безглинистый буровой раствор для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов (варианты)

Формула изобретения

1. Безглинистый буровой раствор для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов, содержащий крахмал, гидроксид натрия, продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит водорастворимое соединение бора, а в качестве продукта на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот содержит поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Крахмал - 0,5-2,5

Гидроксид натрия - 0,04-0,2

Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0

Водорастворимое соединение бора - 0,4-1,5

Вода - Остальное

2. Безглинистый буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит водорастворимую соль кремниевой кислоты в количестве 0,1-0,6 мас.%.

3. Безглинистый буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит карбонатный утяжелитель в количестве 10-15 мас.%.

4. Безглинистый буровой раствор для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов, содержащий крахмал, гидроксид натрия, продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит водорастворимое соединение бора и полианионную целлюлозу, а в качестве продукта на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот содержит поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Крахмал - 0,5-2,5

Полианионная целлюлоза - 0,1-0,3

Гидроксид натрия - 0,04-0,2

Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0

Водорастворимое соединение бора - 0,4-1,5

Вода - Остальное

5. Безглинистый буровой раствор по п.4, отличающийся тем, что он дополнительно содержит водорастворимую соль кремниевой кислоты в количестве 0,1-0,6 мас.%.

6. Безглинистый буровой раствор по п.4, отличающийся тем, что он дополнительно содержит карбонатный утяжелитель в количестве 5-25 мас.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым буровым растворам, применяемым при бурении горизонтальных, наклонно-направленных скважин и вскрытии продуктивных пластов. Изобретение может быть использовано при восстановлении скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях, в том числе при проходке неустойчивых терригенных отложений, высокопроницаемых пород, и пород, представленных в значительной степени переувлажненными глинами.

В настоящее время одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов из ранее пробуренных эксплуатационных скважин.

Одним из важнейших условий успешного бурения горизонтальных скважин является использование буровых растворов с оптимальными реологическими свойствами, достаточными для обеспечения качественной очистки ствола скважины от выбуренной породы, транспортирования ее на поверхность, но при этом предупреждающих возникновение больших избыточных гидравлических сопротивлений.

Раствор также должен обладать высокими ингибирующими свойствами по отношению к породам разреза, слагающим стенки скважины, обеспечивая их устойчивость на протяжении всего периода строительства, высокими смазочными свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, гидрофобизирующими свойствами для облегчения прохождения бурильной колонны, и предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины; капсулирующими свойствами для обеспечения очистки раствора от шлама на поверхности; низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.

В состав бурового раствора должны включаться реагенты, формирующие низкопроницаемый кольматационный экран в призабойной зоне пласта, который к периоду освоения скважины может быть легко разрушен за счет биологической или химической деструкции, тем самым, обеспечивая восстановление проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. В настоящее время в отечественной и зарубежной практике строительства скважин в качестве таких реагентов используют полисахаридные полимеры (крахмал, биополимеры, эфиры целлюлозы).

Известен безглинистый буровой раствор, включающий следующие ингредиенты, мас. %: органический реагент-стабилизатор (КМЦ или крахмал или ОЭЦ) - 0,3-3,0; борную кислоту - 1,7-4,5; силикат натрия или калия 4-12; вода - остальное (см., например, Патент РФ 1699991, кл. С 09 К 7/02, от 1989 г.).

Этот буровой раствор имеет высокую устойчивость к термоокислительной деструкции, высокие изолирующие свойства по отношению к высокопроницаемым породам, а также - высокие реологические и структурно-механические свойства, что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способность при бурении наклонного и горизонтального участков ствола скважины.

В то же время известный буровой раствор, обладая высокими структурно-реологическими свойствами (динамическое напряжение сдвига 45-185 дПа, пластическая вязкость 5-130 мПас, прочность геля за 10 сек/10 мин - 3,35/4,79 Па), сохраняет высокую удерживающую способность по отношению к выбуренной породе на поверхности, т. е. имеет низкую самоочистную способность, что приводит к постоянному неконтролируемому росту содержания твердой фазы в растворе и затрудняет управление его свойствами в процессе бурения.

Кроме этого, указанный известный буровой раствор при заявленных структурно-реологических свойствах имеет высокий показатель консистенции "К" и, следовательно, характеризуется возникновением высоких гидравлических сопротивлений при течении жидкости, что в условиях бурения горизонтальных и пологих скважин, особенно при малом диаметре скважины, будет отрицательно влиять на эффективность передачи гидравлической мощности на забойный двигатель и долото.

Вместе с этим, известный раствор имеет высокий показатель фильтрации при P = 0,7 МПа Ф= 18 см³, что не обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов, за счет необратимой кольматации коллекторов нерастворимыми продуктами (кремнегелевой кислотой, силикатом кальция, которые образуются при взаимодействии ингредиентов этого известного бурового раствора и пластовых флюидов).

Наиболее близким к заявляемому решению по технической сущности и назначению является безглинистый буровой раствор на основе реагента для обработки буровых растворов, содержащего крахмальный реагент (крахмал, гидроксид натрия, водорастворимую соль кремниевой кислоты, неорганическую соль (хлорид кальция), добавку на основе высокомолекулярного соединения натриевой соли карбоновой кислоты и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: крахмал 5-5,5; силикат натрия или метасиликат натрия 1,0-3,0; гидроксид натрия 0,2-0,5; продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) и/или натриевая соль эфира целлюлозы со степенью полимеризации не менее 500 - 0,25-2,15; хлорид кальция 0,5-1,75; вода - остальное (см., например, Пат. РФ 2154084. кл. С 09 К 7/02, от 1999 г.).

Для приготовления известного бурового раствора расход указанного известного реагента составляет 10-40%. В качестве основы для приготовления безглинистого бурового раствора из этого известного реагента можно использовать водные растворы солей хлоридов калия, натрия и их смесей.

Указанный известный буровой раствор имеет высокие изолирующие свойства по отношению к высокопроницаемым породам, высокую стабильность структурно-механических и фильтрационных свойств при термовоздействии, при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов, имеет низкий коэффициент трения и обеспечивает высокое качество вскрытия продуктивных пластов за счет био- и химической деструкции полисахаридных реагентов, формирующих зону кольматации в процессе бурения.

Однако этот известный буровой раствор имеет высокие значения показателя консистенции "К", что приводит к большим потерям гидравлической мощности, передаваемой на забойный двигатель и долото, а следовательно - к снижению механической скорости бурения, эффективности очистки забоя и выноса шлама из горизонтального участка ствола скважины.

Кроме того, известный раствор имеет недостаточно высокую капсулирующую способность, в результате чего происходит накопление мелкодисперсной фракции выбуренной породы и повышение плотности бурового раствора.

Фильтрат известного бурового раствора имеет недостаточно низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью, что будет препятствовать восстановлению фильтрационно-емкостных свойств коллектора в период освоения скважины.

Технической задачей изобретения является придание раствору низких значений показателей консистенции при высоких значениях пластической вязкости и высоких капсулирующих свойствах, при одновременном сохранении у раствора высоких смазочных свойств, высокой устойчивости к термо- и биодеструкции, и способности к сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов за счет низкого поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью, низких значений показателя фильтрации.

Поставленная техническая задача решается безглинистым буровым раствором для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов, содержащим крахмал, гидроксид натрия, водорастворимое соединение бора, поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Крахмал - 0,5-2,5

Гидроксид натрия - 0,04-0,2

Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0

Водорастворимое соединение бора - 0,4-1,5

Вода - Остальное

а также, тем что безглинистый буровой раствор для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов содержит крахмал, полианионную целлюлозу, гидроксид натрия, водорастворимое соединение бора, поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Крахмал - 0,5-2,5

Полианионную целлюлозу - 0,1-0,3

Гидроксид натрия - 0,04-0,2

Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0

Водорастворимое соединение бора - 0,4-1,5

Вода - Остальное

Для повышения устойчивости полисахаридных реагентов к термоокислительной и ферментативной деструкции предлагаемый раствор по обоим вариантам может дополнительно содержать водорастворимую соль кремниевой кислоты в количестве 0,1-0,6%.

Для получения заявляемого бурового раствора необходимой плотности по обоим вариантам можно использовать такой известный прием, как дополнительное введение в него карбонатного утяжелителя.

Достижение поставленной технической задачи изобретения обеспечивается, по-видимому, благодаря следующему. При взаимодействии крахмала и комплексообразующего иона бора обеспечивается формирование гелевой структуры с уникальными реологическими характеристиками и низкими фильтрационными свойствами, за счет этого раствор имеет высокие значения пластической вязкости, при относительно низких значениях динамического напряжения сдвига. Это свойство жидкости обеспечивает качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, транспортирование ее на поверхность и высокие капсулирующие свойства раствора.

Присутствие в составе предлагаемого бурового раствора ингибитора, обладающего антисептическими свойствами, а именно комплексообразующего иона бора, обеспечивает повышенную устойчивость бурового раствора к термоокислительной и ферментативной деструкции.

При длительном использовании предлагаемого раствора для повышения устойчивости полисахаридных реагентов к термоокислительной и ферментативной деструкции в раствор дополнительно рекомендуется вводить водорастворимые соли кремниевой кислоты, которая усиливает действие комплексообразующего иона бора. Это, по-видимому, связано с тем, что в водном растворе силикаты и бораты экранируют реакционноспособные участки макромолекул полисахаридов, препятствуя диффузии кислорода к звеньям макромолекулы.

Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ, который присутствует в заявляемом растворе, представляет собой продукт на основе омыленных кубовых остатков производства синтетических жирных кислот гидроксидом калия, содержащий неионогенное ПАВ. МИГ является многофункциональной добавкой, а именно обеспечивает раствору повышенные смазочные, гидрофобные и ингибирующие свойства в широком диапазоне изменения температур, а также обеспечивает снижение поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью, что обеспечивает повышение качества вскрытия продуктивного пласта.

Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

1. Крахмал модифицированный, ТУ 9187-012-53501222-2000;

2. Полианионная целлюлоза марки Celpol RX или ЭКСПАК;

3. Натрий кремнекислый мета, 9-водный, ГОСТ 4239-77;

4. Гидроксид натрия, ТУ 6-01-204-847-06-90;

5. Вода техническая пресная;

6. Продукт на основе омыленных кубовых остатков производства СЖК гидроксидом калия, содержащий неионогенное ПАВ, именуемый в дальнейшем ПАВ МИГ, ТУ 2482-014-53501222-2000;

7. Комплексообразующая соль борат щелочного металла, 2146-011-12064382-2000;

8. Карбонатный утяжелитель, ГОСТ 14050-93;

9. Хлориды натрия и калия для придания минерализации технической пресной воде.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.

Пример 1. Для получения заявляемого раствора к 788,0 г технической воды добавляли 20 г картофельного крахмала, 1,5 г гидроксида натрия, смесь перемешивали 0,5 часа; добавляли для минерализации 50 г хлорида калия, 120 г хлорида натрия, смесь перемешивали в течение 0,5 часа; добавляли 15 г комплексообразующей соли бората щелочного металла и 5,5 г ПАВ МИГ и после перемешивания в течение 0,5 часа получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: крахмал - 2; гидроксид натрия - 0,15; хлорид калия - 5; хлорид натрия - 12; комплексообразующая соль бората щелочного металла - 1,5; ПАВ МИГ - 0,55; вода - 78,8.

Пример 2. Для получения заявляемого раствора к 936,3 г технической воды добавляли 5 г картофельного крахмала, 0,7 г гидроксида натрия, 5г Na₂SiО₃, смесь перемешивали 0,5 часа; добавляли 3 г полианионной целлюлозы, 30 г хлорида калия, смесь перемешивали в течение 0,5 часа; добавляли 10 г комплексообразующей соли бората щелочного металла и 10 г ПАВ МИГ; после перемешивания в течение 0,5 часа получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: крахмал - 0,5; полианионная целлюлоза - 0,3; гидроксид натрия - 0,07; Na₂SiO₃ - 0,5; хлорид калия - 3; комплексообразующая соль бората щелочного металла -1,0; ПАВ МИГ - 1,0; вода - 93,63.

Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов. Данные о составе исследованных буровых растворов приведены в таблице 1.

В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов заявляемого и известных по прототипу реагентов:

- показатель фильтрации (Ф₃₀, см³ при перепаде давления 0,7 МПа), замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFI;

- реологические свойства - пластическую вязкость (, мПас) и динамическое напряжение сдвига (₀, дПа) замеряли на вискозиметре фирмы OFI);

- показатель псевдопластичности "n" и показатель консистенции "К" вычисляли по известным формулам (см. , например, Дж. Р. Грей, Г.С.Г. Дарли "Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей)". - М.: Недра, 1985 - стр. 99;

- поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью (керосином) определяли на усовершенствованном приборе для определения межфазного поверхностного натяжения на границе жидкость-жидкость (см. , например, Н.Е. Шептала. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов. - М.: Недра, 1974, с. 87-91);

- водородный показатель (рН) замеряли на приборе рНер фирмы HANNA;

- смазочные свойства изучали на приборе "Extreme Pressure and Lubricity Testes Complete" фирмы OFI;

- капсулирующие свойства раствора определяли по следующей методике. Брали 95 мл исследуемого раствора, предварительно измерив его плотность, в него добавляли 5 г альметьевского глинопорошка, моделирующего роль выбуренной породы, перемешивали на лабораторной мешалки в течение 40 мин и замеряли плотность. Далее раствор помещали в мерный цилиндр на 100 мл с дополнительным закрывающимся отверстием на стенке цилиндра на отметке 50 мл. Затем исследуемый раствор оставляли в покое на 5 минут, далее открывали отверстие, сливали верхнюю часть бурового раствора и замеряли ее плотность. После чего по следующей формуле определяли остаточное содержание твердой фазы, %:



С_т.ф - остаточное содержание твердой фазы, %;

_тф - плотность раствора с твердой фазой, кг/м³;

_от - плотность верхней части раствора после отстоя, кг/м³;

_исх - плотность исходного раствора, кг/м³.

В таблице 2 приведены данные о показателях свойств безглинистых буровых растворов.

Данные, приведенные в таблицах 1-2, показывают, что заявляемый буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации при P= 0,1 МПа (Ф= 0,5-1,7 см³) и P= 0,7 МПа (Ф=0,8-2,0 см³), высокие значения пластической вязкости (=15,7-95,0 мПас), низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции "K₁"=0,008-0,227 при скорости сдвига 511/1022 с^-1; и К₂ - 0,0001-0,097 при скорости сдвига 5,11/10,22 ); при этом заявляемые буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (К_тр=0,09-0,207), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (= 0,0083-0,013 Н/м); заявляемый буровой раствор характеризуется высокой капсулирующей способностью по отношению к выбуренной породе (остаточное содержание твердой фазы составляет 0-0,13%).

Предельно низкие значения показателя фильтрации предлагаемого бурового раствора при различных перепадах давления, наличие в растворе гидрофобизатора с неионогенными группами обеспечивают инертность раствора по отношению к пластовым флюидам и породам разреза. Способность заявляемого раствора при определенной скорости сдвига приобретать свойства вязкоупругого тела обеспечивает высокую очистку ствола скважины от выбуренной породы, сводя до минимума накопление шлама особенно в искривленных профилях, а невысокие значения динамического напряжения сдвига обеспечивают хорошую очистку бурового раствора от шлама на поверхности.

Заявляемый безглинистый буровой раствор для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов также прошел промысловые испытания на скважине 1052 Павловского месторождения при восстановлении скважины методом бурения второго ствола с горизонтальным участком 100 м. Литологический разрез был представлен карбонатными породами и неустойчивыми отложениями аргелитов. На протяжении всего периода строительства скважины (в течение 27 дней) показатели свойств предлагаемого бурового раствора оставались стабильными (УВ=27-29; Ф=0,5-1,5 при P-0,1 МПа; _пл=24-29 МПас; ₀=-0-1,5 дПа; =1160-1170 кг/м³), раствор характеризовался высокой капсулирующей способностью, содержание твердой фазы в буровом растворе на момент окончания бурения не отмечалось. Осложнений, связанных с буровым раствором, не было.

При испытании скважины был получен приток безводной нефти, суточный дебит по скважине превысил в 1,5 раза выше ожидаемого.

Указанные технические преимущества заявляемого бурового раствора позволят:

- обеспечить качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, транспортирования ее на поверхность и очистку бурового раствора от шлама (предупреждая переход в раствор твердой фазы) за счет приданию раствору оптимальных реологических свойств;

- обеспечить устойчивость ствола скважины на протяжении длительного периода строительства скважины за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора по отношению к породам разреза;

- повысить качество вскрытия продуктивных пластов за счет предупреждения нерегулируемого расформирования зоны кольматации продуктивного пласта, глубокого проникновения фильтрата бурового раствора, и низкого поверхностного натяжения на границе фильтрата бурового раствора с углеводородной жидкостью;

- снизить затраты времени и средств на приготовление и регулирование свойств буровых растворов в процессе бурения, ввиду более высокой ферментативной устойчивости и термостабильности;

- повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности бурового раствора и снизить силы сопротивления движению бурильного инструмента и обсадной колонны за счет низкого значения коэффициента трения.