Облегченный полимер-глинистый буровой раствор Российский патент 2020 года по МПК C09K8/38 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам для предупреждения поглощений при бурении интервалов, характеризующихся аномально низким пластовым давлением.

Для бурения в условиях проницаемых коллекторов с АНПД необходимо использование облегченных буровых растворов, сохраняющих в забойных условиях оптимальные технологические свойства, обеспечивающие профилактику осложнений в процессе бурения.

Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является аэрированный буровой раствор, содержащий воду, бентонитовый глинопорошок, стабилизатор-карбоксиметилцеллюлозу и пенообразователь, в качестве пенообразователя содержит омыленный таловый пек - ОТП или эмультал, при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 5-6, КМЦ 0,2-0,4, ОТП или эмультал 0,4-0,6, вода - остальное [RU 2172760 С1, МПК С09К 7/02 (2000.01), опубл. 27.08.2001]. Буровой раствор предназначен для разбуривания «истощенных» пластов с аномально низким пластовым давлением.

Недостатком данного раствора являются низкая стабильность и недостаточные блокирующие свойства.

Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является получение облегченного полимер глинистого бурового раствора на водной основе, обладающего плотностью ниже плотности воды и повышенными блокирующими свойствами.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в оптимизации технологических свойств бурового раствора с применением специальных добавок, с целью обеспечения безаварийного бурения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор содержит модифицированный глинопорошок ПБМБ, полианионную целлюлозу высокой вязкости ПАЦ-В, торфощелочной реагент марки ПолиТЩР, поверхностно-активное вещество Неонол АФ 9-10, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПБМБ 3,0-4,0, ПАЦ-В 0,2-0,3, ПолиТЩР 2,0-4,0, Неонол АФ 9-10 0,2-0,4, вода - остальное.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в заявляемом облегченном полимер глинистом буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить кинетически стабильный раствор низкой плотности, обладающий высокими блокирующими свойствами.

Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты:

Глинопорошок бентонитовый, модифицированный марки ПБМБ с выходом глинистого раствора не менее 16 м³/т (по ТУ 2164-005-01424676-2014), является структурообразователем буровых растворов. Относится к малоопасным веществам 4 класса.

Полианионная целлюлоза высокой вязкости марки ПАЦ-В представляет собой продукт взаимодействия целлюлозы с монохлоруксусной кислотой или ее натриевой солью в присутствии гидроксида натрия (ТУ 2231-033-97457491-2010). ПАЦ-В используется для регулирования фильтрационных и реологических характеристик буровых растворов на водной основе, устойчив к солевой и бактериальной агрессии, повышает термостабильность бурового раствора.

ПолиТЩР производится по ТУ 2458-042-97457491-2010 и представляет собой комплексный реагент на торфощелочной основе, который предназначен для регулирования вязкостных характеристик буровых растворов, обладает высокими блокирующими свойствами, является интенсивным пептизатором твердой фазы и реагентом-регулятором рН. ПолиТЩР снижает чувствительность полимер глинистых растворов к воздействию электролитов (минерализованных пластовых вод).

Неонол АФ 9-10 (С₉Н₁₉С₆Н₄О(С₂Н₄О)₁₀Н) по ТУ 2483-077-05766801-98 оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена представляют собой техническую смесь полиэтиленгликолевых эфиров моноалкилфенолов. Неонол АФ 9-10 является качественным стабилизатором пены, обладает смачивающими, эмульгирующими и диспергирующими свойствами. Неонол АФ 9-10 - неионогенное поверхностно-активное вещество, стабилизатор - пенообразователь.

Облегченный пресный полимер глинистый буровой раствор в лабораторных условиях готовили следующим образом.

Глинистую суспензию готовили путем растворения бентонитового глинопорошка (ПБМБ) в водопроводной воде при помощи лабораторной смесительной установки, обеспечивающей скорость вращения швеллера (8000±1600) об/мин в течение 20 минут. Полученную глинистую суспензию оставляли на 24 часа при комнатной температуре для более полной гидратации и набухания глинистых частиц. Через 24 часа глинистую суспензию, в течение 60 минут, перемешивали на смесительной установке при скорости вращения швеллера (8000±1600) об/мин. Далее, полученную глинистую суспензию обрабатывали реагентом-стабилизатором полианионной целлюлозой (ПАЦ-В) путем добавления при перемешивании на смесительной установке при той же скорости вращения швеллера до полного распускания. После полного распускания полианионной целлюлозы вводили ПолиТЩР и вновь перемешивали в течение 30 минут. ПолиТЩР обладает высокой пенообразующей способностью, что приводит к облегчению полимер глинистого раствора путем насыщения его воздухом из атмосферы в процессе приготовления. Устойчивость пенообразования определяется временем от момента ее образования до самопроизвольного разрушения. Устойчивую пену можно получить только в присутствии стабилизатора-пенообразователя, от природы и концентрации которого, в основном, зависит время существования пены. Для того чтобы пенообразование было кинетически стабильным используют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Поверхностно-активные вещество с длинной молекулярной цепью, адсорбируясь на границе вода - воздух, образует высоковязкую структурированную пленку, препятствующую стеканию жидкости, при этом толщина слоя жидкости между пузырьками газа уменьшается медленно, и пена может существовать длительное время. В связи с этим вспененный пресный полимер глинистый буровой раствор стабилизировали неионогенным ПАВ - Неонол АФ 9-10 путем его добавления при постоянном перемешивания при установленной скорости вращения швеллера смесительной установки, что позволяет добиться кинетической стабильности плотности бурового раствора и, как следствие, снижения гидростатического давления на забое скважины для предупреждения поглощений.

Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата аналогичным образом готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием материалов и реагентов.

В лабораторных условиях измеряли технологические параметры заявляемого бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°С. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Для определения условной вязкости использовали вискозиметр ВБР-2. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см², обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Стабильность раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. На тестере проницаемости определялись блокирующие свойства заявляемого бурового раствора.

В таблице 1 представлены компонентный состав и технологические свойства заявляемого бурового растворов. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (табл. 1, поз. 1-7).

Как видно из таблицы 1, заявляемый облегченный пресный полимер глинистый буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов обладает оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами (табл. 1, поз. 1-5).

Высокие блокирующие свойства заявляемого бурового раствора обеспечиваются за счет совокупности применения используемых материалов и реагентов.

На устойчивость стенок скважины в любых условиях влияет глубина проникновения фильтрата бурового раствора в горную породу. Применение инертных наполнителей (ПолиТЩР) позволяет сформировать кольматационный экран на стенке скважины, в виде тонкой низкопроницаемой фильтрационной корки, и соответственно минимизировать проникновение фильтрата в горную породу. Механизм кольматирующего действия аэрированных жидкостей обусловлен сжимаемостью газовых пузырьков под давлением и изменением их размеров с изменением давления, т.е. при нагнетании в пласт под давлением они сжимаются, по мере движения по пласту при снижении давления расширяются. Изменение их формы сопровождается увеличением удельной поверхности, растяжением пленки эмульгатора и, следовательно, расходом энергии. Поэтому агрегаты дисперсной фазы могут играть роль своеобразных автокольматантов с изменяемым эффективным диаметром (эффект Жамена) [Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. - М.: «Химия», 1975. - 264 с].

Проведены испытания блокирующих свойств, критерием оценки которых выбраны фильтрационные характеристики: показатель фильтрации (Ф7,5 мин, Ф 30 мин), скорость фильтрации и глубина проникновения фильтрата (h). Исследования заявляемого бурового раствора проведены на тестере проницаемости тампонирующих материалов, в статических условиях, исключающих гравитационное осаждение взвешенных частиц кольматирующего реагента на фильтре и контакт заявляемого бурового раствора с носителем, создающим перепад давления. Испытания проводили при температуре бурового раствора равной температуре окружающего воздуха (20±2)°С и перепаде давления на фильтрующем элементе 3,5 МПа, с использованием керамических фильтров с размером пор 90 мкм. Полученные результаты испытаний блокирующих свойств ОПБР представлены в таблице 1.

Таким образом, заявляемый облегченный пресный полимер глинистый буровой раствор отличается от прототипа более высокими стабильностью и блокирующими свойствами, что в совокупности обеспечивает профилактику поглощения бурового раствора в процессе бурения скважины.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - оптимизация технологических свойств бурового раствора, плотность бурового раствора ниже плотности воды, повышенные блокирующие свойства, обеспечение безаварийного бурения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. Облегченный полимер-глинистый буровой раствор для предотвращения гидроразрыва пластов и предупреждения поглощений при бурении интервалов с низким пластовым давлением содержит, мас.%: модифицированный глинопорошок ПБМБ 3,0-4,0; полианионную целлюлозу высокой вязкости ПАЦ-В 0,2-0,3; торфощелочной реагент ПолиТЩР 2,0-4,0; поверхностно-активное вещество Неонол АФ 9-10 0,2-0,4; воду остальное. 1 табл.

Облегченный полимер-глинистый буровой раствор для предотвращения гидроразрыва пластов и предупреждения поглощений при бурении интервалов с низким пластовым давлением, характеризующийся тем, что содержит модифицированный глинопорошок ПБМБ, полианионную целлюлозу ПАЦ-В, торфощелочной реагент ПолиТЩР, поверхностно-активное вещество Неонол АФ 9-10 и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

модифицированный глинопорошок ПБМБ 3,0-4,0 полианионная целлюлоза ПАЦ-В 0,2-0,3 торфощелочной реагент ПолиТЩР 2,0-4,0 Неонол АФ 9-10 0,2-0,4 вода остальное