БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ, ОСВОЕНИЯ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
DRILL MUD FOR COMPLETION, DEVELOPMENT AND WELL-WORKOVER OPERATIONS IN TERRIGENOUS RESERVOIRS

Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами, обеспечивающее повышение коэффициента восстановления проницаемости до 60-80%, т.е. при первичном и вторичном вскрытии терригенных продуктивных пластов.
Из уровня техники известен облегченный минерализованный буровой раствор (патент RU 2486224 С2, C09K 8/20, 27.06.2013), содержащий глинопорошок 4-6, стабилизатор - солестойкую карбоксиметилцеллюлозу 0,3-1, модифицированный крахмал 0,8-1,2, хлористый натрий 1-20, хлористый калий 3-7, щелочь 0,01-0,02, лигносульфонатный реагент 1-2, силикатные микросферы 4,5-6, вода - остальное. Недостаток известного раствора заключается в сложности его состава и приготовления.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок, стабилизатор - понизитель фильтрации, ингибитор глин ВПК-402 (Заявка RU 2011142948, C09K 8/00, 27.04.2013) при следующем соотношении компонентов, мас.%: глинопорошок 5-8, ВПК-402 7-15, вода - остальное.
Недостаток известного состава заключается в том, что раствор имеет низкий коэффициент восстановления проницаемости терригенных коллекторов при их вскрытии. Кроме того, данный состав имеет ограниченную область применения.
Технический результат, на достижение которого направлено данное изобретение, заключается в устранении указанных недостатков, направлен на повышение коэффициента восстановления проницаемости терригенных коллекторов и расширение области использования состава в качестве бурового раствора и технологической жидкости при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин.
Сущность предложенного изобретения заключается в том, что буровой раствор, включающий воду и полидадмах, дополнительно содержит многоатомный спирт и хлористый калий (KCl) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полидадмах
5-15
Многоатомный спирт
3-30
Хлористый калий
3-10
Вода
остальное
Кроме того, буровой раствор дополнительно содержит карбонатный кольматант от 0 до 15 мас.%.
В качестве карбонатного кольматанта используют мел или мраморную крошку.
В качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или Т-92.
В качестве полидадмаха используют или ВПК-402, или FloquatFL4540, или FloquatFL4450.
При необходимости буровой раствор может утяжеляться карбонатными утяжелителями - мелом, мраморной крошкой, сидеритом и другими компонентами.
Для стабилизации предлагаемого бурового раствора успешно используются полимеры хлорида диаллилдиметиламмония (полидадмахи), выпускаемые как у нас в стране, такие, например, как ВПК-402, так и за рубежом, например, в виде растворов (FLOQUATTM FL 35%-й концентрации) или порошков (FLOQUATTM TS). Полидадмах синтезируют из диметиламина и аллилхлорида. Продукт представляет собой органическое вещество с высокой плотностью катионного заряда, который нейтрализует положительно заряженные коллоидные частицы. Порошкообразные полидадмахи имеют насыпную плотность от 0,4 до 0,6. Приблизительная вязкость жидких полидадмахов составляет 15, 50 или 250 сП, в зависимости от серии продуктов. Максимальная рабочая концентрация вещества - 50 г/л. Диапазон температур хранения порошкообразных полидадмахов FLOQUATTM TS составляет 0-35°C. Время полного растворения в воде при 25°C - 30 дней.
В качестве многоатомных спиртов возможно использование различных марок, которые не представляют опасность при работе, т.е. экологически безопасны. Для приготовления предлагаемого бурового раствора могут быть использованы многоатомные спирты, например глицерин (ГОСТ 6824-96), триэтиленгликоль (ТУ 2422-075-05766801-2006), пропиленгликоль (ТУ 2422-069-05766801-97), диэтиленгликоль (ГОСТ 10136-77), флотореагент-оксаль Т-92 (ТУ 2452-029-05766801-94), бутандиолы (ТУ 6-09-2822-78), гександиол (ТУ 6-02-0209913-89).
Результаты проведенных экспериментальных исследований по влиянию предлагаемого состава и типа бурового раствора на коэффициент восстановления проницаемости терригенного коллектора приведены в Таблице, в которой свойства предлагаемого бурового раствора сравниваются со свойствами известных растворов. Результаты исследований показали, что в настоящее время используемые водные рабочие жидкости на нефтяных и конденсатных скважинах не обеспечивают сохранения проницаемости терригенных коллекторов. Коэффициент восстановления проницаемости коллекторов после контакта с водными растворами составляет, как правило, 15-30%. Предлагаемый состав обеспечивает увеличение коэффициента восстановления проницаемости до 60% и более.
Уменьшение содержания полидадмаха (например, ВПК-402) ниже 5%, многоатомного спирта (например, глицерина) и хлористого калия менее 3% приводит к снижению коэффициента восстановления терригенного коллектора, а увеличение полидадмаха (ВПК-402), многоатомного спирта (глицерина и др.) и хлористого калия соответственно более 15%, 30% и 10% неэффективно из-за их перерасхода без существенного повышения коэффициента восстановления терригенного коллектора. Замена ВПК-402 на FloquatFL4540 или FloquatFL4450 и глицерина на Т-92, триэтиленгликоль, пропиленгликоль и другие спирты также обеспечивает повышение коэффициента восстановления проницаемости терригенных коллекторов.
Дополнительно в раствор может быть введен карбонатный кольматант, содержание которого в составе раствора диктуется возможностью поглощения жидкости в коллекторах. Кольматант - вещество, используемое для закупоривания пор породы на стенках скважины. Кольматация стенок скважины производится для предотвращения фильтрации (поглощения) бурового раствора. Кроме того, применение кольматантов необходимо для утяжеления рабочего раствора, которым заполняют скважину, чтобы выровнять внутреннее давление.
Например, мраморная крошка, попадая с раствором в полость скважины, естественным образом закупоривает поры и микротрещины в породах на стенках скважины, снижая тем самым поглощение раствора. При отсутствии вероятности поглощений жидкости содержание карбонатного кольматанта может быть доведено до минимальных значений. Однако в случае необходимости поглощений жидкости ввод кольматанта обязателен.
В качестве карбонатного кольматанта может использоваться либо мел, либо мраморная крошка. В результате проведения дополнительных экспериментов были получены идентичные результаты при использовании в составе раствора как мела, так и мраморной крошки. Таким образом, введение кольматанта в состав раствора позволяет обеспечить достижение дополнительного технического результата, заключающегося в том, что предотвращается поглощение раствора и обеспечивается максимально качественное и эффективное вскрытие продуктивных пластов породы.
Таблица
Обратная проницаемость (исх.), мД
Состав и тип рабочей жидкости
Коэффициент восстановления и проницаемости, %
Известные из уровня техники растворы
38.79
Вода + 1% Крахмала (КРК) + 0,1% Биополимер (БП)
5
38.74
Вода + 1% КРК + 0,1% БП + 10% мел
12
37,45
Вода + 1% КРК + 0,1% БП + 10% мел + 10% глицерин
15
25.92
Вода + 1% КРК + 0,1% БП + 10% мел + 10% глицерин + + 0,1% сульфонол
25
Прототип
27.63
Вода + 6% глинопорошок + 7% ВПК
42
17,3
Вода + 6% глинопорошок + 10% ВПК
45
36,75
Вода + 6% глинопорошок + 15% ВПК
44
Предлагаемый раствор
34,51
Вода + 3% ВПК-402 + 1% глицерин + 1% KCl
48
38,92
Вода + 5% ВПК-402 + 3% глицерин + 3% KCl
73
6,25
Вода + 10% ВПК-402 + 20% глицерин + 6% KCl
78
64,23
Вода + 10% ВПК402 + 20% глицерин + 6% KCl + 10% мел
80
57,48
Вода + 15% ВПК-402+30% глицерин + 10% KCl
86
47,12
Вода + 10% FloquatFL4450+20% пропиленгликоль + 6% KCl
82
39,27
Вода + 10% FloquatFL4540 + 15% диэтиленгликоль + 6% KCl
79
34,09
Вода + 18% ВПК-402 + 40% глицерин + 12% KCl
84
10,17
Вода + 10% ВПК-402 + 20% триэтиленгликоль + 6% KCl
75
16,36
Вода + 10% ВПК-402 + 10% Т-92 + 6% KCl
80