Поликатионный буровой раствор для бурения соленосных отложений Российский патент 2023 года по МПК C09K8/24 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых отложений в условиях аномальных пластовых давлений, высоких температур и сероводородной агрессии.

Из уровня техники известен буровой раствор, включающий: глинопорошок, катионный полимер ВПК-402, неионный водорастворимый эфир целлюлозы и воду - остальное (пат. РФ №2567579 С1, кл. 9K 8/24, опубл. 10.11.2015). Для повышения ингибирующих свойств раствора в него введены неорганические ингибиторы набухания глин - NaCl или CaCl₂.

Известный раствор имеет недостатки при бурении солевых отложений в условиях аномальных пластовых давлений, выражающиеся в виде неудовлетворительных структурно-реологических показателей и показателя фильтрации. Использование известного раствора при бурении в указанных выше условиях требует дополнительных периодических обработок для восстановления технологических показателей. Засолонение раствора чревато стабилизационным разжижением и потерей седиментационной устойчивости. Коагуляция глинистой фазы, происходящая при засолонении приводит к дестабилизации системы: возрастает величина показателя фильтрации, структурно-реологические показатели значительно ухудшаются и возникают сложности по управлению свойствами раствора. Для стабилизации системы прибегают к значительному повышению концентрации компонентов.

Приготовление и применение соленасыщенных утяжеленных буровых растворов, управление их свойствами и технологическими показателями в процессе бурения в условиях воздействия высоких температур и давлений имеют множество сложностей, связанных с полисолевой, концентрационной и температурной агрессией. При проходке рапоносных пластов существует вероятность поступления рапы в раствор, в связи с чем возникает необходимость в увеличении плотности раствора с целью глушения рапопроявления. Например, применение утяжеленных растворов плотностью 2,00 г/см³ не гарантирует предотвращение поступления рапы в раствор. При этом, зачастую требуется увеличить плотность бурового раствора до плотности 2,20 г/см³, а иногда и выше до 2,40-2,45 г/см³.

В этих сложных условиях предпочтительнее применение поликатионных буровых растворов, как более устойчивых к полисолевой, концентрационной и температурной растворов, как более устойчивых к полисолевой, концентрационной и температурной агрессии, проявляющих высокую седиментационную устойчивость (A.M. Гайдаров, А.А. Хуббатов, Д.В. Храбров, С.А. Мельников, М.М-Р. Гайдаров, Ш.М. Курбанов / Разработка термостойких буровых растворов с водной дисперсионной средой // Нефтяное хозяйство - 2020 - №5 - С. 56-59).

Из уровня техники известен буровой раствор, принятый в качестве наиболее близкого аналога, прототипа, включающий мас. %: глинопорошок 2-4, катионный полимер ВПК-402 2,6-5, биополимер 0,1-0,3, крахмал 1,5-2,5, пеногаситель Т-92 1-3, смазывающую добавку СМЭГ-5 1-1,5, хлористый натрий 30 и воду - остальное (пат. РФ №2655311 С1, кл. 9K 8/24, опубл. 25.05.2018).

Известный раствор, принятый в качестве прототипа, также имеет недостатки при бурении солевых отложений в условиях аномальных пластовых давлений, выражающийся в большом расходе глинопорошка и катионного полимера, в связи, с чем повышение плотности раствора более 2,00 г/см³, например, для предотвращения поступления рапы в скважину, сопряжено ростом структурно-реологических показателей до неприемлемых значений. Это создает определенные трудности при проходке соленосных отложений, особенно при проявлении текучести солей и в рапоносных зонах с АВПД.

Задача, решаемая предлагаемым изобретением, состоит в создании поликатионного бурового раствора устойчивого к воздействию различных агрессивных факторов, в том числе полисолевой, концентрационной, сероводородной и температурной агрессии. Оптимальный состав предлагаемого поликатионного бурового раствора за счет исключения смазывающей добавки СМЭГ-5, снижения концентрации глинопорошка и катионного полимера, позволяет достичь более высокой плотности, при удовлетворительных структурно-реологических показателях, для предупреждения текучести солей, поступления рапы в скважину и т.д. Известно, что повышение плотности соленасыщенного раствора более 2,00-2,10 г/см³, например, для предотвращения поступления рапы в скважину, практически не выполнимая задача для существующих промывочных жидкостей, из-за неуправляемого роста структурно-реологических показателей.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, состоит в оптимизации состава, обеспечивающего получение соленасыщенного высокоплотного бурового раствора с улучшенными структурно-реологическими показателями, для предупреждения текучести солей, поступления рапы в скважину и т.д.

Технический результат достигается за счет того, что буровой раствор, включает воду, глинопорошок, соль - хлорид натрия, флотореагент оксаль Т-92, биополимер, крахмал, катионный полимер, утяжелитель барит, при этом в качестве катионного полимера содержит Силфок-2540С, в качестве биополимера - высокомолекулярный загущающий ксантановый биополимер Гламин, в качестве крахмала модифицированный крахмал Реамил, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 1,4-2,7 Силфок2540С 0,8-1,6 Биополимер Гламин 0,14-0,27 Модифицированный крахмал Реамил 1,4-2,0 Хлорид натрия 21-25 Флотореагент Оксаль Т-92 0,7-2,1 Вода остальное, Барит 430-1700 кг/м³ сверх 100 мас. %.

Увеличение плотности бурового раствора до 1,50-2,00 г/см³ осуществляется баритовым утяжелителем, причем в 100 мас. ч утяжеленного раствора содержится 30-55 мас. ч. барита или 430-1130 кг/м³, а в случае повышения плотности раствора до 2,40 г/см³ в 100 мас .ч утяжеленного раствора содержание баритового утяжелителя возрастает до 70 мас .ч или до 1700 кг/м³.

При бурении в условиях сероводородной агрессии в буровой раствор дополнительно вводят триэтаноламин 10-20 кг/м³ и нейтрализатор сероводорода ЖС-7 50-70 кг/м³.

При бурении в разрезе поглощающих пластов дополнительно вводят кольматант - мел, или диспергированный известняк или мрамор в количестве 50-200 кг/м³.

Бурение солевых отложений производится на соленасыщенном буровом растворе. Плотность бурового раствора выбирается в зависимости от глубины залегания солевых отложений, температуры, давления и т.д. С увеличением глубины залегания солевых отложений возрастает текучесть солей, в связи с чем необходимо поэтапно регулировать плотность раствора. Текучесть солей усугубляется за счет роста температуры и горного давления и все это требует увеличение плотности бурового раствора для создания противодавления на стенки скважины.

Так, на месторождениях Оренбургской области (на ОНГКМ) требуемая плотность бурового раствора для бурения солевых отложений находится в диапазоне 1,10-1,30 г/см³, а на месторождениях Астраханской области (на АГКМ) требуемая плотность раствора меняется по глубине от 1,50-1,60 г/см³ до 2,00 г/см³, а при поступлении рапы производят дальнейшее увеличение плотности раствора. Например, на скважине №632 Астраханского ГКМ плотность раствора для ликвидации рапопроявления увеличили до 2,40-2,45 г/см³.

Следовательно, учитывая вышеуказанное, утяжеление бурового раствора до плотности 1,50-2,00 г/см³ производят вводом баритового утяжелителя, причем в 100 мас. ч утяжеленного раствора содержится 30-55 мас .ч. барита или 430-1130 кг/м³, а в случае увеличения плотности раствора до 2,40 г/см³ в 100 мас. ч утяжеленного раствора содержание барита доводят до 70 мас. ч или до 1700 кг/м³. При испытаниях использовался барит ГОСТ 4682-84 марки КБ-3 ООО «Боградский ГОК», Волгоградская обл. Допускается использование барита по ТУ 2458-001-00136722-96 других производителей.

В условиях бурения сероводородной агрессии нейтрализацию сероводорода осуществляют вводом в раствор поглотителя сероводорода железный сурик ЖС-7 в количестве 50-70 кг/м³. Выпускается ЖС-7 по ТУ 2123-004-56864391-2009. Так как реакция связывания сульфидов протекает в щелочной среде, то для поддержания щелочности раствора используется триэтаноламин 10-20 кг/м³. Допускается применение других поглотителей сероводорода, известных в буровой практике.

При проходке проницаемых пластов с вероятностью поглощений необходимо использовать кольматанты, например, мел, или диспергированный известняк или мрамор и др. в количестве 100-200 кг/м³. Количество и тип кольматантов могут корректироваться в зависимости от интенсивности поглощения. При проведении испытаний использовался мел, выпускаемый по ТУ 5743-004-25745876-2000.

Катионный полимер полиэлектролит Силфок2540С, в настоящее время, широко используется на месторождениях ПАО «Газпром» и ПО «РУП Белоруснефть». Допускается использование других марок катионных полимеров из класса Полидадмахов, например, ВПК-402. Катионный полимер полиэлектролит Силфок2540С выпускается по ТУ 2227-001-92802291-2013 ООО «Силвер», г. Стерлитамак, Республика Башкортостан. Для катионного полимера Силфок2540С концентрация составляет 0,8-1,6 мас. %.

В качестве глинопорошка могут использоваться различные марки: ПБМА, ПБМВ, ПБМГ, которые выпускаются в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», или ТУ 39-0147001-105-93 производитель ООО «Бентонит Кургана». Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от плотности бурового раствора, причем чем выше требуемая плотность, тем ниже концентрация глинопорошка. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет 1,4-2,7 мас. %.

Применение модифицированного крахмала Реамил обеспечивает снижение показателя фильтрации, повышение крепящих свойств раствора за счет увеличения водородных связей между частицами неустойчивой породы. Допускается применение различных марок крахмала. Для модифицированного крахмала Реамил по ТУ 2458-026-14023401-2012 производство НПО «Химпром» г. Пермь концентрация составляет 1,4-2,0 мас. %.

Дополнительное усиление крепящих свойств раствора возможно путем ввода углеводородных компонентов, обеспечивающих заполнения ячеек водородных сеток.

Перевод на соленасыщеный (высокоминерализованный) поликатионный раствор производится вводом технической соли до насыщения, что составляет 21-25 мас. %, т.е. количество соли определяется исходя из насыщения водной фазы солью, что обеспечивает предотвращение растворение соленосных пород на стенках скважины. Для засолонения применяется техническая соль галит ГОСТ 4233-77 или ТУ 2111-004-00352851-05.

Высокомолекулярный загущающий биополимер ксантановый модифицированный Гламин производство НПО «Химпром» г. Пермь по ТУ 2458-001-14023401-2008. Он обладает высокой загущающей способностью при низких концентрациях. Биополимер Гламин позволяет получать буровые растворы с низким содержанием твердой фазы и великолепными псевдопластическими характеристиками. Он совместим с другими реагентами предлагаемого бурового раствора. Для биополимера Гламин производство НПО «Химпром» г. Пермь по ТУ 2458-001-14023401-2008 концентрация составляет 0,14-0,27 мас. %. Допускается использование других марок биополимера.

Технологические показатели прототипа и предлагаемого раствора приведены в Таблице.

Примечание: * растворы после 36 ч термостатирования при 100°С

Вспенивание бурового раствора подавляется обработкой общеулучшающим флотореагентом Оксаль Т-92, который также частично позволяет нейтрализовать сероводород. Кроме того, флотореагент Оксаль Т-92 обеспечивает улучшение смазочных свойств раствора, эффективно снижает коэффициент трения и не оказывает негативного влияния на свойства бурового раствора. Флотореагент Оксаль Т-92 выпускается по ТУ 2452-029-05766801-2016 ПАО «Нижнекамскнефтехим». Для реагента Оксаль Т-92 концентрация составляет 0,7-2,1 мас. %.

В Таблице приняты следующие сокращения и обозначения: глин. - глинопорошок бентонитовый; БП - биополимер Гламин; крахмал - модифицированный крахмал Реамил; триэтаноламин - ТЭ, ρ - плотность раствора, г/см³; ПФ - показатель фильтрации по API, см³ за 30 мин; η_пл - пластическая вязкость, мПа*с; τ₀ - динамическое напряжение сдвига, Па; CHC_1/10 - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин, соответственно, дПа.

Из Таблицы видно, что снижение концентрации глинопорошка менее 1,4%, Силфок2540С менее 0,8%, модифицированного крахмала Реамил менее 1,4%, биополимера Гламин менее 0,14%, Т-92 менее 0,7% не позволяет получить глинистые суспензии с удовлетворительными структурно-реологическими показателями и показателем фильтрации (табл., п. 3). Такие буровые растворы после утяжеления баритом теряют седиментационную устойчивость, что приводит к снижению плотности со всеми вытекающими последствиями (табл., п. 3.1). Увеличение содержания основных компонентов (глинопорошка, Силфок2540С, модифицированного крахмала Реамил и биополимера Гламин) приводит к перерасходу реагентов без улучшения показателей раствора и росту реологии, как у прототипа (табл., п. 8, 8.1).

На примере строительства скважины №632 Астраханского ГКМ покажем использование соленасыщенного поликатионного бурового раствора с высокой плотностью при глушении рапы.

Исходные данные по скважине: 2-я техническая колонна диаметром 244,5×250,8 мм спущена на глубину 3679 м при забое 3855 м. Профиль скважины: вертикальный. Температура на глубине 2640 м - 61°С, 3855 м - 101°С.

После цементирования 245 мм обсадной колонны во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) началось проявление рапы. Было принято решение по глушению рапопроявления путем поэтапного замещения жидкости в стволе скважины на утяжеленный раствор с дальнейшим поэтапным утяжелением до максимальной плотности 2,40-2,45 г/см³.

Работы по приготовлению раствора плотностью 2,40-2,45 г/см³ и глушению рапы с переводом скважины на утяжеленный Катбурр проведены в полном объеме. Всего было приготовлено 320 м³ утяжеленного соленасыщенного поликатионного раствора плотностью 2,40-2,45 г/см³.

Готовый раствор имел следующие показатели:

- плотность, г/см³ 2,40-2,45 - условная вязкость, с 180-200; - пластическая вязкость, мПа*с 75-90; - ДНС, Па 35-45; - СНС_1/10, дПа 70-80/130-150; - показатель фильтрации, см³ 2-3; - водородный показатель ≈8; - стабильность, г/см³ 0,00.

После глушения рапы проведены работы ГИС. Доход прибора АКЦ до 3633 м, МИД и ПТС до 3640 м.

В процессе проведения работ утяжеленный Катбурр проявил исключительную седиментационную устойчивость в условиях скважины под воздействием высокой температуры и на поверхности в емкостях.

Приготовление соленасыщенного поликатионного раствора плотностью 2,40-2,45 г/см³ осуществлялось путем разбавления имеющегося раствора для снижения концентрации глинистой фазы и полимеров и утяжеления баритом до требуемой плотности.

В лабораторных условиях соленасыщенный поликатионный раствор готовится на основе свежей глинистой суспензии следующим образом: в воду при перемешивании последовательно вводят бентонитовый глинопорошок, соль NaCl до насыщения, Силфок2540С, биополимер Гламин, модифицированный крахмал Реамил, оксаль Т-92. Количество компонентов не должно выходить за рамки допускаемых значений. Далее после тщательного перемешивания производят утяжеление до требуемой плотности вводом барита. Приготовление соленасыщенного утяжеленного раствора завершается после ввода барита и перемешивания до равномерного распределения компонентов в объеме раствора.

При необходимости вводят кольматанты (мел, диспергированный известняк, мраморная крошка) в количестве 50-200 кг/м³, нейтрализатор сероводорода (ЖС-7, оксид марганца, карбонат цинка и др.), углеводородные компоненты, обеспечивающих усиление крепящей способности раствора и т.д.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов. Технический результат - получение соленасыщенного высокоплотного бурового раствора с улучшенными структурно-реологическими показателями, устойчивого к воздействию агрессивных факторов. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 1,4-2,7; катионный полимер Силфок-2540С 0,8-1,6; высокомолекулярный загущающий ксантановый биополимер Гламин 0,14-0,27; модифицированный крахмал Реамил 1,4-2,0; хлорид натрия 21-25; флотореагент оксаль Т-92 0,7-2,1; воду - остальное; барит 430-1700 кг/м³ сверх 100 мас.%. Барит используют в количестве 430-1130 кг/м³ для получения плотности бурового раствора 1,50-2,00 г/см³, в количестве от более 1130 до 1700 кг/м³ для получения плотности бурового раствора от более 2,00 до 2,40 г/см³. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, соль - хлорид натрия, флотореагент оксаль Т-92, биополимер, крахмал, катионный полимер, утяжелитель барит, отличающийся тем, что в качестве катионного полимера содержит Силфок-2540С, в качестве биополимера - высокомолекулярный загущающий ксантановый биополимер Гламин, в качестве крахмала - модифицированный крахмал Реамил при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 1,4-2,7 Силфок-2540С 0,8-1,6 Биополимер Гламин 0,14-0,27 Модифицированный крахмал Реамил 1,4-2,0 Хлорид натрия 21-25 Флотореагент Оксаль Т-92 0,7-2,1 Вода остальное Барит 430-1700 кг/м³ сверх 100 мас.%

2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что барит используют в количестве 430-1130 кг/м³ бурового раствора для получения плотности бурового раствора 1,50-2,00 г/см³, в количестве от более 1130 до 1700 кг/м³ бурового раствора для получения плотности бурового раствора от более 2,00 до 2,40 г/см³.

3. Буровой раствор по п. 1 или 2, отличающийся тем, что для бурения в условиях сероводородной агрессии дополнительно сверх 100 мас.% содержит триэтаноламин 10-20 кг/м³ бурового раствора и нейтрализатор сероводорода железный сурик ЖС-7 в количестве 50-70 кг/м³ бурового раствора.

4. Буровой раствор по п. 1 или 2, отличающийся тем, что для бурения в разрезе поглощающих пластов дополнительно сверх 100 мас.% содержит кольматант - мел, или диспергированный известняк, или мрамор в количестве 50-200 кг/м³ бурового раствора.