Эмульсионный буровой раствор
EMULSION DRILLING MUD

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно, к буровым растворам для бурения в сложных горно-геологических условиях.
Известен гидрофобный эмульсионный буровой раствор (авт.свидетельство SU 1020428, МПК C09K 7/06, опубл. 30.05.1983 г.), содержащий дизельное топливо, минерализованную воду, эмульгатор, бентонитовую глину и утяжелитель.
Недостатками известного бурового раствора являются наличие в составе загрязняющих продуктивный пласт бентонита и барита, а также недостаточное ингибирование им набухания глин.
Известен эмульсионный буровой раствор (авт.свидетельство SU1613475, МПК C09K 7/02, опубл. 15.12.1990 г.), содержащий, мас. %: углеводородную фазу 5,0-15,0; карбонат кальция 6,0-14,5; хлорид железа (III) 5,0-12,0; оксид кальция 1,5-4,5; углеводородорастворимое неионогенное ПАВ (ОП-4, ПМС-200А, ГКЖ-94 М., АФ-4) 0,5-1,5; минерализованную воду - остальное. Он дополнительно может содержать бентонит 1,0-2,5 масс. %.
Недостатками известного технического решения являются низкая ингибирующая способность, низкий коэффициент восстановления проницаемости коллектора и высокая коррозионная активность из-за содержания в растворе хлорида железа (III).
Известен эмульсионный буровой раствор (патент RU 2114889, МПК C09K 7/02, опубл. 10.07.1998 г.), включающий дисперсионную среду, дисперсную фазу и эмульгатор, содержит в качестве дисперсионной среды водные растворы хлористых солей натрия, железа, магния, алюминия, в качестве дисперсной фазы - отходы очистки масел, в качестве эмульгатора - отходы производства изопропилового спирта со стадии отстоя спирта-сырца и ректификации эпюрата и дополнительно - каустическую соду при следующем соотношении компонентов (в мас. %: отходы очистки масел - 10 - 25, указанные отходы производства изопропилового спирта - 20 - 40, указанные хлористые соли - 5 - 15, каустическая сода - 0,5 - 1,5, вода - остальное.
Раствор имеет следующие недостатки: узкий диапазон плотностей, что сужает область применения данного раствора, высокая условная вязкость (вплоть до нетекучей жидкости), что создает проблемы при прокачивании раствора.
Известен буровой раствор (патент RU 2521259, МПК C09K 8/36, опубл. 27.06.2014 г.), содержащий углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, минеральные соли, стабилизатор и воду, содержит в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активных веществ добавку МУЛЬТИОЛ, в качестве стабилизатора - МУЛЬТИСТАР и ксантановую камедь и дополнительно гидроксид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас. %: реагент МУЛЬТИОЛ 8,5-25, стабилизатор МУЛЬТИСТАР 1,5-2,0, ксантановая камедь 0,2-0,5, карбонат кальция 5-20, хлорид магния 4-15, гидроксид натрия 1-2, вода остальное.
Недостатком раствора является использование гидроксида натрия - реагента, способствующего повышению гидратации глинистых минералов.
2
2
Наиболее близким к заявляемому по технической сущности является эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, содержит в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: углеводородная фаза 10-20, ПАВ комплексного действия ПКД-515 5-7, крахмал ФИТО-РК 3-4, MgCl 5-10, KCl 3-5, карбонат кальция 5-30, минерализованная вода остальное (патент RU 2213761, МПК C09K 7/06, опубл. 10.10.2003 г.).
Недостатком прототипа является недостаточность ингибирования, обусловленная композицией, составленной только из двух минеральных солей, использование ПАВ ПКД-515, приводящего к повышению диспергации глинистых минералов.
Технической проблемой, решаемой изобретением, является создание бурового раствора, пригодного для бурения в сложных горно-геологических условиях с целью качественного вскрытия продуктивных коллекторов.
Технический результат - повышение ингибирующих свойств эмульсионного бурового раствора, предотвращающих набухание глинистых пород, с повышением коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов.
Проблема решается, а технический результат достигается эмульсионным буровым раствором, содержащим углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральные соли - двухлористый магний и хлорид калия, модифицированный крахмал в качестве стабилизатора и минерализованную или пресную воду. В отличие от прототипа раствор дополнительно содержит в качестве регулятора реологических свойств биополимер - ксантановую камедь, а также бентонит, минеральную соль - двухлористый кальций и многоатомный спирт - гликоль в качестве гидрофобизирующей добавки, при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
углеводородная фаза
8-20
гликоль
3-5
крахмал
3-4
биополимер
0,3-0,5
MgCl<sub>2</sub>
5-7
KCl
5-7
CaCl<sub>2</sub>
1-3
СаСО<sub>3</sub>
5-30
бентонит
1,0-2,5
минерализованная или пресная вода
остальное.
Согласно изобретению, используют пресную воду плотностью 1,15-1,20
3
г/см.
Технический результат достигается следующим.
Ингибирующее действие минерализованной воды на набухание глин общеизвестно, поскольку растворы электролитов снижают электрокинетический потенциал двойного электрического слоя (ДЭС), создаваемого на границе глина-вода.
Углеводородная фаза обеспечивает создание лиофильных слоев, что препятствует гидратации, связанной с проникновением воды в межплоскостное пространство глинистых минералов.
Гликоли, как многоатомные спирты, обуславливают гидрофобизирующую способность фильтрата бурового раствора.
Крахмал, как модифицированная форма природного полисахарида, обеспечивает ингибирование за счет стабилизирующего воздействия на буровой раствор.
Биополимер ксантанового типа является компонентом, обеспечивающим псевдопластические свойства, способствующие проявлению ингибирующих свойств.
Комплекс солей - это раствор электролитов, который обеспечивает ингибирование за счет регуляции электростатических свойств на поверхности вода-глина.
Вышеуказанные свойства компонентов раствора ведут к повышению ингибирующих свойств эмульсионного бурового раствора, предотвращающих набухание глинистых пород, с повышением коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов.
Количественное соотношение компонентов подбиралось опытным путем, исходя из целей достижения технического результата.
Из уровня техники не известен эмульсионный буровой раствор, содержащий совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном качественном и количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого изобретения.
Заявляемый буровой раствор получают следующим образом: пресная техническая вода или пластовая (минерализованная) вода, находящаяся в блоке приготовления раствора (БПР), смешивается с помощью гидросмесительной воронки с комплексом минеральных солей, стабилизирующей основой (крахмалом, биополимерным реагентом), нефтью, гидрофобизирующей добавкой (многоатомные спирты), бентонитом. Нагревание необходимо в зимнее время года.
Сущность изобретения поясняется примерами конкретного выполнения эмульсионного бурового раствора.
Пример 1. Компоненты в мас. %:
девонская нефть Абдуловского месторождения
в качестве углеводородной фазы
15,0
многоатомный спирт «Гликойл» (ООО «Меррико»)
4,0
крахмал КМК (ЗАО «Полицелл»)
3,5
биополимер «Гаммаксан» (ООО «Меррико»)
0,4
MgCl<sub>2</sub>
6,0
KCl
6,0
CaCl<sub>2</sub>
2,0
СаСО<sub>3</sub>
20,0
бентонит ПБМА ЗАО «Полицелл»
1,5
пластовая вода с плотностью 1,18 г/см<sup>3 </sup>
в качестве минерализованной воды
41,6.
Пример 2.
девонская нефть Шкаповского месторождения
в качестве углеводородной фазы
8,0
многоатомный спирт «Полиэколь» (ЗАО Полицелл»)
3,0
крахмал Амилор (ООО «Меррико»)
3,0
биополимер «Биоксан» (ЗАО «Полицелл»)
0,3
MgCl<sub>2</sub>
5,0
KCl
5,0
CaCl<sub>2</sub>
1,0
СаСО<sub>3</sub>
5,0
бентонит ПБМБ (ЗАО «Полицелл»)
1,0
пластовая вода с плотностью 1,19 г/см<sup>3</sup> в качестве
минерализованной воды
68,7.
Пример 3.
девонская нефть Тузлукушевского месторождения
в качестве углеводородной фазы
20,0
гликоль «Полиэколь» (ЗАО «Полицелл»)
5,0
крахмал «Поли КР-К» (ЗАО «Полицелл»)
4,0
биополимер «Биоксан» (ЗАО «Полицелл»)
0, 4
MgCl<sub>2</sub>
7,0
KCl
7,0
CaCl<sub>2</sub>
3,0
СаСО<sub>3</sub>
30,0
бентонит ПБМА (ЗАО «Полицелл»)
2,5
пластовая вода с плотностью 1,19 г/см<sup>3</sup>
в качестве минерализованной воды
21,1.
Заявляемый эмульсионный раствор имеет следующие характеристики (таблица 1).
0
0
Ингибирующие свойства растворов оценивались по показателю набухания П, определяемого на тестере линейного набухания пород компании OFITE (США). Данный показатель комплексно учитывает влияние капиллярной пропитки, диффузии осмотического массопереноса на процесс гидратации глинистой породы, представленной аргиллитами пашийского горизонта Сергеевского месторождения. Чем меньше значение П, тем более высокой ингибирующей способностью обладает раствор (таблица 2).
Коэффициент восстановления проницаемости коллекторов карбонатных и терригенных отложений определяли по стандартной методике на установке FDES-645 Coretest Systems компании Fann (США) на кернах песчаника Алкинского месторождения и известняка Абдуловского месторождения, в условиях максимально приближенных к пластовым (Тпл=28°С, Рпл=18 МПа) и (Тпл=36°С, Рпл=28 МПа), соответственно (таблица 3).
Преимущества заявляемого эмульсионного бурового раствора по сравнению с прототипом заключаются в следующем:
- скорость набухания глин на 16% ниже, что обеспечивает устойчивость ствола скважины в течение длительного периода времени;
- коэффициент восстановления проницаемости (β) на 23-24% больше, что гарантирует существенно меньшее загрязнение продуктивного пласта и выход на потенциальный дебит в короткие сроки при освоении скважин.
Заявляемый эмульсионный буровой раствор обладает более высокими ингибирующими и поверхностно-активными свойствами, что позволяет успешно бурить склонные к обвалам глинистые породы и качественно вскрывать продуктивный пласт.