Патент на изобретение №2222567
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) Гидрогелевый буровой раствор
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам и промывочным жидкостям на водной основе, и может быть использовано при вскрытии продуктивных отложений в процессе бурения, промывки скважин при проведении капитального ремонта скважин, а также при вторичном вскрытии продуктивного пласта перфорацией. Техническим результатом является повышение нефтегазоотдачи пласта за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора. Гидрогелевый буровой раствор, содержащий алюмохлорид, технический мел, стабилизатор и воду при следующих соотношениях, мас.%: алюмохлорид 0,025-0,5; технический мел 0,03-0,6; стабилизатор 3-4; вода – остальное. 1 табл. Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам и промывочным жидкостям на водной основе, и может быть использовано при вскрытии продуктивных отложений в процессе бурения, промывки скважин при проведении капитального ремонта скважин, а также при вторичном вскрытии продуктивного пласта перфорацией. Известен безглинистый буровой раствор, содержащий карбоксиметилцеллюлозу-500 (КМЦ-500), полиакриламид, оксил и воду, дополнительно содержащий алюмокалиевые квасцы или сульфат алюминия и каустический магнезит, при следующем соотношении компонентов, мас. %: Алюмокалиевые квасцы или сульфат алюминия 18,0-22,0 Каустический магнезит 4,5-5,5 Карбоксиметилцеллюлоза – 500 0,3-0,5 Оксил 0,3-0,5 Полиакриламид 0,3-0,5 Вода Остальное (а.с. СССР № 1384596, 5 МПК С 09 К 7/02, приоритет 07.04.86, опубл. 30.03.87 в бюл. № 11). Недостатком известного раствора является то, что наличие в составе полиакриламида и высокое содержание твердой фазы снижают проницаемость пор после контакта раствора с карбонатной породой, что в свою очередь снижает нефтегазоотдачу пласта. Наиболее близким к заявляемому по назначению и совокупности существенных признаков является гидрогелевый буровой раствор, содержащий соль поливалентного металла, затравку, хлорид натрия, щелочной реагент, стабилизатор и воду, где в качестве соли поливалентного металла он содержит алюмохлорид, а в качестве затравки – технический мел, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Алюмохлорид 1,33-2,67 Технический мел 1,5-4,0 Хлорид натрия 0,1-20,0 Щелочной реагент 0,1-0,5 Стабилизатор 1,5-3,0 Вода Остальное при этом алюмохлорид и технический мел находятся в соотношении 1:1,13-1,15 соответственно (патент РФ № 2135542, МПК С 09 К 7/02, приоритет 16.01.97, опубл. 27.08.99 в бюл. № 24). При приготовлении известного гидрогелевого бурового раствора образуются гидратированные катионы алюминия (ГКА). При добавлении щелочи (при рН 9) равновесие между гидратированным катионом алюминия и продуктами гидролиза смещается до получения нерастворимого в воде соединения гидроксида алюминия Аl(Н2O)3(ОН)3. Это приводит к закупориванию пор и исключает дальнейшую реакцию ГКА с карбонатом кальция породы, что отрицательно влияет на проницаемость карбонатной породы и снижает нефтегазоотдачу пласта. Заявляемое изобретение решает задачу повышения нефтегазоотдачи пласта за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора. Для решения указанной задачи в заявляемом гидрогелевом буровом растворе, содержащем алюмохлорид, технический мел, стабилизатор и воду, компоненты взяты при следующих соотношениях, мас.%: Алюмохлорид 0,025-0,5 Технический мел 0,03-0,6 Стабилизатор 3-4 Вода Остальное Отличием предлагаемого гидрогелевого бурового раствора является новая совокупность компонентов и их новое соотношение. Предлагаемый раствор имеет рН 5,5-7,0. Авторами экспериментально установлено, что ГКА, образующийся при приготовлении бурового раствора в результате взаимодействия алюмохлорида и технического мела, при данной кислотности бурового раствора проникает в поры карбонатного пласта в процессе бурения и вступает в химическую реакцию с карбонатом кальция пласта, разрушая его. В области оптимальной концентрации ионов водорода при рН 5,5-7,0 достигается максимальное разрушение карбонатных коллекторов в зоне проникновения ГКА. Это позволяет повысить проницаемость пласта. Таким образом, новая совокупность компонентов при их оптимальном соотношении за счет проявления нового свойства бурового раствора, заключающегося в способности разрушать карбонатные породы пласта в результате возникновения реакции замещения между карбонатом кальция породы и глубоко проникающим ГКА фильтрата бурового раствора в поры пласта, обеспечивает достижение нового технического результата, заключающегося в увеличении проницаемости карбонатного коллектора, что способствует повышению нефтегазоотдачи. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию “изобретательский уровень” При приготовлении предлагаемого раствора были использованы: – алюмохлорид по ТУ 38.3021-63-89; – технический мел по ГОСТ 17498-72; – в качестве стабилизатора использовали различные модификации крахмала: крахмал модифицированный (ГОСТ 7698-93), крахмал пищевой, а также различные модификации карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) – 85/700 (ОСТ 6-05-386-80), КМЦ-600, КМЦ-500; – вода техническая и минерализованная (0,05-26,5 мас.% NaCl). Гидрогелевый буровой раствор готовят следующим образом. В заданное количество воды вводят расчетное количество алюмохлорида и перемешивают 5 минут. Затем вводят в раствор заданное количество технического мела и перемешивают в течение 15-20 минут. В приготовленный гидрогелевый раствор вводят стабилизатор и перемешивают до растворения реагентов. Затем согласно РД 39-2-645-81 на стандартных приборах замеряют полученные технологические параметры. Для определения проницаемости карбонатного коллектора использовали образцы капиллярного типа длиной 560 мм и диаметром 4 мм. Исходную проницаемость по керосину образцов карбонатного коллектора и проницаемость образцов после их взаимодействия с ГКА по истечении 5 суток с заявляемым составом определяли на установке УИПК-4М. Изменение проницаемости образцов определяют по коэффициенту увеличения проницаемости, который рассчитывается по формуле: 
где М0 – исходная проницаемость образца, м2·10-15;
M1 – проницаемость образца через 5 суток, м2·10-15.
Пример. В 959,5 г воды вводят 2,5 г сухого алюмохлорида и перемешивают 5 минут. Затем при медленном перемешивании добавляют 3 г технического мела. В первые минуты перемешивания происходит вспенивание за счет выделяющегося при реакции углекислого газа. В приготовленный гидрогелевый раствор гидроксида алюминия вводят стабилизатор — 35 г модифицированного крахмала. Раствор перемешивают до полного растворения реагентов. Технологические параметры раствора (опыт 6) следующие: рН 6,4, фильтрация составляет 6,5 м3/30 мин, коэффициент увеличения проницаемости составляет 3,06.
Все исследованные составы готовили аналогичным образом, а результаты проведенных лабораторных исследований отражены в таблице.
Как видно из таблицы, у составов по прототипу (опыты 18-20) значения рН составляют 8,3 и 8,4. Это приводит к исключению дальнейшей реакции ГКА с карбонатной породой вследствие образования нерастворимого в воде соединения гидроксида алюминия, что снижает проницаемость карбонатного коллектора.
Установлено, что оптимальное содержание алюмохлорида в заявляемом буровом растворе составляет 0,025-0,5 мас.% (опыты 2-13).
Нижний предел содержания алюмохлорида принят 0,025 мас.% (опыты 2-4), т.к. при уменьшении его содержания до 0,02 мас.% (опыт 1) рН возрастает до 7,5 и снижается активность реакции взаимодействия ГКА и карбонатной породы. Коэффициент увеличения проницаемости незначителен и составляет 1,036.
Верхний предел содержания алюмохлорида составляет 0,5 мас.% (опыты 5, 8, 10), т.к. при дальнейшем его увеличении до 0,55 мас.% (опыт 14) происходит глубинная кольматация пор карбонатной породы нерастворимым соединением гидроксида алюминия и коэффициент увеличения проницаемости составляет всего 1,2.
Содержание мела определяется исходя из необходимости получения наиболее активной валентности ГКА, равной +3, (его химическая формула имеет вид [Аl(H2O)6]+3). Установлено, что соотношение алюмохлорида к мелу составляет 1:1,2, при этом содержание технического мела 0,03-0,6 мас.% в заявляемом растворе является оптимальным.
Верхний предел содержания технического мела составляет 0,6 мас.% (опыты 5, 8, 10, 11), а дальнейшее повышение добавки мела до 0,7 мас.% (опыт 15) ведет к потере валентности ГКА и снижению эффективности реакции взаимодействия с карбонатной породой.
Нижний предел содержания технического мела составляет 0,03 мас.% (опыты 2-4), т.к. его содержание 0,025 мас.% (опыт 1) уже недостаточно для образования ГКА в полном объеме.
Содержание стабилизатора 3-4 мас.% является оптимальным. Нижний предел содержания стабилизатора составляет 3 мас.% (опыт 2), т.к. при уменьшении его концентрации до 2,5 мас.% (опыт 1) фильтрация бурового раствора увеличивается до 7,5 10-6 м3/30 мин, что приводит к ухудшению показателей бурения, а коэффициент увеличения проницаемости незначителен и составляет 1,036.
Верхний предел содержания стабилизатора в растворе составляет 4 мас.% (опыты 4, 8), т.к. дальнейшее увеличение расхода стабилизатора до 4,5 мас.% (опыт 16) не целесообразно в связи с необоснованным перерасходом реагента, при этом дальнейшего значительного улучшения фильтрации и увеличения проницаемости не происходит.
В качестве стабилизатора можно использовать модифицированный крахмал (опыты 2, 4, 6-10) или КМЦ отечественного и импортного производства (опыт 12) или совместно крахмал и КМЦ (опыты 3, 5, 11, 13).
В случае необходимости при бурении приготовление гидрогелевого бурового раствора возможно не только на пресной, но и на минерализованной воде (опыты 7, 9, 11, 13). Влияние степени минерализации воды на изменение проницаемости карбонатного коллектора не отмечено.
Для приготовления минерализованного бурового раствора в пресной воде сначала растворяют необходимое количество хлористого натрия (содержание 0,05-26,5 мас.%), а затем вводят остальные компоненты вышеуказанным способом.
Заявляемый гидрогелевый буровой раствора по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
– более эффективное разрушение карбонатных пород в результате проникновения ГКА в глубину пласта за счет поддержания рН 5,5-7,0 бурового раствора, при котором обеспечивается высокая активность трехвалентного ГКА;
– экономия реагентов за счет малого содержания компонентов раствора.
Таким образом, предлагаемый буровой раствор за счет глубокого проникновения ГКА в поры пласта и эффективного разрушения структуры карбонатных пород способствует увеличению проницаемости карбонатного коллектора, что обеспечивает повышение нефтегазоотдачи пласта.
Заявляемый гидрогелевый буровой раствор прошел опытно-промышленные испытания на скважинах ОНГКМ в ЗАО “Стимул”. Дебит нефти скважины увеличился в 6 раз. Ориентировочно экономический эффект от использования предлагаемого раствора составит свыше 4 млн. руб. на 1 скважину.
Формула изобретения Гидрогелевый буровой раствор, содержащий алюмохлорид, технический мел, стабилизатор и воду, отличающийся тем, что компоненты взяты при следующих соотношениях, мас.%: Алюмохлорид 0,025 – 0,5 Технический мел 0,03 – 0,6 Стабилизатор 3 – 4 Вода Остальное |
||||||||||||||||||||||||||
