БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2011 года по МПК C09K8/24 

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровым растворам для промывки скважин в процессе бурения.

Известные рецептуры растворов в основном, на протяжении многих лет, разрабатывались для бурения скважин в относительно благоприятных условиях и не учитывали петрографический состав и морфологию разбуриваемых пород. Известен буровой раствор содержащий, мас.%: бентонит - 1÷2; стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ - 0,6÷0,8; гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок" - 0,1÷0,2; ксантановый биополимер - 0,08÷0,10; гидрофобизатор - 0,05÷0,10; алюмосиликатные микросферы - 5÷20; воду - остальное. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит 1,0÷1,4 мас.% карбоксиметилированного крахмала (RU 2309970, 2007).

Недостатком известного раствора является невозможность его применения при бурении неустойчивых и карбонатных пород. Использование этого раствора может приводить к осложнениям при бурении таких пород, т.к. данный раствор не обладает достаточной плотностью и вязкостью, которые позволили бы проходить скважины в осложненных условиях, также раствор не содержит добавок, позволяющих удалять из него ионы Са²⁺ при проходке карбонатных пород.

Известна рецептура бурового раствора содержащего, кг/м³: бентонитовая глина - 30÷72; кальцинированная сода - 1÷2,5; каустическая сода - 0,2÷0,7; КМЦ низкой вязкости - 0÷3,5; ИКЛУБ - 3÷8; ИКД - 0,5÷3; ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ - 2,6÷4,5; ИКПАН-SL - 2,5÷4,5; ИКПАН-RL - 1,2÷2,5; вода - остальное (RU 2231534, 2004). Этот раствор, хотя и учитывает возможность бурения неустойчивых пород, однако также в силу своих реологических свойств не может гарантировать безаварийного бурения скважин в сложных горно-геологических условиях.

Известен буровой раствор, содержащий мас.%: глину бентонитовую - 2,0÷3,0; карбоксиметилцеллюлозу - 0,1÷0,15; крахмал - 1,0÷2,0; реагент для регулирования удельного электрического сопротивления - пентамеры пропилена - 1,0÷5,0; карбонатный утяжелитель - 5,0÷8,0; смазочную добавку Lubriol W - 0,1÷0,5; воду - остальное (RU 2327726, 2006).

Недостатком известного бурового раствора является его малая вязкость, которая может приводить к различным осложнениям при бурении слабосцементированных пород. В известном растворе также отсутствуют компоненты, позволяющие регулировать рН и связывать ионы Ca²⁺ при их поступлении из карбонатных пород, что существенно сужает область применения данного раствора.

Предлагается группа технических решений, связанных единым изобретательским замыслом.

Технический результат предлагаемого бурового раствора - безаварийное бурение скважин в осложненных горно-геологических условиях, возможность регулирования рН и удаление ионов Са²⁺, поступающих в раствор из карбонатных пород.

Технический результат по первому варианту достигается тем, что предлагаемый буровой раствор содержит бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, Лубриол и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонит ПБМА 6,0÷7,0 кальцинированная сода 0,1÷2,0 каустическая сода 0,1÷0,5 Гивпан 0,2÷0,3 Лубриол 1,0 Вода остальное

при этом раствор имеет параметры (таблица 1).

Таблица 1 Параметры бурового раствора по варианту 1 Плотность, г/см³ Условная вязкость, с Фильтрация, см³/30 мин Пластическая вязкость, мПас Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа Статическое напряжение сдвига (СНС_1/10), дПа 1,08-1,12 60-100 <12 не регламентируется не регламентируется не регламентируется

Технический результат по второму варианту достигается тем, что предлагаемый буровой раствор содержит: бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, Лубриол, АЛС, пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующим соотношении компонентов, мас.%:

бентонит ПБМА 5,0 кальцинированная сода 0,1÷0,5 каустическая сода 0,1÷0,5 Гивпан 0,2÷0,3 Камцел ПАЦ-ВВ 0,1÷0,3 Камцел ПАЦ-СВ 0,1÷0,3 Лубриол 1,0 АЛС 0,2÷0,3 ПЭС 0,1÷0,2 вода Остальное

при этом раствор имеет параметры (таблица 2).

Таблица 2 Параметры бурового раствора по варианту 2 Плотность, г/см³ Условная вязкость, с Фильтрация, см³/30 мин Пластическая вязкость, мПас Динамическое напряжение сдвига, дПа Статическое напряжение сдвига (CHC_1/10), дПа 1,08-1,12 40-50 <12 <15 50-60 20-40/50-100

Технический результат по третьему варианту достигается тем, что предлагаемый буровой раствор содержит: бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, Лубриол, АЛС, пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующим соотношении компонентов, мас.%:

бентонит ПБМА 2,0 каустическая сода 0,1÷0,5 кальцинированная сода 0,1÷0,5 Камцел ПАЦ-ВВ 0,2 Камцел ПАЦ-СВ 0,2 АЛС 0,2÷0,3 ПЭС 0,1 Лубриол 1,0 вода Остальное

при этом раствор имеет параметры (таблица 3).

Таблица 3 Параметры бурового раствора по варианту 3 Плотность, г/см³ Условная вязкость, с Фильтрация, см³/30 мин Пластическая вязкость, мПас Динамическое напряжение сдвига, дПа Статическое напряжение сдвига (СНС1/10), дПа 1,06-1,10 30-40 4,0-6,0 15 40-60 20-40/50-100

Приготовление бурового раствора осуществляется следующим образом.

В емкость для приготовления раствора заливается пресная вода. Залитую воду обрабатывают каустической и кальцинированной содой из расчета 1-5 кг/м³ в зависимости от рН и содержания ионов Са²⁺. Для полного распускания бентонита идеальный уровень рН должен быть 8,5-9,5, содержание ионов Са²⁺ не более 200 мг/л. Ввод обоих реагентов следует производить через загрузочную воронку гидроэжекторного смесителя за один прием.

Далее в воду вводится глинопорошок из расчета 60 кг/м³ через гидроэжекторный смеситель. Полученная глинистая суспензия диспергируется по круговой схеме в течение 4 циклов циркуляции до получения плотности 1,045÷1,05 г/см³, условной вязкости 25÷30 с.

Для доведения параметров раствора до проектных производится ввод Гивпана в один прием через блок БПР.

Для приготовления раствора по второму варианту в емкость наливается объем воды за минусом того объема воды, который будет использован для растворения полимера Камцел ПАЦ ВВ - 3 кг/м³, АЛС - 2 кг/м³, смазывающей добавки Лубриол - 10 л/м³ и пеногасителя ПЭС-1 - 1 л/м³.

Воду обрабатывают каустической и кальцинированной содой для понижения жесткости воды и вводят бентонит в расчете 50 кг/м³. После полного распускания бентонита в основной емкости вводят в него из малой емкости водный полимерный раствор, перемешивают его до однородного состояния.

Для приготовления раствора по третьему варианту в воде растворяют каустическую соду - 0,5 кг/м³, кальцинированную соду - 0,5 кг/м³, бентонит - 20 кг/м³, Камцел ПАЦ ВВ - 5 кг/м³, АЛС - 5 кг/м³, Лубриол - 10 л/м³, ПЭС-1 - 1 л/м³, как описано выше.

Если в интервале бурения скважины породы представлены рыхлыми, слабосцементированными неустойчивыми песками, гравием, галькой, супесью, суглинками, песчаниками, глинами и аргиллитами, алевролитами, четвертичных и ордовикских отложений, то осложнения при прохождении данных неустойчивых отложений связаны с возможными осыпями и обвалами стенок скважины. Вероятны поглощения бурового раствора.

Для предотвращения осложнений рекомендуется применять пресный глинистый раствор высокой вязкости (условная вязкость может доходить до 100 с), что достигается обработкой раствора полимерами Гивпан и высоковязкой КМЦ. Высокая вязкость нужна для улучшения очистки скважин от песка, гравия и предотвращения возможного оседания песка в емкостях.

В качестве бурового раствора при бурении таких пород предлагается использовать буровые растворы, рецептуры которых приведены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4 Рецептура бурового раствора (вариант 1) Наименование химреагента Назначение Расход, кг/м³ бентонит ПБМА ТУ 5751-002-58156178-02 образование коллоидной структуры 60÷70 кальцинированная сода ГОСТ 5100-85 удаление поливалентных ионов при приготовлении раствора и бурении 1÷5 каустическая сода ГОСТ 2263-79 регулятор рН раствора 1÷5 Гивпан ТУ 2216-001-04698227-99 загуститель и понизитель фильтрации 2÷3 Лубриол ТУ 2458-001-74138808-06 смазочная добавка 10 кальцинированная сода ГОСТ 5100-85 удаление ионов Са²⁺ при разбуривании цементного стакана 15

Таблица 5 Рецептура бурового раствора (вариант 2) Наименование химреагента Назначение Расход, кг/м³ бентонит ПБМА ТУ 5751-002-58156178-02 образование коллоидной структуры бурового раствора 50 кальцинированная сода ГОСТ 5100-85 удаление поливалентных ионов при приготовлении раствора и бурении 1÷5 каустическая сода ГОСТ 2263-79 регулятор рН раствора 1÷5 Гивпан ТУ 2216-001-04698227- 99 загуститель и понизитель фильтрации 2÷3 Камцел ПАЦ-ВВ ТУ 2231-010-502-77563-03 загуститель и понизитель фильтрации 1÷3 Камцел ПАЦ-СВ ТУ 2231-010-502-77563-03   1÷3 Лубриол ТУ 2458-001-74138808-06 смазочная добавка 10 АЛС ТУ 2554-003-04698227-2003 понизитель вязкости и фильтрации 2÷3 пеногаситель ПЭС ТУ 2458-012-20672718-2001 Пеногаситель 1÷2 кальцинированная сода ГОСТ 5100-85 удаление ионов Са²⁺ при разбуривании цементного стакана 15

Бентонитовый глинопорошок служит для увеличения вязкости раствора и придания ему тиксотропных свойств, формирования фильтрационной корки.

Гивпан увеличивает выход бентонита и снижает водоотдачу.

Высоковязкая (ВВ) и средневязкая (СВ) полианионная целлюлоза Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ снижает водоотдачу и увеличивает вязкость растворов.

Поскольку большинство реагентов эффективно работают в щелочной среде, для увеличения рН до значений рН 9÷10 в буровой раствор следует добавлять каустическую соду.

При необходимости снижения вязкости раствора одновременно со снижением его водоотдачи рекомендуется ввод лигносульфонатного реагента АЛС в количестве 2÷3 кг/м³.

Во время бурения и спуско-подъемных операций возможно поступление в скважину высокоминерализованных пластовых вод, содержащих поливалентные ионы (Са²⁺, Mg²⁺, Fe³⁺), что может привести к коагуляции раствора. Ионы Са²⁺ в большом количестве попадают в буровой раствор при разбуривании цементных стаканов после цементирования обсадных колон. Для связывания поливалентных ионов используется кальцинированная сода в концентрациях от 1 до 15 кг/м³.

Для снижения коэффициента трения при бурении и спуске обсадных колон, а также уменьшения вероятности дифференциальных прихватов бурильной колонны в буровой раствор предусматривается введение смазочной добавки Лубриол.

Эти растворы должны обладать свойствами, приведенными в таблице 6.

Если в интервале бурения скважины породы представлены чередованием песчаников, алевролитов, угольных пластов, то данные породы неводочуствительны и не требуют ингибирования бурового раствора.

Основные требования к буровому раствору для бурения таких пород:

- обеспечение эффективной очистки ствола скважины от шлама;

- предупреждение возможных поглощений раствора и прихватов бурильной колонны в проницаемых пластах;

- максимально возможное сохранение коллекторских свойств.

Для выполнения данных требований предусматривается применение раствора с плотностью 1,06÷1,10 г/см³ и низким значением показателя фильтрации 4÷6 см³/30 минут. Состав предлагаемого раствора приведен в таблице 7.

Таблица 7 Состав бурового раствора для бурения интервала под эксплуатационную колонну (вариант 3) Наименование химреагента Назначение Расход, кг/м³ бентонит ПБМА ТУ 5751-002-58156178-02 образование коллоидной структурны бурового раствора 20 кальцинированная сода ГОСТ 5100-85 удаление ионов Са²⁺ при разбуривании цементного стакана 1÷5 каустическая сода ГОСТ 2263-79 регулятор рН раствора 1÷5 Камцел ПАЦ-ВВ ТУ 2231-010-502-77563-03 загуститель и понизитель фильтрации 2 Камцел ПАЦ-СВ ТУ 2231-010-502-77563-03   2 Лубриол ТУ 2458-001-74138808-06 смазочная добавка 10 АЛС ТУ 2554-003-04698227-2003 понизитель вязкости и фильтрации 2÷3 пеногаситель ПЭС ТУ 2458-012-20672718-2001 пеногаситель 1

В данном случае содержание бентонита уменьшено до 20 кг/м³ и исключены обработки раствора полиакрилатным реагентом Гивпан с целью снижения негативного воздействия на коллекторские свойства.

Несколько повышенный расход каустической соды в интервале связан с необходимостью нейтрализации гуминовых кислот, которые могут выделяться из угольных пластов при воздействии на них фильтрата бурового раствора.

Для снижения водоотдачи раствора и придания ему требуемых реологических характеристик увеличено содержание высоковязкой полианионной целлюлозы Камцел ПАЦ ВВ до 3 кг/м³ и полианионной целлюлозы средней вязкости Камцел ПАЦ СВ до 3 кг/м³.

Камцел ПАЦ ВВ предназначен для регулирования фильтрации раствора с одновременным повышением вязкости. Выбор высоковязкой модификации обусловлен тем, что углистый шлам, обладая хорошей адсорбционной способностью, будет в большом количестве уносить молекулы полимера с собой из раствора. Из опыта ранее пробуренных скважин известно, что также, несмотря на работу всех четырех ступеней очистки, часто приходится разбавлять раствор водой с полимером для поддержания необходимой плотности. При этом трудно держать значение вязкости достаточно высоким, поэтому в этом интервале особенно помогает высоковязкая Камцел ПАЦ ВВ.

С целью снижения избыточно высоких реологических показателей раствора в его состав включен лигносульфонатный реагент АЛС.

Буровой раствор, приготовленный по данной рецептуре, должен обладать свойствами, приведенными в таблице 8.

Использование предлагаемого бурового раствора позволяет вести безаварийное бурение скважин в осложненных горно-геологических условиях, предоставляет возможность регулирования pH и удаления ионов Са²⁺, поступающих в раствор из карбонатных пород.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровым растворам, используемым при бурении скважин. Технический результат - безаварийное бурение скважин в осложненных горно-геологических условиях, возможность регулирования рН и удаление ионов Са²⁺, поступающих в раствор из карбонатных пород. По первому варианту буровой раствор содержит, мас.%: бентонит ПБМА 6,0-7,0, кальцинированную соду 0,1-2,0, каустическую соду 0,1-0,5, Гивпан 0,2-0,3, Лубриол 1,0, вода - остальное. По второму варианту буровой раствор содержит, мас.%: бентонит ПБМА 5,0, кальцинированную соду 0,1-0,5, каустическую соду 0,1-0,5, Гивпан 0,2-0,3, Камцел ПАЦ-ВВ 0,1-0,3, Камцел ПАЦ-СВ 0,1-0,3, Лубриол 1,0, АЛС 0,2-0,3, ПЭС 0,1-0,2, вода - остальное. По третьему варианту буровой раствор содержит, мас.%: бентонит ПБМА 2,0, кальцинированную соду 0,1-0,5, каустическую соду 0,1-0,5, Камцел ПАЦ-ВВ 0,2, Камцел ПАЦ-СВ 0,2, Лубриол 1,0, АЛС 0,2-0,3, ПЭС 0,1, вода - остальное. 3 н.п. ф-лы, 8 табл.

1. Буровой раствор для бурения скважин, содержащий бентонит, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, смазочную добавку и воду, при этом в качестве бентонита используется бентонит ПБМА, а в качестве смазочной добавки Лубриол при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
бентонит ПБМА 6,0-7,0 кальцинированная сода 0,1-2,0 каустическая сода 0,1-0,5 Гивпан 0,2-0,3 Лубриол 1,0 вода остальное

2. Буровой раствор для бурения скважин, содержащий бентонит, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, карбоксиметилцелюлозу, понизитель вязкости и стабилизатор, смазочную добавку, пеногаситель и воду, при этом в качестве бентонита используется бентонит ПБМА, в качестве карбоксиметилцелюлозы используется Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, в качестве понизителя вязкости и стабилизатора - АЛС, а в качестве пеногасителя - ПЭС при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
бентонит ПБМА 5,0 кальцинированная сода 0,1-0,5 каустическая сода 0,1-0,5 Гивпан 0,2-0,3 Камцел ПАЦ-ВВ 0,1-0,3 Камцел ПАЦ-СВ 0,1-0,3 Лубриол 1,0 АЛС 0,2-0,3 ПЭС 0,1-0,2 вода остальное

3. Буровой раствор для бурения скважин, содержащий бентонит, кальцинированную соду, каустическую соду, карбоксиметилцелюлозу, понизитель вязкости и стабилизатор, смазочную добавку, пеногаситель и воду, при этом в качестве бентонита используется бентонит ПБМА, в качестве карбокарбоксиметилцелюлозы используется Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, в качестве понизителя вязкости и стабилизатора - АЛС, а в качестве пеногасителя ПЭС при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
бентонит ПБМА 2,0 каустическая сода 0,1-0,5 кальцинированная сода 0,1-0,5 Камцел ПАЦ-ВВ 0,2 Камцел ПАЦ-СВ 0,2 АЛС 0,2-0,3 ПЭС 0,1 Лубриол 1,0 вода остальное