EA010638B1

EA010638B1 - Буровые растворы на водной основе с применением латексных добавок

Info

Publication number: EA010638B1
Application number: EA200600154A
Authority: EA
Inventors: Калвин Дж. II Стоуи; Роналд Г. Бланд; Деннис Клаппер; Тао Сян; Саддок Бенаисса
Original assignee: Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date: 2003-07-31
Filing date: 2004-08-02
Publication date: 2008-10-30
Also published as: EA200600154A1; CN100419038C; CN1809622A

Abstract

В изобретении описан буровой раствор на водной основе, содержащий полимерный латекс, способный образовывать деформируемую латексную пленку, по меньшей мере, на участке пласта (по разрезу скважины), что позволяет уменьшать фильтрацию находящегося под давлением бурового раствора при бурении скважин на газ или нефть в глинистых сланцах. Совместно с полимером в предпочтительных вариантах используется осаждающий реагент, например силикат или комплекс алюминия (например, алюминат натрия). Присутствующая в буровом растворе вода обычно содержит соль, образуя рассол, часто насыщенный, хотя изобретение осуществимо и с использованием пресной воды. При использовании соли часто бывает целесообразно дополнительно применять поверхностно-активное вещество, например бетаин.

Description

Настоящее изобретение относится к буровым растворам на водной основе, используемым в практике нефтедобычи, и, в частности, относится в одном из его вариантов к использованию буровых растворов на водной основе, содержащих добавки, препятствующие проникновению жидкой фазы бурового раствора в породу пласта через стенки ствола скважины.

Уровень техники

Известны буровые растворы, используемые при бурении подземных нефтяных и газовых скважин и прочих работах, требующих применения таких растворов и работах, связанных с бурением. В случае роторного бурения буровые растворы, известные также как промывочные растворы, должны обладать определенными функциями и характеристиками. Буровой раствор должен выносить обломки выбуренной породы (шлам) из-под бурового долота (породоразрушающего инструмента), поднимать их по кольцевому пространству для отделения на поверхности, одновременно охлаждая и очищая буровое долото. Буровой раствор предназначен также для уменьшения трения между бурильной колонной и боковыми стенками скважины, при этом поддерживая ствол скважины на необсаженных участках в устойчивом состоянии. Состав бурового раствора подбирают таким образом, чтобы предотвращать нежелательные притоки пластовых флюидов из проницаемых пород, через которые проходит скважина, а часто - и для образования тонкой глинистой корки с низкой проницаемостью, которая на время закупоривает поры и другие пустоты и породы, разбуриваемые буровым долотом. Буровой раствор можно также использовать для сбора и интерпретации информации, получаемой при изучении обломков выбуренной породы, кернов и диаграмм электрического каротажа. Следует отметить, что в контексте настоящего изобретения понятие буровой раствор охватывает и растворы для вскрытия продуктивных пластов (άτίΐΐ-ίη Πιιίάδ).

Буровые растворы обычно классифицируют по веществу их жидкой основы. В растворах на водной основе твердые частицы образуют в воде или рассоле суспензию. В воде или рассоле можно эмульгировать нефть или нефтепродукт. Дисперсионной фазой при этом является вода. Буровые растворы на углеводородной основе (РУО) представляют собой обратный случай. Твердые частицы суспендированы, а вода или рассол эмульгированы в нефтепродукте, т.е. дисперсионной фазой является нефтепродукт. Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой эмульсии типа вода в масле и называются также инвертными эмульсиями. Буровые растворы на основе рассола, разумеется, представляют собой буровой раствор на водной основе, в котором водным компонентом является рассол.

Оптимизация состава высокоэффективных растворов на водной основе в настоящее время является важнейшей задачей многих сервисных и нефтепромысловых компаний в связи с различными недостатками инвертно-эмульсионных растворов. Инвертно-эмульсионные растворы на основе традиционных дизельного топлива и минеральных масел или более современных синтетических масел являются наиболее эффективными буровыми растворами с точки зрения ингибирования глин, стабилизации ствола скважины (обеспечения его устойчивости), а также смазочных свойств. Однако ряд недостатков, присущих этим растворам, такие как проблемы в плане экологической безопасности, низкие показатели экономичности, склонность к поглощению пористыми пластами, неспособность указывать на проявления, а также проблемы, создаваемые при проведении геологической оценки, способствуют поддержанию устойчивого спроса на высокоэффективные растворы на водной основе. Вследствие ужесточения экологических требований и обязанностей по охране окружающей среды отрасль по-прежнему нуждается в буровых растворах на водной основе в качестве дополнения к лидирующим по эффективности инвертноэмульсионным растворам или для замены последних.

Специфической проблемой при бурении скважин в глинистых сланцах с применением буровых растворов на водной основе является повышение порового давления и набухание сланцев от проникающей в них жидкости. Для противодействия этим явлениям и стабилизации сланцев в условиях воздействия жидкости в буровой раствор обычно добавляют стабилизаторы глинистых сланцев.

Уменьшение проникновения давления бурового раствора в стенки скважины представляет собой один из наиболее важных факторов обеспечения устойчивости ствола скважины. Установлено, что достаточно высокое давление в стволе скважины стабилизирует глинистые сланцы, сохраняя целостность ствола скважины. При проникновении бурового раствора или жидкости в сланец давление в порах повышается, а разность давлений между столбом бурового раствора и поверхностью сланца уменьшается. Из-за падения разности давлений раствор перестает поддерживать глинистые сланцы, и они легко обваливаются в ствол скважины. Аналогичным образом просачивание воды в матрицу глинистого сланца повышает гидратацию или смачивание частично обезвоженной основы сланца, вызывая ее размягчение и потерю ей механической прочности. Способность глинистых сланцев вступать в химические реакции также может приводить к потере ими устойчивости. Поэтому существует потребность в составе бурового раствора и способе, обеспечивающих стабилизацию пластов, представленных глинистыми сланцами.

При бурении в пластах, включающих истощенные породы-коллекторы (песчаные пласты или песчаники), также необходимо предотвращать проникновение бурового раствора через ствол скважины в породу пласта. В данном случае основной проблемой является уже не обеспечение устойчивости породы, а потери или поглощение бурового раствора, приводящие к росту производственных затрат. Поэтому желательно иметь возможность снижения поглощения бурового раствора истощенными породами

- 1 010638 коллекторами.

Специалистам, занимающимся подбором или применением буровых растворов при проведении нефтегазоразведочных работ, очевидно, что существенной составляющей успеха выбора того или иного раствора является точно сбалансированный состав, обеспечивающий достижение всех характеристик, необходимых в каждом конкретном случае. Поскольку буровые растворы призваны решать одновременно целый ряд задач, добиться такого баланса нелегко.

Поэтому желательно разработать такие составы и способы, которые повысили бы способность буровых растворов к одновременному решению этих задач.

Краткое изложение сущности изобретения

Соответственно, задачей настоящего изобретения является создание способов стабилизации глинистых сланцев и предупреждения поглощений растворов истощенными породами-коллекторами (песчаниками) при бурении с применением буровых растворов на водной основе.

Другой задачей настоящего изобретения является создание буровых растворов на водной основе, обеспечивающих снижение скорости проникновения давления бурового раствора в стенку ствола скважины.

Еще одной задачей изобретения является создание состава бурового раствора и способа повышения степени и надежности изоляции пород от давления, а также размера пор, которые можно закупоривать с использованием буровых растворов на водной основе, предназначенных для стабилизации глинистых сланцев.

Для решения этих и других задач в одном из вариантов осуществления изобретения предлагается буровой раствор на водной основе, содержащий воду и полимерный латекс, способный образовывать деформируемую пленку из латекса или деформируемое латексное уплотнение, по меньшей мере, на участке пласта, таким образом, по меньшей мере, частично изолируя породу пласта.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 показаны графики изменения пластового давления по времени, полученные при проведении испытаний по изучению проникновения давления бурового раствора в пласт с использованием ряда промежуточных опытных составов.

На фиг. 2 показана диаграмма, иллюстрирующая влияние добавления поверхностно-активных веществ на размер частиц СЕХСАЬ 7463 в буровом растворе следующего состава: 20%-ный раствор ЫаС1; 1 фунт/барр. (2,86 г/л) ΝΕνΌΚΙΕΕ РЬИ8; 1 фунт/барр. (2,86 г/л) ΧΑΝ-РЬЕХ Ό; 0,5 фунт/барр. (1,43 г/л) глюконата натрия; 3 фунт/барр. (8,58 г/л) ΝαΑ1Ο₂; 5 об.% СЕХСАЬ 7463.

На фиг. 3 показана диаграмма, иллюстрирующая влияние добавления полимерных смол (в количестве 3 фунт/барр., 8,58 г/л) на гранулометрический состав СЕХСАЬ 7463 после обработки во вращающейся роликовой печи в течение 16 ч при 150°Е (66°С) в буровом растворе следующего состава: 20%ный раствор №101; 0,75 фунт/барр. (2,15 г/л) ΧΑΝ-РЬЕХ Ό; 0,5 фунт/барр. (1,43 г/л) Ό-глюконата натрия; 0,4 фунт/барр. (1,14 г/л) ХЕУ-ОК1ЬЬ РЬИ8; 2 фунт/барр. (5,72 г/л) ΒΙΟ-РАЦ; 3 фунт/барр. (8,58 г/л) \аА1О< 3% СЕХС.АР 7463; 1 фунт/барр. (2,86 г/л) ЕХР-152.

На фиг. 4 графически представлены результаты сравнения влияния ЕХР-154 и АЬРЬЕХ на свойства бурового раствора плотностью 12 фунт на галлон (1,44 кг/л) следующего состава: основа 20%-ный раствор №1С1; 0,5 фунт/барр. (1,43 г/л) ХАХ-РЬЕХ Ό; 2 фунт/барр. (5,72 г/л) ВЮ-ЬО8Е; 1 фунт/барр. (2,86 г/л) \Е\\'-1)ИП.Р РЬИ8; 3% ЕХР-155; 150 фунт/барр. (429 г/л) М1Ь-ВАК; 27 фунт/барр. (77,2 г/л) Неу Пий.

На фиг. 5 графически представлены результаты испытаний на передачу порового давления (ППД) для буровых растворов с добавлением АЬРЬЕХ, ЕХР-154/ЕХР-155 и ΙδΟ-ТЕЦ.

На фиг. 6 графически представлено влияние циркуляции на эффективность бурового раствора с добавлением ЕХР-154 и ЕХР-155 по данным испытаний на ППД.

На фиг. 7 графически представлено влияние добавления латекса на свойства бурового раствора плотностью 9,6 фунт на галлон (1,15 кг/л) после его обработки во вращающейся роликовой печи в течение 16 ч при 250°Е (121°С); состав основы: 20%-ный раствор №1С1; 1 фунт/барр. (2,86 г/л) ХАХ-РЬЕХ Ό;

O, 4 фунт/барр. (1,14 г/л) ХЕУ-ОК1ЬЬ РЬИ8; 2 фунт/барр. (5,72 г/л) ΒΙΟ-рАц; 5 фунт/барр. (14,3 г/л) ЕХР-154; 10 фунт/барр. (28,6 г/л) М1Ь-САКВ; 27 фунт/барр. (77,2 г/л) Неу Пик!.

На фиг. 8 графически представлено влияние латекса на свойства бурового раствора плотностью 12 фунт на галлон после его обработки во вращающейся роликовой печи в течение 16 ч при 250°Е (121°С); состав основы: 20%-ный раствор №1С1; 0,75 фунт/барр. (2,15 г/л) ХАХ-РЬЕХ Ό; 0,4 фунт/барр. (1,14 г/л) ХЕУ-ЭШЬЬ РЬИ8; 3 фунт/барр. (8,58 г/л) ΒΙΟ-РАЦ; 5 фунт/барр. (14,3 г/л) ЕХР-154; 150 фунт/барр. (429 г/л) МШ-САРВ; 27 фунт/барр. (77,2 г/л) Неу Пик!.

На фиг. 9 графически представлены результаты 96-часового диапазонового теста образцов экспериментальной продукции в буровых растворах плотностью 12 фунт на галлон (1,44 кг/л) с использованием креветок Μνκίάορκίκ Ьа1иа; состав основы: 20%-ный раствор №1С1; 0,5 фунт/барр. (1,43 г/л) ХАХ-РЬЕХ Ό; 0,4-1 фунт/барр. (1,14-2,86 г/л) \Е\\'-1)ИП.Р РЬИ8; 2 фунт/барр. (5,72 г/л) МП.-РАС ЬУ (или ΒΙΟP. АС); 150 фунт/барр. (429 г/л) МI^-ΒΑΚ.

На фиг. 10 показан график скорости фильтрации бурового раствора с латексным полимером в коли

- 2 010638 честве 3% на цементном диске 50 мД в условиях высокого давления и высокой температуры (ВДВТ) после его обработки во вращающейся роликовой печи в течение 16 ч при 250°Р.

На фиг. 11 представлена фотография внутренней фильтрационной корки, образовавшейся при осуществлении предлагаемого в изобретении способа.

Подробное описание изобретения

Было установлено, что добавление полимерного латекса в буровой раствор на водной основе может снизить скорость проникновения давления бурового раствора в стенки скважины, проходящей через пласт подземных пород, во время бурения скважины. Полимерный латекс в предпочтительном варианте способен образовывать деформируемую латексную пленку или уплотнение, по меньшей мере, на участке пласта. В контексте настоящего изобретения понятия пленка и уплотнение не должны трактоваться в значении полностью непроницаемого слоя. Такое уплотнение, или изолирующий слой, рассматривается как полупроницаемое, но при этом, по меньшей мере, частично блокирующее перенос жидкости, что в результате приносит значительное повышение осмотической эффективности. В одном из возможных вариантов осуществления изобретения добавление полимерного латекса в виде частиц субмикронных размеров к сильноминерализованному раствору на водной основе, содержащему необязательный, но предпочтительный вяжущий/осаждающий реагент, такой как комплекс алюминия, значительно снижает скорость проникновения давления бурового раствора в глинистые сланцы. Благодаря добавлению латекса повышаются степень изоляции давления, надежность закупорки и размер закупориваемых пор. Замедление проникновения давления бурового раствора в стенку скважины является одним из наиболее важных факторов в поддержании устойчивости ствола скважины.

Основными компонентами предлагаемых в изобретении буровых растворов на водной основе являются полимерный латекс и вода, составляющая основную часть бурового раствора. Разумеется, для приведения свойств бурового раствора в соответствие ставящимся перед ним задачам можно использовать и другие известные добавки или реагенты.

В предпочтительном, но не исключительном, варианте осуществления изобретения полимерный латекс представляет собой карбоксилированный сополимер стирола бутадиеном или сульфированный сополимер стирола с бутадиеном. Примером карбоксилированного сополимера стирола с бутадиеном, не ограничивающим возможности осуществления изобретения, является полимер СЕХСЛЬ 7463 производства компании Οтηονа δοϊιιΐίοη 1пс. Примером сульфированного сополимера стирола с бутадиеном, не ограничивающим возможности осуществления изобретения, является СЕХСЕЛЬ 8100 производства компании Οтηονа δοϊιιΐίοη 1пс. К другим подходящим полимерным латексам относятся, в частности, полиметилметакрилат, полиэтилен, сополимер поливинилацетата, сополимер поливинилацетата, винилхлорида и этилена, сополимер поливинилацетата и этилена, природный латекс, полиизопрен, полидиметилсилоксан и их смеси. Несколько менее предпочтителен латекс на основе сополимера поливинилацетата, а именно сополимер этиленвинилхлорида с винилацетатом. Хотя латексы на основе сополимеров поливинилацетата и применимы в предлагаемых способах, они, как правило, уступают карбоксилированным сополимерам стирола с бутадиеном. Средний размер частиц в полимерном латексе в предпочтительном варианте составляет менее 1 мкм, но наиболее предпочтительно, чтобы их диаметр составлял около 0,2 мкм либо 0,2 мкм и менее. Возможно, что работать будут и другие полимеры в дисперсной фазе. Предполагается, что одновременно можно использовать более одного типа полимерного латекса. Объемная доля полимерного латекса в буровом растворе по отношению к общему объему раствора может составлять примерно от 0,1 до 10%, предпочтительно примерно от 1 до 8% и наиболее предпочтительно примерно от 2 до 5%.

Сульфированные латексы, используемые в соответствии с настоящим изобретением, имеют дополнительное преимущество, заключающееся в том, что их часто можно использовать в отсутствие поверхностно-активного вещества. Это может упростить приготовление и транспортировку добавок для буровых растворов к месту разработки месторождения. В некоторых вариантах применения это также может снизить затраты. При бурении в истощенных породах-коллекторах (песчаниках) необходимость в использовании осаждающих реагентов часто отсутствует. Кроме того, в истощенных породах-коллекторах часто отсутствует необходимость и в поверхностно-активных веществах для карбоксилированных сополимеров стирола с бутадиеном в растворах на основе пресной воды.

Используемой по выбору солью может быть любая соль, обычно используемая в буровых растворах на основе рассола, в том числе хлористый кальций, хлористый натрий, хлористый калий, хлористый магний, бромистый кальций, бромистый натрий, бромистый калий, азотнокислый кальций, муравьинокислый натрий, муравьинокислый калий, муравьинокислый цезий, их смеси и другие соли. Под сильноминерализованными растворами понимаются растворы с содержанием солей по меньшей мере 20 мас.%, и в одном из вариантов изобретения, не ограничивающем возможностей его осуществления, предпочтительным является использование насыщенных рассолов. Понятно, что невозможно заранее предсказать, каким будет содержание соли в конкретном насыщенном рассоле, так как точка насыщения зависит от ряда факторов, к которым относятся типы и соотношения различных компонентов бурового раствора на водной основе и другие факторы. Соль является необязательным компонентом, поскольку изобретение может быть осуществлено и без нее, то есть с использованием пресной воды.

- 3 010638

Необязательным компонентом является также осаждающий реагент. К подходящим осаждающим реагентам относятся силикаты, комплексы алюминия их смеси и др. В качестве подходящих комплексов алюминия можно назвать, но не только, алюминат натрия №А1О₂. иногда записываемый в виде Ыа₂ОА1₂О₃, гидроокись алюминия, сернокислый алюминий, уксуснокислый алюминий, азотнокислый алюминий, алюминат калия и тому подобные, а также их смеси (особенно при значениях рН >9, когда эти соединения растворимы в воде). Доля осаждающего реагента в буровом растворе относительно общего объема раствора может находиться в пределах примерно от 0,25 до 20 фунт/барр. (примерно от 0,71 до 57,2 г/л), предпочтительно примерно от 1 до 10 фунт/барр. (примерно от 2,86 до 28,6 г/л), и наиболее предпочтительно в диапазоне примерно от 2 до 7 фунт/барр. (примерно от 5,72 до 20 г/л). Не ограничиваясь какой-либо конкретной теорией, считается, что осаждающий реагент химически связывается с поверхностью глины в стволе скважины с образованием высокоактивной полярной поверхности.

Еще одним необязательным компонентом предлагаемого в изобретении состава является поверхностно-активное вещество. В присутствии поверхностно-активного вещества обработанный им латекс хорошо смачивает поверхность и скапливается, образуя пленку или покрытие, которые закупоривают трещины и изъяны в глинистом сланце. В число подходящих смачивающих поверхностно-активных веществ входят алкиленацетаты щелочных металлов, сультаины, карбоксилаты простых эфиров, их смеси и др. Установлено, что поверхностно-активные вещества особенно полезны при наличии в составе бурового раствора солей и не столь же предпочтительны в буровых растворах на основе пресной воды.

Доли этих компонентов в пересчете на общее количество бурового раствора на водной основе следующие: полимерный латекс - примерно от 0,1 до 10 об.%, соль (если она присутствует) - по меньшей мере 1 мас.%, осаждающий реагент (если он присутствует) - примерно от 0,25 до 20 фунт/барр. (примерно от 0,71 до 57,2 г/л), поверхностно-активное вещество (если оно присутствует) - примерно от 0,005 до 2 об.%, остальное - вода. В более предпочтительном варианте доли этих компонентов следующие: полимерный латекс - примерно от 1 до 8 об.%, соль (если она присутствует) - по меньшей мере 1 мас.%, осаждающий реагент (если он присутствует) - примерно от 1 до 10 фунт/барр. (примерно от 2,86 до 28,6 г/л), поверхностно-активное вещество (если оно присутствует) - примерно от 0,01 до 1,75 об.%, остальное вода.

Желательно, чтобы алюминат натрия или другой осаждающий реагент находился в буровом растворе в метастабильной форме, то есть в виде суспензии или раствора, но осаждался бы на стенках скважины. Как правило, соединения алюминия добавляют в буровой раствор на месте. Если вводить их в состав бурового раствора заранее, они склонны терять стабильность, выпадая в осадок преждевременно.

С тех пор как был разработан метод испытания на передачу порового давления (Н11Д), было исследовано влияние различных химических добавок на скорости передачи порового давления. Объектами исследований были прежде всего характеристики солей, гликолей и осаждающих реагентов, таких как силикаты и комплексы алюминия. Усовершенствование аппаратуры и методов испытаний на 11Д сопутствовали общему интересу к этим исследованиям, цель которых заключалась в получении более эффективных систем буровых растворов на водной основе, которые приближались бы по характеристикам испытаний на 11Д к инвертно-эмульсионным буровым растворам. 1ри том, что рядом исследователей было установлено, что силикатные буровые растворы особенно эффективны для снижения скорости передачи порового давления, силикатные растворы не нашли широкого применения из-за присущих им недостатков. Хотя более низкие скорости передачи порового давления были продемонстрированы и для солей, гликолей и реагентов на основе комплексов алюминия, эти соединения все же не достигают эффективности инвертно-эмульсионных буровых растворов.

Новый принцип формирования составов буровых растворов в сочетании с усовершенствованием методики испытаний на 11Д был использован для демонстрации эффективности альтернативного подхода к улучшению характеристик буровых растворов на водной основе. Диспергируемые в воде полимеры были выбраны в качестве источника малых деформируемых частиц для оказания герметизирующего и блокирующего воздействия на глинистые сланцы. 1ервый из этих полимеров участвовал в испытаниях на 11Д в буровом растворе вместе с остальными соединениями.

Ниже изобретение будет рассмотрено на следующих примерах, которые носят лишь иллюстративный характер, ни в какой мере не ограничивая возможностей осуществления изобретения.

1ример 1. 1риготовление промежуточного состава бурового раствора.

Рассматриваемый ниже пример представляет собой первый опыт приготовления промежуточных композиций, используемых в соответствии с настоящим изобретением. Если не указано иного, в качестве латекса во всех примерах используется латекс марки 728, представляющий собой поливинилацетатный латекс.

- 4 010638

Компонент

Водопроводная вода

Алюминат натрия

ЫОСО

ΑΙΒΈΙΈΧ 728

Грамм на баррель (на 159 л)

310

10,5

Грамм на 7 баррелей (на И 13 л)

2170

73,5 (75 см³)

Смесь подвергли обработке во вращающейся роликовой печи. Спустя 6 суток значение рН составило 11,51. Днище сосуда на 75% было покрыто мелкими частицами размером 1/32 дюйма (0,79 мм). Затем были добавлены следующие компоненты в указанных ниже количествах, приведенных опять же в граммах на баррель и 7 баррелей соответственно:

ΝΕλνοΚΙΕί рьиз 0,42,8

ЫаС1 (20%) 77,5540

М1ЬРАС ЬУ 214

Раствор с латексом и ΝΕΑΩΒΙΕΕ+ имел светло-коричневый цвет. Для контроля пенообразования добавили ΕΌ8. Полученную смесь выдержали во вращающейся роликовой печи в течение 4 ч при 150°Е (66°С). Окончательное значение рН составило 10,75.

Пример 2. Определение проникновения давления в глинистые сланцы.

Установка для проведения испытания на ППД выполнена на основе кернодержателя Хасслера, выдерживающего давление 1500 фунт на кв. дюйм (10300 кПа) и рассчитанного на образцы керна диаметром 2,5 см и длиной от 2,5 до 7,5 см. Кернодержатель Хасслера представляет собой цилиндр с поршнями на обоих концах. Керн крепится между поршнями. По окружности керн и поршни заключены в резиновую муфту, обеспечивающую уплотнение керна и предотвращающую перетекание жидкости по его окружности. Для обеспечения должной герметичности муфта снаружи обжата. Испытания проводятся на образцах керна диаметром 25 и длиной 25 мм.

Для обеспечения противодавления со стороны керна, соответствующей низкому давлению (сторона породы), установлен аккумулятор из нержавеющей стали объемом 1 л, создающий давление 2000 фунт на кв.дюйм (13800 кПа). Сторона высокого давления керна соединена с двумя аналогичными аккумуляторами, один из которых предназначен для порового флюида, а второй для исследуемого раствора. Давление в каждом из аккумуляторов регулируется посредством ручного регулятора, подключенного к баллону с азотом под давлением 2200 фунт на кв.дюйм (15200 кПа).

Контроль давления осуществляется датчиками фирмы Неще. Показания датчиков автоматически регистрируются компьютером через заданные интервалы времени.

Кернодержатель помещают в изолированную камеру, где температуру поддерживают с помощью нагревателя мощностью 200 Вт. Нагреватель регулируется регулятором температуры фирмы О\\уег. приводящим в действие блок управления кремниевыми выпрямителями Сои1то1 СопеерЦ с регулированием фазового угла. Регулирование температуры производится с точностью ±0,05°С.

К одному торцу образца керна прикладывают давление и замеряют расход жидкости при фильтрации раствора через образец. Поршневое пространство на стороне низкого давления заполнено жидкостью и заперто, поэтому измеряется не расход, а увеличение давления жидкости. Даже очень малое количество прошедшей через керн жидкости вызывает большой прирост давления, что делает кернодержатель достаточно чувствительным для измерения объема фильтрации через глинистый сланец. Поскольку проницаемость глинистого сланца очень низка, то и фильтрация через него очень мала. На графике показано изменение давления по времени. Результаты выражены в виде пластового давления (ПД). Если с течением времени ПД возрастает, то имеет место проникновение давления в образец, а если пластовое давление с течением времени уменьшается, то проникновения давления не происходит, что является же лательным.

Используемый раствор имел состав, соответствующий примеру 1. Нагнетание выполняли в три приема по 50 см на 50% рабочего хода во время и сразу же после нагрева кернодержателя. Один такт вытеснения выполнили на 100% рабочего хода, но при этом оказалось трудным регулировать температуру, поэтому решили, что начало лучше проводить при 50%.

Температура 155°Е (68,3°С).

Давление со стороны ствола скважины (Р_скваж.) 250 фунт/кв.дюйм (1720 кПа).

Ограничивающее давление (Р_огр.) 370 фунт/кв.дюйм (2550 кПа).

- 5 010638

Время, часы : минуты

Пластовое давление фунт на кв. дюйм

48,1

1:30

2:00

7:15

47.9

47,6

50.9 кПа

332

330

328

359

В конце концов было вытеснено 50 см раствора на 50% рабочего хода при отклонениях температуры в пределах 2°Р (1,1°С). Давление выросло до 52,7 фунт на кв.дюйм (363 кПа). Нагревание породы прекратили, и температура составила 147°Р (64°С). В результате вытеснения раствора пластовое давление понизилось до 36 фунт на кв.дюйм (248 кПа), затем оно в течение последующих двух суток возросло до 80,2 фунт на кв.дюйм (553 кПа). Первоначальное снижение пластового давления показало, что предлагаемый в изобретении состав замедляет проникновение давления в образец.

Пример 3. Приготовление промежуточного состава бурового раствора (количества приведены в граммах, если не указано иное).

Компонент На баррель (на 159 л) На Ί баррелей (на 1113 л)

Водопроводная вода

2170 ³

Алюминат натрия 2 14

ыосо	2	14
Латекс АЩТЬЕХ 728	10,5	75 см³
ΝΕ’ΛΌΒ.ΙΕΙ. РЫ38	0.4	2,8
ИаС! (20%)	77,5	540
МЛЬРАС ЬУ	2	14

Алюминат натрия и латекс АГКРЬЕХ 728 смешали и оставили на двое суток. Затем смесь выдержали во вращающейся роликовой печи в течение 2 ч при 150°Р (66°С). Далее добавили соль и полимеры. Последовательность добавления к смеси алюмината натрия и латекса была следующей: РНРА (частично гидролизированный полиакриламид; ΝΕ^ΌΚΙΕΕ РЬи8) с последующим перемешиванием, далее половина количества соли, М1ЬРАС ЬУ, затем остальная соль. Смесь оставили на ночь во вращающейся роликовой печи.

Пример 4. Определение проникновения давления в глинистый сланец.

Давление со стороны ствола скважины равно 250 фунт на кв.дюйм (1720 кПа). Ограничивающее давление - 370 фунт на кв.дюйм (2550 кПа).

Пластовое давление

Время, часы : минуты	фунт на кв. дюйм	кПа
0	46,3	319
5:49	2,3	16
7:36	0,6*	4,1
50:00	65,0	448

* Ограничивающее давление поднялось до 410 фунт на кв.дюйм (2830 кПа), а давление со стороны ствола скважины повысилось до 300 фунт на кв.дюйм (2070 кПа).

Примеры 5 и 6, сравнительные примеры А-Е.

Были приготовлены и испытаны еще два состава буровых растворов в соответствии с настоящим изобретением (примеры 5 и 6 и шесть сравнительных примеров (А-Е). Результаты показаны на фиг. 1. Как видно, оба примера 5 и 6 изобретения дали искомые результаты - уменьшение с течением времени пластового давления. Сравнительные примеры показали нежелательное увеличение пластового давления с течением времени. Расшифровка составов приведена на фиг. 1. Обозначение Керн: Пьер. II параллельн. означает, что керн относится к Пьерскому сланцу и находится в параллельной ориентации.

Эти результаты подтверждают необходимость использования всех трех компонентов: соли, латекса и алюмината натрия (примеры 5 и 6). Составы с использованием только латекса (сравнительный пример А), только соли (сравнительный пример Б), латекса только с солью (сравнительный пример В), алюмината натрия только с солью (сравнительный пример Г), алюмината натрия только с солью (сравнительный пример Д) и алюмината натрия только с солью (сравнительный пример Е) были найдены неэффективными или, по крайней мере, не столь эффективными, как состав, предлагаемый в настоящем изобретении.

Дальнейшие экспериментальные данные указывают на проявление некоторыми латексными веществами синергизма с комплексами алюминия, который выражается в улучшении характеристик передачи порового давления. Стабильные системы буровых растворов были получены с латексом, который остается диспергированным и эластичным в сильноминерализованных (с высоким содержанием соли) буровых

- 6 010638 растворах. Буровые растворы, используемые в настоящем изобретении, обладают эффективностью в плане передачи порового давления, более близкой к буровым растворам на углеводородной основе по сравнению с эффективностью существующих буровых растворов на основе алюминатов. Считается, что основной вклад в стабилизацию глинистых сланцев вносят два фактора этой системы. Во-первых, мельчайшие деформируемые частицы латекса (предпочтительного диаметра порядка 0,2 мкм) механически закупоривают микротрещины в глинистом сланце и физически препятствуют дальнейшему проникновению буровых растворов в восприимчивые зоны в глинистом сланце. Во-вторых, совместное осаждение латекса с осаждающими реагентами, такими как комплексы алюминия, если они имеются в составе раствора, приводит к образованию полупроницаемой мембраны на поверхностях глинистого сланца, которая химически улучшает осмотическую эффективность взаимодействия между буровым раствором и стенками ствола скважины.

Для буровых растворов, используемых в настоящем изобретении, были найдены три экспериментальных добавки ЕХР-153, ЕХР-154 и ЕХР-155. Добавка ЕХР-153 представляет собой смолу на основе сульфированного полимера, применяемую в данной системе для борьбы с фильтрацией бурового раствора в условиях высокого давления и высокой температуры (ВДВТ).

Добавка ЕХР-154 предлагается в качестве альтернативы алюминиевому комплексу - продукту АБРЬЕХ. По сравнению с АБРБЕХ добавка ЕХР-154 проявляет намного лучшую совместимость с латексными буровыми растворами. ЕХР-155 - модифицированный латексный продукт. По сравнению с другими имеющимися на рынке латексами ЕХР-155 демонстрирует меньшую чувствительность к электролитам и не претерпевает флокуляции в буровых растворах на основе 20%-ного раствора хлористого натрия при температурах до 300°Е (149°С). Помимо этого, благодаря большому температурному интервалу между точкой стеклования (Т_д) и температурой плавления (Т_т) частицы ЕХР-155 сохраняют способность к деформированию и закупориванию микротрещин в глинистом сланце при температурах, соответствующих большинству вариантов применения. Показатели токсичности всех этих продуктов удовлетворяют требованиям, предъявляемым к отработанным буровым растворам, сбрасываемым в Мексиканский залив.

Составы и свойства буровых растворов.

Смешивание всех буровых растворов проводили по технологиям, установленным фирмой ГЫТЕЦ корпорации Вакег Нидйек. Исходные и окончательные реологические характеристики Бингамова пластического тела - структурную вязкость, предел текучести и статическое напряжение сдвига после 10 с и 10 мин покоя (10-секундный гель и 10-минутный гель) измеряли на вискозиметре Еаии 35 при 120°Е (49°С). Регистрировали исходные и окончательные значения рН и объема фильтрата по АНИ. Фильтрацию (водоотдачу) в условиях ВДВТ измеряли при 250°Е (121°С) после статического и динамического выдерживания (старения) в течение 16 ч при 250°Е (121°С).

Стабильность латекса.

Стабильность образцов латекса определяли в 20%-ном и 26%-ном растворах №101 по следующей методике.

1. Наливают 332 мл 20%-ного (или 26%-ного) водного раствора ИаС1 в стакан и начать перемешивать.

2. Медленно добавляют в раствор 18 мл испытываемого образца латекса и устанавливают мешалку Рппсе СакПе с автотрансформатором и указателем числа оборотов на 4000 об./мин.

3. После перемешивания в течение 5 мин к раствору медленно добавляют 3 г ΝιΑ1Ο₂ и продолжают перемешивать еще 15 мин. Если во время перемешивания наблюдается вспенивание, добавляют примерно 5 капель пеногасителя (БЭ-8).

4. Раствор переносят в кружку и в статических условиях выдерживают 16 ч при 150°Е (66°С).

5. Извлекают кружку из печи и охлаждают до комнатной температуры. Раствор осматривают на предмет флокуляции и расслоения.

6. Если расслоение и флокуляция отсутствуют, раствор пропускают через сито с числом 100 меш (размер ячеек 0,150 мм). Осматривают сито для установления количества задержанных частиц латекса.

Последующие определения проводили только для тех образцов, которые прошли испытание с просеиванием. Для измерения гранулометрического состава (распределения размера частиц) латекса в приготовленных буровых растворах использовали анализатор размера частиц Макет МаЧегмхег РагБс1е δί/е Лпа1ухег. При определении гранулометрического состава всегда использовали малый элемент выборки дисперсности и стандартный коэффициент преломления 50НЭ (коэффициент преломления частиц = 1,5295, 0,1000, а коэффициент преломления диспергатора = 1,3300). рН 20%-ного водного раствора №С1 довели до 11,5.

Испытание на ингибирование сланцев.

Характеристики ингибирования глинистых сланцев определяли в испытаниях с диспергированием глин, которые включали статический тест слоистой подложки и испытаниях на передачу порового давления (ППД). В испытании на ИПД образец законсервированного керна Пьерского сланца II диаметром 1 дюйм и длиной 0,9 дюйма (2,54x2,29 см) поместили между двух поршней, как описано выше в примере 2. По окружности сланцевый керн и поршни герметизировали резиновой муфтой. Цилиндрический обра

- 7 010638 зец керна ориентировали плоскостями напластования в параллельном направлении или направлении высокой проницаемости. Буровой раствор под давлением 300 фунт на кв.дюйм (2070 кПа) нагнетают посредством верхнего поршня (сторона стенки ствола скважины), а морскую воду под давлением 50 фунт на кв.дюйм (345 кПа) нагнетают посредством нижнего поршня (сторона породы). Морскую воду в пространстве нижнего поршня удерживают клапаном. По мере поступления фильтрата бурового раствора в торец образца керна со стороны ствола скважины содержащаяся в сланце вода вытесняется в поршневое пространство, расположенное со стороны породы.

Стабильность латекса.

Как отмечалось выше, первоначальные эксперименты выявили синергизм действия некоторых латексных продуктов (эмульсионных полимеров) с комплексом алюминия, улучшающий характеристики передачи порового давления буровых растворов. Эти результаты открыли новый подход к разработке буровых растворов на водной основе с высокими ингибирующими свойствами. Латекс, однако, обычно считается метастабильной системой. Большая поверхность частиц термодинамически неустойчива, поэтому любое возмущение, влияющее на уравновешивающие силы, которые стабилизируют дисперсию полимера, приводит к изменению кинетики агломерации частиц. Большинство коммерчески доступных латексов, разработанных для производства синтетической резины или применения в красках и покрытиях, чувствительны к возрастанию концентрации электролитов и к температуре.

Как показано в табл. I, из шестнадцати образцов латекса, исследованных в 26%-ном и 20%-ном растворах №1С1. ни один не является стабильным в 26%-ном растворе ЫаС1, и только ΑΙΚΕΈΕΧ 728 и ΟΕΝСАЬ 7463 относительно стабильны в 20%-ном растворе №С1. Понятно, что для успешного применения латекса в буровых растворах следует повышать его стабильность в сильноминерализованных средах и при повышенных температурах. Для повышения стабильности латекса в растворах электролитов распространенным способом является добавление определенных поверхностно-активных веществ. На фиг. 2 приводится сравнение влияния ЕХР-152 на гранулометрический состав ΑΙΚΕΈΕΧ 728 и ΟΕΝΟΑΕ 7463. Представленные результаты показывают, что смесь ΟΕΝί'ΑΕ 7463 и ЕХР-152 может представлять собой стабильный продукт для применения в буровых растворах.

Таблица I

Исследование стабильности латексных продуктов в растворе Ν;·ιΟ1

		%	Стабильность после 16 часов статического старения
Поимео	Образец латекса	(’С)	26%-ный раствор ИаС1: 3 <Ьунт/бапо. 18.58 г/л) ЫаАЮ.	20%-ный раствор ΝλΟ: 3 фунт/барр. (8.58 г/л) ИаАЮ?

Винилацетат / ЭтнленвиниЛХЛРРИД
7	АЩЕЬЕХ 728	0	Флокуляция, но прохождение через сито 100 меш	Флокуляция/коагуляция
Винилацетат / Этилен
8	АЩГЬЕХ 426	0	Флокуляция/коагуляция	Флокуляция/коагуля ция
9	А1Й.ГБЕХ 7200	0	Флокуляция/коагуляция	Флокуляция/коагуляция
10	νίΝΑϋ ХХ-211	н/д*	Флокуляция/коагуляция	Флокуляция/коагуляция
1 1	ЕБУАСЕ 40722- 00	н/д	Флокуляция/коагуля ция	Фло куляцня/коагуля ция
КарбоксилированныЙ стирол / Бутадиен
12	ΟΕΝΟΑΕ 7463	13	Флокуляция, но прохождение через сито 100 меш	Флокуляция при 150°Р (66°С), но стабилен при 75°Р (24°С)
13	ΟΕΝΟΑΕ 7470	н/д	Флокуляция/коагуляция	-
14	СЕМРБО 576	н/д	Флокуляция/коагуляция	-
15	ТУЕАС 68219	н/д	Флокуляция, но прохождение через сито 100 меш	Флокуляция, но прохождение через сито 100 меш
16	ТУБАС СР8 812	н/д	Флокуляция/коагуляция	-
17	ТУСНЕМ 68710	н/д	Флокуляция/коагуляция	-
18	ΚΟνΕΝΕ 9410	-56	Коагуляция	Коагуляция
19	ΚΟΥΕΝΕ 6140	•27	Коагуляция	Коагуляция
КарбоксилированныЙ акриловый сополимер
20	εΥΝΤΗΕΜυί СР8 401	н/д	Флокуляция/коагуляция	-
21	зумтнЕмиъ 97982	н/д	Флокуляция/коагуляция
Стирол / Бутадиен
22	ΚΟΫΕΝΕ 4823Б	-51	Коагуляция	Коагуляция

* нет данных

- 8 010638

Комплекс алюминия.

Хотя результаты испытания на ПИД и подтвердили синергетический характер влияния АЬРЬЕХ и латекса на стабилизацию глинистых сланцев, эта система недолговечна и очень чувствительна к повышению концентрации соли и температуры. Установлено, что в 20%-ном растворе №1С1 добавка АШЕЬЕХ 728 в количестве 3% или добавка СЕХСАЬ 7463 в количестве 3% претерпевали флокуляцию в течение нескольких минут после добавления 4 фунт/барр. (11,4 г/л) ЛЬРЬЕХ. Предварительная гидратация ЛЬРЬЕХ пресной водой или добавление какого-либо поверхностно-активного вещества (например, ЕХР152) улучшали стабильность этой системы при низких температурах, но влияние ЛЬРЬЕХ на размер частиц латекса оставалось по-прежнему сильным. Частицы крупнее 100 мкм в буровом растворе, содержащем ЛЬРЬЕХ, могут отчасти представлять собой нерастворимый лигнит (компонент ЛЬРЬЕХ). Аналогичный эффект наблюдается и в случае СЕХСАЬ 7463. Низкая растворимость и медленная скорость растворения лигнита при высокой минерализации, возможно, является главным фактором, определяющим пониженную стабильность латекса.

Для нахождения полимерной смолы, совместимой с латексной системой, были проведены дополнительные исследования. На фиг. 3 показано влияние различных полимерных смол на гранулометрический состав ЕХР-155. Среди испытанных образцов лучшую совместимость с этой латексной системой показал ЕХР-153.

Для латексной системы был изобретен новый продукт на основе комплекса алюминия, ЕХР-154 (смесь 45% ХаА1О₂, 45% ЕХР-153 и 10% Ό-глюконата натрия). На фиг. 4 сравниваются свойства глинистых растворов плотностью 12 фунт на галлон (1,44 кг/л), содержащих ЕХР-154 и АЬРЬЕХ, на основе системы 20%-ный раствор ХаС1/ХЕ\У-ОШЬЬ/ЕХР-155. Экспериментальный комплекс алюминия проявляет улучшенную совместимость с латексом и биополимерами. Дополнительно было установлено, что ЕХР-154 лучше, чем АЬРЬЕХ, снижает фильтрацию, как по условиям АНИ, так и при ВДВТ.

Испытание на передачу порового давления (ПИД).

Влияние экспериментальной латексной системы на устойчивость ствола скважины определяли на вышеописанной выше установке для испытания на ПИД. Цилиндрический образец законсервированного керна Пьерского сланца II диаметром 1 дюйм и длиной 0,9 дюйма (2,54x2,29 см) поместили между двух поршней, как было описано выше в примере 2. По окружности сланцевый керн и поршни герметизировали резиновой муфтой. Цилиндрический образец керна ориентировали плоскостями напластования в параллельном направлении или направлении высокой проницаемости. Буровой раствор под давлением 300 фунт на кв.дюйм (2070 кПа) нагнетают посредством верхнего поршня (сторона стенки ствола скважины), а морскую воду под давлением 50 фунт на кв.дюйм (345 кПа) нагнетают посредством нижнего поршня (сторона породы). Морскую воду в пространстве нижнего поршня удерживают клапаном. По мере поступления фильтрата бурового раствора в торец образца керна со стороны ствола скважины содержащаяся в сланце вода вытесняется в поршневое пространство, расположенное со стороны породы. Такое поступление воды сжимает воду в поршневом пространстве, что приводит к повышению давления. Повышение давления воды, находящейся в поршневом пространстве со стороны породы, измеряется как повышение пластового давления (ПД).

Как показано на фиг. 5, буровой раствор с добавлением ЕХР-154/ЕХР-155 дает на данный момент наилучшие результаты по ППД. Верхняя кривая относится к стандартной системе соль-полимер. Следующая кривая, расположенная ниже, соответствует составу с добавкой АЬРЬЕХ, следующая - составу с добавками ЕХР-154/А1РЕЬЕХ 728, еще ниже - составу с добавками ЕХР-154/ЕХР-155 и, наконец, нижняя кривая представляет буровой раствор следующего состава 80/20 18ОТЕС. 25% СаС1₂, 6 фунт/барр. (17,2 г/л) САКВО-СЕЬ и 10 фунт/барр. (28,6 г/л) ОМХ1-МИЬ. Возможным объяснением наивысшей эффективности бурового раствора с добавками ЕХР-154/ЕХР-155 может служить, хотя бы отчасти, малый размер частиц латекса в этой системе. Как обсуждалось выше, ЕХР-152 более эффективно диспергировал СЕХСАЬ 7463 с получением намного большей процентной доли частиц размером менее одного микрометра.

В этих опытах также наблюдалось синергетическое взаимодействие между латексом и комплексом алюминия. Такие результаты можно отнести на счет совместного осаждения ЕХР-155 и ЕХР-154. Установлено, что при рН <10 ЕХР-1 54 становится нерастворимым. В этих условиях не осаждается лишь ЕХР-155. Однако, если в системе присутствует ЕХР-154, ЕХР-155 осаждается совместно с ЕХР-154. В силу характера их совместного осаждения частицы, образующие осадок на поверхности глинистого сланца, содержат как липофильные, так и гидрофильные компоненты. Такая многофазная система способна образовывать полупроницаемые мембраны, что обеспечивает значительное повышение эффективности осмоса. Другой характерной чертой ЕХР-155 является то, что его мельчайшие (ультратонкие) частицы остаются эластомероподобными в широком диапазоне температур. Под действием перепада гидравлического давления эти ультратонкие частицы не срезаются и не разрушаются, а деформируются и проникают в микротрещины с образованием непроницаемого уплотнения. При температурах, лежащих в интервале между Т_д (точка стеклования) и Т_т (температура плавления), большинство полимеров подобно каучуку проявляет высокую эластичность. Температура стеклования ЕХР-155 составляет 52°Е (11°С). По соотношению между Т, и Т_т, построенному графически Воуег (1963) и приведенному в книге ВШтеуег

- 9 010638

ТехЛоок оГ Ро1утег Бшеисе, 2-е изд., ^йеу-1п1ег8С1еисе, Νον Уогк, 1971, стр. 230, можно определить, что Т_т ЕХР-155 составляет порядка 300°Е (422 К). Этот температурный диапазон охватывает большинство случаев применения буровых растворов.

Было установлено, что циркуляция бурового раствора является важным элементом механизма закупоривания пород латексом. Этот элемент был исследован в опытах с ЕХР-155. Поскольку содержание латекса в составе составляла всего лишь 1,5 об.% (ЕХР-155 активен на 50%), латекса в буровом растворе было недостаточно для закупоривания породы в статических условиях. В условиях же циркуляции латекс накапливался на поверхности и образовывал закупоривающую пленку. Стандартная методика предусматривает прокачку бурового раствора примерно 7 ч, после чего раствор оставляли на ночь в статическом состоянии. Утром испытание начали по прошествии 4-5 ч без циркуляции. Этот период статического состояния устраняет перемещение давления, обусловленное влиянием температуры, позволяя по завершении циркуляции температуре перейти в равновесное состояние.

В начале опыта пластовое давление упало с 50 фунт на кв.дюйм (345 кПа) до нуля, при этом разность давлений повысилась с 250 до 300 фунт на кв.дюйм (с 1720 до 2070 кПа), как видно на фиг. 6. Примерно через 30 ч началось просачивание жидкости через керн, и пластовое давление возросло. Однако в результате дополнительной циркуляции в течение часа просачивание было остановлено, и давление вновь упало до нуля. В предыдущих экспериментах циркуляцию через час остановили, и спустя еще 30 ч керн вновь начал протекать. В этом же эксперименте циркуляцию возобновили после возрастания давления до 60 фунт на кв.дюйм (414 кПа) через 70 ч (фиг. 6). Однако циркуляцию поддерживали на протяжении 5 ч, а не 1 ч, как раньше. В результате циркуляции, продолжавшейся несколько часов после установления большего перепада давления, уплотнение (изолирующий слой) оказалось более стабильным. Через 45 ч давление возросло лишь на несколько фунт на кв. дюйм.

Микрофотографии поверхности торца керна показали накопление латекса вдоль микротрещин в глинистом сланце. Поскольку объем и скорость фильтрации в эти щели очень малы, сама по себе фильтрация не может быть причиной накопления латекса на входе в эти щели. Внутри этих щелей отношение площади поверхности сланца к объему фильтрата очень велико, что привело к интенсивному осаждению ЕХР-154. Причина этого, как упоминалось выше, может заключаться в характере совместного осаждения ЕХР-154 и ЕХР-155 без ограничения причины каким-либо конкретным объяснением. Осаждение комплекса алюминия при рН<19 явно способствует накоплению латекса на входе в щели. При осаждении латекса в достаточном количестве, чтобы перекрыть отверстие щели, происходит закупорка трещины, и на латексной перемычке возникает определенный перепад давлений. Под действием этого перепада давления латексный осадок уплотняется, создавая сплошное уплотнение. Рост перепада давления, очевидно, заставляет это уплотнение со временем деформироваться (около 30 ч в случае результатов с фиг. 6) и/или создает в сланце дополнительные щели, в связи с чем сланец начинает пропускать жидкость, хотя изобретатели допускают и иные причины этого. Однако дополнительная циркуляция быстро устранила просачивание, восстановив уплотнение. Прокачка раствора после достижения полного значения перепада давления привела к формированию стабильного уплотнения при незначительном повышении давления.

Влияние латекса на свойства бурового раствора.

Предшествующие результаты и их обсуждение относились к стабильности латекса в буровых растворах и его синергизму с комплексом алюминия в повышении эффективности применения бурового раствора в породах, сложенных глинистыми сланцами. Кроме того, было затронуто повышение эффективности, достигаемое при использовании продукции из латекса. Была проведена оценка двух образцов латекса: Латекса А (смесь А1ВЕБЕХ 728 и ЕХР-152 в пропорции 8:1) и ЕХР-155 (смесь СЕЖ’АБ 7463 и ЕХР-152 в пропорции 8:1) в буровых растворах на основе 20%-ного раствора №С1, один плотностью 9,6 фунт на галлон (1,15 кг/л), а другой плотностью 12 фунт на галлон (1,44 кг/л). Эффекты добавления этих латексных продуктов в количестве 3 об.% иллюстрируются на фиг. 7 и 8. Без очевидного влияния на реологию растворов под влиянием Латекса А и ЕХР-155 фильтрация бурового раствора в условиях высокого давления и высокой температуры (ВДВТ) при 250°Е (121°С) снизилась в буровом растворе плотностью 9,6 фунт на галлон (1,15 кг/л) на целых 45 и 52%, а в буровом растворе плотностью 12 фунт на галлон (1,44 кг/л) - на 35 и 40% соответственно. И вновь ЕХР-155 показал лучшие результаты, чем ΑΙΒЕБЕХ 728. Дополнительные эксперименты с ЕХР-155 перечислены в табл. II.

- 10 010638

Таблица II Типовые характеристики буровых растворов плотностью 12 фунт на галлон на основе 20%-ного раствора ΝαΟΙ с добавлением ЕХР-155

Пример состава	23	24
Вода, барр. (л)	0,89	0,89 (141)
ΧΑΝ-РЬЕХ ϋ, фунт/барр. (г/л)	0,5 (1,43)	0.5 (1,43)
ΒΙΟ-ΡΑΟ, фунт/барр. (г/л)	4 (11,4)	-
ΒΙΟ-ίΟ8Ε, фунт/барр. (г/л)	-	4 (11,4)
ΝΕΑ ОКЗЬЕ рвиз, фунт/барр. ( г/ л )	1 (2,86)	1 (2,86)
ЕХР-154, фунт/барр. (г/л)	5	5(14,3)
МаС1, фунт/барр. (г/л)	77,5 (222)	77,5 (222)
ЕХР-155. % об.	3	3
ΜΙί,-ΒΑΚ, фунт на баррель без утяжелителей (г/л)	150 (429)	150(429)
Ксу-0из1, фунт/барр. (г/л)	27 (77,2)	27 (77,2)
Исходные свойства
Пластическая вязкость, сП	22	21
Предел текучести, фунт на 100 кв. фут (кПа)	26 (179)	20 (138)
Статическое напряжение сдвига после 10 с покоя, фунт на 100 кв. фут (кПа)	5(34)	4(28)
Статическое напряжение сдвига после 1 0 мин покоя, фунт на 100 кв. фут (кПа)	10 (69)	8(56)
Фильтрация по АНИ, см’/ЗО мин	2,5	1,4
рН	10,6	10,7
Плотность, фунт на галлон	12,2	12,2


После 16 часов старения во вращающейся роликовой печи при:	] 50°Р (66°С)	250°Р (121°С)	-	150°Р (66°С)	250°Р (12 ГС)	-
После 16 часов старения в статическом состоянии при:	-	-	ЗОО’Р (149°С)	-	-	300°Р (149°С)
Пластическая вязкость, сП	20	21	22	26	24	23
Предел текучести, фунт на 100 кв. фут (кПа)	24 (165)	29 (200)	34 (234)	17 (117)	21 (145)	22(152)
Статическое напряжение сдвига после 10 с покоя, фунт на 100 кв. фут (кПа)	6(41)	7(48)	10(69)	4(28)	5(34)	5(34)
Статическое напряжение сдвига после 10 мин покоя, фунт на 100 кв. фут (кПа)	9(62)	10(69)	13 (90)	7 (48)	7(48)	7(48)
АНИ. мл	2,8	3,7	2,8	2,2	2,6	1,8
рН	10,4	9,7	9,7	10,5	9,7	10,1
Показатель фильтрации при ВДВТ, см³/ЗО мин	9,4	16,4	12	8,4	13	10,8

Испытание на токсичность.

Результаты 96-часового биологического анализа (диапазонового теста) добавок АЖЕЬЕХ 728, СЕИСАЬ 7463, ЕХР-152, ЕХР-154 и ЕХР-155 в буровых растворах плотностью 12 фунт на галлон (1,44 кг/л) состава 20%-ный раствор ΝηΟΙ/ΝΕΧνΟΕΙΕΤ при помощи представлены на фиг. 9. Все эти продукты удовлетворяют требованиям по сбросу отработанного бурового раствора в Мексиканский залив (концен

- 11 010638 трация 30000 ч./млн), и их токсичность после смешивания с твердой фазой бурового раствора снижается.

Пример 7.

Поскольку латексные полимеры содержат деформируемые коллоидные частицы, они обладают отличной способностью перекрывать и закупоривать пустоты, тем самым снижая проницаемость пород, в которых может происходить поглощение буровых растворов. В табл. III показан типичный состав для исследования способности латексных полимеров закупоривать проницаемую породу. В отсутствие латексного полимера фильтрация (поглощение) этого бурового раствора контролю не поддается. Однако при добавлении в этот буровой раствор 3% латексного полимера на основе винилацетата/ этилена/винилхлорида, имеющегося на рынке под торговым обозначением АиТ1ех 728, происходит резкое снижение фильтрации в единицу времени, что показано на фиг. 10. В табл. 1У-У1 представлены данные фиг. 10.

На фиг. 11 показано поперечное сечение разломанного диска проницаемостью 50 мД после проведения 4-часового испытания при 300°Ρ с буровым раствором, содержащим 3% латексного полимера. ΌΡΕ-245 представляет собой смесь ОеиСа1 7463 и МДаШие ВЕТ-030 с объемным соотношением порядка 9:1. Отчетливо видно, что внутри диска проницаемостью 50 мД образовалась внутренняя фильтрационная корка.

Таблица III Состав бурового глинистого раствора для исследования влияния латекса на фильтрацию бурового раствора при высоком давлении

№ состава	1094-52-1
Вода, барр.	0,89
ΝΕ\ν-ΟΚ.Ι1Χ ® РЫ13, фунт/барр.	0,4
Μΐί-РАС ЬУ, фунт/барр.	2
МАХ-РЬЕХ, фунт/барр.	4
№€1, фунт/барр.	77,5
АгШех 728 (латексный полимер), об.%	3
Магнате ВЕТ-ОЗО, фунт/барр.	1

Таблица IV Фильтрация бурового раствора в условиях высокого давления и высокой температуры (ВДВТ) - 500 фунт на кв.дюйм и 75°Ρ - на диске проницаемостью 50 мД для бурового раствора, содержащего 3% А1гйех 728

Интервал времени, мин	Фильтрация раствора при ВДВТ, мл	Средняя скорость фильтрации раствора при ВДВТ, мл/мин
0-1	4,5	4,50
1-10	2	0,22
10-30	Е5	0,08
30-60	1,5	0,05
60-120	2,5	0,04

Таблица V

Фильтрация бурового раствора в условиях высокого давления и высокой температуры (ВДВТ) 500 фунт на кв.дюйм и 250°Ρ - на диске проницаемостью 50 мД для бурового раствора, содержащего 3% АиТ1ех 728

- 12 010638

Таблица VI Потеря бурового раствора в условиях высоких температуры и давления (НРНТ) 500 фунт на кв.дюйм и 300°Р - на диске 50 мД для глинистого раствора, содержащего 3% Лгтйех 728

Интервал времени, мин	Потеря раствора НРНТ, мл	Средняя скорость фильтрации раствора при ВДВТ, мл/мин
0-1	10	10
1-10	13	1,44
10-30	8	0,4
30-60	6	0,20
60-120	10	0,17
120-180	5	0,08

Выше изобретение было рассмотрено на конкретных примерах его осуществления и было показано, что в нем предложен буровой раствор на водной основе, который способен эффективно снижать скорость проникновения в стенку ствола скважины давления бурового раствора под давлением. Вместе с тем, специалисту должны быть очевидны возможности осуществления изобретения и в других, видоизмененных, вариантах, подпадающих под патентные притязания, изложенные в прилагаемой формуле изобретения. Соответственно, данное описание следует рассматривать как иллюстрирующее возможности использования изобретения, а не ограничивающее их. Предполагается, например, что патентные притязания будут охватывать конкретные сочетания рассолов и латексов с осаждающими реагентами и/или смачивающими поверхностно-активными веществами или солями, подпадающие под заявляемые параметры, но не указанные в описании или не испытанные в составе конкретной композиции для уменьшения проникновения давления бурового раствора в глинистые сланцы, песок и другие породы.

4025-70

АПОРЬЕХ 728

А1КТЬЕХ 426

АШЕТ.ЕХ 7200

Глоссарий

Низкомолекулярный амфотерный полимер производства компании Атосо; найден неэффективным (обозначается также 4025).

Дисперсия поливинилацетатного латекса (в частности, сополимера этиленвипилхлорнда и винилацетата) производства компании Αίτ Рго4ис1з

Сополимер винилацетата и этилена производства компании Αίτ РгойисГз.

Сополимер винилацетата и этилена производства компании Ай РгоОцсй.

АЬРЬЕХ®	Запатентованный комплекс алюминия производства компании Вакег Ни§кез ΙΝΤΕ().
Ац8	Сокращение для АОиАСОЬ-8, гликоля производства ________________и___1___т>.тт“Т2гл кишшнпн оиксх пишись
ВЮ-ЬО5Е	Модифицированный крахмал производства компании Вакег Нимфея ΙΝΤΕί).
ВЮРАф	Добавка для борьбы с поглощением бурового раствора на основе модифицированного крахмала, производства компании Вакег Нщфез ШТЕ().
САКВО-ОЕЬ	Обработанная амином глина производства компании Вакег Нщфез ПЧТЕ<Э.
САк.во-миь	Эмульгатор для инверсных эмульсий производства компании Вакег Нидйез ΙΝΊΈρ.
ЕЬУАСЕ 40722-00	Латекс-сополимер винилацетата и этилена производства компании Ке1сЫ1о1с1.
ЕХР-152	Поверхностно-активное вещество олеамидопропилбетаин.

- 13 010638

ЕХР-153	Сульфированная полимерная смола (или сульфированная гуминовая кислота со смолой) производства компании Вакег Ни§Ьез ΙΝΤΕφ.
ЕХР-154	Смесь 45% №АЮ₂, 45% ΕΧΡ-153 и 10% β-глюконата натрия.
ЕХР-155	Смесь СЕМСАЬ 7463 и ЕХР-152 в объемном соотношении 8:1.
ΙΕΟΆ'ΖΑΝ	Биополимер производства компании βπΐΐϊης 8рес1а1111ез.
ЕТ-1 А	БиЬГАТКОЬ, дисперсия растворимого в воде на 90% сульфированного асфальта производства компании Вакег Ни§Ьез ΙΝΤΕβ.
ΟΕΝΓ.ΑΕ 7463	Карбоксилированный сополимер стирола и бутадиена производства компании Ошпоуэ 8о1и6оп 1ис.
СЕК1САЕ 7470	Карбоксилированный сополимер стирола и бутадиена производства компании Отпоуа 8ο1ιιΐίοη 1пс.
ΟΕΝΕίΟ 576	Реагент производства компании Отпоуа δοϊυΐίοη 1пс.
ЬО8	Пеногаситель производства компании Вакег Ни§Ьез ΙΝΤΕ<2.
ЕЮСО	Лигнит производства компании Вакег Ни^кез ΙΝΤΕ().
М1Ь-ВАК	Баритовый утяжелитель бурового раствора производства компании Вакег Ни§Ьез ΙΝΤΕρ.
МИ.-САВ.В	Утяжелитель бурового раствора на основе карбоната кальция производства компании Вакег Ни^кез ΙΝΤΕφ.
М1ЕРАС 1.У	Маловязкая полианионная целлюлоза производства компании Вакег Ни§Ьез ΙΝΤΕ(2 (иногда обозначается РасБУ).
МАХ-РЬЕХ	Комплекс алюминия для стабилизации глинистого сланца производства компании Вакег Ни§кез ΙΝΤΕ(}.
ΜΙΚ.ΑΤΑΙΝΕ ВЕТ-О-ЗО	Бетаиновое поверхностно-активное вещество производства компании КЬогИа.
ΝΕχνοκίΕί рьиз	Частично гидролизованный полиакриламид производства компании Вакег Ни^кев ΙΝΤΕ().

- 14 010638

Κ,ΟνΕΝΕ 4823Б	Сополимер стирола и бутадиена производства компании МаПагб Сгеек.
Κ,ΟνΕΝΕ 6140	Сополимер стирола и бутадиена производства компании МаПагб Сгеек.
ΚΟνΕΝΕ 9410	Сополимер стирола и бутадиена производства компании МаПагй Сгеек.
8А	Сокращение для алюмината натрия.
БУЫТНЕМиЬ 97982	Карбоксилированный акриловый сополимер производства компании КейЫюИ.
ЗУИТНЕМиЬ СР8 401	Карбоксилированный акриловый сополимер производства компании К.е1сЫю1<1.
ТУСНЕМ 68710	Карбоксилированный сополимер стирола и бутадиена производства компании КекЫюИ.
ТУЬАС 68219	Карбоксилированный сополимер стирола и бутадиена производства компании Ке1сЫю1с1.
ТУЬАС СРЗ 812	Карбоксилированный сополимер стирола и бутадиена производства компании НегсВкоИ.
УШАС ХХ-211	Сополимер винилацетата и этилена производства компании Ай Ргойис18.
ΧΑΝ-РЬЕХ О	Биополимер производства компании Вакег Н.и§11ез ΙΝΤΕφ. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ замедления фильтрации бурового раствора через стенку ствола скважины при бурении скважины в толще пород, включающей истощенный песчаный пласт, с использованием бурового раствора на водной основе, заключающийся в том, что в буровой раствор вводят закупоривающий материал и прокачивают буровой раствор с закупоривающим материалом в контакте со стенкой ствола скважины на участке истощенного песчаного пласта, отличающийся тем, что в качестве закупоривающего материала используют в основном полимерный латекс со средним размером частиц менее 1 мкм, который вводят в буровой раствор без осаждающего реагента, причем, по меньшей мере, на участке толщи пород, включающем истощенный песчаный пласт, закупоривающий материал образует деформируемую изолирующую пленку из латекса, с течением времени снижающую пластовое давление.

Claims

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимерного латекса используют сополимер стирола и бутадиена.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что используют закупоривающий материал, по существу, не содержащий поверхностно-активного вещества.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что в качестве полимерного латекса используют карбоксилированные сополимеры стирола и бутадиена.

5. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что в качестве полимерного латекса используют сульфированные сополимеры стирола и бутадиена.

6. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что закупоривающий материал вводят в количестве, достаточном для получения бурового раствора на водной основе с содержанием сополимера стирола и бутадиена, составляющим примерно от 0,1 до 10 об.%.

7. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что закупоривающий материал вводят в буровой раствор на водной основе, содержащий соль.

8. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что закупоривающий материал вводят в буровой раствор на водной основе, содержащий насыщенный рассол.

9. Способ по любому из пп.1, 4 и 5, отличающийся тем, что дополнительно используют закупоривающий материал, состоящий, по существу, из поверхностно-активного вещества, выбранного из группы, состоящей из бетаинов, алкиленацетатов щелочных металлов, сультаинов, карбоксилатов простых эфиров и их смесей, причем поверхностно-активное вещество составляет примерно от 0,005 до 2% общего объема бурового раствора на водной основе.