Облегченный буровой раствор для вскрытия продуктивности пласта
Владельцы патента RU 2330869:
Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") (RU)
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для вскрытия высокопроницаемых продуктивных пластов с нормальными и аномально-низкими пластовыми давлениями, а также для предупреждения и ликвидации осложнений при бурении поглощающих пластов. Технический результат изобретения - повышение качества вскрытия продуктивных пластов, предупреждение поглощений бурового раствора. Облегченный буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта содержит, % мас.: карбоксиметилцеллюлозу 1,0-1,2; кубовые остатки производства синтетических жирных кислот с числом углеводородной цепи C16-C23 и с кислотным числом не менее 100 1,0-2,0; щелочь 0,5-0,7; поверхностно-активное вещество 0,1-0,2; алюмосиликатные микросферы 5-20; воду - остальное. 1 табл.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для вскрытия высокопроницаемых продуктивных пластов с нормальными и аномально-низкими пластовыми давлениями (АНПД), а также для предупреждения и ликвидации осложнений при бурении поглощающих пластов.
Известна облегченная инвертная дисперсия [1], содержащая углеводородную жидкость, воду, алюмосиликатные микросферы и ПАВ при следующем соотношении компонентов, % мас.: углеводородная жидкость 20-52; алюмосиликатные микросферы 2-30; вода - остальное.
Недостатками известной облегченной инвертной дисперсии являются экологическая опасность и неустойчивость во времени.
Наиболее близким техническим решением к заявленному является буровой раствор [2], содержащий, % мас.: полиакриламид 0,1-03; карбоксиметилцеллюлозу 0,1-0,3; реагент «Спринт» - смесь неионогенных и анионогенных ПАВ на основе синтетических жирных кислот 0,1-0,3; вода - остальное.
Основными недостатками известного бурового раствора являются низкие структурно-механические, изолирующие свойства, высокие показатели плотности и фильтрации вследствие чего снижается качество вскрытия продуктивных пластов, возможны поглощения и потери раствора. Недостатки этого раствора связаны с тем, что при повышенных температурах в скважине полиакриламид разрушается из-за деструкции, в растворе отсутствует кольматирующая, структурообразующая дисперсная фаза, позволяющая формировать на стенках скважины непроницаемую изолирующую корку, ограничивающую фильтрацию дисперсной среды в пласт.
Целью настоящего изобретения является повышение качества раствора за счет снижения показателя фильтрации, повышения структурно-механических и гидроизолирующих свойств, формирования фильтрационной корки при сохранении низкой плотности раствора и высокого коэффициента восстановления проницаемости пласта.
Технический результат изобретения - повышение качества вскрытия продуктивных пластов, предупреждение поглощений бурового раствора.
Поставленная цель и технический результат достигаются тем, что известный буровой раствор, включающий карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, добавку на основе синтетических жирных кислот СЖК и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ и алюмосиликатные микросферы, а в качестве добавки на основе синтетических жирных кислот - кубовые остатки производства синтетических жирных кислот с числом углеводородной цепи С16-С23 и с кислотным числом не менее 100, смыленные щелочью при следующем соотношении компонентов, % мас.:
| КМЦ | 1,0-1,2 |
| Кубовые остатки производства СЖК | 1,0-2,0 |
| Щелочь | 0,5-0,7 |
| ПАВ | 0,1-0,2 |
| Алюмосиликатные микросферы | 5-20 |
| Вода | остальное |
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны буровые растворы, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения.
Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый буровой раствор отличается от известного тем, что кубовые остатки СЖК при реакции с NaOH образуют мыло, которое является в растворе структурообразователем, формирующим основные реологические параметры. Образующееся мыло, имея неиногенные и анионактивные поверхностноактивные свойства, совместно с ПАВ гидрофобизирует поверхность алюмосиликатных микросфер, сохраняя при этом сродство к дисперсионной среде - воде. В результате поверхность микросфер покрывается ПАВ и омыленными молекулами СЖК, а сами микросферы остаются во взвешенном состоянии в высоковязкой гелеобразной дисперсионной среде. При этом раствор сохраняет стабильность и не расслаивается длительное время. СЖК, ПАВ и КМЦ устойчивы к воздействию повышенных температур. Кроме того, омыленные кубовые остатки СЖК и ПАВ гидрофобизируют породу коллектора в поровых каналах, что способствует повышению качества вскрытия продуктивного пласта.
В разработанном растворе алюмосиликатные микросферы понижают плотность, повышают структурно-механические и изолирующие свойства раствора, защищают пласт от загрязнения и поглощения.
Вследствие взаимного влияния омыленных кубовых остатков СЖК, полимера и ПАВ, (т.е. синергетического эффекта) на микросферы заявленный раствор имеет удовлетворительные технологические свойства.
Из существующего уровня техники нам неизвестно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый раствор, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».
В качестве загустителя дисперсионной среды и понизителя водоотдачи могут быть использованы КМЦ отечественного и импортного производства с степенью полимеризации 600-900 и степенью замещения 80-85, полианионная целлюлоза, крахмал, ксантановые биополимеры.
В качестве ПАВ, улучшающих стабильность бурового раствора за счет гидрофобизации поверхности микросфер, могут быть использованы нефтенол ГФ, неонол БС-1, синол АН-1, ИВВ-1, ОП-10.
Кубовые остатки СЖК с числом углеводородной цепи С16-C23 и кислотным числом 120-150 выпускаются ПО «Омскнефтеоргсинтез».
Алюмосиликатные микросферы марки МС-400 выпускаются ЗАО «Гранула» (г.Екатеринбург).
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером (таблица, состав №5).
В 762 мл пресной технической воды растворили 9,6 г КМЦ, нагрели до 50-55°С и добавили 16 г кубовых остатков СЖК. После полного растворения кубовых остатков СЖК производили их омыление добавлением 11,7 мл раствора NaOH в виде 48%-ного раствора. В смыленный раствор последовательно добавили 0,8 мл ПАВ и 40 г алюмосиликатных микросфер марки МС-400 и перемешивали в течение 1 часа для охлаждения раствора до комнатной температуры, а также для равномерного распределения МС-400 в объеме раствора.
Аналогичным образом готовили другие заявляемые составы бурового раствора с различным соотношением ингредиентов.
В лабораторных условиях исследовали следующие составы заявленного раствора и раствора прототипа: показатель фильтрации по фильтр-прессу фирмы FANN при перепаде давления 0,7 МПа (Ф, см3/30 мин); пластическую вязкость (ηпл, мПаc); динамическое и статическое напряжение сдвига (τ и СНС1/10, дПа) на реовискозимстре фирмы FANN, плотность на рычажных весах (d, кг/м3).
Гидроизолирующие свойства и коэффициент восстановления проницаемости определяли на установке фильтрации УИПК-1М.
Как показывают данные, приведенные в таблице, заявленный буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации, плотности, высокие значения реологических параметров. Коэффициенты восстановления проницаемости кернов равен 98,3% (состав №5).
Заявленный раствор с такими показателями свойств обеспечит более качественное вскрытие продуктивных пластов и более эффективное предупреждение и ликвидацию осложнений.
Источники информации
1. Патент №2176261, кл. С09К 7/02, 2001 г.
2. Патент РФ, №1776264, кл. С09К 7/02, 1990 г.
| Таблица Состав и свойства заявленного бурового раствора и раствора - прототипа | |||||||||||||
| № пп | Состав раствора, мас.% | Свойства раствора | |||||||||||
| ПАА | КМЦ | Куб. ост. СЖК | NaOH | Реагент «Спринт» | ПАВ | МС-400 | Вода | d, кг/м3 | Ф, см3/30 мин | ηпл, мПа·с | τ, дПа | СНС1/10, дПа | |
| Раствор по прототипу | |||||||||||||
| 1 | 0,3 | 0,3 | - | - | 0,3 | - | - | ост. (99,1) | 1002 | 14,0 | 2,0 | 6,0 | 0/0 |
| Заявленный раствор | |||||||||||||
| 2 | 0,3 | 1,0 | 0,5 | 0,1 | 5 | ост. (93,1) | 980 | 18,0 | неустойчив | ||||
| 3 | 0,7 | 1,0 | 0,5 | 0,1 | 10 | ост. (87,7) | 960 | 11,0 | неустойчив | ||||
| 4 | 1,0 | 2,0 | 0,7 | 0,1 | 10 | ост. (86,2) | 960 | 6,0 | 25,0 | 96,0 | 16,6/23,8 | ||
| 5 | 1,2 | 2,0 | 0,7 | 0,1 | 5 | ост. (91,0) | 980 | 5,2 | 24,0 | 200 | 48,8/63,4 | ||
| 6 | 1,2 | 2,0 | 0,7 | 0,2 | 15 | ост. (80,9) | 945 | 4,8 | 25,4 | 209 | 49,2/64,3 | ||
| 7 | 1,2 | 2,0 | 0,7 | 0,2 | 20 | ост. (75,9) | 930 | 4,3 | 31,0 | 240 | 49,8/65,2 | ||
| 8 | 1,0 | 3,0 | 0,8 | 0,2 | 5 | ост. (90,0) | 980 | не текуч | - | - | - |
Облегченный буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта, содержащий карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, добавку на основе синтетических жирных кислот СЖК и воду, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ и алюмосиликатные микросферы, а в качестве добавки на основе синтетических жирных кислот - кубовые остатки производства синтетических жирных кислот с числом углеводородной цепи C16-C23 и с кислотным числом не менее 100, омыленные щелочью при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| КМЦ | 1,0-1,2 |
| Кубовые остатки производства СЖК | 1,0-2,0 |
| Щелочь | 0,5-0,7 |
| ПАВ | 0,1-0,2 |
| Алюмосиликатные микросферы | 5-20 |
| Вода | Остальное |
