: биополимер ксантанового типа XC ОНК 0,42; модифицированный крахмал Reatrol 1,20; ингибитор глин на основе хлорида калия 8,50; кальцинированная сода 0,07; каустическая сода 0,09; гидрофобный карбонатный кольматант D20 5,50; смазочная добавка Lubroil 1,80; пеногаситель Пента - 480В 0,04; бактерицид 0,07; вода 82,30 (таблица 1, образец № 2).

Пример 3. Для получения 500 г заявленного бурового раствора к 405 г водопроводной воды при перемешивании на верхнеприводной лабораторной мешалке добавляют 0,4 г каустической соды и 0,6 г кальцинированной соды, 45 г хлорида калия. После полного растворения реагентов вводят 2,15 г биополимера ксантанового типа XC ОНК, и продолжают перемешивать еще 30 мин. По истечении 30 мин в полученный раствор при перемешивании вводят 6,75 г модифицированного крахмала Reatrol и перемешивают 20 мин. После полного растворения полимерных агентов на высокоскоростном миксере (11000 об/мин) с интервалом в 1 мин последовательно вводят 27,5 г гидрофобного карбонатного кольматанта D20, 11,5 г смазочной добавки Lubroil совместно с 0,3 г пеногасителя Пента - 480В и 0,4 г бактерицида. После ввода всех компонентов раствор перемешивают 3 мин на высокоскоростном миксере.

В результате получили буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас.%: биополимер ксантанового типа XC ОНК 0,43; модифицированный крахмал Reatrol 1,35; ингибитор глин на основе хлорида калия 9; кальцинированная сода 0,12; каустическая сода 0,08; гидрофобный карбонатный кольматант D20 5,5; смазочная добавка Lubroil 2,3; пеногаситель Пента - 480В 0,06; бактерицид 0,08; вода 81,1 (таблица 1, образец № 3).

Пример 4. Для получения 500 г заявленного бурового раствора к 396 г водопроводной воды при перемешивании на верхнеприводной лабораторной мешалке добавляют 0,45 г каустической соды и 0,9 г кальцинированной соды, 45 г хлорида калия. После полного растворения реагентов вводят 2,25 г биополимера ксантанового типа XC ОНК, и продолжают перемешивать еще 30 мин. По истечении 30 мин в полученный раствор при перемешивании вводят 7,5 г модифицированного крахмала Reatrol и перемешивают 20 мин. После полного растворения полимерных агентов на высокоскоростном миксере (11000 об/мин) с интервалом в 1 мин последовательно вводят 32,5 г гидрофобного карбонатного кольматанта D20, 15 г смазочной добавки Lubroil совместно с 0,3 г пеногасителя Пента - 480В и 0,5 г бактерицида. После ввода всех компонентов раствор перемешивают 3 мин на высокоскоростном миксере.

В результате получили буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас.%: биополимер ксантанового типа XC ОНК 0,45; модифицированный крахмал Reatrol 1,5; ингибитор глин на основе хлорида калия 9; кальцинированная сода 0,18; каустическая сода 0,09; гидрофобный карбонатный кольматант D20 6,5; смазочная добавка Lubroil 3; пеногаситель Пента - 480В 0,06; бактерицид 0,1; вода 79,1 (таблица 1, образец № 4).

В таблице 1 приведены данные о компонентных составах буровых растворов согласно изобретению и прототипу (образцы № 5 и № 6).

Основные показатели буровых растворов, согласно изобретению и прототипу, определяли в соответствии ГОСТ 33213-2015 при комнатной и пластовой температурах:

- плотность (ρ, г/см³) определяли при помощи рычажных весов «OFITE»;

- показатель фильтрации (ПФ, см³/30 мин) определяли при перепаде давления 0,7 МПа на фильтр-прессе «OFITE»;

- высокотемпературный показатель фильтрации (ВТПФ, см³/30 мин) определяли при 90°С и перепаде давления 0,7 МПа на НТНР-фильтр-прессе «OFITE»;

- пластическую вязкость (ПВ, мПа⋅c) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE» при 25 и 90°С;

- динамическое напряжение сдвига (ДНС, дПа) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE» при 25 и 90°С;

- статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин покоя (СНС 10с/10мин, дПа) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE» при 25 и 90°С;

- водородный показатель определялся рН-метром;

- ингибирующую способность оценивали на приборе «OFITE Dinamic Linear Swellmeter» как увеличение высоты спрессованного образца из дезинтегрированного керна (%), находящегося под воздействием бурового раствора в течение 24 часов при 90°С;

- межфазное натяжение на границе раздела фаз между пластовой нефтью и фильтратом бурового раствора определяли с помощью тензиометра KRUSS GmbH.

Данные таблицы 2 показывают, что предложенный биополимерный буровой раствор и прототип обладают стабильными фильтрационными, структурно-реологическими и ингибирующими свойствами как при комнатной, так и при повышенной температурах. Однако стабильность свойств изобретения достигается при гораздо меньшем количестве химических реагентов, что является неоспоримым преимуществом перед прототипом.

Прототип характеризуется низкими значениями межфазного натяжения при пластовой температуре, что является следствием низких коэффициентов восстановления. Фильтрационные испытания на керне проводились в термобарических условиях, моделирующих пластовые условия воздействия по времени и параметрам аналогичным процессу первичного вскрытия на фильтрационной установке типа УИПК. Результаты испытаний показывают, что заявленный буровой раствор обладает высокими значениями коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта по сравнению с прототипом (таблица 3).

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам на водной основе и может быть использовано для первичного вскрытия продуктивных пластов, а также при бурении наклонно-направленных интервалов и горизонтальных участков нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта до 35,6-37,1 %. Биополимерный буровой раствор для первичного вскрытия продуктивных пластов, содержит, мас.%: биополимер ксантанового типа XC ОНК 0,41-0,45; модифицированный крахмал Reatrol 1,0-1,5; хлорид калия 8-9; кальцинированную соду 0,05-0,18; каустическую соду 0,05-0,9; гидрофобный карбонатный кольматант D20 5,5-6,5; смазочную добавку Lubroil 1,2-3; пеногаситель Пента-480В 0,03-0,06; бактерицид 0,05-0,1; воду остальное. 3 табл., 4 пр.

Биополимерный буровой раствор для первичного вскрытия продуктивных пластов, содержащий биополимер ксантанового типа, модифицированный крахмал, хлорид калия, кальцинированную соду, каустическую соду, карбонатный кольматант, смазочную добавку, пеногаситель, бактерицид и воду, отличающийся тем, в качестве биополимера ксантанового типа содержит камедь ксантановую ХС ОНК, в качестве карбонатного кольматанта содержит гидрофобный карбонатный кольматант D20, в качестве модифицированного крахмала содержит модифицированный крахмал Reatrol, в качестве пеногасителя содержит пеногаситель Пента-480В, а в качестве смазочной добавки содержит смазочную добавку Луброил при следующем соотношении компонентов, мас.%:

камедь ксантановая ХС ОНК 0,41-0,45 модифицированный крахмал Reatrol 1,0-1,5 хлорид калия 8-9 кальцинированная сода 0,05-0,18 каустическая сода 0,05-0,9 гидрофобный карбонатный кольматант D20 5,5-6,5 смазочная добавка Луброил 1,2-3 пеногаситель Пента-480В 0,03-0,06 бактерицид 0,05-0,1 вода остальное