Результат интеллектуальной деятельности: ИНВЕРТНЫЙ ЭМУЛЬСИОННЫЙ РАСТВОР НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНОГО МАСЛА ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе для вскрытия продуктивных пластов, в частности вскрытия бурением зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

Известен эмульсионный раствор на углеродной основе, содержащий дизельное топливо, органофильный бентонит, эмульгатор МР, гидрофобизатор АБР, минерализованную хлоридом калия, натрия или кальция водную фазу, минеральный наполнитель - мел или барит, 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А и окись кальция / RU 2424269 C1, МПК С09К 8/02 (2006.01), С09К 8/467 (2006.01), опубл. 20.07.2011/.

Известен эмульсионный буровой раствор, содержащий глинопорошок бентонитовый, КМЦ-700 как регулятор реологических, тиксотропных и фильтрационных свойств, смыленный таловый пек - в качестве эмульгатора, таловое масло - в качестве растворителя, микрокальцит - в качестве инертного наполнителя, триполифосфат натрия - в качестве стабилизаитора, пеногаситель MAC-200 и воду (Технологический регламент ООО «ТюменНИИгипрогаз», ОАО «Газпром» «Применения облегченного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов на Ямбургском и Уренгойском ГКМ», РД-00158758-251-2000, г.Тюмень, 2000 г., стр.8-9).

Однако при бурении скважин, терригенных с прослойками карбонатных пород, этот раствор неудовлетворительно очищается от выбуренной породы, что приводит к быстрому абразивному износу как забойного, так и бурового оборудования на поверхности, также нет стабильности в интервалах высоких температур, раствор замерзает в интервале многолетних мерзлых пород при длительных простоях скважин.

Задачей изобретения является сохранение природных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов коллекторов, сохранение от разуплотнения массива горных пород, как песчаника, известняка, так и глинистых сланцев, возможность его использования при длительных простоях скважины в условиях отрицательной температуры.

Технический результат заключается в обеспечении высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высоких скоростей бурения, обеспечении высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии АВПД и практически нулевой фильтрации водной фазы.

Указанный технический результат достигается тем, что инвертный эмульсионный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов содержит в своем составе в качестве растворителя минеральное масло ВМГЗ, органофильный бентонит для создания структуры раствора, микрокальцит, ксантановую смолу для регулирования реологических и фильтрационных свойств, эмульгатор ЭКС-ЭМ, 10% водный раствор хлорида кальция в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора гидратации глинистых сланцев, негашеную известь, пеногаситель МАСС-200, барит, при следующем соотношении компонентов, мас.%: масло гидравлическое минеральное ВМГЗ - 32,0-63,0, органофильный бентонит - 0,8-3,2, микрокальцит - 3,9-8,0, ксантановая смола - 0,2-0,8, эмульгатор ЭКС-ЭМ - 2,3, 10% водный раствор хлорида кальция - 15,3-16,0, негашеная известь - 1,7, пеногаситель МАСС-200 - 0,5-0,8, барит - 7,5-40,0.

Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая: в качестве реагента-стабилизатора используется хлорид кальция, ксантановая смола придает раствору необходимые реологические свойства и регулирует водоотдачу, а с добавкой органофильного бентонита и эмульгаторов эти свойства могут изменяться, поэтому концентрацию ксантановой смолы 1-2% можно считать оптимальной. С увеличением концентрации хлорида кальция и минерального масла усиливаются тиксотропные свойства и полученный раствор лучше очищается от выбуренной породы. В свою очередь минеральное масло в сочетании с хлоридом кальция, применяемого в качестве стабилизатора для утяжеленного баритом раствора, повышает эффект ингибирования глинистых сланцев, однако максимальный эффект существует только при заявленных концентрациях и сочетаниях.

Гидравлическое минеральное масло ВМГЗ известно как низковязкое масло для любых самых распространенных гидравлических систем: крановой, дорожно-строительной и другой техники, производится по ТУ 38.101479-00, массовая доля до 80%, массовая доля воды 0,66%.

Органофильный бентонит, представляющий собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с аммониевой солью, и барит широко применяются в строительстве скважин (производитель ОАО «Бентониты Урала»).

Микрокальцит, мелкий сухой порошок ярко-белого цвета; кристаллический карбонат кальция - 98…99%; ТУ 5716-003-40705684-2001; производства ООО «Эверест».

Ксантановая смола - биополимер, применяется как загуститель и взвешивающий агент для буровых растворов на водной основе, производится по ТУ 2458-002-50635131-2003.

Эмульгатор ЭКС-ЭМ /ТУ 2413-035-53501222-2003/ представляет собой комплексный реагент, включающий эмульгатор и добавку, снижающую температуру застывания и повышающую стабильность эмульсии, производитель ЗАО «Полиэкс».

Хлорид кальция технический производится ООО «ПО Химпром» по ГОСТ 450-77, вводится в заявляемый раствор в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора глинистых сланцев до 10% в водном растворе. Готовится раствор следующим образом.

На требуемый объем инвертного эмульсионного бурового раствора (ИЭР-1М) для вскрытия продуктивных пластов коллекторов нефти и газа набирается минеральное масло ВМГЗ, через гидродиспергатор по циклу вводят эмульгатор ЭКС-ЭМ и негашеную известь, затем добавляют требуемое количество органофильного бентонита, после образования однородной структуры вводят водную фазу эмульсии, состоящую из 10% водного раствора хлорида кальция, для предотвращения процесса пенообразования вводят пеногаситель МАСС-200 (производитель Казаньоргсинтез), реологические свойства и фильтроотдачу регулируют введением ксантоновой смолы, после чего вводят инертный наполнитель - микрокальцит. Производят утяжеление баритом по достижении плотности 1600 кг/м³.

При приготовлении замеряют стандартные параметры раствора: плотность, условная вязкость, динамическое напряжение сдвига (ДНС), пластическая вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, водородный показатель среды, толщина фильтрационной корки, липкость, а также один из важных показателей стабильности эмульсии - напряжение пробоя током - электростабильность и т.п.

В таблице приведены составы и ряд параметров буровых растворов. Проведенные испытания показывают, что изменение количественного содержания компонентов в меньшую сторону (состав №1) не обеспечивает необходимых технологических параметров, а в большую сторону (состав №5) экономически не выгоден, так как органофильный бентонит с концентрацией, выше заявленной, достигает насыщения и повышенный расход реагентов не соответствует ожидаемому результату.