RU2213761C2

RU2213761C2 - Emulsion drilling fluid

Info

Publication number: RU2213761C2
Application number: RU2001124485A
Authority: RU
Inventors: Г.Г. Мурзагулов; Б.А. Андресон; Р.М. Гилязов; В.Ф. Хайруллин
Priority date: 2001-09-03
Filing date: 2001-09-03
Publication date: 2003-10-10

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: invention provides drilling fluid for boring under complicated mining and geological conditions and for quality exposing of productive reservoirs containing, wt %: hydrocarbon phase 10-20, calcium carbonate 5-30, starch as stabilizer 3-4, magnesium chloride 5-10, potassium chloride 3-5, alldestination surfactant PKD-515 (additionally) 3-4, and mineralized water - the balance. EFFECT: prevented clay rock swelling and increased permeability restoration factor for productive reservoirs. 2 tbl

Description

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам для бурения в сложных горно-геологических условиях и для качественного вскрытия продуктивных коллекторов. The invention relates to the drilling of oil and gas wells, and in particular to drilling fluids for drilling in difficult geological conditions and for high-quality opening of productive reservoirs.

Известен гидрофобный эмульсионный буровой раствор, содержащий дизельное топливо, минерализованную воду, эмульгатор, бентонитовую глину и утяжелитель (а. с. 1020428, C 09 K 7/06, 1983). Known hydrophobic emulsion drilling fluid containing diesel fuel, saline water, emulsifier, bentonite clay and weighting agent (and.with. 1020428, C 09 K 7/06, 1983).

Недостатками данного бурового раствора являются наличие в составе загрязняющих продуктивный пласт бентонита и барита и недостаточное ингибирование им набухания глин. The disadvantages of this drilling fluid are the presence of bentonite and barite in the composition of polluting the reservoir and its insufficient inhibition of clay swelling.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является эмульсионный буровой раствор, содержащий, мас.%: углеводородную фазу 5,0-15,0; карбонат кальция 6,0-14,5; хлорид железа (III) 5,0-12,0; оксид кальция 1,5-4,5; углеводородорастворимое неионогенное ПАВ (ОП-4, ПМС-200А, ГКЖ-94 М. , АФ-4) 0,5-1,5; минерализованную воду - остальное. Он дополнительно может содержать бентонит 1,0-2,5 мас.% (а. с. РФ 1613475, C 09 K 7/02, 1990, прототип). Closest to the proposed invention in technical essence is an emulsion drilling fluid containing, wt.%: Hydrocarbon phase 5,0-15,0; calcium carbonate 6.0-14.5; iron (III) chloride 5.0-12.0; calcium oxide 1.5-4.5; hydrocarbon-soluble non-ionic surfactant (OP-4, PMS-200A, GKZH-94 M., AF-4) 0.5-1.5; mineralized water - the rest. It may additionally contain bentonite 1.0-2.5 wt.% (And.with. RF 1613475, C 09 K 7/02, 1990, prototype).

Недостатками данного технического решения являются низкая ингибируюшая способность, низкий коэффициент восстановления проницаемости коллектора и высокая коррозионная активность из-за содержания в растворе хлорида железа (III). The disadvantages of this technical solution are low inhibitory ability, low recovery coefficient of permeability of the collector and high corrosivity due to the content of iron (III) chloride in the solution.

Решаемая предлагаемым изобретением задача - повышение ингибирующих свойств эмульсионного бурового раствора, предотвращающих набухание глинистых пород, и повышение коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов. The problem solved by the invention is to increase the inhibitory properties of emulsion drilling fluid, preventing the swelling of clay rocks, and increase the recovery coefficient of the permeability of productive reservoirs.

Поставленная задача решается тем, что эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl₂ и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Углеводородная фаза - 10-20
ПАВ комплексного действия ПКД-515 - 5-7
Крахмал ФИТО-РК - 3-4
MgCl₂ - 5-10
KCl - 3-5
Карбонат кальция - 5-30
Минерализованная вода - Остальное
Из патентной и научно-технической литературы нам не известен эмульсионный буровой раствор, содержащий совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет делать вывод о новизне заявляемого изобретения.The problem is solved in that the emulsion drilling fluid containing a hydrocarbon phase, calcium carbonate, mineral salt, stabilizer and mineralized water, characterized in that it contains FITO-RK starch as a stabilizer, and magnesium chloride MgCl ₂ as a mineral salt and potassium chloride KCl and, optionally, a surfactant with a complex action of PKD-515, in the following ratio of ingredients, wt.%:
Hydrocarbon phase - 10-20
Complex surfactant PKD-515 - 5-7
FITO-RK starch - 3-4
MgCl ₂ - 5-10
KCl - 3-5
Calcium Carbonate - 5-30
Mineralized Water - Else
From the patent and scientific and technical literature, we do not know the emulsion drilling fluid containing the combination of the above ingredients in the proposed quantitative ratio, which allows us to conclude about the novelty of the claimed invention.

В лабораторных и промысловых испытаниях эмульсионного бурового раствора в качестве минерализованной воды использовалась пластовая вода пашийского горизонта Туймазинской площади, а в качестве углеводородной фазы - девонская нефть Туймазинского месторождения. Пластовая вода имела плотность 1,18 г/см³, общую минерализацию 248 г/л.In laboratory and field tests of the emulsion drilling fluid, reservoir water of the Pashi horizon of Tuymazinskaya area was used as mineralized water, and Devonian oil of the Tuymazinskoye field was used as the hydrocarbon phase. The produced water had a density of 1.18 g / cm ³ and a total salinity of 248 g / l.

Ингибирующее действие на набухание глин минерализованной воды общеизвестно (например, Дж. Р. Грей, Г.С.Г. Дарли, Состав и свойства буровых гонгов, М. , "Недра", 1985). Вводимые в раствор минеральные соли MgCl₂ (ГОСТ 4209-77) и KCl (ГОСТ 4568-74) усиливают ингибирующее действие бурового раствора.The inhibitory effect on the swelling of clays of mineralized water is well known (for example, J. R. Gray, G. S. G. Darley, Composition and properties of drilling gongs, M., "Nedra", 1985). The mineral salts MgCl ₂ (GOST 4209-77) and KCl (GOST 4568-74) introduced into the solution enhance the inhibitory effect of the drilling fluid.

ПАВ комплексного действия ПКД-515 представляет собой композиционную смесь неионогенного ПАВ, углеводородного растворителя, алифатических спиртов, азотсодержащей добавки, выпускается по ТУ-39-05765670-ОП-211-95. Являясь гидрофобизатором, препятствует гидратации глин (патент РФ 2149988, Е 21 В 43/22, 1998). При этом выявлена новая функция ПКД-515 - ингибирование набухания глин. Кроме того, ПКД-515 снижает поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть и способствует увеличению коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов. The complex surfactant PKD-515 is a composite mixture of a nonionic surfactant, a hydrocarbon solvent, aliphatic alcohols, a nitrogen-containing additive, produced according to TU-39-05765670-OP-211-95. Being a water repellent agent, it prevents the hydration of clays (RF patent 2149988, Е 21 В 43/22, 1998). At the same time, a new function of PKD-515 was revealed - inhibition of clay swelling. In addition, PKD-515 reduces the surface tension at the filtrate - oil interface and contributes to an increase in the recovery coefficient of productive reservoir permeability.

Входящий в состав раствора карбонат кальция выпускается по ТУ 5743-034-00204872-97. Он является кислоторастворимым кольматантом и утяжелителем, тем самым способствует качественному вскрытию продуктивного пласта. The calcium carbonate included in the solution is produced according to TU 5743-034-00204872-97. It is an acid-soluble colmatant and weighting agent, thereby contributing to the qualitative opening of the reservoir.

Использование крахмала ФИТО-РК (ТУ-2483-002-41668452-97) в качестве стабилизатора раствора продиктовано его солестойкостью. Даже в соленасыщенных растворах крахмал ФИТО-РК не подвергается деструкции. Такие растворы можно использовать при бурении также соляных отложений. The use of FITO-RK starch (TU-2483-002-41668452-97) as a solution stabilizer is dictated by its salt resistance. Even in saline solutions, FITO-RK starch does not undergo degradation. Such solutions can also be used in drilling salt deposits.

В качестве углеводородной фазы может быть использовано дизельное топливо, нефть и др. As the hydrocarbon phase, diesel fuel, oil, etc. can be used.

Из существующего уровня техники нам не известно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый эмульсионный буровой раствор, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень". From the existing level of technology, we do not know that the ingredients included in the proposed emulsion drilling fluid, provide the above properties, which allows us to conclude that the proposed technical solution meets the criterion of "inventive step".

Способ приготовления эмульсионного бурового раствора заключается в следующем. Например, в 700 мл минерализованной воды растворяют последовательно 30 г крахмала, 50 г MgCl₂ и 30 г KCl. Затем в раствор вводят 50 мл ПАВ ПКД-515 и 100 мл нефти. После этого для получения кислоторастворимой корки и снижения показателя фильтрации вводят карбонат кальция в минимальном количестве 50 г, а при необходимости утяжеляют им: до требуемой плотности. Для регулирования условной вязкости раствор дополнительно может содержать полианионную целлюлозу, например Staflo Regular производства Асzo Nobel (Голландия) в количестве 0,1-0,4 мас.%.A method of preparing an emulsion drilling fluid is as follows. For example, 30 g of starch, 50 g of MgCl ₂ and 30 g of KCl are successively dissolved in 700 ml of mineralized water. Then, 50 ml of PKD-515 surfactant and 100 ml of oil are introduced into the solution. After that, to obtain an acid-soluble crust and reduce the filtration rate, calcium carbonate is introduced in a minimum amount of 50 g, and if necessary, weight it: to the required density. To regulate the viscosity, the solution may additionally contain polyanionic cellulose, for example, Staflo Regular manufactured by Aczo Nobel (Holland) in an amount of 0.1-0.4 wt.%.

Полученный таким образом раствор позволяет успешно бурить склонные к обвалам глинистые породы и качественно вскрывать продуктивные пласты. Данным раствором без осложнений пробурены скважины 372-Туймазинская, 223б-Петропавловская (горизонтальная), 3969-Туймазинская, где были пройдены склонные к обвалам кыновские глины. Заявляемым буровым раствором также ликвидированы аварии в обваливающихся скважинах 37-Арланская и 328-Чекмагушевская. The solution obtained in this way allows you to successfully drill clay rocks prone to collapse and to qualitatively open productive formations. With this solution, wells 372-Tuymazinskaya, 223b-Petropavlovskaya (horizontal), 3969-Tuimazinskaya were drilled without complications, where Kyn clay, which was prone to collapse, was drilled. The claimed drilling fluid also eliminated accidents in collapsing wells 37-Arlanskaya and 328-Chekmagushevskaya.

В лабораторных условиях проведены сравнительные анализы предлагаемого раствора и прототипа. Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов проводилась с помощью стандартных приборов и стандартных методик (например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам, М., "Недра", 1979). In laboratory conditions, comparative analyzes of the proposed solution and prototype. Assessment of the main technological parameters of the studied solutions was carried out using standard instruments and standard techniques (for example, Ryazanov Y. A. Reference on drilling fluids, M., "Nedra", 1979).

Ингибирующие свойства растворов оценивались по показателю увлажняющей способности (П₀), определяемой в соответствии с РД 39-813-82, Краснодар, ВНИИКрнефть. Данный показатель комплексно учитывает влияние капиллярной пропитки, диффузии осмотического массопереноса на процесс гидратации бентонита. Чем меньше значение П₀, тем более высокой ингибирующей способностью обладает раствор.The inhibitory properties of the solutions were evaluated by the moisturizing ability index (P ₀ ), determined in accordance with RD 39-813-82, Krasnodar, VNIIKrneft. This indicator comprehensively takes into account the effect of capillary impregnation, diffusion of osmotic mass transfer on the process of hydration of bentonite. The lower the value of P ₀ , the higher the inhibitory ability of the solution.

Коэффициент восстановления проницаемости коллекторов определяли по стандартной методике на установке УИПК-1М (Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств вэернов. М., Гостоптехиздат, 1963) на кернах терригенных отложений пашийского горизонта Туймазинской площади. The permeability recovery coefficient of the reservoirs was determined by the standard method at the UIPK-1M installation (Kalinko MK Methods of studying the reservoir properties of veerns. M., Gostoptekhizdat, 1963) on cores of terrigenous deposits of the Pasha horizon of Tuymazinskaya Square.

Оценка поверхностно-активных свойств заявляемого и известного растворов заключалась в измерении поверхностного натяжения на границе между фильтратом раствора и керосином методом счета капель (Н.Е. Шептала. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов, М., "Недра", 1974). Assessment of the surface-active properties of the claimed and known solutions consisted in measuring the surface tension at the interface between the solution filtrate and kerosene by the method of droplet counting (N.E. Sheptala. Manual on the physicochemical analysis of clay solutions, clays, weighting agents and reagents, M., " Bowels ", 1974).

В табл. 1 приведены данные о компонентных составах исследованных растворов. Растворы 1 и 5 содержат компоненты в количествах ниже нижнего и дне верхнего пределов соответственно. Раствор 6 является прототипом. In the table. 1 shows data on the component compositions of the investigated solutions. Solutions 1 and 5 contain components in amounts below the lower and lower upper limits, respectively. Solution 6 is a prototype.

В табл. 2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов. In the table. 2 provides information on the technological parameters of the investigated solutions.

Как следует из результатов экспериментов, приведенных в табл.2, содержание компонентов предлагаемого раствора в указанных количествах (растворы 2-4) позволяет существенно снизить увлажняющую способность раствора (до 0,4-0,6 см/ч), снизить поверхностное натяжение на границе между фильтратом раствора и нефтью до 2,5-4,4 мН/м и увеличить коэффициент восстановления проницаемости кернов до 74-87%. As follows from the results of the experiments shown in Table 2, the content of the components of the proposed solution in the indicated amounts (solutions 2-4) can significantly reduce the moisturizing ability of the solution (to 0.4-0.6 cm / h), reduce the surface tension at the boundary between the solution filtrate and oil up to 2.5-4.4 mN / m and increase the recovery coefficient of core permeability up to 74-87%.

Технико-экономические преимущества предлагаемого эмульсионного бурового раствора по сравнению с прототипом заключаются в следующем:
- скорость увлажнения глин П₀ в 6,9 раз меньше, что обеспечивает устойчивость ствола скважины в течение длительного периода времени;
- межфазное натяжение фильтрата на границе с нефтью (σ) в 4,8 раз меньше, что создает хорошие предпосылки для улучшения качества вскрытия продуктивного пласта;
- коэффициент восстановления проницаемости (β) в 1,9 раз больше, что гарантирует существенно меньшее загрязнение продуктивного пласта и выход на потенциальный дебит в короткие сроки при освоении скважин.The technical and economic advantages of the proposed emulsion drilling fluid in comparison with the prototype are as follows:
- the rate of hydration of clay P ₀ 6.9 times less, which ensures the stability of the wellbore for a long period of time;
- interfacial tension of the filtrate at the border with oil (σ) is 4.8 times less, which creates good prerequisites for improving the quality of opening of the reservoir;
- the permeability recovery coefficient (β) is 1.9 times greater, which guarantees significantly less contamination of the reservoir and a potential production rate in a short time when developing wells.

Таким образом, как показали лабораторные и промысловые испытания, эмульсионный буровой раствор по сравнению с известным техническим решением обладает более высокими ингибирующими и поверхностно-активными свойствами, что позволяет успешно бурить склонные к обвалам глинистые породы и качественно вскрывать продуктивный пласт. Thus, as shown by laboratory and field tests, the emulsion drilling fluid, in comparison with the known technical solution, has higher inhibitory and surface-active properties, which makes it possible to successfully drill clay rocks prone to collapse and to qualitatively open the reservoir.

Claims

An emulsion drilling fluid containing a hydrocarbon phase, calcium carbonate, mineral salt, stabilizer and mineralized water, characterized in that it contains FITO-RK starch as a stabilizer, and magnesium chloride MgCl ₂ and potassium chloride KCl as a mineral salt and additionally surfactant complex action surfactant PKD-515 in the following ratio of ingredients, wt.%:
Hydrocarbon phase - 10-20
Complex surfactant PKD-515 - 5-7
FITO-RK starch - 3-4
MgCl ₂ _- 5-10
KCl - 3-5
Calcium Carbonate - 5-30
Mineralized Water - Else