Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями
Владельцы патента RU 2278890:
Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") (RU)
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. Техническим результатом настоящего изобретения является повышение качества первичного вскрытия «истощенных» продуктивных коллекторов с низким пластовым давлением. Безглинистый буровой раствор для вскрытия нефтяных скважин с низкими пластовыми давлениями содержит, мас. %: бактерицид ЛПЭ-11 0,2-0,25, соду кальцинированную 0-0,35, крахмал ФИТО-РК 1,5-3,5, биополимер «Робус» 0,4-0,75, феррохромлигносульфонат ФХЛС 1,0-2,0, воду остальное. 2 табл.
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 β по формуле:
где Kпр1 - первоначальная проницаемость модели по нефти, Кпр2 - 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 β 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 | |||||||||||
| ρ, г/см3 | Ф, см3 | Ф (0,7 МПа), см3 | СНС, дПа | ηпл, мПа·с | τ0, ДПа | ηпл (Брукф.), мПа·с | рН | n | ρ, 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 | - |
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 |
