Результат интеллектуальной деятельности: Полимер-эмульсионный буровой раствор

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при вскрытии продуктивных пластов в осложненных условиях, при бурении разупрочненных, активных, неустойчивых глинистых горных пород, наклонных и горизонтальных скважин в условиях высоких температур и высоких пластовых давлений.

Предпосылки для создания изобретения. Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.

Девонские отложения являются одними из основных объектов эксплуатационных работ на нефть на территории Ромашкинского месторождения. В процессе бурения при прохождении пород покрышек девонского возраста, представленных глинистыми и карбонатно-глинистыми породами, наблюдаются осложнения, сопровождающиеся обвалообразованиями, водопроявлениями и поглощениями. Необходимо снизить влияние негативных факторов, влияющих на устойчивость ствола скважин. Для этого применяются различные типы буровых растворов, которые позволяют минимизировать или устранять данный вид осложнений.

Для решения проблем при вскрытии сбросовой тектоники, осложненной эрозионными врезами (кыновскими глинами), необходимо применять новые комплексные буровые растворы, отвечающие за многие факторы. Так, при вскрытии кыновских аргиллитов (особенно при зенитных углах более 50°), необходимо подбирать комплекс воздействия:

1) пластификации (при котором все кулоновские силы, связывающие частицы глины, переходят в ионные), при этом при пластовом давлении более 10 атм наблюдается начальное уплотнение разупроченной горной породы;

2) после перехода горной породы на стадию ионного обмена (активной фазы) необходимо проводить ингибирование, причем данная стадия должна проходить в два этапа:

- капсулирование ингибиторами-гидрофобизаторами, при котором идет заполнение микротрещин, оставшихся после уплотнения, каналы которых способны потенциально увеличиваться в размерах;

- упрочнение ингибиторами-гелями, при котором идет сшивание структуры горной породы с основным кальциевым и натриевым связующими.

Известен раствор, включающий воду и глинопорошок, содержащий полиэлектролит ВПК-402 в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и регулятора вязкости и дополнительно содержащий жидкие углеводороды (Патент РФ №2492208, кл. C09K 8/24, «Катионноингибирующий буровой раствор»).

Недостатком данного раствора является то, что он недостаточно эффективен при вскрытии истощенных горных пород, а наличие жидких углеводородов препятствует соблюдению условий охраны окружающей среды.

Существует буровой раствор, содержащий воду, многоатомный спирт, биополимер, анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, ацетат натрия и бактерицид и дополнительно включающий талловое масло, хлористый калий и глинопорошок ПБМВ (Патент РФ №2501828, кл. C09K 8/20, «Спиртовой буровой раствор»).

Недостатком существующего бурового раствора является многокомпонентность его состава, влекущая за собой сложность приготовления и использования.

Наиболее близким к заявляемому полимер-эмульсионному буровому раствору является принятый нами в качестве наиболее близкого аналога, то есть прототипа, буровой раствор PremiumGel, представляющий собой раствор на основе гидрогелей солей с содержанием твердой фазы, и имеющий следующий состав, мас. %:

Данный буровой раствор применяется в процессах бурения при вскрытии разупрочненных, истощенных горных пород (Сборник докладов II открытой научно-практической конференции «Актуальные проблемы строительства и ремонта нефтегазовых скважин», г. Геленджик, 2013 г., С. 30-33, копия прилагается).

Недостатками указанного бурового раствора являются наличие твердой фазы, непродолжительное время сохранения устойчивых параметров раствора, что создает репрессию на пласт и вероятность гидроразрыва и не сохраняет фильтрационную корку, тем самым препятствует сохранению стабильности стенок ствола скважины, а также длительное время бурения.

К явным недостаткам известного бурового раствора можно отнести также соблюдение повышенных мер безопасности, применяемых при работе с легковоспламеняющимися жидкостями, предупреждение попадания реагентов на открытые участки тела, оборудование помещений приточно-вытяжной вентиляцией, а сброс отработанного раствора должен производиться в амбары, имеющие надежную гидроизоляцию и обвалку, в результате данный комплекс мер приводит к удорожанию бурового раствора.

Задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков, а именно сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора и условий охраны окружающей среды, а также уменьшение его стоимости.

Поставленная задача решается применением полимер-эмульсионного бурового раствора, содержащего следующие компоненты, мас.%:

Unidrill - комплексный компаунд различных реагентов:

- солей щавелевой кислоты;

- оксидов амфотерных металлов;

- солей бромоводородной кислоты;

- микрогелей.

Соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов способствуют пластификации горной породы (превращая ее в подобие пластилина), при этом оксиды временно не дают разрушиться аргиллитам на катионно-анионном уровне. Данная комбинация в составе с солями бромоводородной кислоты способствует высокой гидрофобизации самой горной породы, что препятствует проникновению воды в микроканалы, а также сохраняет чистоту вскрытия коллектора продуктивного пласта.

Микрогели - ингибиторы, позволяющие отверждать разупрочненную структуру аргиллитов. К тому же в связке с солями бромоводородной кислоты образуется синергетический эффект: уменьшение липкости корки и силы трения, позволяющий проходить многометровые интервалы горизонтальных участков с минимальным содержанием смазывающих реагентов.

Компоненты бурового раствора:

1. Xhantan Gum (Биполимер ксантанового типа), ТУ 2458-010-82330939-2009, с изм. №№1-5, реология.

2. Fitter Check (экструзионный крахмалсодержащий реагент на основе ржи), СТО 0190450908-001-2013, фильтрация.

3. PAC-LV (полианионная целлюлоза низковязкая, ПАЦ-НВ, Оснопак марка Н-Т), ТУ 2231-011-63121839-2010, с изм. №№1, 2, фильтрация.

4. СБУ-ДР (смазывающая добавка для буровых растворов), ТУ 2458-001-6824973-2011.

5. Unidrill (модификация реагента Силином ВН-М, ТУ 2145-014-13002578-2008 и Формиат Натрия, ТУ 2432-008-50685486-2004 Марка Б), комплексный компаунд.

Описанные выше эффекты совместно позволяют строить скважины практически во всех интервалах разупрочненных аргиллитов любых профилей и длин, поскольку упрочняющий эффект длится на всем протяженном участке, позволяя сохранять номинальным диаметр ствола скважины при широких диапазонах свойств самого полимер-эмульсионного бурового раствора.

Изобретение поясняется графическими материалами.

В таблице 1 приведено сравнение заявляемого полимер-эмульсионного бурового раствора с прототипом.

На фигуре представлен анализ динамики освоения коллектора.

Предлагаемый полимер-эмульсионный буровой раствор был внедрен на объектах ОАО «Татнефть» в 2013 году.

За период успешного проведения опытно-промышленных работ было пробурено 13 скважин: 6479 г, 4605 г, 21337 г, 24689 г, 24757 г, 29364 г, 29365 г, 4996 г, 3005 г, 8621 г, 10933, 6044 и 4063.

Скважины пробурены без осложнений и в короткие сроки. Также отмечается тот факт, что использование минимальной плотности полимер-эмульсионного бурового раствора 1350 кг/м² на скв. 6479 г, 24689 г и 8621 г позволяет увеличить скорость бурения в сложных интервалах, а также препятствовать гидроразрыву пласта, что влияет на качество цементирования и оптимизацию затрат на строительство всей скважины в целом.

Так, затраты на строительство скважин с применением заявляемого полимер-эмульсионного бурового раствора составляют (таблица 1) по сравнению с прототипом Premium Gel.

Все оцениваемые скважины имели одинаковый метод вхождения в кыновский горизонт и условия бурения. Анализ применения полимер-эмульсионного бурового раствора показывает, что предлагаемый полимер-эмульсионный буровой раствор подходит для вскрытия под любым зенитным углом в разупрочненных горных породах, склонных к эрозии и обвалам.

Анализ динамики освоения коллектора показывает (см. фигуру), что полимер-эмульсионный буровой раствор также рекомендован к первичному вскрытию продуктивного пласта.

Полимер-эмульсионный буровой раствор характеризуется следующими преимуществами: он не содержит твердой фазы, сокращает время бурения (от 5 до 14 суток по сравнению с применением Premium Gel от 8 до 144 суток).

В процессе бурения наблюдается сохранение устойчивости параметров полимер-эмульсионного бурового раствора при плотности ≈ 1350 кг/м³, по сравнению с Premium Gel, при котором устойчивость ствола достигается при плотности ≈ 1500 кг/м³, т.е. создается меньшая репрессия на пласт, уменьшается вероятность гидроразрыва пласта и не требуется поэтапного утяжеления полимер-эмульсионного бурового раствора при прохождении кыновских горизонтов.

Объем приготовленного полимер-эмульсионного бурового раствора на строительство скважин значительно меньше, чем у прототипа (см. графу 3 табл.1).

Стоимость предлагаемого полимер-эмульсионного бурового раствора существенно ниже ≈ 17500 рублей (по сравнению с Premium Gel ≈ 26000 рублей) в результате минимального количества смазывающих реагентов.

Отмечены положительные результаты применения полимер-эмульсионного бурового раствора, в том числе:

- предотвращение гидратации и набухания глин;

- высокая седиментационная устойчивость;

- сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта;

- увеличение механической скорости бурения;

- данный раствор не содержит углеводородов, так как применяются соли органического происхождения, которые биоразлагаемы и экологически безопасны;

- высокое качество технологических процессов, позволяющих строить скважины любых профилей и длин.