RU2123023C1

RU2123023C1 - Буровой раствор на водной основе

Info

Publication number: RU2123023C1
Application number: RU96104538A
Authority: RU
Inventors: Г.П. Бочкарев; Б.А. Андресон; А.С. Рекин
Priority date: 1996-03-06
Filing date: 1996-03-06
Publication date: 1998-12-10

Abstract

В буровой раствор на водной основе, содержащий глину, крахмал и воду, дополнительно вводят легкое талловое масло при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: глина 5-15, крахмал 1-3, легкое талловое масло 0,5-1,5, вода - остальное. Положительный эффект: сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, уменьшение обводненности добываемой продукции. 4 табл.

Description

Предлагаемое изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов.

Как известно, в качестве стабилизаторов буровых растворов на водной основе применяют главным образом полимерные реагенты: карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), гидролизованный полиакриламид (ГПАА), нитронный реагент (НР), полиэтиленоксид (ПЭО) и др.

При вскрытии продуктивных пластов с промывкой указанными растворами происходит адсорбция полимеров в пористой среде коллектора, в результате чего существенно снижается его первоначальная проницаемость. Поскольку данные полимеры не поддаются десорбции и не разрушаются при кислотной обработке, то указанное снижение проницаемости носит необратимый характер. Активной и прочной адсорбции полимеров способствует гидрофильный характер смачиваемости поровой поверхности коллекторов большинства месторождения.

В этой связи более предпочтительны крахмальные реагенты, относящиеся к классу полисахаридов и получаемые из растительного сырья (картофеля кукурузы, маиса и др.). Они в отличие от синтетических полимеров имеют меньшую молекулярную массу, хорошо работают в условиях полиминеральной агрессии, меньше адсорбируются в пористой среде, подвержены биологической деструкции, кислоторазлагаемы. Для повышения стабилизирующей способности крахмальные реагенты часто совмещают с другими полимерами. Например, известен состав безглинистого бурового раствора, содержащего в качестве стабилизаторов следующие реагенты, мас. %: крахмал 0,2 - 0,6, полиакриламид 0,02 - 0,05, УЩР 0,05 - 0,02, вода - остальное. Недостатками данного состава являются: 1) Отсутствие глинистой фазы и как следствие отсутствие глинистой корки, что приведет к проникновению в пористую среду фильтрата раствора и полимеров. 2) Содержащийся в составе ПАА активно и необратимо адсорбируется в пористой среде и плохо поддается биологической деструкции. 3) Содержащийся в составе УЩР придает фильтрату высокую щелочность, что вызовет набухание глинистых минералов в коллекторе. Все три отмеченных фактора приведут к конечном итоге к значительному ухудшению первоначальной проницаемости продуктивного пласта.

Изобретение по а.с. СССР N 1321740 кл. C 09 K 7/02 "Состав для вскрытия продуктивного пласта" содержит в качестве стабилизатора КМЦ и крахмал при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: КМЦ 0,5 - 5,0, крахмал 0,1 - 3,0, вода - остальное. Недостатками данного состава являются: 1) Отсутствие глинистой фазы, а значит, и глинистой корки приведет к проникновению в коллектор большого количества фильтрата и полимеров. В результате повысится обводненность призабойной зоны и снизится первоначальная проницаемость пласта. 2) Для биодеструкции крахмала и КМЦ в пористой среде требуется долговременная выдержка при определенном давлении и температуре.

Наиболее близким техническим решением к предполагаемому изобретению является а. с. СССР N 1219636, кл. C 09 K 7/02, в котором защищен реагент доя обработки раствора на водной основе, содержащий крахмал, щелочь и воду. В него дополнительно вводят флотореагент-оксаль Т-80 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: крахмал 3 - 10, гидроксид натрия (NaOH) 0,5 - 4,0, флотореагент Т-80 1-10, вода - остальное, и в котором описан буровой раствор на водной основе, содержащий глину, указанный реагент, выведенный в количестве 7 - 15 мас.%. Недостатками данного состава являются: 1) Низкие значения коэффициента восстановления проницаемости коллектора из-за высокой щелочности водной фазы раствора (pH 10 -11), вызывающей набухание глинистых минералов в пористой среде, а также из-за сравнительно высокого показателя фильтрации (12-19 см³ за 30 мин). 2) Низкая степень гидрофобизации поровой поверхности коллектора фильтратом раствора. 3) Отсутствие у раствора ингибирующих свойств и низкая удерживающая способность (показатель статического напряжения сдвига за 1 и 10 мин равен нулю).

Задачей предполагаемого изобретения является повышение коэффициента восстановления проницаемости продуктивного пласта путем придания раствору на водной основе высоких гидрофобизирующих, ингибирующих и селективно-флокулирующих свойств. Решение поставленной задачи достигается составом бурового раствора, содержащего глину, крахмал и воду, в который дополнительно вводят легкое талловое масло (ЛТМ) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: глина 5-15, крахмал 1-3, легкое талловое масло 0,5-1,5, вода - остальное.

Легкое талловое масло является полуотходом целлюлозного производства и выпускается по ТУ 81-05-100-76. Оно содержит в массовых долях: жирных кислот 50-60%, неомыляемых кислот 25-35%, смоляных кислот 3-5%. Известно применение талловых масел в качестве компонента в смазочном реагенте по а.с. СССР N 1266181, кл. C 09 K 7/02. В заявляемом изобретении легкое талловое масло выполняет новые неизвестные функции: в композиции с крахмалом оно синергетически усиливает стабилизирующую способность, придает раствору ингибирующие, гидрофобизирующие и селективно-флокулирующие свойства, защищает крахмал от биодеструкции в процессе бурения скважины. Поэтому предлагаемое техническое решение отвечает критерию "существенные отличия".

Примеры конкретного приготовления заявляемого раствора.

Пример 1. В 935 г воды затворяют 50 г глины и перемешивают в течение 1 часа до полного распускания глины. Затем вводят 10 г крахмала и еще перемешивают в течение 1 часа. Далее вводят 5 г легкого таллового масла и перемешивают 0,5 часа, после чего раствор считается готовым.

Пример 2. В 870 г воды затворяют 100 г глины и перемешивают в течение 1 часа до полного распускания глины. Затем вводят 20 г крахмала и еще перемешивают в течение 1 часа. Далее вводят 10 г легкого таллового масла и перемешивают 0,5 часа, после чего раствор считается готовым.

Пример 3. В 805 г воды затворяют 150 г глины и перемешивают в течение 1 часа до полного распускания глины. Затем вводят 30 г крахмала и еще перемешивают в течение 1 часа. Далее вводят 15 г легкого таллового масла и перемешивают 0,5 часа, после чего раствор считается готовым.

В табл. 1 представлены компонентные составы заявляемого раствора (составы 1-3) и раствора, принятого за прототип предполагаемого изобретения (состав 4).

Приведенные в табл. 1 составы исследованы в лабораторных условиях.

В табл. 2 представлены сведения о технологических параметрах исследованных растворов. Составы 1-3 имели оптимальные заявляемые значения ингредиентов. В состав 4 (прототип) взяты наилучшие соотношения ингредиентов из описания изобретения по а.с. N 1219636, а именно состав 18 из табл. 1 данного описания. Для сравнения в табл. 2 приведены также данные о технологических параметрах исходного глинистого раствора, содержащего 10% глины, без добавок химических реагентов (состав 5), аналогичного раствора, обработанного только одним крахмалом (состав 6), аналогичного раствора, обработанного только одним легким талловым маслом (состав 7). Количество крахмала в составе 6 равно 25%, а количество таллового масла в составе 7 равно 1%.

Как следует из анализа данных табл. 2, заявляемый раствор (составы 1-3) имеет значительно лучшее качество по сравнению с раствором прототипа (состав 4). Эти преимущества выражаются в следующем:
а) Заявляемый раствор имеет более низкий показатель фильтрации и оптимальные вязкостные и структурно-механические свойства.

б) Заявляемый раствор имеет низкие значения показателя pH, что исключает или уменьшает набухание глинистых минералов на стенках скважины и в коллекторе.

в) Заявляемый раствор имеет более высокие значения удельного сопротивления, что необходимо для проведения качественного электрокаротажа в скважине.

г) У заявляемого раствора более высокие смазочные и противоприхватные свойства, о чем можно судить по низким значениям показателей I и коэффициента сдвига корки (КСК).

д) Заявляемый раствор обладает селективно-флокулирующей способностью по отношению к тонкодисперсной коллоидной глинистой фазе. Содержание коллоидной фазы в нем находится в оптимальных пределах 2-4%. Как известно, при более высоком содержании коллоидной фазы в растворе существенно ухудшаются показатели бурения и проницаемость коллектора.

Следует отметить, что перечисленные положительные свойства заявляемого раствора достигаются только при совместном введении в него обоих компонентов - крахмала и ЛТМ. Это видно, например, при вводе в исходный раствор только одного крахмала (состав 6) или одного ЛТМ (состав 7).

Оценка смазочных свойств производилась с помощью прибора Тимкена американской фирмы "Бароид". Методика предусматривает определение силы тока (I), которая коррелируется с коэффициентом трения при взаимодействии под определенной нагрузкой металлической пары вращающегося кольца и неподвижной призмы в среде исследуемого раствора. Чем меньше сила тока, тем лучше смазочные свойства.

Оценка противоприхватных глинистых корок произведена с помощью усовершенствованного прибора СНС-2, позволяющего замерять коэффициент сдвига корки (КСК). Чем меньше значения КСК, тем лучше противоприхватные свойства раствора.

Количество сфлокулированной глинистой фазы (Фл) оценивали взвешиванием оставшихся на сите с размером ячеек 0,1х0,1 мм глинистых частиц после пропускания через указанное сито порции раствора на вибростенде.

Содержание коллоидной фазы С,% оценивали известным стандартным методом "метиленовой сини".

На стандартной установке УИПК-1М проведены исследования по оценке влияния раствора из табл.1 на коэффициент восстановления проницаемости естественных кернов ( β ). Опыты проводились в соответствии с "Методическими рекомендациями по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами".- М.: ВНИГНИ, 1978 г. Одновременно определяли поверхностное натяжение фильтрата раствора (Шептала Н.Е. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей реагентов. - М.: Недра, 1974 г.), а также ингибирующую и гидрофобизирующую способности. Ингибирующую способность оценивали по величине коэффициента набухания бентонита (K₂) согласно методики Городного В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. - М. : Недра, 1977 г. Чем меньше значения K₂, тем лучше ингибирующая способность фильтрата.

Способность фильтрата гидрофобизировать пористую поверхность керна оценивали по величине краевого угла смачивания, образуемого двумя несмешивающимися жидкостями (фильтрат раствора и керосин) на поверхности твердого тела (стеклянной пластинки). Указанные замеры производили с помощью "оптической скамьи" (Бабалян Г.А. и др. Физико-химические основы применения ПАВ при разработке нефтяных месторождений. - М.: ГТТИ, 1962 г). Поверхность твердого тела считается гидрофобной, если краевой угол смачивания имеет величину от 90 до 180 градусов.

В табл. 3 приведены сведения о проведенных исследованиях.

Как следует из анализа указанной таблицы, заявляемый раствор (состав 1-3) позволяет достичь цель изобретения: повысить коэффициент восстановления проницаемости до максимальных значений. Это является следствием действия следующих факторов: 1) фильтрат заявляемого раствора обладает хорошими поверхностно-активными свойствами, поскольку снижается поверхностное натяжение; 2) он так же обладает ингибирующими свойствами и тем самым предотвращает набухание глинистых минералов в керне; 3) фильтрат заявляемого раствора гидрофобизирует пористую среду керна, в результате чего улучшается фазовая проницаемость для модели нефти (керосина). Раствор, принятый нами на прототип предполагаемого изобретения (состав 4), по всем вышеперечисленным параметрам уступает заявляемому раствору. Еще хуже указанные параметры у исходного глинистого раствора, не обработанного химическими реагентами (состав 5). Для достижения цели изобретения и в данном случае необходимо совместное введение крахмала и ЛТМ в заявляемых соотношениях. Добавка в глинистый раствор только одного крахмала (состав 6) незначительно улучшает коэффициент восстановления проницаемости, несколько выше он при вводе в глинистый раствор только одного ЛТМ (состав 7). ЛТМ в составе заявляемого раствора выполняет еще одну новую неизвестную ранее функцию: оно предотвращает быструю биологическую деструкцию крахмала. В табл. 4 представлены данные об изменении некоторых основных технологических параметров заявляемого раствора и раствора-прототипа, замеренных непосредственно после приготовления раствора и после одномесячной выдержки в покое. Как следует из данных табл. 4, заявляемый раствор (составы 1-3) после одномесячной выдержки практически не претерпел каких-либо изменений, качество его осталось высоким. В то же время раствор-прототип (состав 4) в результате биологической деструкции крахмала почернел, у раствора появился неприятный запах, увеличился показатель фильтрации, ухудшились смазочные и противоприхватные свойства.

Claims

Буровой раствор на водной основе, содержащий глину, крахмал и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит легкое талловое масло при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина - 5 - 15
Крахмал - 1 - 3
Легкое талловое масло - 0,5 - 1,5
Вода - Остальноеа