RU2534286C1 - Drill mud for completion, development and well-workover operations in terrigenous reservoirs - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention may be used during completion, development and well-workover operations in producing formations with terrigenous reservoirs. Drill mud includes the following components, wt %: Polydadmac 5-15; polyatomic alcohol 3-30; potassium chloride 3-10; water - the remaining part.

EFFECT: improved permeability recover factor.

5 cl, 1 tbl

Description

Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами, обеспечивающее повышение коэффициента восстановления проницаемости до 60-80%, т.е. при первичном и вторичном вскрытии терригенных продуктивных пластов.The invention relates to water-based drilling and process fluids and can find application in drilling, completion, development and overhaul of wells in productive sediments with terrigenous reservoirs, providing an increase in the coefficient of permeability recovery up to 60-80%, i.e. with primary and secondary opening of terrigenous productive formations.

Из уровня техники известен облегченный минерализованный буровой раствор (патент RU 2486224 С2, C09K 8/20, 27.06.2013), содержащий глинопорошок 4-6, стабилизатор - солестойкую карбоксиметилцеллюлозу 0,3-1, модифицированный крахмал 0,8-1,2, хлористый натрий 1-20, хлористый калий 3-7, щелочь 0,01-0,02, лигносульфонатный реагент 1-2, силикатные микросферы 4,5-6, вода - остальное. Недостаток известного раствора заключается в сложности его состава и приготовления.The prior art lightweight mineralized drilling fluid (patent RU 2486224 C2, C09K 8/20, 06/27/2013) containing clay powder 4-6, stabilizer salt-resistant carboxymethyl cellulose 0.3-1, modified starch 0.8-1.2, sodium chloride 1-20, potassium chloride 3-7, alkali 0.01-0.02, lignosulfonate reagent 1-2, silicate microspheres 4.5-6, water - the rest. A disadvantage of the known solution is the complexity of its composition and preparation.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок, стабилизатор - понизитель фильтрации, ингибитор глин ВПК-402 (Заявка RU 2011142948, C09K 8/00, 27.04.2013) при следующем соотношении компонентов, мас.%: глинопорошок 5-8, ВПК-402 7-15, вода - остальное.The closest technical solution to the proposed one is the composition of the drilling fluid, including water, clay powder, a stabilizer - filter reducing agent, clay inhibitor VPK-402 (Application RU 2011142948, C09K 8/00, 04/27/2013) in the following ratio of components, wt.%: Clay powder 5-8, VPK-402 7-15, water - the rest.

Недостаток известного состава заключается в том, что раствор имеет низкий коэффициент восстановления проницаемости терригенных коллекторов при их вскрытии. Кроме того, данный состав имеет ограниченную область применения.A disadvantage of the known composition is that the solution has a low coefficient of restoration of permeability of terrigenous reservoirs when they are opened. In addition, this composition has a limited scope.

Технический результат, на достижение которого направлено данное изобретение, заключается в устранении указанных недостатков, направлен на повышение коэффициента восстановления проницаемости терригенных коллекторов и расширение области использования состава в качестве бурового раствора и технологической жидкости при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин.The technical result to which this invention is directed is to eliminate these drawbacks, aimed at increasing the recovery coefficient of the permeability of terrigenous reservoirs and expanding the field of use of the composition as a drilling fluid and process fluid during drilling, completion, development and overhaul of wells.

Сущность предложенного изобретения заключается в том, что буровой раствор, включающий воду и полидадмах, дополнительно содержит многоатомный спирт и хлористый калий (KCl) при следующем соотношении компонентов, мас.%:The essence of the proposed invention lies in the fact that the drilling fluid, including water and polydadmax, additionally contains polyhydric alcohol and potassium chloride (KCl) in the following ratio, wt.%:

ПолидадмахPolydadmach 5-155-15 Многоатомный спиртPolyhydric alcohol 3-303-30 Хлористый калийPotassium chloride 3-103-10 ВодаWater остальноеrest

Кроме того, буровой раствор дополнительно содержит карбонатный кольматант от 0 до 15 мас.%.In addition, the drilling fluid additionally contains carbonate colmatant from 0 to 15 wt.%.

В качестве карбонатного кольматанта используют мел или мраморную крошку.Chalk or marble chips are used as carbonate colmatant.

В качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или Т-92.As the polyhydric alcohol, either glycerin, or triethylene glycol, or propylene glycol, or T-92 is used.

В качестве полидадмаха используют или ВПК-402, или FloquatFL4540, или FloquatFL4450.As a polydadmach, either VPK-402, or FloquatFL4540, or FloquatFL4450 is used.

При необходимости буровой раствор может утяжеляться карбонатными утяжелителями - мелом, мраморной крошкой, сидеритом и другими компонентами.If necessary, the drilling fluid may be weighted with carbonate weighting agents - chalk, marble chips, siderite and other components.

Для стабилизации предлагаемого бурового раствора успешно используются полимеры хлорида диаллилдиметиламмония (полидадмахи), выпускаемые как у нас в стране, такие, например, как ВПК-402, так и за рубежом, например, в виде растворов (FLOQUATTM FL 35%-й концентрации) или порошков (FLOQUATTM TS). Полидадмах синтезируют из диметиламина и аллилхлорида. Продукт представляет собой органическое вещество с высокой плотностью катионного заряда, который нейтрализует положительно заряженные коллоидные частицы. Порошкообразные полидадмахи имеют насыпную плотность от 0,4 до 0,6. Приблизительная вязкость жидких полидадмахов составляет 15, 50 или 250 сП, в зависимости от серии продуктов. Максимальная рабочая концентрация вещества - 50 г/л. Диапазон температур хранения порошкообразных полидадмахов FLOQUATTM TS составляет 0-35°C. Время полного растворения в воде при 25°C - 30 дней.For stabilization of the proposed drilling fluid, polymers of diallyldimethylammonium chloride (polyadamma) are successfully used, produced both in our country, such as, for example, VPK-402, and abroad, for example, in the form of solutions (FLOQUATTM FL 35% concentration) or powders (FLOQUATTM TS). Polydadmax is synthesized from dimethylamine and allyl chloride. The product is an organic substance with a high cationic charge density that neutralizes positively charged colloidal particles. Powdered polydadmas have a bulk density of 0.4 to 0.6. The approximate viscosity of liquid poly-admixtures is 15, 50 or 250 cP, depending on the series of products. The maximum working concentration of the substance is 50 g / l. The storage temperature range of the FLOQUATTM TS powdery polydynames is 0-35 ° C. The time of complete dissolution in water at 25 ° C is 30 days.

В качестве многоатомных спиртов возможно использование различных марок, которые не представляют опасность при работе, т.е. экологически безопасны. Для приготовления предлагаемого бурового раствора могут быть использованы многоатомные спирты, например глицерин (ГОСТ 6824-96), триэтиленгликоль (ТУ 2422-075-05766801-2006), пропиленгликоль (ТУ 2422-069-05766801-97), диэтиленгликоль (ГОСТ 10136-77), флотореагент-оксаль Т-92 (ТУ 2452-029-05766801-94), бутандиолы (ТУ 6-09-2822-78), гександиол (ТУ 6-02-0209913-89).As polyhydric alcohols, it is possible to use various grades that do not pose a hazard during operation, i.e. environmentally friendly. To prepare the proposed drilling fluid, polyhydric alcohols can be used, for example glycerol (GOST 6824-96), triethylene glycol (TU 2422-075-05766801-2006), propylene glycol (TU 2422-069-05766801-97), diethylene glycol (GOST 10136-77 ), flotoreagent-oxal T-92 (TU 2452-029-05766801-94), butanediols (TU 6-09-2822-78), hexanediol (TU 6-02-0209913-89).

Результаты проведенных экспериментальных исследований по влиянию предлагаемого состава и типа бурового раствора на коэффициент восстановления проницаемости терригенного коллектора приведены в Таблице, в которой свойства предлагаемого бурового раствора сравниваются со свойствами известных растворов. Результаты исследований показали, что в настоящее время используемые водные рабочие жидкости на нефтяных и конденсатных скважинах не обеспечивают сохранения проницаемости терригенных коллекторов. Коэффициент восстановления проницаемости коллекторов после контакта с водными растворами составляет, как правило, 15-30%. Предлагаемый состав обеспечивает увеличение коэффициента восстановления проницаемости до 60% и более.The results of experimental studies on the influence of the proposed composition and type of drilling fluid on the recovery coefficient of permeability of the terrigenous reservoir are shown in the Table, in which the properties of the proposed drilling fluid are compared with the properties of known solutions. The research results showed that currently used aqueous working fluids in oil and condensate wells do not ensure the permeability of terrigenous reservoirs. The recovery coefficient of reservoir permeability after contact with aqueous solutions is usually 15-30%. The proposed composition provides an increase in the recovery coefficient of permeability to 60% or more.

Уменьшение содержания полидадмаха (например, ВПК-402) ниже 5%, многоатомного спирта (например, глицерина) и хлористого калия менее 3% приводит к снижению коэффициента восстановления терригенного коллектора, а увеличение полидадмаха (ВПК-402), многоатомного спирта (глицерина и др.) и хлористого калия соответственно более 15%, 30% и 10% неэффективно из-за их перерасхода без существенного повышения коэффициента восстановления терригенного коллектора. Замена ВПК-402 на FloquatFL4540 или FloquatFL4450 и глицерина на Т-92, триэтиленгликоль, пропиленгликоль и другие спирты также обеспечивает повышение коэффициента восстановления проницаемости терригенных коллекторов.A decrease in the content of polydadmach (e.g. VPK-402) below 5%, polyhydric alcohol (e.g. glycerin) and potassium chloride less than 3% leads to a decrease in the recovery coefficient of the terrigenous collector, and an increase in polydadmach (VPK-402), polyhydric alcohol (glycerol, etc. .) and potassium chloride, respectively, more than 15%, 30% and 10% are inefficient due to their overspending without a significant increase in the recovery coefficient of the terrigenous reservoir. The replacement of VPK-402 with FloquatFL4540 or FloquatFL4450 and glycerin with T-92, triethylene glycol, propylene glycol and other alcohols also provides an increase in the recovery coefficient of the permeability of terrigenous reservoirs.

Дополнительно в раствор может быть введен карбонатный кольматант, содержание которого в составе раствора диктуется возможностью поглощения жидкости в коллекторах. Кольматант - вещество, используемое для закупоривания пор породы на стенках скважины. Кольматация стенок скважины производится для предотвращения фильтрации (поглощения) бурового раствора. Кроме того, применение кольматантов необходимо для утяжеления рабочего раствора, которым заполняют скважину, чтобы выровнять внутреннее давление.Additionally, carbonate colmatant can be introduced into the solution, the content of which in the composition of the solution is dictated by the possibility of liquid absorption in the reservoirs. Colmatant - a substance used to plug rock pores on the walls of a well. Colmatization of the walls of the borehole is done to prevent mud filtration (absorption). In addition, the use of colmatants is necessary to weight the working solution with which the well is filled in order to equalize the internal pressure.

Например, мраморная крошка, попадая с раствором в полость скважины, естественным образом закупоривает поры и микротрещины в породах на стенках скважины, снижая тем самым поглощение раствора. При отсутствии вероятности поглощений жидкости содержание карбонатного кольматанта может быть доведено до минимальных значений. Однако в случае необходимости поглощений жидкости ввод кольматанта обязателен.For example, marble chips falling into the cavity of a well with a solution naturally clog pores and microcracks in the rocks on the walls of the well, thereby reducing the absorption of the solution. In the absence of probability of liquid uptake, the content of carbonate colmatant can be brought to a minimum. However, if liquid uptake is necessary, the introduction of colmatant is mandatory.

В качестве карбонатного кольматанта может использоваться либо мел, либо мраморная крошка. В результате проведения дополнительных экспериментов были получены идентичные результаты при использовании в составе раствора как мела, так и мраморной крошки. Таким образом, введение кольматанта в состав раствора позволяет обеспечить достижение дополнительного технического результата, заключающегося в том, что предотвращается поглощение раствора и обеспечивается максимально качественное и эффективное вскрытие продуктивных пластов породы.Either chalk or marble chips can be used as carbonate colmatant. As a result of additional experiments, identical results were obtained when using chalk and marble chips in the solution. Thus, the introduction of colmatant into the composition of the solution allows to achieve an additional technical result, which consists in the fact that the absorption of the solution is prevented and the maximum quality and effective opening of productive rock formations is ensured.

ТаблицаTable Обратная проницаемость (исх.), мДReverse permeability (original), MD Состав и тип рабочей жидкостиComposition and type of working fluid Коэффициент восстановления и проницаемости, %Coefficient of recovery and permeability,% Известные из уровня техники растворыKnown prior art solutions 38.7938.79 Вода + 1% Крахмала (КРК) + 0,1% Биополимер (БП)Water + 1% Starch (KRK) + 0.1% Biopolymer (BP) 55 38.7438.74 Вода + 1% КРК + 0,1% БП + 10% мелWater + 1% CRC + 0.1% BP + 10% chalk 1212 37,4537.45 Вода + 1% КРК + 0,1% БП + 10% мел + 10% глицеринWater + 1% CRC + 0.1% BP + 10% chalk + 10% glycerin 15fifteen 25.9225.92 Вода + 1% КРК + 0,1% БП + 10% мел + 10% глицерин + + 0,1% сульфонолWater + 1% CRC + 0.1% BP + 10% chalk + 10% glycerol + + 0.1% sulfonol 2525 ПрототипPrototype 27.6327.63 Вода + 6% глинопорошок + 7% ВПКWater + 6% clay powder + 7% MIC 4242 17,317.3 Вода + 6% глинопорошок + 10% ВПКWater + 6% clay powder + 10% MIC 4545 36,7536.75 Вода + 6% глинопорошок + 15% ВПКWater + 6% clay powder + 15% MIC 4444 Предлагаемый растворSuggested Solution 34,5134.51 Вода + 3% ВПК-402 + 1% глицерин + 1% KClWater + 3% VPK-402 + 1% glycerin + 1% KCl 4848 38,9238.92 Вода + 5% ВПК-402 + 3% глицерин + 3% KClWater + 5% VPK-402 + 3% glycerin + 3% KCl 7373 6,256.25 Вода + 10% ВПК-402 + 20% глицерин + 6% KClWater + 10% VPK-402 + 20% glycerin + 6% KCl 7878 64,2364.23 Вода + 10% ВПК402 + 20% глицерин + 6% KCl + 10% мелWater + 10% VPK402 + 20% glycerin + 6% KCl + 10% chalk 8080 57,4857.48 Вода + 15% ВПК-402+30% глицерин + 10% KClWater + 15% VPK-402 + 30% glycerin + 10% KCl 8686 47,1247.12 Вода + 10% FloquatFL4450+20% пропиленгликоль + 6% KClWater + 10% Floquat FL4450 + 20% propylene glycol + 6% KCl 8282 39,2739.27 Вода + 10% FloquatFL4540 + 15% диэтиленгликоль + 6% KClWater + 10% Floquat FL4540 + 15% diethylene glycol + 6% KCl 7979 34,0934.09 Вода + 18% ВПК-402 + 40% глицерин + 12% KClWater + 18% VPK-402 + 40% glycerin + 12% KCl 8484 10,1710.17 Вода + 10% ВПК-402 + 20% триэтиленгликоль + 6% KClWater + 10% VPK-402 + 20% triethylene glycol + 6% KCl 7575 16,3616.36 Вода + 10% ВПК-402 + 10% Т-92 + 6% KClWater + 10% VPK-402 + 10% T-92 + 6% KCl 8080

Claims (5)

1. Буровой раствор, включающий воду и полидадмах, отличающийся тем, что он дополнительно содержит многоатомный спирт и хлористый калий (KCl) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полидадмах 5-15 Многоатомный спирт 3-30 Хлористый калий 3-10 Вода остальное 1. Drilling fluid, including water and polydadm, characterized in that it additionally contains polyhydric alcohol and potassium chloride (KCl) in the following ratio, wt.%:
Polydadmach 5-15 Polyhydric alcohol 3-30 Potassium chloride 3-10 Water rest 2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит карбонатный кольматант от 0 до 15 мас.%.2. The drilling fluid according to claim 1, characterized in that it further comprises a carbonate colmatant from 0 to 15 wt.%. 3. Буровой раствор по п.2, отличающийся тем, что в качестве карбонатного кольматанта используют или мел, или мраморную крошку.3. The drilling fluid according to claim 2, characterized in that either chalk or marble chips are used as the carbonate colmatant. 4. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или Т-92.4. The drilling fluid according to claim 1, characterized in that either glycerol, or triethylene glycol, or propylene glycol, or T-92 is used as the polyol. 5. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве полидадмаха используют или ВПК-402, или FloquatFL4540, или FloquatFL4450. 5. The drilling fluid according to claim 1, characterized in that either the VPK-402, or the FloquatFL4540, or FloquatFL4450 are used as the poly-admixture.