Результат интеллектуальной деятельности: Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов при разведочном бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Для вскрытия продуктивных пластов в условиях высоких забойных температур и аномально высоких пластовых давлений необходимо использование буровых растворов высокой плотности, сохраняющих в забойных условиях оптимальные технологические свойства, обеспечивающие профилактику осложнений при бурении и сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их первичном вскрытии.

Известен солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий, в качестве утяжелителя формиат натрия, полимер, в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду при следующем соотношении компонентов, масс. %: формиат натрия - 9-44, полимер Fito-PK - 3-5, мраморный порошок - 0-10, вода - остальное [RU №2277570, С1 (2006.01), C09K 8/04, опубл. 10.06.2006]. Известный раствор обеспечивает высокие флокулирующие свойства для удаления шлама при очистке и отличается высокой термостойкостью.

Существенным недостатком является недостаточная стабильность структурно-реологических свойств раствора, особенно при воздействии высоких температур. К тому же ограничен верхний предел значений плотности (1300-1420 кг/м³) и невозможность ее увеличения в следствии низкой седиментационной устойчивости.

Известен биополимерный буровой раствор, содержащий полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил - 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа - 0,2-0,5, этилендиамиды жирных кислот -продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,00, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР - 3,0-5,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, СаС1₂, MgCl₂, бишофит - 3,0-40,0 [RU 2289603 С1, C09K 8/10 (2006.01), опубликовано 20.12.2006]. Известный раствор оказывает минимальное вредное влияние на окружающую среду.

Существенным недостатком данного бурового раствора является невозможность приготовления раствора плотностью выше 1,35 г/см3, что связано с природой растворимых солей. Также рассмотренный раствор обладает низкой термостойкостью, определяемой природой реагентов-стабилизаторов. Это ограничивает применимость данного раствора при аномально высоких пластовых давлениях (АВПД), где требуются растворы с большей плотностью.

Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является буровой раствор, содержащий, мас. %: структурообразователь ксантановый биополимер К.К. Робус - 0,3-0,5, реагент-стабилизатор карбоксиметилированный крахмал 3-4, ингибитор хлорид калия 4-5, регулятор pH - кальцинированную соду - 0,5-0,7, бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катами АБ - 0,03-0,05, пеногаситель Пента-461 на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов 0,02-0,06, в качестве утяжеляющей добавки - барит 30-70 [RU №2481374 C1, С09K 8/08 (2006.01), опубл. 10.05.2013]. Известный раствор не оказывает отрицательного влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов с АВПД.

Недостатком данного раствора является ухудшение структурно-механических и реологических показателей бурового раствора, связанное с концентрированным загустеванием дисперсной системы при утяжелении, которое обусловлено увеличением объемного содержания утяжелителя в буровом растворе.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение является обеспечение сохранения фильтрационно-емкостных свойств и профилактика осложнений при бурении и первичном вскрытии продуктивных пластов в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, с целью решения задач по изучению и освоению недр.

Техническим результатом изобретения является разработка утяжеленного минерализованного бурового раствора для первичного вскрытия продуктивных пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, с оптимизированными технологическими свойствами бурового раствора, за счет применения эффективных материалов и реагентов, а также ограниченным содержанием твердой фазы.

Указанный технический результат достигается тем, что утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением содержит формиат натрия, полисахарид ксантанового типа «Гламин», модифицированный крахмал «МК-3», жидкость гидрофобизирующую «Основа-ГС», смазывающую добавку «СМЭГ», пеногаситель Полидефом, кольматирующую добавку MP-4, воду и утяжеляющую добавку при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 37,0-40,0; полисахарид ксантанового типа 0,20-0,25; модифицированный крахмал 1,10-1,20; жидкость гидрофобизирующая 1,00-1,20; смазывающая добавка 1,25-1,50; пеногаситель 0,15-0,20; кольматирующая добавка 10,00; вода - остальное; утяжеляющая добавка - до требуемой плотности сверх 100%.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в утяжеленном минерализованном буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить растворы высокой плотности (1550-2205 кг/м³), при этом обладающих оптимальными структурно-реологическими, фильтрационными и ингибирующими свойствами, высокой седиментационной устойчивостью, термостабильностью при температуре до 120°C, что в совокупности обеспечивает повышение эффективности геологоразведочных работ путем сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их первичном вскрытии.

Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты. Формиат натрия - соль одноосновной предельной карбоновой (муравьиной) кислоты. Формиат натрия хорошо растворяется в воде с образованием «чистых» растворов высокой плотности, обеспечивает высокую ингибирующую способность, термостабильность, малую коррозионную активность буровых растворов.

Применение полисахаридных реагентов является эффективным решением для регулирования структурно-реологиченских и фильтрационных свойств минерализованных растворов. Полисахаридный реагент ксантатового типа «Гламин» по ТУ 2458-001-14023401-2008, представляет собой высокоочищенный водорастворимый ксантановый биополимер с высокой молекулярной массой, является эффективным структурообразователем буровых растворов на водной основе различной минерализации. Регулирует реологические свойства буровых растворов, обеспечивает высокую выносящую и удерживающую способности.

Для регулирования фильтрационных свойств безглинистых, в том числе минерализованных, буровых растворов широко применяются полимеры-стабилизаторы на основе крахмала. «МК-3» - модифицированный крахмальный реагент, представляет собой порошок бело-желтого цвета, предназначен для снижения фильтрации пресных, средне- и высокоминерализованных растворов, в том числе при высоких температурах. Реагент легко растворяется в воде любой минерализации.

Жидкость гидрофобизирующая «Основа ГС» по ТУ 2458-015-82330939-2009 представляет собой композицию на основе кремнийорганических соединений. «Основа ГС» предотвращает диспергирование шлама, стабилизирует неустойчивые горные породы, склонные к осыпям и обвалам, оказывает положительное воздействие на параметры бурового раствора в условиях разбуривания активных вязкопластичных глин и условиях солевой агрессии, препятствует сальникообразованию, осложнениям при СПО, стабилизирует стенки скважины.

Для оптимизации смазочных свойств бурового раствора используется солестойкая смазывающая добавка «СМЭГ» по ТУ 2458-007-568664391-2007, которая представляет собой смесь растительных масел (в т.ч. отработанных), модифицированных гликолями и другими техническими компонентами. Добавка, предназначенная для улучшения смазочных и противоизносных свойств буровых растворов, полностью эмульгируется в растворах, в том числе с повышенным содержанием твердой фазы.

Пеногаситель Полидефом по ТУ 2637-023-97457491-2010 предназначен для предотвращения и ликвидации пенообразования буровых и технологических жидкостей при строительстве нефтяных, газоконденсатных и газовых скважин.

МР-4 - карбонат кальция, выпускаемый по ТУ 5716-003-52817785-03, является продуктом измельчения и тонкого помола природного мрамора, применятся в качестве кольматанта для блокирования пор при вскрытии проницаемых и/или поглощающих пластов.

Для утяжеления бурового раствора, в зависимости от необходимой плотности, используют сидерит (карбонат железа) или барит (сульфат бария).

Сидерит (карбонат железа) - содержит от 45 до 93% FeO и от 3 до 55% СаО, кроме того, содержит примеси окислов Са, Mg, Si. Плотность сидерита составляет 3,5-3,8 г/см3, он растворяется в минеральных кислотах (горячей соляной и муравьиной), малоабразивен, экологически безопасен.

Сидеритовый утяжелитель, благодаря почти полному растворению в минеральных кислотах, является кислоторастворимым утяжелителем, что позволяет эффективно и легко удалять его из порового пространства продуктивного пластов в результате солянокислотной обработки, а это в свою очередь позволяет восстанавливать первоначальную проницаемость продуктивных пластов, увеличивать дебит нефтяных и газовых скважин. Сидеритовый утяжелитель обладает оптимальным гранулометрическим составом и имеет плотность выше остальных утяжелителей группы карбонатных утяжелителей.

Барит (сульфат бария) - минерал, содержащий 65,7% ВаО и 34,3% SO3, а также примеси Sr, Са, Ra, Fe2O3. Бывает белого, серого, красного и желтого цветов. Плотность баритовых утяжелителей находится в пределах 4,3-4,7 т/см3, твердость по шкале Мооса 2,5-3,5. Барит обладает кристаллической решеткой с прочной связью и максимально плотной упаковкой (координационное число 12). Эти кристаллические особенности обусловливают прочность и компактность структуры, ее высокую устойчивость, нерастворимость и большой удельный вес.

Приготовление утяжеленного минерализованного бурового раствора в лабораторных условиях осуществляли следующим образом.

Дисперсионную среду - минерализованный раствор готовили путем растворения формиата натрия (HCOONa) в дистиллированной воде, при помощи смесительной установки, обеспечивающей скорость вращения швеллера (8000±1600) об/мин в течение 20 минут. Полученный высокоминерализованный раствор обрабатывали полисахаридными реагентами «Гламин» и «МК-3» путем поэтапного введения реагентов в высокоминерализованную среду при перемешивании раствора на смесительной установке в течение 20 минут и оставляли на 16 часов до полного их распускания. Через 16 часов полученный структурированный раствор поочередно обрабатывали жидкостью гидрофобизирующей («Основа ГС») и смазочной добавкой («СМЭГ») при перемешивании на смесительной установке при той же скорости вращения швеллера в течение 30 минут. Поэтапное введение утяжеляющей добавки при постоянном перемешивании на смесительной установке позволяет доутяжелить минерализованный буровой раствор до требуемой плотности.

Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата аналогичным образом готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием материалов и реагентов.

В лабораторных условиях исследовали следующие технологические свойства бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (22±2)°C. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Для определения условной вязкости использовали вискозиметр ВБР-2. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см², обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Стабильность раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Оценка ингибирующих свойств утяжеленного минерализованного бурового раствора проводилась на тестере линейного набухания оснащенного системой сбора данных, в динамическом режиме, при температуре исследуемого раствора (22±2)°C и (80±2)°C.

В таблице представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному (таблица 2, примеры 1-6).

Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный минерализованный буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов обладает оптимальными фильтрационными, структурно-реологическими и ингибирующими свойствами.

Утяжеленный минерализованный буровой раствор при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (22±2)°C имеет плотность (ρ) от 1550-2204 кг/м³, условную вязкость (Т) от 56 до 97 с, показатель фильтрации (Ф) от 0,5 до 2,1 см³/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC_{1 мин / 10 мин}) от 59 до 97 и от 112 до 148 дПа соответственно, водородный показатель (pH) в пределах 9,89-10,97, пластическую вязкость (η_пл) от 73 до 111 мПа⋅с, предельное динамическое напряжение сдвига (τ₀) от 107 до 152 дПа, стабильность раствора (Δρ) не более 3 кг/м³.

Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре 120°C в течение 4-х часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (табл. 2 поз. 7-9).

Разработанные составы утяжеленных минерализованных буровых растворов обладают высокими ингибирующими свойствами, что подтверждается исследованиями. На фигуре 1 приведены результаты исследований ингибирующих свойств заявляемых составов в сравнении с дистиллированной водой. Критерием оценки являлась степень набухания образца комовой глины с выходом глинистого раствора 2,4 м³/т в среде заявляемых составов при температуре среды в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C. Полученные кривые, представленные на фигуре 1 подтверждают высокие ингибирующие свойства заявляемых составов. На фигуре 1 кривые 1 и 2 - характеризуют степень набухания образца комовой глины в среде дистиллированной воды при ее температуре в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C, а кривые 3, 4 - характеризуют степень набухания образца комовой глины в среде заявляемых составов (пример №3, 6) при ее температуре в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C.

Заявляемый буровой раствор испытан на высокотемпературном вискозиметре. Полученные результаты позволяют сделать вывод о термостабильности заявляемых составов.

Совместное использование материалов и реагентов-стабилизаторов обеспечивает оптимальные ингибирующие, структурно-реологические и фильтрационные свойства, седиментационную устойчивость, а также придает заявляемому раствору термостабильность.

Утяжеленный минерализованный буровой раствор при заявляемом соотношении компонентов имеет высокую плотность при меньшем содержании утяжеляющей добавки. Ограниченное содержание твердой фазы в составе утяжеленного минерализованного бурового раствора достигается за счет использования дисперсионной среды высокой плотности, что обеспечивает оптимальные технологические свойства бурового раствора в условиях высоких пластовых давлений и температур.

Таким образом, утяжеленный минерализованный буровой раствор отличается от прототипа более стабильными фильтрационными, структурно-реологическими, ингибирующими свойствами, в том числе в условиях высоких давлений и температур, что в совокупности обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. Данный вывод подтверждается исследованиями по оценке влияния заявляемых составов на проницаемость пород, в которых критерием оценки служил коэффициент восстановления проницаемости в зоне проникновения фильтрата бурового раствора. Для заявляемых составов коэффициент восстановления проницаемости составил от 0,94 до 0,97 д. ед. (от 94% до 97%) от первоначальных значений проницаемости кернового материала. Таким образом, проведенные исследования показывают, что исследованные составы буровых растворов сохраняют фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при их первичном вскрытии в условиях высоких пластовых давлений и температур, что обеспечит, в дальнейшем, качество получаемой геологической информации.

Заявляемые составы могут быть пригодны для вскрытия продуктивных пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.