БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ БУРЕНИЕМ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ Российский патент 2012 года по МПК C09K8/08 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к составам безглинистых биополимерных растворов для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД).

Буровой раствор для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин должен характеризоваться следующими свойствами:

- псевдопластичными реологическими характеристиками для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора;

- высокими смазочными и гидрофобизирующими свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны и предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины;

- высокими ингибирующими и кольматирующими свойствами, низкой скоростью фильтрации бурового раствора в пласт, низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважины, предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.

В то же время предотвратить или существенно уменьшить влияние загрязняющих факторов на продуктивный пласт позволяют следующие мероприятия по модификации буровых растворов / И.Е.Александров. Выбор буровых растворов для бурения скважин на юрские отложения Аригольского месторождения ОАО «СН-МНГ» // Строительство скважин на суше и на море. - 2007, №3. - с.22-37/:

- исключение в составе раствора глиноматериалов и твердой фазы;

- ограничение проникновения фильтрата в пласт за счет обработки раствора полимерными материалами, повышающими вязкость фильтрата и деструктирующими впоследствии без образования нерастворимых осадков;

- обработка водных буровых растворов ПАВ, регулирующими нефтесмачиваемость и эмульгирующую способность жидкости;

- использование ингибирующего воздействия на глинистый минерал коллектора, предохранение его от гидродинамического разрушения;

- придание низких значений стандартных фильтрационных свойств;

- оптимальный подбор гранулометрического состава твердой фазы с целью ускоренного формирования плотной низкопроницаемой фильтрационной корки на поверхности коллектора;

- придание раствору реологических свойств раствора, которые должны обеспечивать эффективный транспорт выбуренного шлама на поверхность, предотвращая его задержку в стволе и следовательно, дополнительный рост репрессии, а также не допуская эффекта поршневания и пульсации забойного давления в процессе СПО и наращиваний.

Таким образом, наличие некоторых общих требований к растворам может позволить использовать один тип безглинистого раствора с регулируемой плотностью для бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов и дальнейшего вскрытия продуктивного пласта с АВПД.

В настоящее время основной объем бурения наклонных и горизонтальных скважин ведется с промывкой буровыми растворами, в которых регулятором псевдопластичных свойств являются биополимерные реагенты.

Известен безглинистый буровой раствор (SU 1774946 С09K 7/02, 1990), содержащий следующие компоненты, мас.%:

биополимер 0,5-0,6; неорганическую соль (хлорид кальция) 14-18; вода остальное.

Известный раствор имеет высокие реологические и структурно-механические свойства, низкий коэффициент псевдопластичности «n», что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способность при бурении горизонтального участка ствола скважины. В то же время этот известный раствор имеет низкие смазочные свойства, а также из-за невысокой плотности не позволяет вскрывать пласт с АВПД.

Известна технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях АВПД и повышенных температур (RU 2215016), включающая, мас.%:

полисахаридный реагент 0,1-7,0; соль муравьиной кислоты щелочного металла (в качестве   утяжелителя) 45,0-83,0; мраморную крошку 2-50; вода остальное.

Известная технологическая жидкость не эффективна для применения в качестве бурового раствора при разбуривании горизонтальных участков стволов скважин.

Наиболее близким к заявляемому решению по назначению и технической сущности является солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов (RU 2277570), включающий в качестве утяжелителя формиат натрия, полимер, в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду, содержащий в качестве полимера Fito PK при следующем соотношении компонентов, мас.%:

формиат натрия 9-44; полимер Fito PK 3-5; мраморный порошок 0-10; вода остальное.

Известный раствор отличается высокой термостойкостью, низкой химической агрессией к окружающей среде, солестоек.

Существенными недостатками известного раствора является низкая псевдопластичность и невысокие смазочные свойства, что не позволяет его эффективно использовать при бурении наклонно-направленных и горизонтальных стволов. В то же время раствор имеет максимальную плотность 1420 кг/м³ (смотри таблицу описания изобретения), и не может быть использован при вскрытии пластов с АВПД, например в юрских отложениях, где необходимы плотности буровых растворов до 1780 кг/м³.

Задача, стоящая при создании изобретения, - обеспечение эффективности вскрытия продуктивных пластов с АВПД при наклонно-направленном и горизонтальном бурении скважин.

Технический результат, обеспечиваемый данным изобретением, - создание бурового раствора высокой плотности (до 1780 кг/м³), отвечающего условиям вскрытия пластов с АВПД наклонно-направленными и горизонтальными стволами с улучшенными псевдопластическими реологическими характеристиками для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности и снижения гидравлических сопротивлений при движении, высокими смазочными и гидрофобизирующими свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны и предотвращения прихватов в горизонтальном стволе скважины, высокими ингибирующими и кольматирующими свойствами, низкой скоростью фильтрации для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважины при сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта путем отсутствия в его составе глиноматериалов.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях АВПД включает модифицированный крахмал КРЭМ, соль щелочного металла органической кислоты - поташ или формиат натрия, биополимер КК Робус, гидрофобизирующую добавку Основа-ГС, комплексную смазочную добавку КСД, воду, мраморный порошок и баритовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соль щелочного металла органической кислоты - поташ или   формиат натрия 10,0-50,0; Биополимер КК Робус 0,40-0,45; модифицированный крахмал КРЭМ 1,0-1,1; гидрофобизирующая жидкость Основа-ГС 0,25-0,30; комплексная смазочная добавка КСД 1,0-1,5; вода 87,35-46,65; мраморный порошок 30-65 сверх 100; баритовый утяжелитель до 65 сверх 100.

Заявляемый состав отличается от известного применением КРЭМ в качестве модифицированного крахмала, а также дополнительным содержанием в заявляемом соотношении биополимера КК Робус, гидрофобизирующей жидкости Основа-ГС и комплексной смазочной добавки КСД, то есть соответствует критерию новизны.

Безглинистый буровой раствор при заявляемом соотношении компонентов является синергически действующей композицией реагентов, позволяющей иметь оптимальные свойства для вскрытия продуктивного пласта наклонно-направленными и горизонтальными стволами. Это обстоятельство говорит об изобретательском уровне заявляемого состава.

В заявляемом составе комплекс полисахаридов (биополимер КК Робус и модифицированный крахмал КРЭМ) обеспечивает повышенные структурно-реологические, псевдопластические свойства, низкую фильтрацию. Высокая плотность раствора и его ингибирующие свойства достигаются присутствием в составе раствора соли (поташа или формиата натрия), комплексная смазочная добавка КСД и кремнийорганическая жидкость Основа-ГС являются дополнительными стабилизаторами раствора (понизителями фильтрации), придающими ему улучшенные смазочные, гидрофобизирующие и ингибирующие свойства, мраморный порошок выступает в качестве утяжеляющей и кольматирующей добавки, баритовый утяжелитель выполняет функцию доутяжеления состава до плотности 1780-1800 кг/м³.

Для экспериментальной проверки заявляемого раствора и состава прототипа в лабораторных условиях приготовлены 11 составов (смотри таблицу). Технология их приготовления сводится к следующему: в стакан смесительной установки «Воронеж» наливается 800 мл воды и добавляется расчетное количество полисахаридов (К.К.Робус, КРЭМ), раствор перемешивается до их полного растворения, затем вводится расчетное количество соли (поташ или формиат натрия), раствор снова перемешивается до растворения последней (15-30 минут), затем раствор обрабатывается расчетным количеством КСД и «Основа-ГС» и перемешивается 30 минут. На последнем этапе вводится в раствор мрамор молотый и баритовый утяжелитель с последующим 30-минутным перемешиванием.

Лабораторные эксперименты по разработке заявляемого состава раствора произведены с использованием следующих материалов и реагентов: биополимера К.К.Робус по ТУ 2458-011-3594-2007, модифицированного крахмала КРЭМ по ТУ 9187-001-35944370-99 (ЗАО НПО «Промсервис», Чувашия), комплексной смазывающей противоприхватной добавки КСД по ТУ 2458-013-35944370-2008, поташ (K₂CO₃) по ГОСТ 1069-73, формиата натрия по ТУ 2432-011-00203803-93 (ООО «Метафракс», Губаха Пермской области), жидкости гидрофобизирующей «Основа-ГС» по ТУ 2229-002-70896713-2004 (OOO XT «Основа», г.Волжский), мрамора молотого по ТУ 5716-003-52817785-03 (ЗАО «Спецбурматериалы», Люберцы) и баритового утяжелителя по ГОСТ 4682-84 (ЗАО «Барит», Хакасия). Для приготовления раствора прототипа использованы формиат натрия, мрамор молотый вышеуказанных производителей, а также крахмальный реагент Fito PK по ТУ 10 РФ 1039092 (НПО МП «Союзбуртехнология», Москва). Технологические показатели растворов были измерены на стандартных приборах по метрологически аттестованным методикам выполнения измерений. Коэффициент трения сталь-сталь оценивался по тестеру смазочной способности OFITE, ингибирующая способность растворов определялась по тестеру продольного набухания OFITE в динамическом режиме при образце глины с выходом 2,4 м³/т при 80°С. Результаты испытаний представлены на фиг.1, 2.

Анализ полученных результатов (смотри таблицу) показывает, что при оптимальном соотношении компонентов (растворы 3, 4, 5, 6, 7, 8) заявляемый состав бурового раствора в отличие от раствора прототипа обладает более высокой плотностью (до 1800 кг/м³), высокой псевдопластичностью (n=0,42-0,55), низким коэффициентом липкости глинистой корки (φ_фск=0,1-0,16) и низким коэффициентом трения сталь-сталь (φ_OFI=0,149-0,165).

Установлено, что растворы заявляемого состава снижают набухаемость исследованного образца до 6 раз за 420 минут процесса при 25°С и до 3,5-4,0 раз при 80°С. Это подтверждает предположение о его высокой ингибирующей способности.

Буровой раствор заявляемого состава испытан на высокотемпературном вискозиметре OFITE-1000. Полученные зависимости основных реологических показателей (пластическая вязкость, предельное напряжение сдвига, показатель нелинейности, статическое напряжение сдвига) при нагреве до 130°С, представлены на фиг.3, 4, 5, 6, 7. Полученные зависимости позволяют сделать вывод о том, что хотя при температуре 130°С и происходит некоторое снижение реологических показателей, но они остаются на приемлемом уровне, а раствор улучшает псевдопластичность (показатель нелинейности снижается до трех и более раз). Это обстоятельство позволяет говорить о термостойкости заявляемого состава.

Таблица - Составы и технологические показатели растворов прототипа и заявляемого состава   Технологические параметры Состав раствора ρ, кг/м³ Т, с CHC_1/10, дПа Ф, см³/30 мин K, мм φ_фск η, мПа·с τ₀, дПа pH n φ_тр, OFITE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1. Состав прототипа: формиат натрия - 41%; Fito PK - 3%; мрамор - 7%; вода - 49% (раствор 16 описания прототипа) 1380 - - - - - 52 253 - - - 2. Состав прототипа (приготовлен в лаборатории): формиат натрия - 40%; Fito PK - 4%; мраморная крошка 9%; вода - остальное 1380 109 14,4/14,4 1,0 0,5 0,23 88 47,88 9,20 0,92 0,247 3. Раствор 1 заявляемого состава, мас.%: K₂CO₃ - 10,00; К.К.Робус - 0,40; КРЭМ - 1,00; Основа-ГС - 0,25; КСД - 1,00; вода - 87,35; мрамор - 30,00 (сверх 100) 1220 38,5 34/38 2,8 1,0 0,10 17 107 9,82 0,53 0,165 4. Раствор 1 заявляемого состава, мас.%: формиат натрия - 10,00; К.К.Робус - 0,40; КРЭМ - 1,00; Основа-ГС - 0,25; КСД - 1,00; вода - 87,35; мрамор - 30,00 (сверх 100) 1240 40,0 41/50 2,9 1,0 0,1 19 114 9,5 0,53 - 5. Раствор 2 заявляемого состава, мас.%: K₂CO₃ - 50,00; К.К.Робус - 0,45; КРЭМ - 1,10; Основа-ГС - 0,30; КСД - 1,50; вода - 46,65; мрамор - 65,00; барит - 65 (сверх 100) 1780 77 38/69 1,9 0,5 0,14 18 167 10,04 0,42 0,139 6. Раствор 2 заявляемого состава, мас.%: формиат натрия - 50,00; К.К.Робус - 0,45; КРЭМ - 1,10; Основа-ГС - 0,30; КСД - 1,50; вода - 46,65; мрамор - 65,00; барит - 65 (сверх 100) 1800 65 43/48 2,0 1,0 0,12 24 129 10,1 0,55 0,143 7. Раствор 3 заявляемого состава, мас.%: K₂CO₃ - 40,00; К.К.Робус - 0,43; КРЭМ - 1,05; Основа-ГС - 0,37; КСД - 1,2; вода - 57,05; мрамор - 47,00; барит - 46 (сверх 100) 1600 56 24/29 2,5 0,9 0,16 22 138 10,0 0,52 0,152 8. Раствор 3 заявляемого состава, мас.%: формиат натрия - 40,00; К.К.Робус - 0,43; КРЭМ - 1,05; Основа-ГС - 0,37; КСД - 1,2; вода - 57,05; мрамор - 47,00; барит - 46 (сверх 100) 1620 60 31/36 2,4 0,7 0,15 21 119 9,90 0,54 0,149

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 9. Раствор 4 заявляемого состава, мас.%: K₂CO₃ - 5; К.К.Робус - 0,35; КРЭМ - 0,9; Основа-ГС - 0,2; КСД - 0,5; вода - 93,05; мрамор - 26,00 (сверх 100) 1220 28 10/24 5,0 1,5 0,3 10 47,9 - 0,58 0,310 10. Раствор 4 заявляемого состава, мас.%: формиат натрия - 5; К.К.Робус - 0,35; КРЭМ - 0,9; Основа-ГС - 0,2; КСД - 0,5; вода - 93,05; мрамор - 26,00 (сверх 100) 1240 38 28/38 5,0 1,0 0,35 13 76 - 0,53 0,295 11. Раствор 5 заявляемого состава, мас.%: K₂CO₃ - 60,00; К.К. Робус - 0,5; КРЭМ - 1,2; Основа-ГС - 0,4; КСД - 2,0; вода - 35,90; мрамор - 70,00; барит - 70 (сверх 100) 1820 н/т не измеримо - - - не измеримо не измеримо - - - 12. Раствор 5 заявляемого состава, мас.%: формиат натрия - 60,00; К.К.Робус - 0,5; КРЭМ - 1,2; Основа-ГС - 0,4; КСД - 2,0; вода - 35,90; мрамор - 70,00; барит - 70 (сверх 100) 1840 н/т не измеримо - - - не измеримо не измеримо - - -

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - обеспечение высокой плотности бурового раствора, необходимой выносной и удерживающей способности, снижение гидравлических сопротивлений при движении, высокие смазочные и гидрофобизирующие свойства бурового раствора для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчение прохождения бурильной колонны и предотвращения прихватов в горизонтальном стволе скважины, высокие ингибирующие и кольматирующие свойства, низкая скорость фильтрации для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважины при сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта. Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений включает, мас.%: поташ или формиат натрия 10,0-50,0; биополимер КК Робус 0,40-0,45; модифицированный крахмал КРЭМ 1,0-1,1; гидрофобизирующую жидкость Основа-ГС 0,25-0,30, комплексную смазочную добавку КСД 1,0-1,5; воду 46,65-87,35; мраморный порошок 30-65 сверх 100; баритовый утяжелитель до 65 сверх 100. 1 табл., 7 ил.

Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений, включающий модифицированный крахмал КРЭМ, соль щелочного металла органической кислоты - поташ или формиат натрия, биополимер КК Робус, гидрофобизирующую добавку Основа-ГС, комплексную смазочную добавку КСД, воду, мраморный порошок и баритовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
соль щелочного металла органической   кислоты - поташ или формиат натрия 10,0-50,0 биополимер КК Робус 0,40-0,45 модифицированный крахмал КРЭМ 1,0-1,1 гидрофобизирующая жидкость Основа-ГС 0,25-0,30 комплексная смазочная добавка КСД 1,0-1,5 вода 46,65-87,35 мраморный порошок 30-65 сверх 100 баритовый утяжелитель до 65 сверх 100