буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями

Формула изобретения

Безглинистый буровой раствор для вскрытия нефтяных скважин с низкими пластовыми давлениями, содержащий крахмал ФИТО-РК, биополимер и воду, отличающийся тем, что в качестве биополимера содержит биополимер «Робус» и дополнительно содержит кальцинированную соду, бактерицид ЛПЭ-11, феррохромлигносульфонат ФХЛС при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Бактерицид ЛПЭ-11	0,2-0,25
Сода кальцинированная	0-0,35
Крахмал ФИТО-РК	1,5-3,5
Биополимер «Робус»	0,4-0,75
Феррохромлигносульфонат ФХЛС	1,0-2,0
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин, в частности к безглинистым буровым растворам, используемым для бурения и заканчивания скважин, в том числе горизонтальных и боковых стволов.

Безглинистые растворы на основе различных полимеров находят широкое применение для бурения и заканчивании скважин. Основное их преимущество - это отсутствие в них твердой (глинистой) фазы, обуславливающей образование фильтрационной корки, а в пористой среде коллектора - трудноудаляемой зоны кольматации. Но, с другой стороны, отсутствие глинистой корки при использовании безглинистого полимерного раствора приводит к проникновению в коллектор больших объемов фильтрата, что вызывает значительное повышение водонасыщенности призабойной зоны продуктивного пласта и ухудшение фазовой проницаемости для нефти.

Для качественного вскрытия продуктивных пластов большое значение имеет и тип полимера, используемого в качестве полимерной основы для приготовления безглинистого полимерного раствора (БПР). Первоначально для указанной цели в основном применяли акриловые (ПАА, гипан, метас, HP и др.) и целлюлозосодержащие (КМЦ, ОЭЦ, ПАЦ и др.) полимеры, которые практически не подвержены кислотной и биологической деструкции.

Известен эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, содержащий в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, в качестве минеральной соли - двухлористый магний и хлористый калий, а также поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 (Патент РФ №2213761, МПК С 09 К 7/00 от 10.10.2003). Из-за содержащихся в составе бурового раствора солей хлористого калия раствор будет иметь очень низкие значения удельного электрического сопротивления, что отрицательно скажется на качестве геофизических исследований.

Наиболее близким из аналогов (Патент РФ №2179568, МПК С 09 К 7/00 от 20.02.2002) является безглинистый буровой раствор для вскрытия нефтяных скважин с низкими пластовыми давлениями, содержащий полимерную основу, смазочную добавку, поверхностно-активное вещество и воду, согласно изобретению дополнительно содержит полигликоль и карбонатный утяжелитель, в качестве полимерной основы - крахмал и биополимер, в качестве смазочной добавки - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом - оксалем (реагент ДСБ-4ТТ), в качестве поверхностно-активного вещества - ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Крахмал	1,0-1,5
Биополимер	0,2-0,3
Полигликоль	3-5
Указанная смазочная добавка	0,5-1,0
ПАВ ПКД-515	1,5-2,0
Карбонатный утяжелитель	5-10
Вода	остальное

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение качества первичного вскрытия «истощенных» продуктивных коллекторов с низким пластовым давлением. Этот технический результат достигается тем, что безглинистый буровой раствор для вскрытия нефтяных скважин с низкими пластовыми давлениями, содержащий крахмал ФИТО-РК, биополимер и воду, согласно изобретению в качестве биополимера содержит биополимер «Робус» и дополнительно содержит кальцинированную соду, бактерицид ЛПЭ-11, феррохромлигносульфонат (ФХЛС) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

бактерицид ЛПЭ-11	0,2-0,25
сода кальцинированная	0-0,35
крахмал ФИТО-РК	1,5-3,5
биополимер «Робус»	0,4-0,75
феррохромлигносульфонат (ФХЛС)	1,0-2,0
вода	остальное

Выбор в качестве полимерной основы заявляемого раствора крахмала и биополимера обусловлен их хорошей кислотной и биологической разлагаемостью. Кроме того, биополимер придает раствору ярко выраженные псевдопластичные свойства, что способствует хорошему выносу выбуренной породы, особенно из горизонтального ствола.

В качестве стабилизатора и понизителя фильтрации буровых растворов используются крахмал ФИТО-РК (ТУ-2483-002-41668452-97) и биополимер «Робус» (ТУ 9172-003-35944370-01), выпускаемый ЗАО «Промсервис» Яльчикского района Чувашской Республики.

Для предотвращения биодеструкции компонентов бурового раствора, предотвращения биозагрязнения пластов, нейтрализации сероводорода применяют бактерицид ЛПЭ-11 (ТУ 6-01-1012949-08-89), изготавливаемый ОАО НПО «Технолог», г. Стерлитамак.

Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) предназначен для регулирования структурно-механических свойств буровых растворов (ТУ 2458-015-20672718-2001), выпускается 000 НПВ «БашИнком», г.Уфа.

Сода кальцинированная (ГОСТ 5100-85) применяется для регулирования рН-среды, производится «Сода» г.Стерлитамак.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известен буровой раствор, содержащий совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет делать вывод о новизне заявляемого изобретения.

Способ приготовления бурового раствора заключается в следующем. Например, в 946 мл воды растворяют 2,5 г бактерицида, 2,5 г кальцинированной соды, 10 г ФХЛС, затем до полного растворения при перемешивании добавляют 4 г биополимера, 35 г крахмала.

В лабораторных условиях проведены сравнительные эксперименты с заявляемым раствором и с раствором, принятым за прототип предлагаемого изобретения (по патенту №2179568). 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).

В табл.1 приведены данные о компонентных составах исследованных реагентов. Растворы 1-5 содержат компоненты в минимально и максимально заявленных пределах.

В табл.2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов и прототипа - раствор 6.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый раствор позволяет предотвратить проникновение фильтрата бурового раствора в призабойную зону коллектора, улучшить реологические свойства, придать раствору псевдопластичные свойства, а также способствует снижению плотности бурового раствора (0,88-0,94 г/см³ ).

Для изучения процесса взаимодействия образцов естественных кернов с данным раствором проводились эксперименты по моделированию операций "вскрытия" и "освоения " образцов естественных терригенных коллекторов Спасского месторождения с соблюдением термодинамических условий (давление 12 МПа, температура 25°С).

Предварительная подготовка образцов заключалась в их экстрагировании в толуоле и спиртобензольной смеси, высушивании до постоянного веса при температуре 85°С. Этим достигалось удаление из порового пространства углеводородов, воды и растворенных в воде неорганических солей.

В опытах применялись модели пласта, содержащие два цилиндрических образца породы, помещенных в кернодержатель. Предварительно в каждом образце моделировалась связанная водонасыщенность до 20%, что соответствует реальным условиям Югомаш-Максимовского месторождения (плотность пластовой воды 1,21 г/см³). После подготовки моделей через них проводили прокачку изовискозной дегазированной нефти (вязкость 6,98 МПа·с, плотность 0,85 г/см³). Процесс вскрытия модели пласта заключался в прокачке через модель нескольких поровых объемов данного раствора. Затем модель пласта оставляли в контакте с раствором на 8-10 дней. По окончании операции вскрытия вновь в направлении из пласта в скважину на малых скоростях осуществлялась прокачка нефти. Продолжительность прокачки составляла 3-5 поровых объема для стабилизации проницаемости. Таким образом, полный цикл операций вскрытия и освоения моделей пласта заключался в вытеснении из модели вначале нефти раствором, затем раствором нефти. В каждом полцикле было определен коэффициент проницаемости по данной фазе. Затем рассчитывали коэффициент восстановления первоначальной проницаемости по формуле:

где K_пр1 - первоначальная проницаемость модели по нефти, К_пр2 - коэффициент проницаемости по нефти после моделирования процесса освоения.

Эксперименты выполнены на установке FDES-645 (фирма Cortest, США) с компьютерным обеспечением, которое позволяет моделировать условия вскрытия продуктивного пласта и пластового давления до 35 МПа, горного давления до 66,5 МПа, пластовой температуры до 150°С. Расход исследуемой жидкости составляет от 0,001 до 10 см³ /мин.

В экспериментах были использованы две модели пласта, идентичные по пористости и проницаемости по воздуху, длиной около 25 см. Результаты экспериментов представлены в табл.2. Как видно из табл.2, при моделировании процесса вскрытия и освоения модели пласта коэффициент восстановления для растворов 4 и 5 равнялся соответственно 51 и 81%.

Данными растворами без осложнений пробурены 3 скважины: №5241 Югомаш-Максимовской площади - раствором 1, №5243 (горизонтальная) Югомаш-Максимовской площади - раствором 2, №10323 Николо-Березовской площади - раствором 4. При испытании этих составов не наблюдается поглощение бурового раствора и загрязнение продуктивных объектов. Состав буровых растворов стабилен, непожароопасен, нетоксичен, обладает хорошей текучестью (псевдопластика) и легко перекачивается насосом.

Таблица 1
Номер раствора	Компонентный состав растворов, мас.%
	Бактерицид ЛПЭ-11	Сода кальцинированная	крахмал ФИТО-РК	биополимер «Робус»	ФХЛС	вода
1	0,25	0,25	3.5	0,4	1,5	94,1
2	0,25	0,25	3,5	0,4	1,0	94,6
3	0,2	0,35	1,5	0,6	2,0	95,35
4	0,2	-	1,5	0,75	1,5	96,05
5	0,2	-	3,0	0,65	1,5	94,65

Таблица 2
Номер раствора	Параметры раствора
	, г/см3	Ф, см3	Ф (0,7 МПа), см3	СНС, дПа		пл, мПа·с	0, ДПа	пл (Брукф.), мПа·с	рН	n	, Ом·м	Коэффициент восстановления проницаемости, %
				1 мин	10 мин
1	0,94	-	-	30,31	33,34	21	38	388000	8,4	0,44	-	-
2	0,91	-	7,5	39,4	42,4	24	41	410000	8,20	0,45	3,7	-
3	0,92	-	-	38,4	53,3	15	30	413000	8,7	0,41	-	-
4	0,88	5	-	60,62	63,65	21	50	459000	5,4	0,37	2,4	51
5	0,89	5,5	-	36,37	42,43	20	42	415000	5,4	0,4	2,7	81
6	1,03	-	-	9,2	12,4	-	-	-	-	-	2,27	-