ТОРФОЩЕЛОЧНОЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
PEAT ALKALINE DRILLING MUD FOR OPENING PRODUCING RESERVOIR

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для вскрытия пластов-коллекторов, содержащих нефть, газ или конденсат.
Известно, что успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости и бурения и качественном вскрытии продуктивного пласта [Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». 2001 г.].
Загрязнение продуктивных пластов при бурении - это процесс, в результате которого частично обратимо (а частично необратимо), но существенно снижается проницаемость пластов. Иногда происходит полная закупорка продуктивного пласта, и вызвать приток удается только с помощью специальных методов интенсификации. Мировой наукой и практикой установлено, что все компоненты бурового раствора (твердые и жидкие) активно взаимодействуют с продуктивным пластом.
Известны безглинистые буровые растворы, приготовленные путем обработки водной торфяной суспензии щелочными агентами, в качестве которых используются гидроксиды, карбонаты, силикаты щелочных металлов [Буровые растворы для осложненных условий / O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков - М.: Недра, 1988].
Недостатком трехкомпонентных растворов (торф-вода-щелочной реагент) является высокая фильтрация и низкая технологичность получаемой системы, что в дальнейшем способствует высокому снижению фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.
Известен буровой раствор, содержащий торфощелочной реагент, полиакриламид (ПАА), водорастворимый метасиликат, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, в котором с целью уменьшения структурной вязкости в качестве ПАВ используется сульфанол или ОП-10 [Патент РФ №2041907, кл. C09K 7/02. Андресон Б.А., Абдрахманов Р.Г., Бочкарев Г.П., Шарипов А.У., Рекин А.С., Лабазов А.В., 1995 г.].
Недостатком раствора является высокое ценообразование при приготовлении, что снижает удельный вес раствора.
В качестве прототипа взят торфощелочной раствор [Патент РФ №2550704, 2015 г.], содержащий торф, калийносодержащий щелочной модификатор, ингибитор - хлористый калий, понизитель водоотдачи - полимерный флокулянт, пеногаситель и воду.
Недостатком указанного раствора является низкая эффективность при вскрытии продуктивных пластов, а также низкая плотность. Такой раствор целесообразно применять при бурении интервалов, сложенных глинистыми породами.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин.
Технический результат при создании изобретения заключается в разработке торфощелочного бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.
Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в отличие от известного торфощелочного бурового раствора, взятого за прототип, предлагаемый раствор дополнительно содержит утяжелитель - ИККАРБ-75/150, смазывающую добавку - ИКЛУБ, а в качестве понизителя водоотдачи и флокулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %:
Торф
5-7
Калийносодержащий щелочной модификатор
0,5-1,5
Хлористый калий
1-3
Полимер КМЦ
0,8-1,5
Пеногаситель МАС-200М
1-3
Утяжелитель ИККАРБ-75/150
5-30
Смазывающая добавка ИКЛУБ
1-10
Вода
Остальное
ИККАРБ-75/150 - карбонатный утяжелитель из мрамора фракций 75 и 150 мкм.
В системе ИККАРБ используются или кислоторастворимые карбонат кальция или карбонат железа для достижения корректной плотности бурового раствора и для обеспечения закупоривающей твердой фазой.
После завершения бурения и заканчивания скважины обычная кислотная обработка будет удалять фильтрационную корку и всю твердую фазу, вторгнувшуюся в пласт. Однако в практике применения ИККАРБ кислотная обработка обычно не требуется. Это связано с тем, что система имеет врожденное свойство не нарушать коллекторских свойств пласта.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) применяется как стабилизатор консистенции, загуститель. Отличительной особенностью карбоксиметилцеллюлозы является способность к формированию очень вязкого коллоидного раствора, который стабильно сохраняет вязкость в течение длительного времени. По химической природе представляет собой высокополимерный ионный электролит в нейтральном или слабом щелочном эфире целлюлозы.
Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы раствора ионами калия. Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия.
Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.
Стоит отметить, что при добавлении гидроксида калия в растворе происходит расщепление частиц торфа, в результате чего коллоидная фракция составляет менее 0,1 мм.
ИКЛУБ представляет собой смазывающую добавку для буровых растворов, улучшающую их характеристики. Продукт применяется в различных системах буровых растворов на водной основе.
ИКЛУБ адсорбируется на металлических поверхностях, образуя прочную смазывающую пленку. Снижает изнашивание материала при трении и продлевает срок эксплуатации оборудования. Наиболее целесообразно применение ИКЛУБ в сильно отклоненных от вертикали скважинах для снижения моментных нагрузок на бурильную колонну и сопротивления срезывающему усилию. Значительно уменьшает вероятность дифференциального прихвата.
Для оценки эффективности разрабатываемых составов торфощелочного бурового раствора проведены исследования на определение степени воздействия торфощелочного бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов (на примере одного из месторождений Западной Сибири) в условиях, моделирующих пластовые. Исследования проводились на установке «Model FDS-350».
Эксперимент проводился при следующих условиях: температура 70°С, горное давление - 60,60 МПа, пластовое давление - 24,50 МПа, эффективное давление 36,10 МПа.
Характеристики керна представлены в таблице 1.
Результаты определения степени воздействия торфощелочного бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства керна представлены в таблице 2.
Необходимо отметить, что при увеличении концентрации КМЦ свыше 1,5% образуется непрокачивамый раствор, при концентрации <0,8% получается состав с низкими структурно-механическими свойствами.
Концентрация утяжелителя зависит от геологических условий, а точнее от пластового давления.
Таким образом, такой торфощелочной буровой раствор можно рекомендовать для вскрытия продуктивных пластов, так как и торф и нефть имеют органическое происхождение.
При определении степени воздействия торфощелочного бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов очевидно, что проницаемость после воздействия раствора уменьшилась незначительно. Давление срыва корки произошло при перепаде давления 784 кПа (7,84 атм).