Буровой раствор Российский патент 2023 года по МПК C09K8/08 C09K8/38 

Изобретение относится к бурению газовых и нефтяных скважин, в том числе к разработке композиций буровых растворов низкой плотности для вскрытия трещиноватых интервалов с аномально низкими пластовыми давлениями.

Известен безглинистый эмульсионный буровой раствор, применяемый для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением, а также трещиноватых пород с большим углом залегания, склонными к осыпям и обвалам, набуханию, диспергированию и кавернообразованию, в состав которого входят биополимер ксантанового типа, углеводородная основа, технологические добавки и водная фаза (RU 2698389 С1, «Высокоингибированный безглинистый эмульсионный буровой раствор», дата приоритета - 26.10.2018, патентообладатель - Общество с ограниченной ответственностью "НАЦИОНАЛЬНАЯ СЕРВИСНАЯ КОМПАНИЯ" (RU)). Известный буровой раствор обладает высокими триботехническими свойствами, низкими фильтрационными свойствами, высокой термостабильностью, а также высокой стабильностью во времени (сут.) и высокими технико-экономическими показателями бурения, что приводит к увеличению скорости бурения и проходки на долото, и как следствие, снижению сроков строительства скважины.

Недостатком известного бурового раствора является отсутствие возможности оперативного регулирования нижнего предела диапазона плотностей, что значительно снижает граничные условия эффективности его применения.

Известен безглинистый буровой раствор для бурения нефтяных и газовых скважин, в состав которого входят биополимер ксантанового типа, реагент гидрофобизирующий и вода, а также смазывающая добавка при необходимости (RU 2661172 С2, «БУРОВОЙ РАСТВОР», дата приоритета - 28.08.2015, патентообладатель - Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" (RU)).

Недостатком известного бурового раствора является высокая вероятность поглощений при бурении интервалов с аномально низким пластовым давлением (АНОД).

Технической задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является создание бурового раствора для вскрытия пластов с АНПД, предотвращающего развитие катастрофических поглощений, и при этом обладающего низкой плотностью, составляющей от 800 до 1000 кг/м³.

Технический результат, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, состоит в нивелировании недостатков аналогов, сокращении времени строительства скважин и уменьшении затрат на материалы для борьбы с поглощениями за счет отсутствия катастрофических поглощений во время бурения, а также сохранении фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора за счет применения пенной структуры заявленного бурового раствора с биоразлагаемым кольматантом.

Заявленный технический результат достигается за счет разработки бурового раствора, в состав которого входят понизитель фильтрации и стабилизатор бурового раствора - биополимер на основе ксантановой камеди Биоксан, реагент гидрофобизирующего действия на основе три(2-гидроксиэтил)амина и пропан-1,2-диола - Полифоб, вещество на основе гексагидро-1,3,5-трис(2-гидроксиэтил)-8-триазина для предотвращения деградации и разложения бурового раствора при длительном применении - Полибакцид, пенообразующие комплексные компоненты - комплекс на основе 1-гидроксиэтилендифосфоновой кислоты Полифоскор и композиция на основе алкил С_10-16N,N-диметил-N-бензиламмоний хлорида - Полипрон-4, биоразлагаемый кольматант и понизитель фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов - торфощелочной реагент Полигум, а также пенообразующий компонент - органоминеральный комплекс поверхностно-активных веществ на основе 2-гидрокси-1,2,3-пропантрикарбоновой кислоты и трисульфата дижелеза - Полиреоцит, при следующем соотношении компонентов, мас., %: Биоксан: 0,25-0,50; Полифоб: 0,8-1,0; Полибакцид: 0,05-0,10; Полифоскор: 0,05-0,10; Полипрон-4: 0,1-0,2; Полигум: 4,5-6,5; Полиреоцит: 0,3-0,5; вода: остальное.

Используемые для приготовления заявленного бурового раствора компоненты обладают следующими характеристиками:

- Биоксан (ТУ 2454-025-97457491-2010), являющийся понизителем фильтрации и стабилизатором бурового раствора, обладает тиксотропными и псевдопластичными свойствами, используется в качестве загущающего биополимера на основе ксантановой камеди;

- Полиреоцит (ТУ 2458-094-97457491-2013, РПБ №97457491-20-74543), регулятор вязкости, флокулянт, являющийся пенообразующим компонентом. Представляет из себя органоминеральный комплекс поверхностно-активных веществ на основе 2-гидрокси-1,2,3-пропантрикарбоновой кислоты и трисульфата дижелеза;

- Полифоб (ТУ 2458-068-97457491-2012, РПБ №97457491-20-59.068), являющийся реагентом гидрофобизирующего действия на основе три(2- гидроксиэтил)амина и пропан-1,2-диола. Представляет собой гидрофобизатор многоцелевого действия для химической обработки буровых растворов, образует на поверхности защищаемых конструкций бесцветную полиалкилсиликоновую пленку, прочно химически связанную с защищаемым материалом, а также повышает морозостойкость, атмосферостойкость, долговечность и обеспечивает защиту от обрастания грибками и плесенью;

- Полигум, являющийся комбинированным реагентом и понизителем фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов, представляет собой торфощелочной реагент, обладающий кольматирующим действием и являющийся, по сути, биоразлагаемым кольматантом. Технология приготовления реагента Полигум заключается в щелочном гидролизе исходного сырья (сушеного торфа) 2%-ным раствором едкого натрия при нагревании смеси до 80°С в течение 4-5 часов в смесителе с нагревательным устройством и установленным лопастным перемешивателем, приводящимся в действие электродвигателем. При производстве реагента Полигум используется смешение различных фракций исходного сырья в пропорциях, обеспечивающих наиболее широкий диапазон размеров частиц. Такой разнофракционный состав реагента позволяет получать наиболее эффективное снижение фильтрации бурового раствора;

- Бактерицид полибакцид на основе гексагидро-1,3,5-трис(2-гидроксиэтил)-8-триазина (ТУ 2458-092-97457491-2013, РПБ №97457491-20-65890) используется для предотвращения деградации и бактериального разложения бурового раствора на водной основе при длительном применении;

- Полипрон-4 (ТУ 2458-049-97457491-2011, ПБ №97457491.20.049), брейкерная композиция на основе хелатообразующих соединений и вспомогательных веществ - алкил С_10-16N,N-диметил-N-бензиламмоний хлорида, предназначена для эффективного снижения кольматации продуктивного пласта-коллектора при вскрытии его системами буровых растворов на водной основе;

- Полифоскор (ТУ 2458-087-97457491-2013, РПБ №97457491.20.59087), комплекс на основе 1-гидроксиэтилендифосфоновой кислоты. Предназначен для снижения вязкостных характеристик буровых растворов на водной основе, является эффективным дефлокулянтом, способствует нейтрализации щелочи и ионов кальция и магния.

Заявленный буровой раствор обеспечивает изоляцию катастрофических поглощений промывочной жидкости (бурового раствора) при бурении скважины. По степени интенсивности поглощения делятся на частичные, интенсивные (полные) и катастрофические. Ключевыми физическими параметрами, определяющими выбор бурового раствора для изоляции катастрофических поглощений, являются фильтрация или фильтратоотдача (до 10 мл/30 мин) и возможный диапазон регулирования плотности. Если при частичном или полном поглощении превалирующим показателем эффективности буровых растворов является минимальная фильтрация раствора, то при катастрофическом поглощении основополагающим является диапазон плотностей, а точнее - нижняя граница регулировки плотности. То есть, чем ниже нижняя граница плотности бурового раствора, тем шире возможности по ее снижению в условиях возникновения катастрофических поглощений. Это, в свою очередь, создает условия для более эффективного снижения гидростатического противодавления на поглощающий пласт и нивелирует негативные последствия возникновения поглощений, что выражается в предупреждении потенциально больших объемов потерь бурового раствора и существенном снижении затрат. Кроме этого низкая граница по регулировке плотности бурового раствора, применимого при бурении в условиях поглощений, важна еще с точки зрения обеспечения времени на реализацию мероприятий по ликвидации поглощений, что также ведет к снижению затрат непроизводительного времени.

Кроме того, показателями эффективности бурового раствора для изоляции катастрофических поглощений и для вскрытия трещиноватых интервалов с АНПД являются такие основные характеристики бурового раствора, как низкая условная вязкость, низкое статическое напряжение сдвига (СНС), низкая пластичная вязкость, низкая фильтратоодача композиции и высокое значение рН состава. Здесь следует отметить следующее.

Минимальное значение условной вязкости бурового раствора снижает энергетические затраты на его циркуляцию, улучшает очистку забоя за счет возможности реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшает потери давления в кольцевом пространстве скважины.

Наименьший показатель фильтратоотдачи (до 10 мл/30 мин) способствует минимальной степени гидратации глинистых частиц пропластков, тем самым снижая степень их диспергирования в буровом растворе и возможность неконтролируемого увеличения реологических параметров.

Минимальное значение СНС способствует более эффективной очистке бурового раствора от шлама на поверхности, снижает величину импульсов давления на забой и стенки скважины при запусках буровых насосов, снижается вероятность гидроразрыва пласта и поглощений бурового раствора.

Минимальные значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига (ДНС) способствуют более эффективной очистке ствола скважины от выбуренной породы, а также увеличению гидромониторного действия долота.

Наибольшее значение рН позволяет более эффективно воздействовать полимерным реагентам на реологические характеристики бурового раствора.

Испытания по определению оптимального компонентного и количественного состава бурового раствора проводились в два этапа. На первом этапе были приготовлены три партии буровых растворов, отличающихся количеством составляющих компонентов. Приготовление всех партий проводилось по общему алгоритму, в соответствие с которым все компоненты при нормальных условиях и перемешивании добавляют в воду.

В таблице представлены количественные соотношения компонентов и результаты сравнения основных характеристик бурового раствора, полученного на их основе, влияющих на эффективность при вскрытии трещиноватых интервалов с АНПД. Наиболее оптимальным составом по величине плотности бурового раствора для достижения технического результата является буровой раствор №2, обладающий минимальной плотностью и оптимальными реологическими параметрами.

На втором этапе испытаний оптимальный из вышеуказанных составов сравнивали с буровым раствором по патенту RU 2661172 С2. Результаты сравнения приведены в таблице, откуда следует, что основными характеристиками бурового раствора, обусловливающими его эффективность при вскрытии трещиноватых интервалов с АНПД, обладает заявленный буровой раствор, как имеющий более низкую плотность и коэффициент фильтратоотдачи.

Стоит отметить, что не только показатель плотности и фильтратоотдачи являются основными показателями эффективности, но и другие реологические характеристики бурового раствора должны находится в технически оправданных пределах (граничные условия основных показателей приведены в таблице) и быть сопоставимы с буровым раствором по аналогу - патенту RU 2661172 С2, обеспечивая при этом значительное потенциальное снижение нижней границы плотности, расширяя диапазон регулировки допустимых параметров и обеспечивая высокую технологичность бурового раствора при борьбе с катастрофическими поглощениями.

Использование заявленного бурового раствора обеспечивает сокращение времени строительства скважины и уменьшение затрат на расходные материалы для борьбы с поглощениями за счет предупреждения возникновения катастрофических поглощений во время бурения, что достигается сохранением фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора при использовании в составе бурового раствора биоразлагаемого полимера и кольматирующего наполнителя. Кроме того, высокое содержание водорастворимых солей гуминовых кислот способствует образованию устойчивой аэрированной системы с низкой плотностью, обеспечивая низкую вероятность поглощений в процессе бурения интервалов с АНПД. Так же использование заявленного бурового раствора обеспечивает длительное сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора за счет применения бурового раствора с биоразлагаемым кольматантом, имеющего пенную структуру.

Изобретение относится к бурению газовых и нефтяных скважин, а именно к разработке композиций буровых растворов низкой плотности для вскрытия трещиноватых интервалов с аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - сокращение времени строительства скважин, отсутствие катастрофических поглощений во время бурения, сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора. Буровой раствор содержит, мас.%: понизитель фильтрации и стабилизатор бурового раствора - биополимер на основе ксантановой камеди Биоксан 0,25-0,50; реагент гидрофобизирующего действия на основе три(2-гидроксиэтил)амина и пропан-1,2-диола - Полифоб 0,8-1,0; вещество на основе гексагидро-1,3,5-трис(2-гидроксиэтил)-s-триазина для предотвращения деградации и разложения бурового раствора при длительном применении - Полибакцид 0,05-0,10; пенообразующий комплекс на основе 1-гидроксиэтилендифосфоновой кислоты - Полифоскор 0,05-0,10; пенообразующая композиция на основе алкил С_10-16N,N-диметил-N-бензиламмоний хлорида - Полипрон-4 0,1-0,2; биоразлагаемый кольматант и понизитель фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов - торфощелочной реагент Полигум 4,5-6,5; пенообразующий органоминеральный комплекс поверхностно-активных веществ на основе 2-гидрокси-1,2,3-пропантрикарбоновой кислоты и трисульфата дижелеза - Полиреоцит 0,3-0,5; вода остальное. 1 табл.

Буровой раствор, в состав которого входят понизитель фильтрации и стабилизатор бурового раствора - биополимер на основе ксантановой камеди Биоксан, реагент гидрофобизирующего действия на основе три(2-гидроксиэтил)амина и пропан-1,2-диола - Полифоб, вещество на основе гексагидро-1,3,5-трис(2-гидроксиэтил)-s-триазина для предотвращения деградации и разложения бурового раствора при длительном применении - Полибакцид, пенообразующие комплексные компоненты - комплекс на основе 1-гидроксиэтилендифосфоновой кислоты - Полифоскор и композиция на основе алкил С_10-16N,N-диметил-N-бензиламмоний хлорида - Полипрон-4, биоразлагаемый кольматант и понизитель фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов - торфощелочной реагент Полигум, а также пенообразующий компонент - органоминеральный комплекс поверхностно-активных веществ на основе 2-гидрокси-1,2,3-пропантрикарбоновой кислоты и трисульфата дижелеза - Полиреоцит при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Биоксан 0,25-0,50 Полифоб 0,8-1,0 Полибакцид 0,05-0,10 Полифоскор 0,05-0,10 Полипрон-4 0,1-0,2 Полигум 4,5-6,5 Полиреоцит 0,3-0,5 Вода Остальное.