RU2298575C1 - Буровой раствор (варианты) - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе для бурения и заканчивания скважин. Технический результат - создание непенящего бурового раствора с улучшенными поверхностно-активными свойствами, устойчивого к микробиологическому поражению и в максимальной степени сохраняющего естественные фильтрационные свойства продуктивных пластов. Буровой раствор по первому варианту содержит, мас.%: глину 3-15, понизитель фильтрации 0,1-0,6, фосфоновый комплексон 0,01-0,05, органосиликонат щелочного металла 0,05-0,8, суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля 0,5-2,0, бактерицид 0,1-0,5; вода остальное. Буровой раствор по второму варианту содержит, мас.%: глину 3-15, понизитель фильтрации 0,1-0,6, комплексный реагент КР-03 - водный раствор продукта взаимодействия фосфонового комплексона и алюмометилсиликоната натрия 0,3-1,0, суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля 0,5-2,0, бактерицид 0,1-0,5; вода остальное. Буровой раствор может дополнительно содержать смазочную добавку в количестве 0,3-1,5% от объема раствора и утяжелитель. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 табл.

Description

Предлагаемое изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе для бурения и заканчивания скважин.

Известно о совместном применении в буровых растворах органосиликонатов натрия (ГКЖ) и нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) (Применение фосфоновых комплексонов в буровых растворах / ОИ. Сер.: «Техника и технология бурения скважин» - М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - Вып.2. - С.24). Органосиликонаты в сочетании с НТФ улучшают ингибирующие свойства раствора, но при этом его поверхностно-активные характеристики (межфазное натяжение на границе фильтрата бурового раствора - углеводородная жидкость, краевой угол смачивания) не позволяют получать удовлетворительных значений коэффициента восстановления проницаемости продуктивных пластов.

Известен буровой раствор (А.с. №1384595 СССР, 30.03.1988), содержащий глину, понизитель водоотдачи, 0,01-0,03% фосфонового комплексона и 0,1-0,6% органосиликоната щелочного металла. В качестве фосфонового комплексона используется НТФ или ОЭДФ (1-оксиэтилиденфосфоновая кислота), а в качестве органосиликоната щелочного металла - алюмометилсиликонат натрия (Петросил-1, Петросил-2, Петросил-2М). Рекомендуемые добавки улучшают структурно-механические и фильтрационные характеристики растворов в условиях полиминеральной солевой агрессии, но поверхностно-активные свойства раствора также не обеспечивают качественное вскрытие продуктивных пластов.

Наиболее близким техническим решением является буровой раствор (RU 2245895 С1, 10.02.2005), содержащий глину, понизитель фильтрации, фосфатидный концентрат и 0,1-0,5% органосиликоната натрия. Дополнительно он может содержать разжижитель, в качестве которого рекомендуется использовать НТФ. Совместное применение фосфатидного концентрата (ФК) и органосиликонатов натрия улучшает структурно-механические, ингибирующие и поверхностно-активные характеристики раствора.

Основным недостатком известного технического решения являются довольно высокие значения поверхностного натяжения фильтрата на границе с углеводородом. Фосфатидный концентрат служит, прежде всего, смазочной добавкой и даже в сочетании с гидрофобизатором (органосиликонатом натрия) при их оптимальной концентрации снижает поверхностное натяжение фильтрата лишь до 12 мН/м. Поэтому данный раствор во многих случаях (например, при низкой проницаемости пластов) не обеспечит достижения максимального коэффициента восстановления проницаемости коллекторов.

Фосфатидный концентрат, являющийся продуктом гидратации нерафинированных растительных масел, обладает значительной пенообразующей активностью, и для подавления пенообразования необходимо использовать пеногасители. Кроме того, как и полисахаридные понизители фильтрации (КМЦ, биополимеры и т.п.), он служит оптимальной средой для развития технической микрофлоры: сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и более устойчивых штаммов - целлюлозоразлагающих, нефтеокисляющих, которые могут служить источником заражения продуктивных пластов. В результате биоповреждения основные технологические свойства бурового раствора (прежде всего, фильтрационные и реологические характеристики) заметно ухудшаются уже через сутки после его приготовления. Для поддержания необходимых параметров требуется постоянная дообработка раствора, что приводит к перерасходу основных дорогостоящих реагентов.

Задачей изобретения является создание непенящего бурового раствора с улучшенными поверхностно-активными свойствами, устойчивого к микробиологическому поражению и в максимальной степени сохраняющего естественные фильтрационные свойства продуктивных пластов.

По первому варианту буровой раствор, содержащий глину, понизитель фильтрации, фосфоновый комплексон, органосиликонат щелочного металла и воду, дополнительно содержит суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля и бактерицид при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина	3-15
Понизитель фильтрации	0,1-0,6
Фосфоновый комплексон	0,01-0,05
Органосиликонат щелочного металла	0,05-0,8
Суперконцентрат полиэфирный	0,5-2,0
Бактерицид	0,1-0,5
Вода	остальное

По второму варианту буровой раствор, содержащий глину, понизитель фильтрации, фосфоновый комплексон, органосиликонат щелочного металла и воду, содержит в качестве фосфонового комплексона и органосиликоната щелочного металла комплексный реагент КР-03 - водный раствор продукта взаимодействия фосфонового комплексона и алюмометилсиликоната натрия и дополнительно суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля и бактерицид при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина	3-15
Понизитель фильтрации	0,1-0,6
Комплексный реагент КР-03	0,3-1,0
Суперконцентрат полиэфирный	0,5-2,0
Бактерицид	0,1-0,5
Вода	остальное

Буровой раствор может дополнительно содержать смазочную добавку в количестве 0,3-1,5% от объема раствора и утяжелитель.

В качестве понизителя фильтрации могут использоваться полисахариды (КМЦ, ПАЦ, крахмал, биополимер и др.) или их смеси.

В качестве фосфонового комплексона - НТФ (ТУ 6-09-5283-86 с изм. 1-5) или ОЭДФ (ТУ 6-09-20174-90).

В качестве органосиликоната щелочного металла алюмометилсиликонаты натрия: Петросил-2М (ТУ 6-02-1296-84), АМСР-3 (ТУ 6-02-700-76 с изм. 0-5) и зарубежный реагент KR-22 (СРВ).

Комплексный реагент КР-03 выпускается по ТУ 2257-004-39743384-03, представляет собой водный раствор продукта взаимодействия фосфонового комплексона (НТФ или ОЭДФ) и алюмометилсиликоната натрия (Петросил-2М, АМСР-3).

Суперконцентрат полиэфирный (СКП) - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля - выпускается по ТУ 2458-004-10075157-03.

В качестве бактерицида могут использоваться реагент БД-2 (ТУ 39-1596-93), Бакцид (ТУ 2484-010-05744685-96) и 25%-й водный раствор глутарового альдегида (ГА), выпускаемого по ТУ 6-02-12-73-89.

В качестве утяжелителя могут использоваться барит, магбар, доломит и др.

В качестве смазочной добавки - Глитал (ТУ 2458-001-10075157-99), Политал (ТУ 2458-018-32957739-2002) или их смеси.

В зависимости от геолого-технических условий проводки скважин буровой раствор может дополнительно содержать функциональные добавки из группы, включающей ингибиторы набухания глин, гидрофобизаторы, разжижители, регуляторы рН и др.

Предлагаемый буровой раствор обладает рядом преимуществ по сравнению с прототипом. Совместное использование органосиликонатов щелочных металлов, фосфоновых комплексонов и суперконцентрата полиэфирного в предлагаемых соотношениях усиливает взаимное влияние данных ингредиентов в растворе и обеспечивает синергетическое снижение показателя поверхностного натяжения, лучшую гидрофобизацию коллектора и ингибирование его глинистой составляющей, что в целом обеспечивает более качественное вскрытие продуктивных пластов, чем при использовании раствора-прототипа.

Кроме того, патентуемый раствор обладает повышенной устойчивостью к микробиологическому поражению сульфатвосстанавливающими бактериями и другими штаммами, развивающимися в среде бурового раствора, и стабильностью свойств во времени. Данный эффект объясняется, очевидно, формированием комплексных соединений за счет образования координационных связей между альдегидами, входящими в состав используемых бактерицидных препаратов, и функциональными группами полиалкиленгликолей.

Предлагаемый буровой раствор испытан в лабораторных условиях в сравнении с прототипом, приготовленным в соответствии с описанием. Было приготовлено 6 вариантов буровых растворов, составы которых приведены в таблицах 1, 2.

Таблица 1
Наименование компонента	Содержание компонента, мас.% (номер образца)
	1	2	3
Глина	3	10	15
Понизитель фильтрации (водоотдачи)	0,6 (биополимер: крахмал=1:1)	0,3 (КМЦ)	0,1 (ПАЦ)
Фосфоновый комплексон	0,01 (НТО)	0,03 (НТФ)	0,05 (ОЭДФ)
Органосиликонат щелочного металла	0,05 (Петросил-2М)	0,4 (АМСР-3)	0,8 (KR-22)
СК - полиэфирный	0,5	1,5	2
Бактерицид	0,5 (Бакцид)	0,3 (БД-2)	0,1(ГА)
Вода	95,34	87,47	81,95

Таблица 2
Наименование компонента	Содержание компонента, г/л (номер образца)
	4	5	6
Глина	3	10	15
Понизитель фильтрации (водоотдачи)	0,6 (биополимер: крахмал=1:2)	0,3 (КМЦ)	0,1 (ПАЦ)
КР-03	0,3	0,5	1
СК - полиэфирный	0,5	1,5	2
Бактерицид	0,5 (Бакцид)	0,3 (БД-2)	0,1(ГА)
Вода	95,1	87,4	81,8

Примеры приготовления предлагаемого бурового раствора в лабораторных условиях.

Пример 1. К 30 г глинопорошка добавляют 749,4 г воды и диспергируют на высокоскоростной мешалке в течение 1 часа. В полученную суспензию вводят 0,3% биополимера (150 г в виде 2%-го водного раствора) и 0,3% крахмала (60 г в виде 5%-ного водного раствора) и перемешивают в течение 30 мин. После этого добавляют 0,1 г НТФ и 0,5 г Петросила-2М и перемешивают в течение 15 мин. Фосфоновый комплексон и органосиликонат щелочного металла предварительно смешивают или добавляют одновременно. Затем раствор обрабатывают СК-полиэфирным в количестве 5 г, перемешивают 15 мин и далее добавляют 5 г Бакцида. После перемешивания в течение 30 мин замеряют технологические параметры раствора (образец 1).

Пример 2. К 100 г глинопорошка добавляют 817,7 г воды и диспергируют на высокоскоростной мешалке в течение 1 часа. В полученную суспензию вводят 0,3% КМЦ (60 г в виде 5%-го водного раствора) и перемешивают в течение 30 мин. После этого добавляют 0,3 г НТФ и 4 г Петросила-2М и перемешивают в течение 15 мин. Фосфоновый комплексон и органосиликонат щелочного металла предварительно смешивают или добавляют одновременно. Затем раствор обрабатывают СК-полиэфирным в количестве 15 г, перемешивают 15 мин, и далее добавляют 3 г БД-2. После перемешивания в течение 30 мин замеряют технологические параметры раствора (образец 2).

Образец 3 готовят аналогично (в соответствии с таблицей 1).

Пример 3. К 30 г глинопорошка добавляют 777 г воды и диспергируют на высокоскоростной мешалке в течение 1 часа. В полученную суспензию вводят 0,2% биополимера (100 г в виде 2%-го водного раствора) и 0,4% крахмала (80 г в виде 5%-ного водного раствора) и перемешивают в течение 30 мин. После этого добавляют 3 г КР-03 и перемешивают в течение 15 мин. Затем раствор обрабатывают СК-полиэфирным в количестве 5 г, перемешивают 15 мин, и далее добавляют 5 г Бакцида. После перемешивания в течение 30 мин замеряют технологические параметры раствора (образец 4).

Пример 4. К 100 г глинопорошка добавляют 817 г воды и диспергируют на высокоскоростной мешалке в течение 1 часа. В полученную суспензию вводят 0,3% КМЦ (60 г в виде 5%-го водного раствора) и перемешивают в течение 30 мин. После этого добавляют 5 г КР-03 и перемешивают в течение 15 мин. Затем раствор обрабатывают СК-полиэфирным в количестве 15 г, перемешивают 15 мин, и далее добавляют 3 г БД-2. После перемешивания в течение 30 мин замеряют технологические параметры раствора (образец 5).

Образец 6 готовят аналогично (в соответствии с таблицей 2).

Технологические свойства буровых растворов определяют с помощью стандартных приборов по стандартным методикам:

- плотность (ρ, г/см³), условная вязкость (УВ, с), статическое напряжение сдвига (CHC_1/10, дПа), пластическая вязкость (η, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (τ_о, дПа), рН, фильтрация (Ф, см³), ингибирующая способность (П_о, см/ч), коэффициент трения (ц) и поверхностное натяжение (μ, мН/м) - в соответствии с «Методиками контроля параметров буровых растворов» (РД 39-2-645-81, РД 39-00147001-773-2004);

- диспергирующую способность - по методике, описанной в литературе (O'Brien D., Chenevert M.E. Stabilizing sensitive shales with inhibited potassium-based drilling fluids // Journal of Petroleum Technology. - 1973. - №19. - P. 1089-1100);

- пенообразующую активность (ПА, см³) - по методике, приведенной в ТУ 2458-002-49472578-03 «Смазочная добавка на основе растительных жиров»;

- краевой угол смачивания (9, град) - по ТУ 25-05.229-77;

- коэффициент восстановления проницаемости (3, %) - с помощью установки УИПК 1М на образцах однородных кварцевых низкопроницаемых песчаников (проницаемость по воздуху - 0,03 мкм², пористость 0,15; глинистость - 0,12) при температуре 85°С;

- устойчивость растворов к микробиологическому заражению - по степени подавления микробиологической коррозии (СП, %), определяемой по «Методике оценки защитного действия реагентов, подавляющих микробиологическую коррозию», разработанной ВНИИСПТ-нефть (г.Уфа) в 1977 г.

В таблице 3 приведены технологические параметры растворов, приготовленных по рецептурам, указанным в таблицах 1 и 2.

Как следует из таблицы 3, патентуемый буровой раствор и буровой раствор по прототипу характеризуются близкими значениями основных технологических параметров, т.е. имеют низкий показатель фильтрации, оптимальные реологические и структурно-механические свойства.

В то же время предлагаемый буровой раствор существенно превосходит прототип по ингибирующей способности и поверхностно-активным свойствам.

Благодаря низкому значению поверхностного натяжения фильтрата на границе с углеводородной жидкостью значительно улучшается фазовая проницаемость для нефти, о чем свидетельствуют высокие значения показателя восстановления начальной проницаемости образцов песчаника (β).

Поэтому при использовании предлагаемого бурового раствора благодаря уникальности его химического состава и физических свойств обеспечивается максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и восстановление его проницаемости по нефти и газу до потенциально возможных значений.

Кроме того, в предлагаемом сочетании ингредиенты бурового раствора не вызывают пенообразования, а входящий в состав СКП полипропиленгликоль обладает пеноподавляющим действием, поэтому дополнительной обработки раствора пеногасителями не требуется. Использующиеся в растворе бактерициды в сочетании с полиалкиленгликолями подавляют развитие микрофлоры бурового раствора и обладают более стабильным эффектом. В результате увеличивается продолжительность сохранения технологических параметров бурового раствора.

Таблица 3
№	Параметры буровых растворов
образца	ρ, г/см3	ПА, см3	УВ, с	CHC1/10, дПа	ηпл, мПа·с	τо, дПа	рН	Ф, см3	По, см/ч	Д, %	σ, мН/м	θ, град	β, %	СП, %	μ
1	1,02	0	25	3/12	4	18	8,5	4,0	1,5	32	6,4	117	95	100
2	1,06	0	24	6/18	7	20	8,4	3,5	1.3	28	2/9	120	98	100
3	1, 10	0	26	9/21	9	20	8,6	4,5	0, 8	25	1,5	130	98	100
4	1,02	0	24	3/15	4	19	8,5	4,0	1,5	31	6,5	116	96	100
5	1,06	0	24	9/21	8	21	8,5	4,0	1,3	28	2,5	120	99	100
6	1,10	0	26	9/18	9	23	8,6	4,5	0,9	26	1,5	130	98	100
2+Глитал (0,3%)	1,06	1	24	6/15	6	18	8,4	3,5	1.1	26	2,5	125	99	100	0,09
3+барит (46 г на 100 мл раствора)	1,41	0	32	12/27	11	26	8,6	4,0	0,9	25	1,6	130	98	100
2+Глитал (1,5%)+магбар (83 г на 10 мл раствора)	1,60	2	36	18/33	13	29	8,5	3,0	0,9	24	3,2	130	99	100	0,09
5+Политал (0,3%)	1,06	1	24	9/18	8	18	8,5	3,5	1,1	27	2,8	125	99	100	0,08
6+барит (48 г на 100 мл раствора)	1,42	0	33	12/27	10	25	8,6	4,0	0,9	25	1,6	130	98	100
5+Политал (1,5%)+магбар (92 г на 100 мл раствора)	1,65	1	36	15/33	13	30	8,5	3,0	0,8	23	3,5	130	99	100	0, 10
Прототип*	0,95-1,03	52	25	3/15	8	19	9,0	4,5	2,2	33,5	12,6	90	72	0	0,13
* Параметры раствора-прототипа (кроме ПА) замерялись после добавки 0,05% пеногасителя (трибутилфосфата). До добавки пеногасителя плотность раствора=0,95 г/см3.

Claims (6)

1. Буровой раствор, содержащий глину, понизитель фильтрации, фосфоновый комплексон, органосиликонат щелочного металла и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля и бактерицид при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина 3-15 Понизитель фильтрации 0,1-0,6 Фосфоновый комплексон 0,01-0,05 Органосиликонат щелочного металла 0,05-0,8 Суперконцентрат полиэфирный 0,5-2,0 Бактерицид 0,1 -0,5 Вода Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит смазочную добавку в количестве 0,3-1,5% от объема раствора.

3. Буровой раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит утяжелитель.

4. Буровой раствор, содержащий глину, понизитель фильтрации, фосфоновый комплексон, органосиликонат щелочного металла и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве фосфонового комплексона и органосиликоната щелочного металла комплексный реагент КР-03 - водный раствор продукта взаимодействия фосфонового комплексона и алюмометилсиликоната натрия и дополнительно суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля и бактерицид при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина 3-15 Понизитель фильтрации 0,1-0,6 Комплексный реагент КР-03 0,3-1,0 Суперконцентрат полиэфирный 0,5-2,0 Бактерицид 0,1-0,5 Вода остальное

5. Буровой раствор по п.4, отличающийся тем, что он дополнительно содержит смазочную добавку в количестве 0,3-1,5% от объема раствора.

6. Буровой раствор по п.4 или 5, отличающийся тем, что он дополнительно содержит утяжелитель.