Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов

Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов

Реферат

 

Раствор относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, применяемым в качестве промывочной жидкости при вскрытии продуктивных пластов. Техническим результатом является снижение фильтрационных характеристик, повышение степени ингибирования глинистых пород, улучшение поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий биополимер ксантанового рода, полиалкиленгликолевый компонент и воду, в качестве полиалкиленгликолевого компонента содержит ассоциативный бинарный продукт, состоящий из водорастворимого сополимера окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси этилена не менее 85 мол.% и маслорастворимого сополимера окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси этилена не более 15 мол.% при их соотношении 1:1-1:3 соответственно, при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанный биополимер 0,3 - 1,8, указанный ассоциативный бинарный продукт 0,3 - 3,0, вода - остальное. Причем он может дополнительно содержать понизитель фильтрации, ингибитор набухания глин, биоцид, кольматант, утяжелитель. 5 з.п.ф-лы, 5 табл.

Предлагаемое изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, применяемым в качестве промывочной жидкости при вскрытии продуктивных пластов.

В настоящее время буровые растворы на водной основе, содержащие в своем составе биополимеры в сочетании с различными полигликолями, широко используются в мировой практике бурения. Так, в пат. 4425241 США описывается буровой раствор, содержащий воду (пресную или соленую), глину, стабилизатор (биополимер, эфиры целлюлозы, полиакриламид) и полигликоль. В качестве полигликоля используется полиэтиленгликоль с молекулярной массой 6000 - 20000. Для снижения скорости фильтрации и улучшения реологических свойств растворов полигликоль используется в смеси со стабилизатором в соотношениях от 3:1 до 1: 3. Однако такой комбинированный реагент не позволяет получить удовлетворительные технологические параметры, определяющие степень восстановления проницаемости продуктивного пласта.

Известен буровой раствор на водной основе, содержащий 0,5 - 60 мас.% полиалкиленгликолей, 28,6 - 85,7 г/л солей калия и другие функциональные добавки, такие как загустители (биополимеры), понизители фильтрации, ингибиторы набухания глин, регуляторы pH, утяжелители (пат. EP N 0495579 A3). Совместное использование полиалкиленгликолей линейного строения (мол. масса от 200 до 12 тыс.) и солей калия (в частности, KCl) позволяет получить достаточно высокий уровень ингибирования глинистых пород, но не обеспечивает достижения максимального коэффициента восстановления проницаемости пласта. Кроме того, ингибирующий эффект наблюдается только при совместном использовании полиалкиленгликолей с солями калия, что вызывает дополнительные осложнения, связанные с утилизацией калийсодержащей выбуренной породы и ограничивает области применения раствора.

В пат. США N 4830765 защищается буровой раствор на основе модифицированной жидкой фазы, состоящей из пресной или соленой воды и 5-50% водорастворимых полиалкиленгликолей (в том числе сополимеров окиси этилена и окиси пропилена). В состав раствора также входят загустители и понизители фильтрации, в качестве которых могут использоваться биополимеры, содержание бентонита от 0 до 5%. Водорастворимые полиалкиленгликоли улучшают ингибирующие и смазочные свойства раствора, однако не способны в достаточной степени гидрофобизировать поровое пространство коллектора. Недостатком раствора являются и слабые поверхностно-активные свойства, характеризуемые высокими значениями межфазного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - углеводородная жидкость. Кроме того, для существенного улучшения свойств растворов необходимы очень большие добавки реагента (30-50%), при низких концентрациях (5-10%) подобные полиалкиленгликоли не оказывают заметного влияния на технологические параметры.

Наиболее близким аналогом является безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий (мас.%): биополимер ксантанового ряда 0,01-10, полиалкиленгликолевый компонент 0,1-20, соединение сульфоасфальтена 5-60, вода остальное (Патент США N 5502030, C 09 K 7/02, 26.03.1996).

Недостатками этого раствора являются недостаточные фильтрационные характеристики, степень ингибирования глинистых пород, поверхностно-активные и гидрофобизирующие свойства.

Задачей изобретения является создание безглинистого бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов с низкими фильтрационными характеристиками, высокой степенью ингибирования глинистых пород, а также улучшенными поверхностно-активными и гидрофобизирующими свойствами.

Указанная задача решается тем, что безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий биополимер ксантанового рода, полиалкиленгликолевый компонент и воду, в качестве полиалкиленгликолевого компонента содержит ассоциативный бинарный продукт, состоящий из водорастворимого сополимера окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси этилена не менее 85% мол. и маслорастворимого сополимера окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси этилена не более 15% мол. при их соотношении 1: 1-1: 3 соответственно, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный биополимер 0,3-1,8, указанный ассоциативный бинарный продукт 0,3 - 3,0, вода остальное. Причем он может дополнительно содержать одну или несколько функциональных добавок, таких как понизитель фильтрации, ингибитор набухания глин, биоцид, кольматант, утяжелитель.

В качестве биополимера используют биополимер ксантанового рода (к примеру XC, Кем-X, Rodopol-23P, Flo-Vis и др.), обладающие хорошей структурирующей способностью, позволяющей создавать на поверхности ствола скважины слой, аналогичный глинистой корке.

В качестве сополимеров окиси этилена и пропилена используются, например, продукты, выпускаемые ОАО "Нижнекамскнефтехим", Республика Татарстан: Лапрол 5003-2-15 (ТУ 2226-006-10488057-94) - преимущественно маслорастворимый продукт с молекулярной массой 5 тыс. и содержанием окиси этилена, равном 15% (мол.).

Загуститель - ПП 2504 (ТУ 2226-063-05766801-96) - преимущественно водорастворимый продукт с молекулярной массой 25 тыс. и содержанием окиси этилена, равном 85% (мол.).

Такие полиалкиленгликоли получаются в результате присоединения окисей этилена и пропилена к многоатомным спиртам или алканоламинам и характеризуются разветвленной структурой макромолекулы, которая обеспечивает им лучшие адсорбционные и гидрофобизирующие свойства по сравнению с линейными полимерами. Кроме того, при ассоциативном сочетании водорасторимых полиалкиленгликолей с маслорастворимыми наблюдается дополнительный положительный эффект, который проявляется в улучшении поверхностно-активных свойств растворов. Так, в табл. 1 приведены результаты измерения межфазного натяжения на границе водных растворов, содержащих полиалкиленгликоли, с гептаном.

Таким образом, использование водорастворимых и маслорастворимых полиалкиленгликолей в виде ассоциативного бинарного состава позволяет значительно усилить влияние данных реагентов на поверхностно-активные свойства растворов.

В качестве понизителей фильтрации могут использоваться хорошо известные полисахаридные реагенты, такие как КМЦ, крахмал, полианионная целлюлоза (ПАЦ) и их модификации.

Для дополнительного ингибирования набухания глин, если это необходимо, рекомендуется использовать соли калия (KCl, K₂CO₃).

Для предотвращения разложения используемых биополимеров и полисахаридов могут использоваться биоциды, к примеру глутаровый альдегид. В качестве утяжеляющей добавки могут использоваться барит, карбонаты кальция, последние могут применяться и как кольматанты.

Примеры приготовления 100 г предлагаемого бурового раствора в лабораторных условиях.

Пример 1 (п. 1, табл. 2) 1,8 г биополимера растворяют в воде и раствор гомогенизируют перемешиванием в течение 0,5-1 часа. Затем полученную вязкую жидкость последовательно обрабатывают 0,5 г ПП-2504 и 0,5 г Лапрола-5003. После каждой добавки раствор тщательно перемешивают до полного растворения полигликолевого реагента.

Пример 2 (п. 6, табл. 2) 0,4 г биополимера растворяют в воде, после чего раствор последовательно обрабатывают 1,5 г ПП-2504 и 1,5 г Лапрола-5003. Тщательно перемешивают вязкую композицию и приступают к новой фазе обработки, заключающейся в модификации полимерного раствора бинарной смесью понизителей фильтрации. Для приготовления бинарной смеси 0,5 г порошка ПАЦ смешивают с 0,5 г мелкодисперсного крахмала и вводят в исходный полимергликолевый раствор. Тщательно перемешивают в течение 1 ч и добавляют 0,02 г бактерицида.

Пример 3 (п. 16, табл. 2) Готовят 0,5%-ный водный раствор крахмального реагента, после чего вводят 1 г KCl и активно перемешивают до полного растворения соли. Затем раствор обрабатывают 0,8 г порошкообразного биополимера, обеспечивая равномерное распределение реагента в объеме жидкости путем перемешивания в течение 0,5-1 часа. Отдельно готовят смесь ПП-2504 и Лапрола-5003, соотношение компонентов в которой составляет 1:1 (мас.), после чего 3 г смеси небольшими порциями добавляют к исходному полимерному раствору. Методика приготовления бурового раствора предусматривает также для обеспечения максимальной биохимической защиты дальнейшую дообработку 0,02 г бактерицида и 0,05 г KOH, выступающего в качестве регулятора щелочности раствора.

Пример 4 (п. 18, табл. 2) После приготовления 1%-ного раствора биополимера и дообработки 0,3 г ПАЦ полученную вязкую жидкость тщательно перемешивают в течение 1 часа, после чего последовательно привносят 1 г ПП-2504 и 1 г Лапрола-5003, обеспечивая интенсивное перемешивание (10-20 мин) в перерыве между обработками. Полученный буровой раствор модернизируют 10 г CaCO₃, применяемого в качестве кольматирующего агента. Затем для повышения антидеструкционных свойств суспензию обрабатывают 0,02 г бактерицида и 0,05 г KOH.

Аналогичным образом готовятся другие компоненты состава биополимерного полиалкиленгликолевого раствора (табл. 2).

Испытания буровых растворов, приготовленных по прелагаемому изобретению и по принятому прототипу (пат. N 990007, Финляндия) проводились в лабораторных условиях.

Согласно пат. N 2131902 РФ буровые растворы для бурения продуктивных пластов должны обладать комплексом технологических свойств, определяющих их влияние на качество вскрытия: иметь низкую фильтрацию для уменьшения зоны обводнения пласта; обладать хорошей ингибирующей способностью по отношению к глинистой составляющей скелета породы; иметь низкое межфазное натяжение на границе фильтрат бурового раствора - углеводородная жидкость и обладать высоким краевым углом смачивания для гидрофобизации порового пространства пласта.

Все эти свойства оценивались в ходе лабораторных испытаний: - показатель фильтрации (Ф, см³) - измерялся в течение 30 мин при давлении 0,1 МПа; - ингибирующая способность раствора оценивалась по показателю начальной скорости увлажнения П₀ (см/час), определяемому в соответствии с РД 39-2-813-82; - межфазное натяжение на границе фильтрат бурового раствора - углеводородная жидкость ( , мН/м), характеризующее поверхностно-активные свойства раствора, и краевой угол смачивания ( , град), определяющий гидрофобизирующую способность, определялись на сталагмометре и оптической скамье.

В таблице 3 приведены технологические параметры растворов, приготовленных по рецептурам, указанным в таблице 2.

Оценка эффективности предлагаемого бурового раствора и раствора, взятого за прототип, по показателям восстановления начальной проницаемости местных кернов и изменение смачиваемости их пор проведена в лабораторных условиях на модернизированном стандартном приборе UIPK-IM.

Для испытаний брались природные керны (песчаники) из продуктивного слоя угленосного пласта Менеузовской площади высокой проницаемости и песчаники пласта ЮС₁ Восточно-Елового месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" низкой проницаемости. Керны диаметром 28 мм были выбраны в направлении, параллельном залеганию пласта. Отбирались образцы правильной формы, без трещин, с одинаковыми показателями пористости и коэффициентами проницаемости. Их помещали в аппарат Сокслета для экстрагирования углеводородов бензино-спиртовой смесью. Затем образцы отмывались дистиллированной водой от минеральных солей и подвергались высокотемпературной обработке в сушильной камере при температуре 105^oC до достижения постоянного веса. Образцы, приготовленные таким образом, по смачиваемости являются гидрофильными.

В испытаниях использовались пластовая вода Бобриковского горизонта Менеузовской площади (с плотностью = 1,18 г/см³) и в качестве модели сырой нефти очищенный керосин.

Вначале стандартным методом ("Методические указания по исследованию горных пород - нефтяных и газовых коллекторов физическим и петрографическим методами". - М. : ВНИИНГИ, 1978, с. 391) определялась воздушная пористость образцов (K). Затем образец помещался в подставку для керна и спрессовывался под гидравлическим прессом. Через керн фильтровалась пластовая вода (10-12 объемов порового пространства). Затем вода в противоположном направлении вытеснялась керосином до насыщения керна нефтью (керосином) и определялся коэффициент начальной проницаемости по керосину (K₁). Затем фильтрат тестируемого раствора прокачивали через керн в первоначальном направлении, имитируя первичное проникновение в продуктивный пласт, а керосин прокачивали в противоположном направлении, имитируя процесс добычи. Оба процесса продолжали до установившейся скорости фильтрации. После прокачивания керосина измерялся коэффициент конечной проницаемости керосина в керне (K₂) и рассчитывался коэффициент восстановления начальной проницаемости ( ): = (K₂/K₁)100% В таблице 4 приведены результаты исследований действия фильтратов на величину восстановления проницаемости ( ), а в табл. 5 - самих буровых растворов.

Как видно из таблицы 4, после прокачивания через керн фильтрата предлагаемого бурового раствора фазовая проницаемость для нефти осталась высокой, о чем свидетельствуют высокие значения показателя восстановления начальной проницаемости ( ) после прокачивания керосина ( = 96-98%). Биополимерныи раствор без ассоциативной бинарной смеси имеет низкие значения в низкопроницаемых образцах (опыты 5 и 6).

В процессе прокачивания через низкопроницаемый керн фильтрата раствора - прототипа (N 14-15, табл. 4) вследствие недостаточной величины поверхностно-активных и ингибирующих свойств происходит снижение коэффициента восстановления проницаемости по сравнению с высокопроницаемым коллектором (опыты N 14, 15 и 18, 19) на 25-30%, а у предлагаемого раствора этого не происходит. Из таблицы 5 видно, что при прокачке бурового раствора в высокопроницаемых пластах при наличии твердой фазы (опыты с прототипом N 3, 4) также происходит значительное ухудшение коэффициента восстановления проницаемости за счет блокады пористой среды коллоидными глинистыми частицами, а в опытах 7 и 8 (с прототипом), где проницаемость низкая (K₁), ее ухудшение происходит только из-за недостаточных поверхностно-активных свойств фильтрата, т.к. поровые каналы меньше размеров коллоидных частиц глины.

Таким образом, предлагаемое изобретение имеет следующие преимущества и отличия от известных решений: 1. В случае применения предлагаемого бурового раствора для первичного прохождения продуктивного пласта благодаря его оптимальному физическому и химическому составу проницаемость пласта по нефти и газу может быть восстановлена (почти) до ее исходных значений.

2. Компоненты, совместно используемые в предлагаемом буровом растворе, проявляют синергетический эффект в отношении ингибирующей и стабилизирующей способности, а также в гидрофобизации пористой среды коллектора.

3. Ассоциативный бинарный продукт (комплекс полиалкиленгликолей), используемый в предлагаемом буровом растворе, является универсальным набором по компонентному составу, который отличается от составов полигликолей в известных патентах (аналогах и прототипе).

4. Предлагаемый буровой раствор может использоваться для первичного вскрытия продуктивного пласта, обеспечивая природную проницаемость коллекторов как в высоко-, так и низкопроницаемых, и вследствие этого - высокую производительность скважины.

5. Предлагаемый буровой раствор может использоваться в качестве перфорационной жидкости при вторичном вскрытии (перфорации) продуктивного пласта. При этом не происходит блокада проницаемости коллоидной твердой фазой, а фильтрация раствора в пласт не приводит к ухудшению коллекторских свойств пласта.

6. Предлагаемый буровой раствор может использоваться в качестве жидкости глушения при заканчивании и ремонте скважин, позволяя избежать повреждений проницаемой зоны пласта и обеспечивает устойчивую работу скважинного оборудования.

Формула изобретения

1. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий биополимер ксантанового рода, полиалкиленгликолевый компонент и воду, отличающийся тем, что в качестве полиалкиленгликолевого компонента он содержит ассоциативный бинарный продукт, состоящий из водорастворимого сополимера окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси этилена не менее 85 мол.% и маслорастворимого сополимера окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси этилена не более 15 мол.% при их соотношении 1 : 1 - 1 : 3 соответственно, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Указанный биополимер - 0,3 - 1,8 Указанный ассоциативный бинарный продукт - 0,3 - 3,0 Вода - Остальное 2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит понизитель фильтрации.

3. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит ингибитор набухания глин.

4. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит биоцид.

5. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит кольматант.

6. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит утяжеляющую добавку.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5