Результат интеллектуальной деятельности: БУРОВОЙ РАСТВОР

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, конкретно к составам буровых растворов, применяемых для вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

Вскрытие пластов с АВПД требует использования растворов высокой плотности от 1800 до 2000 кг/м³, обладающих хорошими реологическими свойствами при температурах от 100°С до 130°С, не ухудшающих фильтрационных характеристик пласта.

Известен состав бурового раствора, в котором основой является глинистая суспензия, обработанная амифолнейтрализованным аммиаком с добавками ДСБ-УТТ. А.Ч. (Патент СССР №1836405, кл. С09К 7/02).

Однако раствор такого состава плохо утяжеляется и имеет низкую плотность, а при увеличении плотности возрастает условная вязкость и раствор становится непрокачиваемым.

Наиболее близким к данному буровому раствору является буровой раствор высокой плотности, обладающий хорошими реологическими свойствами, содержащий глинопорошок, акриловый полимер, хлорид калия, карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, барит и воду (Авторское свидетельство СССР №1776689, С09К 7/02).

Недостатком данного раствора являются низкие фильтрационные характеристики пород в пластах с АВПД после проникновения водного фильтрата раствора в пласт. Это связано с тем, что данный раствор обладает высокой водоотдачей и низким статическим напряжением сдвига, что обуславливает образование значительных по размерам зон проникновения, более двух диаметров скважины.

Задача изобретения - сохранение продуктивности скважин, вскрывших пласты с АВПД.

Технический результат - сохранение фильтрационной характеристики пород при вскрытии продуктивных пластов с АВПД.

Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор для вскрытия пласта с аномально высоким пластовым давлением, содержащий бентонитовый глинопорошок, карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу КМОЭЦ, баритовый утяжелитель, воду, в отличии от известного раствор дополнительно содержит кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10, целлотон-Ф, нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ, высокодисперсный аэросил MAC-200 в дизельном топливе при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонитовый глинопорошок ПБМА по ОСТ 39-202 или бентонитовый глинопорошок Бентокон-Супер по ТУ 5751-002-581-56178-02 используются как наполнители.

Карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза КМОЭЦ по ТУ 2231-001-32957739-98 - порошкообразный продукт с содержанием основного вещества до 70%. Применяется для регулирования свойств растворов.

Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 по ТУ 6-02-696-72. Водно-спиртовой раствор мононатриевой соли этилсилантриола. Применяется для регулирования рН-раствора, уменьшения темпа наработки глины.

Целлотон-Ф по ТУ 0392-002-32957739-98 - темно-коричневый порошок, хорошо совместимый с любыми типами буровых растворов, служит для повышения реологических характеристик.

Нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ по ТУ 6-09-5283-86 - кристаллический порошок, хорошо растворим в воде и органических растворителях. Применяется в качестве гидрофобизатора глинистых пород, повышает термостойкость буровых растворов.

Высокодисперсный аэросил MAC-200 по ТУ 39-888-83 - порошок плотностью 2200 кг/м³. Применяется в качестве пеногасителя пресных растворов, повышает термостойкость химических реагентов.

Баритовый утяжелитель по ГОСТ 4682-84 поставляется в виде концентрата с содержанием BaSO₄ - 88,0 мас.%, влажность не более 2,0%, плотность 4210 кг/м³.

В предлагаемом буровом растворе состав ингредиентов при данном соотношении позволяет получить раствор плотностью до 1920 кг/м³, термостойкий при температуре 130°С, стабилен, обладает хорошими фильтрационными и реологическими характеристиками. В то же время раствор превосходит прототип по своим реологическим характеристикам, имеет низкую водоотдачу, высокое статическое напряжение сдвига и термостойкость. Заявляемое изобретение благодаря оптимальному соотношению компонентов позволяет сохранить фильтрационные характеристики пород (таблица 1).

Карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза КМОЭЦ обеспечивает регулирование фильтрационных и вязкостных свойств раствора.

Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 предотвращает гидратацию и набухание гидрофильных глинистых частиц, снижает темп наработки глинистого раствора.

Целлотон-Ф, производимый ЗАО «Полицелл» (г.Владимир), обеспечивает образование плотной корки, предотвращающей фильтрацию водного фильтрата раствора в пласт.

Использование в составе нитрилотриметилфосфоной кислоты НТФ и высокодисперсного гидрофобизированного аэросила MAC-200 в дизельном топливе - ингибитора (гидрофобизатора) глинистых пород позволяет понижать вязкость и фильтрацию пресных буровых растворов и повышает их термостойкость. В качестве наполнителя использован бентонитовый глинопорошок хорошей коллоидальности (с выходом более 12 м³/т), обеспечивающий создание первоначальной структуры раствора для удержания утяжелителя, образование фильтрационной корки.

Для экспериментальной проверки бурового раствора в лабораторных условиях был приготовлен состав. Технология его приготовления сводится к следующему: наполнитель (бентонитовый глинопорошок) оставляют на 24 ч в воде, далее в суспензию вводится карбоксиметилоксиметилцеллюлоза КМОЭЦ, кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10, целлотон-Ф и все перемешивают в течение 1 ч, вводят в раствор нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ и высокодисперсный аэросил MAC-200 в дизельном топливе и перемешивают в течение 30 мин, затем вводится баритовый утяжелитель и перемешивается в течение 1 ч. Технологические параметры раствора замеряются на стандартных приборах. Результаты представлены в таблице 2.

После приготовления раствора проводились эксперименты по оценке влияния проникновения водного фильтрата раствора на фильтрационные характеристики пород.

Анализ экспериментов показывает, что оптимальное значение технологических параметров и данные по изменению фильтрационной характеристики образца породы после прокачки через него водного фильтрата раствора, подтверждает необходимость использования бурового раствора при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Буровой раствор для вскрытия пластов с АВПД месторождений Ямальского и Уренгойского нефтегазоносных районов должен иметь плотность от 1800 до 2000 кг/м³, так как пластовые давления изменяются от 42,0 до 56,0 МПа, а пластовые температуры от 100°С до 140°С.

Данные экспериментальных исследований, проведенных на образцах керна Ямбургского месторождения, показывают, что водный фильтрат заявляемого раствора незначительно ухудшает фильтрационные характеристики пород, и коэффициент восстановления проницаемости значительно выше по сравнению с известными.