RU2061731C1

RU2061731C1 - Безглинистый буровой раствор

Info

Publication number: RU2061731C1
Application number: RU94005205A
Authority: RU
Inventors: Н.И. Крысин; А.М. Нацепинская; Р.М. Минаева; Ф.Н. Гребнева; Ю.М. Сухих; Т.Н. Крапивина; Т.И. Соболева
Original assignee: Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1994-02-14
Filing date: 1994-02-14
Publication date: 1996-06-10

Abstract

Использование: бурение скважин на нефть, газ и воду. Сущность: безглинистый буровой раствор содержит полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, сульфат алюминия, хлорид калия, нефть, поверхностно-активное вещество МЛ-80-смесь ионогенных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе сульфоната и сульфонола и воду. 4 табл.

Description

Изобретение относится к области бурения скважин на нефть, газ и воду, в частности, к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивных пластов в условиях, осложненных осыпями и обвалами глин и аргиллитов, при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин и при наличии высокопроницаемых пород порово-каверзного типа.

В настоящее время известен безглинистый стуктурированный буровой раствор, устойчивый ко всем видам минеральной агрессии и содержащий в своем составе следующие ингредиенты, в масс. оксиэтилцеллюлозу 0,8 1,0; хромовые квасцы 0,2 0,4 и воду остальное (см. например, Безглинистые тиксотропные буровые растворы на основе синтетических полимеров с особыми реологическими свойствами /Р. И. Федосов и др. В кн. Выбор оптимальной технологии промывки скважин. Краснодар, 1981 с. 99 105/.

Однако указанный известный раствор сохраняет необходимые структурно-механические показатели лишь в узком интервале значений pH 10 - 11. Но такие значения pH в присутствии минерализации и в условиях нерегулируемого поступления в скважину пластовых вод практически невозможно поддерживать. А вскрытие терригенных отложений при вышеуказанных величинах pH приведет к интенсивным осыпям и обвалам глин и аргиллитов.

Кроме того, в известном буровом растворе в качестве реагента-структурообразователя используются хромовые квасцы, которые являясь сильными окислителями, представляют опасность для технического персонала и окружающей среды.

Кроме того, после воздействия указанного известного состава на образцы керна коэффициент восстановления проницаемости значительно снижается.

Наиболее близким из числа известных к заявляемому техническому решению по технической сущности является безглинистый буровой раствор, содержащий следующие ингредиенты, в мас. акриловый полимер 0,001 0,035; соль трехвалентного металла 0,003 0,03; эфир целлюлозы 0,1 0,3 и воду остальное (см. например, патент РФ N 1556099, кл. С 09К 7/026 1987 г.).

Указанный раствор имеет низкие значения показателя фильтрации (ф 7 10 см³ за 30 мин), высокую флокулирующую способность, кольматирует продуктивный пласт на небольшую глубину (глубина кольматации не превышает 3 мм), при этом коэффицент восстановления проницаемости низкопроницаемых образцов достаточно высокий и составляет 65 75%
Однако указанный известный безглинистый буровой раствор имеет низкие структурно-механические свойства и вязкость (CHC₁/₁₀ 0/0 Па; УВ₁₀₀ 16 18 сек), не обеспечивающие вынос выбуренной породы на дневную поверхность, особенно при бурении наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальными стволами.

Известный безглинистый раствор также нельзя применять успешно при бурении обваливающихся глин и аргиллитов, т.к. не обеспечивается своевременный вынос шлама, и, в результате, при подъеме наблюдаются затяжки, а при спуске и посадки бурового инструмента.

Наряду с указанием, известный состав не кольматирует породы высокой проницаемости (в частности, порово-трещиноватого типа), вследствие чего при бурении в таких породах возможны поглощения бурового раствора и значительное ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта за счет глубокого проникновения бурового раствора в пласт.

Заявляемое изобретение решает техническую задачу повышения структурно-механических и реологических свойств бурового раствора, повышения его кольматирующих свойств в отношении высокопроницаемых пород при одновременном сохранении проницаемости пласта для нефти после воздействия буровым раствором.

Поставленная техническая задача решается тем, что известный безглинистый буровой раствор, содержащий полиакриламид (ПАА), карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), сульфат алюминия и воду, дополнительно содержит хлорид калия, нефть и поверхностно-активное вещество (ПАВ) МЛ-80 смесь ионогенных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе сульфоната и сульфонола, при следующем соотношении ингредиентов, масс.

полиакриламид 0,35 0,70
карбоксиметилцеллюлоза 0,35 0,80
сульфат 0,07 0,20
хлорид калия 3 10
нефть 3 5
ПАВ МЛ-80 0,03 0,05
вода остальное.

Благодаря введению в безглинистый буровой раствор, содержащий КМц, ПАА, сульфат алюминия и воду, дополнительно КСI, нефти и ПАВ марки МЛ-80 в предложенном количественном соотношении ингредиентов, оказалось возможным повысить вязкость и структурно-механические свойства, а следовательно, и его выносную способность, одновременно с этим обеспечить высокие кольматирующие свойства по отношению к высокопроницаемым породам, а также обеспечить сохранение проницаемости по нефти нефтенасыщенных пород продуктивного пласта после воздействия буровым раствором.

Это обусловлено, по-видимому, тем, что хлорид калия,нефть и ПАВ при заявленном их количественном содержании в предлагаемом буровом растворе обеспечивают образование устойчивых во времени конденсационных связей структурированной системы, образующейся при взаимодействии ПАА, КМЦ и сульфата алюминия. Благодаря этому раствор приобретает высокую структуру, обеспечивающую кольматацию высокопроницаемых пород.

Заявляемое сочетание ингредиентов и их количественное соотношение нам неизвестно ни из патентной, ни из научно-технической литературы. Следовательно, заявляемое техническое решение отвечает критерию "новизна".

Кроме того, из существующего уровня техники нам не известно, что входящие в предлагаемый буровой раствор ингредиенты с очевидностью обеспечивают достижение поставленной технической задачи, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого бурового раствора критерию "изобретательский уровень".

Для получения заявляемого безглинистого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
техническая вода с жесткостью не более 6 мг-экв/л;
карбоксиметилцеллюлоза марки КМЦ-600 по ГОСТ 5588 70; марки TYLOSE VHR производства фирмы "Хеаст"; марки ANNTIX MC AO METSA SERLA (Финляндия);
полиакриламид отечественный, ТУ 6- -1 1049 76 или японского производства марки DK Drill А 1;
сульфат алюминия, ГОСТ 3758 75;
хлорид калия, ГОСТ 4294 77;
поверхностно-активное вещество МЛ-80, ТУ 84 509 1 82, смесь ионогенных и неионогенных ПАВ следующего химического состава, масс. сульфонат или волгонат 60; сульфонол 30; смачиватель ДБ или синтанол Дт - 7 или синтамид 5 7,5; оксифос 2,5. МЛ-80 представляет собой маслянистую жидкость коричневого цвета плотностью 1060 1080 кг/м³;
нефть плотностью 884 кг/м³ вязкостью 25,76 спз.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример. Для приготовления заявляемого бурового раствора брали 0,35 г КМЦ, 0,7 г ПАА, 3,0 г хлорида калия, 0,12 г сульфата алюминия, 5 г нефти, 0,05 г ПАВ МЛ-80 и 91,78 г технической воды. Все ингредиенты смешивали и получали предлагаемый раствор со следующим содержанием ингредиентов, масс. КМЦ 0,35; ПАА 0,7; нефть 5,0; МЛ-80 0,05; сульфат алюминия 0,12; KCI 3,0; техническая вода остальное.

Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным сочетанием ингредиентов.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства заявляемого бурового раствора: плотность (ρ, кг/м³), условную вязкость (УВ₁₀₀, с), показатель фильтрации (Ф, см³ за 30 мин), динамическое напряжение сдвига (τ_o, дПа), пластическую вязкость (η, мПа, с), статическое напряжение сдвига (CHC₁/10, Па).

Удерживающую (выносную) способность бурового раствора по отношению к выбуренной породе оценивали по изменению величины плотности бурового раствора во времени (через 10 мин, 1 ч, 2 ч и 24 ч) после введения 5% выбуренной породы.

Кольматирующую способность безглинистых буровых растворов определяли с использованием стеклянных пористых пластинок с диаметром пор 100 и 160 мкм (воронок Шотта) по следующей методике. Воронку Шотта вставляли в колбу Бунзена, соединенную с вакуум-насосом, наливали воду и определяли скорость фильтрации воды, затем в воронку наливали буровой раствор и определяли скорость фильтрации раствора. После этого раствор выливали и в воронку наливали воду и определяли скорость фильтрации воды через зону кольматации. По изменению скорости фильтрации воды и бурового раствора судили о кольматирующих свойствах буровых растворов. После фильтрации бурового раствора в воронку наливали 7%-ный раствор соляной кислоты, выдерживали 30 мин и отфильтровывали, а затем наливали нефть и также отфильтровывали. По скорости фильтрации нефти судили о восстановлении проницаемости зоны кольматации.

В ходе лабораторных исследований изучали эти же показатели у известного по прототипу безглинистого бурового раствора.

Данные об ингредиентном составе и показателях свойств заявляемого и известного по прототипу безглинистых буровых растворов приведены в таблице 1.

Данные о кольматирующих свойствах известного по прототипу и заявляемого буровых растворов приведены в таблице 2.

Данные об удерживающей (выносной) способности заявляемого и известного по прототипу буровых растворов приведены в таблице 3.

Данные, приведенные в таблицах 1, 2 и 3, показывают, что заявляемый буровой раствор при следующем соотношении ингредиентов, мас. ПАА 0,35-0,70; КМЦ 0,35-0,80; Al₂(SO₄)₃ 0,07-0,20; KCl 3-10; нефть 3-5; вода остальное, имеет низкие значения показателя фильтрации (Ф 3-5 см³ мин), технологически необходимые структурно-механические и реологические показатели (CHC_1/10 0,1-4,0/0,1-5,0; η 8-32 мПа.с; t_o 12-140 дПа), обеспечивающие вынос выбуренной породы и удержание ее во взвешенном состоянии при остановках процесса бурения (время начала осаждения твердой фазы не менее 2 часов). Заявляемый буровой раствор обеспечивает кольматацию высокопроницаемых пород (через фильтр с размером пор 100 мкм отфильтровывается 2-6 см³ фильтрата за 30 мин, через фильтр диаметром пор 160 мкм - 3,5-11,5 см³ за 30 мин/ а после кольматации филь- буровым раствором вода практически не фильтруется). В то же время, после обработки закольматированной зоны фильтра соляной кислотой, его проницаемость для нефти полностью восстанавливается (скорость фильтрации нефти через фильтр после обработки HCI такая же, как и скорость фильтрации воды через чистый фильтр).

Заявляемый безглинистый буровой раствор может быть также использован при гидроразрыве пласта в качестве жидкости-песконосителя и жидкости-гидроразрыва.

В ходе лабораторных исследований провели оценку пескоудерживающей способности заявляемого состава. Пескоудерживающую способность определяли при содержании 50% песка от объема состава, для чего в лабораторный стакан наливали 300 мл заявляемого состава, добавляли 150 г кварцевого песка, используемого для закрепления трещин при гидроразрыве пласта, перемешивали, наливали в мерный цилиндр объемом 100 мл и замеряли стабильность данного состава через 163 и 24 часа (т.е. определяли плотность верхней и нижней частей жидкости и по разнице плотностей судили о пескоудерживающей способности).

Данные об изменении стабильности заявляемого раствора при 50%-ном содержании в нем песка представлены в таблице 4.

Данные, представленные в таблице 4, показывают, что заявляемый состав имеет высокую пескоудерживающую способность в первые три часа (стабильность равна 0,003), а через сутки стабильность снижается, что говорит о частичной деструкции раствора. Этот показатель также положительно характеризует заявляемый состав, т.к. свидетельствует о том, что после задавки его в трещины состав в результате деструкции будет вымываться из пласта и не оказывать отрицательного влияния на продуктивные скважины.

Указанные технические преимущества заявляемого безглинистого бурового раствора при его использовании в промысловых условиях позволяют:
снизить в 1,5 5 раз затраты времени и средств на приготовление и обработку бурового раствора при бурении скважин в высокопроницаемых породах порово-кавернозного типа за счет высоких кольматирующих свойств бурового раствора;
повысить качество покрытия продуктивных пластов и увеличить продуктивность скважин на 10 25% за счет сохранения проницаемости пород продуктивного пласта;
повысить качество строительства наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальными стволами за счет высокой выносной способности и удерживающей способности бурового раствора, предотвращающей осложнения, связанные с прихватами и затяжками бурильного инструмента.

Использование заявляемого раствора в качестве жидкости-песконосителя в процессе гидравлического разрыва пласта позволит повысить продуктивность нефтяных и приемлемость нагнетательных скважин за счет высокой пескоудерживающей способности. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4

Claims

Безглинистый буровой раствор, содержащий полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, сульфат алюминия и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит хлорид калия, нефть и поверхностно-активное вещество МЛ-80 смесь ионогенных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе сульфоната и сульфонола при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Полиакриламид 0,35-0,70
Карбоксиметилцеллюлоза 0,35-0,80
Сульфат алюминия 0,07-0,20
Хлорид калия 3-10
Нефть 3-5
Поверхностно-активное вещество МЛ-80 смесь ионогенных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе сульфоната и сульфонола 0,03-0,05
Вода Остальное