СПОСОБ ОБРАБОТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА
DRILLING FLUID TREATMENT METHOD

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при обработке буровых растворов, содержащих в своем составе водорастворимые соли кремниевой кислоты, непосредственно перед вскрытием продуктивного пласта.
Известен способ обработки бурового раствора, предусматривающий введение в буровую скважину в процессе бурения бурового раствора, содержащего следующие компоненты, мас.%: биополимер (XCD) 0,143-0,285; полианионную целлюлозу (PolyPAC) 0,285, щелочную добавку (КОН) 0,071-0,143; бентонит (Mi-Gel) 2,853; кольматант - карбонат кальция LO-WATE 5,706; смазочную добавку LUBE-167 2,0; воду - остальное (см., например, Теория и практика заканчивания скважин: в 5 т. / А.И.Булатов, П.П.Макаренко, В.Ф.Будников и др. / Под ред. А.И.Булатова. - М.: ОАО Изд-во «Недра», 1997, т.1, с.109).
Данное техническое решение имеет необходимые для проводки горизонтальных скважин структурные и реологические свойства при низких значениях коэффициента псевдопластичности «n», а также низкие значения показателя фильтрации и высокие смазочные свойства.
Недостатком данного технического решения является то, что данный раствор неустойчив к хлоркальциевой агрессии, т.к. при поступлении в раствор пластовой воды хлоркальциевого типа или попадании хлорида кальция происходит резкое снижение реологических и структурно-механических показателей, увеличение фильтрации и снижение смазочной способности бурового раствора, что может привести к возникновению осложнений в процессе бурения.
Кроме того, при таком способе обработки, фильтрационная корка известного бурового раствора, формирующаяся в процессе бурения, неустойчива к воздействию минерализованной пластовой воды, что также может привести к осложнениям в процессе бурения.
Известен также способ обработки бурового раствора, предусматривающий введение в буровую скважину в процессе бурения скважины бурового раствора (пат. РФ №2186819), содержащего, мас.%: биополимер 0,05-0,2; модифицированный крахмал 1,15-2,0; гидроксид щелочного металла 0,045-0,16; водорастворимую соль кремниевой кислоты 0,23-1,2; поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ 0,3-1,0; воду - остальное. Данный безглинистый буровой раствор может дополнительно содержать утяжелитель, взятый в количестве, необходимом для получения расчетной плотности, и выбранный из группы следующих веществ: неорганические соли - хлориды калия, натрия, или карбонатный утяжелитель, или бентонит.
Это техническое решение принято в качестве прототипа.
Данный способ обработки бурового раствора повышает солестойкость за счет введения водорастворимых солей кремниевой кислоты, а также за счет образования конгломератов биополимера с более солестойким амилопектином, входящим в состав модифицированного крахмала.
Основным недостатком прототипа является то, что при обработке кислотами призабойной зоны пласта с целью восстановления проницаемости коллектора происходит выпадение геля кремниевой кислоты по всему объему бурового раствора, проникшего в породу. Данное явление может вызвать вторичную кольматацию призабойной зоны, что отрицательно скажется на дебете скважины.
В настоящее время для исключения отрицательного влияния водорастворимых силикатов на продуктивный пласт используют способ обработки бурового раствора, включающий в себя полную замену бурового раствора на безсиликатный. Это вызывает повышение затрат на строительство скважины, т.к. необходимо приобретать реагенты на замещающий буровой раствор, а также на утилизацию замещаемого бурового раствора.
Задачей данного технического решения является исключение негативного влияния силикатов на продуктивный пласт за счет выведения их из состава бурового раствора непосредственно перед вскрытием продуктивного пласта.
Поставленная задача решается тем, что в способе обработки бурового раствора, содержащего в своем составе водорастворимые соли кремниевой кислоты, предусматривающем введение его в скважину перед вскрытием продуктивного пласта, вводят малорастворимую соль кальция, например дигидрат сульфата кальция, за 20-50 метров до вскрытия продуктивного пласта.
Данный способ обработки бурового раствора и его состав позволяют вывести силикаты из бурового раствора за счет дополнительной обработки всего объема бурового раствора в соответствии со следующей реакцией:
2
3
4
3
2
4
NaSiO+CaSO→CaSiO↓+NaSO
или в общем виде:
Количество малорастворимой соли кальция, необходимой для обработки всего объема бурового раствора, определяется по формуле
где
x
m - масса малорастворимой соли кальция, необходимая для выведения силикатов из раствора, г;
3
- суммарное содержание силикатов в растворе в пересчете на метасиликат-ион, г/дм;
x
Mr - молекулярная масса малорастворимой соли кальция, г/моль;
3
V - объем бурового раствора, дм.
76,084 - молекулярная масса метасиликат-иона, г/моль.
В буровой раствор, содержащий в своем составе водорастворимые соли кремниевой кислоты, на котором ведется бурение скважины, за 20-50 м до достижения продуктивного пласта дополнительно вводят необходимое количество малорастворимой соли кальция, например дигидрат сульфата кальция.
Использование данного решения позволяет значительно снизить затраты на приобретение химических реагентов, так как отпадает необходимость замены бурового раствора перед вскрытием продуктивного пласта. Также становится возможным применение безглинистых буровых растворов, содержащих в своем составе водорастворимые соли кремневой кислоты при строительстве любых скважин, так как данные растворы обладают хорошим ингибирующим эффектом в отношении глинистых пород.
При этом установлено, что введение малорастворимых соединений кальция не влияет на основные параметры бурового раствора.
Кроме того, в лаборатории готовили буровые растворы из следующих реагентов:
1. Биополимер Реоксан Б, ТУ 9189-002-40912231-2003.
2. Хлорид калия, ГОСТ 4568-95.
4. Жидкое калийное стекло, ТУ 2145-008-52257004-2003.
5. Натрий кремнекислый мета, 9-водный, ГОСТ 4239-77, или растворимые силикаты Р-СИЛ А, ТУ 2145-006-40912231-2003.
6. ПАВ Синтал-БТ, ТУ 2482-016-40912231-2003, или ПАВ МИГ, ТУ 2482-014-53501222-2000.
7. Крахмал модифицированный Бурамил, ТУ 9187-003-40912231-2003.
8. Полианионная модифицированная целлюлоза Реопак С, Реопак В, ТУ 2231-005-40912231-2003.
9. Натредкий технический, ГОСТ 2263-79.
10. Вода техническая.
Растворы готовили по следующей методике.
3
Раствор 1. К 1400 г технической воды добавляли 4 г биополимера Реоксан Б, 40 г модифицированного крахмала Бурамил, 1 г натра едкого технического, 24 г натрия кремнекислого мета 9-водного, 10 г ПАВ Синтал-БТ, перемешивали в течение часа, затем добавляли 370 г хлорида калия, снова перемешивали в течение часа. Общий объем раствора доводили технической водой до отметки 2 дм и снова перемешивали в течение часа.
3
Раствор 2. К 1400 г технической воды добавляли 1 г биополимера Реоксан Б, 23 г модифицированного крахмала Бурамил, 3 г натра едкого технического, 5 г натрия кремнекислого мета 9-водного, 20 г ПАВ Синтал-БТ, перемешивали в течение часа, затем добавляли 370 г хлорида калия, снова перемешивали в течение часа. Общий объем раствора доводили технической водой до отметки 2 дм и снова перемешивали в течение часа.
3
Раствор 3. К 1400 г технической воды добавляли 2,6 г биополимера Реоксан Б, 32 г модифицированного крахмала Бурамил, 2 г натра едкого технического, 14 г натрия кремнекислого мета 9-водного, 15 г ПАВ Синтал-БТ, перемешивали в течение часа, затем добавляли 370 г г хлорида калия, снова перемешивали в течение часа. Общий объем раствора доводили технической водой до отметки 2 дм и снова перемешивали в течение часа.
3
Раствор 4. К 1400 г технической воды добавляли 6 г модифицированного крахмала Бурамил, 8 г Реопак В, 4,2 г Реопак С, 5 г ПАВ Синтал-БТ, 36 г жидкого калийного стекла, 10 г натрия кремнекислого мета 9-водного, перемешивали в течение часа, затеем добавляли 370 г хлорида калия, снова перемешивали в течение часа. Общий объем раствора доводили технической водой до отметки 2 дм и снова перемешивали в течение часа.
В лабораторных условиях исследовали следующие свойства бурового раствора:
30
3
- показатель фильтрации (Ф, см при перепаде давления 0,7 МПа) замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFI при температуре 20°С;
0
10c/10 мин
2
- структурно-реологические свойства: пластическую вязкость (η, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (τ, дПа), прочность геля (Gel, ft/100lb), замеряли на вискозиметре фирмы OFI;
- условную вязкость замеряли на вискозиметре ВБР-1;
3
2-
- определяли суммарное содержание силикатов в пересчете на SiO ;
На основании определения содержания силикатов в фильтрате раствора 4 рассчитывали по формуле необходимое количество малорастворимой
соли кальция (дигидрата сульфата кальция):
где
3
2-
3
5,285 - суммарное содержание силикатов в фильтрате бурового раствора в пересчете на SiO , г/дм;
172,168 - молекулярная масса дигидрата сульфата кальция, г/моль;
3
1 - объем бурового раствора, который будет взят для обработки, дм;
76,084 - молекулярная масса метасиликат-иона, г/моль.
Аналогично определяли необходимое количество дигидрата сульфата кальция для других растворов.
3
Для обработки брали 1 дм приготовленного бурового раствора, в который всыпали при перемешивании необходимое количество дигидрата сульфата кальция после чего перемешивали в течение 3 часов, после чего оставляли стоять 20 часов, затем раствор снова перемешивают в течение 1 часа.
По окончании перемешивания повторяли все испытания, которые были проведены с необработанным раствором.
В таблице приведены данные о показателях растворов до и после их обработки малорастворимой солью кальция.
Способ обработки бурового раствора и состав для его осуществления
Раствор
Количество CaSO<sub>4</sub>·2H<sub>2</sub>O, г
Условная вязкость, с
η, мПа·с
τ<sub>0</sub>, дПа
Gel<sub>10c/10 мин</sub>,ft/100lb<sup>2</sup>
Фильтрация, мл
<img file="00000005.tif" he="8" wi="11" img-content="undefined" img-format="tif" />,г/л
Необработанный буровой раствор 1
31
16
52,8
2/5
2,4
3,211
Буровой раствор 1, обработанный малорастворимой солью кальция
7,3
32
17
52
2/5
2
0,119
Необработанный буровой раствор 2
16
7
4,8
0/0
4
1,338
Буровой раствор 2, обработанный малорастворимой солью кальция
3
16
7
4,8
0/0
3,8
0,128
Необработанный буровой раствор 3
29
13
43,2
1/3
3
1,873
Буровой раствор 3, обработанный малорастворимой солью кальция
4,2
30
14
43,2
1/3
3
0,125
Необработанный буровой раствор 4
39
17
91,2
1/1
18
5,285
Буровой раствор 4, обработанный малорастворимой солью кальция
12
42
19
91,2
2/2
16,8
0,121
Таким образом, как видно из приведенной таблицы, предлагаемое изобретение позволяет полностью избавиться от силикатов, введенных в буровой раствор непосредственно перед вскрытием продуктивного пласта, что в свою очередь при обработке кислотами призабойной зоны позволяет исключить вторичную кольматацию и повысить дебет скважины.