ЛЕГКИЙ ИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
LIGHT-WEIGHT DRILLING MUD FOR DRILLING OF FORMATIONS UNDER CONDITIONS OF ABNORMALLY LOW FORMATION PRESSURES

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений (далее - АНПД).
Известен раствор для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД со следующим соотношением компонентов, мас.%:
бентонит
7,0
карбоксиметилцеллюлоза (далее - КМЦ)
0,5
сульфонол
0,5
вода
остальное
(см. Гасумов Р.А., Калинкин А.В., Гейхман М.Г. Пенные системы для бурения и ремонта скважин. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008, - 269 с.).
Недостатком приведенного состава является то, что в присутствии пластовой воды (ингибитора) пена разрушается в течение 1-2 мин, то есть состав не является стойким.
Известен состав для вскрытия пласта, принятый за прототип, содержащий в следующем соотношении компоненты, мас.%:
оксиэтилцеллюлоза (далее - ОЭЦ) или
карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза (далее - КМОЭЦ)
0,2-1,0
крахмал
0,05-3,00
хлорид калия, или натрия, или кальция
1,0-20,0
поверхностно-активное вещество
0,1-0,5
вода
остальное
(см. авторское свидетельство СССР №1724671, МПК С09К 7/02 (1990.01), опубл. 07.04. 1992).
Недостатками указанного состава является низкая эффективность вскрытия продуктивных пластов. Обусловлено это следующими причинами: образующаяся из указанного состава пена имеет недостаточно высокий показатель стабильности. Во-первых, это связано с тем, что при использовании компонентов в указанных количествах, а именно пенообразователя (ПАВ) 0,1-0,5 мас.% и при содержании электролитов - указанных хлоридов до 20 мас.%, как правило, подавляется процесс пенообразования, во-вторых, наличие двух полимерных реагентов (ОЭЦ или КМОЭЦ и крахмала) в присутствии электролита способствует разжижению системы, поэтому полученная пена не обладает вязкой межпленочной структурой, тем самым уменьшается прочность пленок пены и увеличивается скорость истекания жидкости, повышаются капиллярное давление в каналах Гиббса-Плато и скорость диффузии в пене, ухудшается пенообразование и снижается стабильность пены. При этом ОЭЦ или КМОЭЦ - полимеры, предназначенные для увеличения вязкости раствора при низких скоростях сдвига, а также стабилизации раствора. Эти реагенты обеспечивают удерживающие и выносящие свойства раствора и загущение фильтрата. Роль понизителя фильтрации выполняет крахмал. В качестве пенообразователя используется сульфонол и/или ОП-10. Хлорид калия, или натрия, или кальция - реагент, ингибирующий набухание глинистых частиц в продуктивных пластах.
Задачей заявленного изобретения является создание легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД, нивелирующего недостатки прототипа.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность вскрытия пластов в условиях АНПД за счет использования образующейся из предлагаемого состава газожидкостной смеси с повышенной стабильностью, высокими ингибирующими свойствами в отношении набухания глинистых частиц в продуктивных пластах, низкими значениями показателя фильтрации и плотности, для создания минимально допустимой репрессии на пласт, улучшенными реологическими характеристиками.
Поставленная задача и указанный технический результат в легком ингибирующем буровом растворе для вскрытия пластов в условиях АНПД, содержащем крахмал, хлорид калия, анионактивное ПАВ и воду, решается и достигается тем, что состав дополнительно содержит кальцинированную соду, каустическую соду, бентонит, биополимер и полианионную целлюлозу при следующем соотношении компонентов, мас.%:
кальцинированная сода
0,1
каустическая сода
0,07
бентонит
2
биополимер
0,2
полианионная целлюлоза
0,5
крахмал
2
хлорид калия
5
анионактивное ПАВ
0,7
вода
остальное
Свойства легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД подтверждаются лабораторными исследованиями, результаты которых представлены в таблице.
3
3
3
Содержание в составе полианионной целлюлозы (РАС L) в количестве менее 5 кг/м, крахмала менее 20 кг/м и биополимера в количестве более 2 кг/м не обеспечивает образования газожидкостной смеси с требуемыми свойствами, происходит их ухудшение.
3
3
3
Содержание в составе полианионной целлюлозы в количестве более 5 кг/м, крахмала более 20 кг/м и биополимера в количестве менее 2 кг/м нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств не происходит.
Проба 1 характеризуется высокой стабильностью плотности во времени, плотность раствора ниже, чем для растворов на углеводородной основе, диапазон изменения во времени структурно-механических (статическое напряжение сдвига (далее - СНС) 1/10), вязкостных (условная вязкость) и реологических свойств (динамическое напряжение сдвига (далее - ДНС), пластическая вязкость) обеспечивает минимальные гидродинамические давления в затрубном пространстве бурящейся скважины, значения показателя фильтрации находятся на уровне, оказывающем минимальное воздействие на продуктивный пласт.
Проба 5 характеризуется более высокой плотностью в сравнении с пробой 1. Значения вязкостных, структурно-механических и реологических показателей свойств состава ведут к существенным колебаниям гидродинамических давлений при бурении и спуско-подъемных операциях, что может вызвать гидроразрыв пласта и другие сопутствующие негативные явления, фильтрация недопустимо высока для вскрытия коллекторов.
Проба 9 имеет наиболее высокую плотность из сравниваемых составов. Вязкостные и реологические свойства недостаточны для выноса выбуренной породы на дневную поверхность.
Таким образом, согласно вышесказанному обеспечивается достижение указанного технического результата.
Заявленный состав легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД готовят следующим образом:
1. Необходимо очистить емкости, насосы и нагнетательную систему от остатков бурового раствора, шлама и тому подобное. Убедиться, что отсутствуют перетоки между емкостями, проверить герметичность задвижек.
2. Наполнить емкости пресной технической водой (по возможности теплой).
2+
3. При жесткости воды затворения более 200 мг/л по Са добавить кальцинированную соду в количестве, необходимом для достижения содержания катионов кальция не выше 200 мг/л.
3
4. Добавить бентонит в количестве 20 кг/м.
5. Медленно обработать каустической содой для достижения - расчетного рН.
3
6. Через гидроворонку добавить биополимер в концентрации 2 кг/м и тщательно перемешать (30-60 минут для обеспечения набухания полимера) с помощью гидропистолетов или перемешивателей.
3
3
7. Добавить через гидроворонку Рас L в количестве 5 кг/м и крахмал в концентрации 20 кг/м. Выдержать при постоянном перемешивании 30-40 минут для набухания полимера.
3
8. Добавить через гидроворонку хлористый калий в количестве 50 кг/м.
3
9. Добавить через гидроворонку анионактивное поверхностно-активное вещество в концентрации 7 кг/м.
10. Перемешивать получившийся раствор до растворения хлористого калия и получения однородной массы.
11. Произвести замер параметров и при необходимости выполнить корректирующие обработки.
12. Спустить в скважину бурильную колонну до забоя, заменить рабочий раствор на легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД, закачав перед ним буферный раствор, представляющий собой легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД с меньшей концентрацией последнего, во избежание смешивания «старого» и «нового» растворов и промыть скважину в течение 2-3 циклов без очистки.
13. В процессе использования легкого ингибирующего бурового раствора в условиях АНПД может потребоваться только его дообработка и кондиционирование для восстановления свойств после хранения, а также пополнение объема свежим раствором.