Биополимерный буровой раствор
BIOPOLYMER DRILLING MUD

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к биополимерным буровым растворам, применяемым для бурения надпродуктивных интервалов и вскрытия продуктивных пластов в ходе строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также для реконструкции скважин методом бурения боковых стволов.
Известен биополимерный буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола (Патент РФ №2661172, МПК C09K 8/08, опубл. 12.07.2018), содержащий, мас. %: ксантановый биополимер Xanthan Petro - 0,3-0,45, крахмал модифицированный - 1,5-2,5, окись магния - 0,2-0,5, реагент-гидрофобизатор Petro Safe (смесь натрия пальмитиновокислого (20% мас.), полиалкилглюкозида (20% мас.), масла растительного рапсового (50% мас.), полиалкилглюкозида С10-С16 (10% мас.)) - 0,03-0,06, алюмокалиевые квасцы - 0,03-1,0, вода - остальное. При необходимости известный буровой раствор дополнительно содержит, по крайней мере, один компонент из группы, включающей бактерицид - 0,01-0,05 мас. %, мраморную крошку - 5-30 мас. % или барит - 5-40 мас. %, гидроокись натрия - 0,01-0,1 мас. %, полигликоль - 1-3 мас. %, смазывающую добавку - 0,4-3 мас. %. Недостатком данного бурового раствора является отсутствие реагентов инкапсулирующего действия, что может являться причиной потери устойчивости ствола скважины в интервалах терригенных глинистых пород за счет их существенного разупрочнения. Кроме того, присутствие добавки барита может привести к необратимой кольматации продуктивного пласта и отсутствию возможности раскольматации призабойной зоны коллектора с применением деструктурирующих составов на основе кислот.
Наиболее близким аналогом к заявляемому изобретению, взятым за прототип, является безглинистый буровой раствор (Патент РФ №2186819, МПК C09K 7/02, опубл. 10.08.2002) для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения содержащий, мас. %: биополимер - 0,05-0,2; модифицированный крахмал - 1,15-2,0; полианионная целлюлоза - 0,1-0,25; гидроксид щелочного металла - 0,045-0,16; водорастворимую соль кремниевой кислоты - 0,23-1,2; поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0; вода - остальное, при этом массовое соотношение гидроксида щелочного металла и водорастворимой соли кремниевой кислоты составляет 1:2,5-15,0 соответственно. Безглинистый буровой раствор дополнительно может содержать утяжелитель из группы неорганических солей - хлориды натрия, кальция, калия или карбонатный утяжелитель или бентонит.
Недостатками данного раствора являются присутствие в его составе трудноразлагаемого компонента (полианионная целлюлоза), способного необратимо снижать проницаемость пород коллектора, относительно невысокая эффективность системы ингибиторов гидратации глинистых минералов, что может служить причиной снижения проницаемости продуктивного пласта за счет набухания глинистой фракции пород коллектора и вызывать осложнения, связанные с потерей устойчивости ствола скважины, при бурении надпродуктивных интервалов, содержащих глинистые пропластки. Кроме того, данный раствор характеризуется невысокой устойчивостью к биодеградации, что приводит к повышенному расходу регентов на обработку раствора с целью поддержания его технологических параметров.
Техническим результатом изобретения является повышение устойчивости раствора к биодеградации с одновременным снижением степени набухания и разупрочнения пород, содержащих глинистую фракцию, при контакте с буровым раствором, уменьшением степени отрицательного воздействия раствора на коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пород по нефти после его воздействия.
Указанный технический результат достигается за счёт того, что биополимерный буровой раствор, включает ксантановый биополимер, модифицированный крахмал, щелочную добавку, кремнийсодержащий реагент, поверхностно-активный реагент и воду, при этом новым является то, что буровой раствор содержит в качестве щелочной добавки оксид магния, в качестве кремнийсодержащего реагента - смесь гамма- аминопропилтриэтоксисилана и калийного жидкого стекла в массовом соотношении 1:(0,7÷10) соответственно, в качестве поверхностно- активного реагента - смесь алкилтриметиламмоний хлорида С12-С14 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 в массовом соотношении 1:1. и дополнительно - сульфированный битум при следующем соотношении компонентов, мас. %: ксантановый биополимер - 0,2-0,4; модифицированный крахмал - 0,5-3; оксид магния - 0,5-1; указанный кремнийсодержащий реагент - 0,55-2,0; указанный поверхностно-активный реагент - 0,3-0,7; сульфированный битум - 0,5-2; вода - остальное.
Буровой раствор дополнительно может содержать утяжелитель в виде хлорида калия, или хлорида натрия, или формиата щелочного металла, или хлорида кальция или карбоната кальция или их смеси в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчётной плотности.
Кроме того, буровой раствор дополнительно может содержать по крайней мере один компонент из группы, включающей силикат натрия - 0,05-0,7 % мас., гидроксиэтилцеллюлозу - 0,1-0,3 % мас., глинопорошок марки ППБ в концентрации - 2-4 % мас.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.
При одновременном присутствии в буровом растворе ионов магния, образующихся при частичном растворении оксида магния в воде, смеси калийного жидкого стекла и гамма-аминопропилтриэтоксисилана, Смеси алкилтриметиламмония хлорида С12-С14 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 в соотношении 1:1, сульфированного битума в предложенном количественном соотношении создаются условия для формирования супрамолекулярного экрана, защищающего макромолекулы гликанов (ксантан, крахмал) от деструкции, за счет ферментативного гидролиза и существенно замедляющего диффузионный массоперенос молекул воды из водной фазы раствора к поверхности неустойчивых отложений, ингибируя их гидратацию и, соответственно, снижая интенсивность набухания и разупрочнения.
В результате совместного гидролиза силикатов калия, содержащихся в калийном жидком стекле, и гамма-аминопропилтриэтоксисилана образуется первый слой вышеуказанного экрана, состоящий из олигосиликатов, содержащих аминопропильные группы, за счет которых происходит их связывание с глинистой породой и макромолекулами гликанов.
Второй слой экрана формируется вокруг первого слоя из молекул катионного ПАВ - алкилтриметиламмония хлорида С12-С14, которые присоединяются за счет электростатического взаимодействия к отрицательно заряженным группам олигосиликатов, образующимся при диссоциации силанольных групп. За счет дисперсионных взаимодействий между неполярными углеводородными радикалами молекулы катионного ПАВ образуют структуру бислоя, с обеих сторон которого находятся положительно заряженные группы, а алкильные радикалы располагаются внутри.
2+
Третий слой экрана формируют дифильные коллоидные частицы сульфированного битума, которые присоединяются за счет отрицательно заряженных диссоциированных сульфогрупп (-SO3") к положительно заряженным группам бислоя молекул катионного ПАВ. Дополнительную прочность этому слою придают катионы магния, играющие роль «сшивателей» коллоидных частиц сульфированного битума за счет образования ионных связей между Mg и сульфогруппами. Молекулы неионогенного ПАВ- оксиэтилированные амиды жирных карбоновых кислот С12-С18 выполняют функцию стабилизаторов супрамолекулярного экрана. Предлагаемое соотношение катионного и неионогенного ПАВ 1:1 позволяет, по-видимому, достичь наиболее стабильного состояния многослойного экрана за счет баланса гидрофобных и ионных межмолекулярных взаимодействий.
Важным также является то, что частицы сульфированного битума растворяются до агрегатов коллоидного размера в присутствии поверхностно-активного реагента, состоящего из смеси алкилтриметиламмония хлорида С12-С14 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 в указанном соотношении. Это позволяет исключить кольматацию коллектора нерастворимыми в кислотах твердофазными частицами.
Таким образом, сочетание компонентов предлагаемого биополимерного бурового раствора создает синергетический эффект, позволяющий существенно повысить его устойчивость к биодеградации и ингибирующую способность в отношении неустойчивых глинистых пород.
При необходимости получения заявляемого биополимерного бурового раствора повышенной плотности предлагается дополнительно вводить в него утяжелитель в виде хлорида калия, или хлорида натрия, или формиата щелочного металла, или хлорида кальция, или карбоната кальция в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности.
Для повышения реологических свойств (пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, статического напряжения сдвига) бурового раствора в него могут быть введены гидроксиэтилцеллюлоза, силикат натрия, глинопорошок ППБ.
Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.
Пример 1. Для получения 1000 г заявляемого бурового раствора к 974,5 г технической воды при перемешивании добавляли 5 г модифицированного крахмала БУРАМИЛ-БТ марки А, 5 г щелочной добавки оксида магния, 5,5 г кремнийсодержащего реагента при массовом соотношении гамма-аминопропилтриэтоксисилана и калийного жидкого стекла СКЖ равном 1:10, 3 г реагента БУРИНТАЛ - смесь катионного и неионогенного поверхностно-активных веществ, 2 г ксантанового биополимера РЕОКСАН марки Б, 5 г сульфированного битума САФ. Проводили перемешивание в течение 1,0 часа. В результате получили буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас. %: ксантановый биополимер - 0,2; модифицированный крахмал - 0,5; оксид магния - 0,5; указанный кремнийсодержащий реагент - 0,55; БУРИНТАЛ - смесь катионного и неионогенного поверхностно-активных веществ- 0,3; сульфированный битум - 0,5; вода - 97,45.
Пример 2. Для получения 1000 г заявляемого бурового раствора к 772,5 г технической воды при перемешивании добавляли 20 г модифицированного крахмала АМИЛИН, 8 г щелочной добавки оксида магния, 20 г кремнийсодержащего реагента при массовом соотношении гамма-аминопропилтриэтоксисилана и калийного жидкого стекла СИЛКАЛИН равном 1:3, 5 г смеси алкилтриметиламмоний хлорида С12-С14 АЛКАПАВ 1214.35 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 Lutensol FSA 10 в соотношении 1:1, 1 г гидроксиэтилцеллюлозы ЦЕЛСТРАКТ, 3,5 г ксантанового биополимера БУРИНЗАН, 15 г сульфированного битума ИНБИТ; перемешивали в течение 1,0 часа, затем добавляли 85 г утяжелителя хлорида калия, 50 г утяжелителя хлорида натрия и 20 г утяжелителя карбоната кальция КАРБФРАК КРК. Проводили перемешивание в течение 1,0 часа. В результате получили буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас. %: ксантановый биополимер - 0,35; модифицированный крахмал - 2,0; оксид магния - 0,8; указанный кремнийсодержащий реагент - 2,0; смесь алкилтриметиламмоний хлорида С12-С14 АЛКАПАВ 1214.35 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 Lutensol FSA 10 в соотношении 1:1 - 0,5; сульфированный битум - 1,5; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1; утяжелитель хлорид калия - 8,5; утяжелитель хлорид натрия - 5,0; утяжелитель карбонат кальция - 2,0; вода - 77,25.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением компонентов (таблица 1).
В лабораторных условиях определяли следующие свойства заявляемого и известного по прототипу буровых растворов: плотность, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига, устойчивость к биодеградации, показатель продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором, контактная прочность спрессованных образцов породы после выдержки в растворе, коэффициент восстановления проницаемости модели продуктивного пласта по нефти после фильтрации раствора.
Плотность бурового раствора определяли с использованием рычажных весов производства OFITE (США) согласно ГОСТ 33213-2014.
Структурно-реологические свойства раствора (пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига) определяли с помощью ротационного вискозимерта модели 900 производства OFITE (США) согласно ГОСТ 33213-2014.
Устойчивость бурового раствора к биодеградации оценивали по изменению его структурно-реологических параметров и водородного показателя (рН) после выдерживания при температуре 22°С без перемешивания в течение 14 суток.
Показатель продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором, контактную прочность спрессованных образцов породы после выдержки в растворе, коэффициент восстановления проницаемости модели продуктивного пласта по нефти после фильтрации раствора определяли с использованием природного кернового материала тульского терригенного горизонта, содержащего 56,7% глинистой фракции в виде гидрослюды, хлорита, смектита и каолинита, а также кварц (27,8%), калиевый полевой шпат (12,2%) и пирит (3,3%).
Для оценки степени набухания породы под действием раствора определяли показатель продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором с применением тестера линейного набухания глинистых пород в динамических условиях производства OFITE (США). Для проведения исследований использовали спрессованные образцы (в форме «таблеток») измельченной породы (фракция размером менее 160 мкм). Прессование измельченной породы для получения образцов проводили с использованием компактора (входящего в комплект тестера) под давлением 42 МПа. Исследование проводили при температуре 22°С и атмосферном давлении в течение 72 часов.
Для оценки степени разупрочнения породы под действием раствора определяли контактную прочность спрессованных образцов породы после выдержки в растворе с применением анализатора текстуры СТ3 производства BROOKFIELD (США). Для проведения исследований использовали спрессованные образцы породы (в форме «таблеток»), изготовленные по методике, описанной выше. Перед проведением испытаний на анализаторе текстуры образцы породы выдерживали в исследуемых растворах в течение 10 суток при температуре 22°С и атмосферном давлении.
пр1
пр2
восст
пр2
пр1
Коэффициент восстановления проницаемости модели продуктивного пласта по нефти после фильтрации через нее бурового раствора определяли с использованием установки исследования керна ПИК-ОФП/ЭП-2-1-4-СУ-70-40-АР-ЭС производства АО «Геологика» (Россия). Для исследований использовали составную модель пласта длиной 120 мм, состоящую из четырех цилиндрических образцов диаметром 30 мм. Подготовку образцов керна и моделей рабочих жидкостей производили в соответствии с ГОСТ 26450.0-85, ГОСТ 26450.1-85, ГОСТ 26450.2-85 и ОСТ 39-235-89. В ходе исследований использовали пластовую нефть с одного из месторождений Пермского края, относящуюся к группе «тяжелых» нефтей с повышенным содержанием смол и асфальтенов. В кернодержатель установки помещали составную модель пласта из образцов керна, скомпонованных от большей проницаемости к меньшей в направлении «скважина-пласт». Определяли проницаемость модели пласта по нефти (К). Моделировали воздействие бурового раствора на продуктивный пласт последовательно вначале при динамической фильтрации (при циркуляции бурового раствора вдоль входного торца модели) в течение 4 часов, затем при статической фильтрации (без циркуляции бурового раствора вдоль входного торца модели) в течение 4 часов. Для моделирования восстановления притока нефти в направлении «пласт-скважина» (со стороны меньшей проницаемости) производили фильтрацию нефти через составную модель пласта в течение 4 часов. Затем замеряли проницаемость составной модели пласта по нефти (К). Рассчитывали коэффициент восстановления проницаемости модели пласта по нефти (К=К/К), который характеризует степень ухудшения фильтрационных свойств модели пласта после воздействия на нее бурового раствора.
В таблице 2 приведены данные о показателях свойств заявляемого и известного по прототипу буровых растворов. Данные, приведенные в таблице 2, показывает, что предлагаемый биополимерный буровой раствор по сравнению с прототипом обеспечивает более высокую устойчивость к биодеградации (менее выраженное изменение структурно-реологических свойств и водородного показателя в процессе хранения в течение 14 суток), более низкую степень набухания (более низкие значения показателя продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором) и более низкую степень разупрочнения (более высокие значения контактной прочности спрессованных образцов породы после выдержки в растворе) пород, содержащих глинистую фракцию, с одновременным уменьшением степени отрицательного воздействия раствора на коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пород по нефти после его воздействия.
Заявленное количественное соотношение в предлагаемом биополимерном буровом растворе является оптимальным, при котором проявляются все указанные положительные свойства.
Например, добавление модифицированного крахмала ниже заявленного предела может привести к существенному повышению скорости проникновения фильтрата бурового раствора в пустотное пространство породы с соответствующим ее разупрочнением, выше - к заметному загущению раствора до состояния, не пригодного для прокачивания по системе циркуляции в скважине.
Недостаток ПАВ не позволит стабилизировать супрамолекулярный экран и может привести к кольматации коллектора твердофазными частицами (ввиду неполного растворения сульфированного битума), внесение ПАВ сверх заявленных пределов - нецелесообразно, так как никакого влияния не оказывает.
Кремнийсодержащий реагент, включающий смесь компонентов в указанном соотношении способствует снижению интенсивности набухания и разупрочнения вскрываемых глинистых пород, изменение соотношения в ту или иную сторону может привести к потере устойчивости ствола скважины.
Указанные преимущества предлагаемого бурового раствора позволяют:
- снизить расход регентов на обработку раствора с целью поддержания его технологических параметров (структурно-реологических свойств и водородного показателя) за счет повышенной устойчивости к биодеградации;
- предупредить осложнения при бурении неустойчивых пород, содержащих глинистую фракцию, за счет повышенной ингибирующей способности;
- повысить качество вскрытия продуктивного пласта за счет увеличения степени сохранения проницаемости пород коллектора по нефти после воздействия раствора.