Гипсоизвестковый буровой раствор на формиате натрия Российский патент 2024 года по МПК C09K8/08 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ингибированным буровым растворам, которые применяются при бурении вертикальных и горизонтальных участков скважин, в том числе сложенных неустойчивыми набухающими аргиллитами и глинами, склонными к обвалообразованию, а также продуктивных пластов.

Известен утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор (патент RU № 2655276, МПК С09К 8/20, опубл. 24.05.2018), применяемый для вскрытия пластов в условиях высоких пластовых давлений и температур, характеризующийся тем, что содержит, мас. %: формиат натрия 37-42; полисахарид ксанатанового типа «StabVisco-F» 0,27-0,32; модифицированный крахмал «МК-3» 0,84-1,06; гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11 0,69-1,01; смазывающую добавку «Экстра-С» 1,63-1,97; воду - остальное, утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель до плотности 1900-2600 кг/м³ сверх 100 мас.%.

Недостатком известного бурового раствора является его невысокая эффективность при бурении наклонно-направленных и горизонтальных стволов, связанная с тем, что он предназначен для бурения зон с аномально-высокими пластовыми давлениями, в связи с чем он имеет очень высокую плотность. Также недостатком данного бурового раствора является его высокая стоимость.

Также известен солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов (патент RU № 2277570, МПК С09К 8/04, опубл. 10.06.2006), 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.

Недостатком известного бурового раствора является то, что он имеет слишком большую пластическую вязкость и фильтрацию, а также избыточное содержание материала, предназначенного для контроля фильтрации.

Также известен высокоминерализованный безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных коллекторов, а также при бурении глин, склонных к разупрочнению при бурении растворами на водной основе и при проводке скважин в соленосных пластах (RU 2277572). Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств сульфацелл при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 9-30, сульфацелл 2-3, мраморный порошок 0-12, вода - остальное. Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор может дополнительно содержать в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20 в количестве 0,2-0,4 мас.% от массы бурового раствора.

Недостатками известного раствора являются низкая псевдопластичность и невысокие смазочные свойства, что не позволяет его эффективно использовать при бурении наклонно-направленных и горизонтальных стволов.

Наиболее близким является ингибированный буровой раствор (патент RU № 2737823, МПК С09К 8/08, опубл. 12.03.2020), не подвергающийся ферментативному разложению полисахаридных составляющих раствора для бурения скважин, с повышенной способностью очистки ствола скважины, ингибирования набухания глинистых сланцев, содержащий компоненты, мас.%: соду каустическую 0,15-0,2; биополимер ксантанового ряда 0,25-0,3; крахмальный реагент 3-4; формиат натрия 20-35; стекло жидкое 1,5-2; смазывающую добавку 0,5-1,0; бактерицид 0,1-0,2; пеногаситель до 0,03; мраморную крошку до требуемой плотности; воду пресную - остальное.

Главным недостатком данного бурового раствора является его высокая стоимость, сопряженная с коротким периодом стабилизированного состояния бурового раствора, ввиду присутствия в буровом растворе в качестве одного из ингибиторов «Жидкого стекла», способствующего полному высаждению ионов кальция в буровом растворе и тем самым ускорению процесса развития карбонатного/бикарбонатного загрязнения, требующего дополнительных затрат на поддержание регламентируемых параметров. Также недостатком является то, что компонент - жидкое стекло негативно воздействует на продуктивный пласт, а именно - ведет к закупориванию продуктивного пласта, снижению дебита скважин и невозможность многократного использования бурового раствора ввиду его биоразложения.

Техническим результатом является разработка бурового раствора, позволяющего сохранить целостность продуктивного пласта в интервалах слабосцементированных пород и в неустойчивых глинистых отложениях, в том числе представленных ненабухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, достигая бурением проектного забоя без осложнений, сохранить качество отбираемого керна, снизить риски экологического загрязнения ввиду применения биоразлагаемых материалов.

Технический результат достигается предлагаемым гипсоизвестковым буровым раствором на основе формиата натрия, содержащим биополимер ксантанового ряда, крахмальный реагент, формиат натрия, смазочную добавку, бактерицид, карбонатный утяжелитель - мраморную крошку и воду.

Новым является то, что раствор дополнительно содержит гипс, буровой реагент «ФХЛС», известь гашеную, полианионную целлюлозу ПАЦ «ХимПАК», ингибирующую композицию Ингидол ДТ при следующем соотношении компонентов, % мас.:

Формиат натрия 8,287 Бактерицид 0,083 Крахмальный реагент2,072 Крахмальный реагент2,072 ПАЦ0,166 ПАЦ0,166 Биополимер0,166 Биополимер0,166 Ингидол ДТ0,041 Ингидол ДТ0,041 Карбонатный утяжелитель 17,404 Смазочная добавка0,829 Смазочная добавка0,829 Гипс0,829 Гипс0,829 Буровой реагент «ФХЛС» 0,414 Известь гашеная0,095 Известь гашеная0,095 Вода 69,614.

На чертеже представлен график набухания аргиллитов со временем в гипсоизвестковом буровом растворе на формиате натрия.

Для приготовления гипсоизвесткового бурового раствора на формиате натрия применяют следующие реагенты.

Формиат натрия - формиат натрия технический по ТУ 2432-011-00203803-2014, кристаллический порошок белого цвета с массовой долей формитата натрия - не менее 95 % (марка А) и массовой долей воды - не более 1 %; кристаллический слеживающийся порошок белого или серого цвета (допускается зеленоватый оттенок) с массовой долей формитата натрия - не менее 90 % (марка Б, С) и массовой долей воды - не более 6 %.

Бактерицид многофункциональный «Биоцидол» по ТУ 2458-008-14023401-2012 с изм. № 1-4 представляет собой жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета без видимых механических примесей со специфическим запахом плотностью при 20 °С - 1,00-1,10 г/см³, рН 1%-го водного раствора - 6,0.

Известь гашеная (гидратная), строительная, воздушная, кальциевая, без добавок по ГОСТ 9179-2018.

Крахмальный реагент - крахмал модифицированный «РЕАМИЛ» по ТУ 2458-026-14023401-2012 с изм. № 1-9, однородный порошок белого цвета, допускается желтоватый и розоватый оттенок, с характерным запахом, с массовой долей влаги не более 10,8 %, рН 1 %-ого водного раствора - 6,8.

Полианионная целлюлоза (ПАЦ) «ХимПАК» марки Н по ТУ 2458-005-14023401-2011 с изм. № 1-8, порошкообразный, мелкозернистый, содержащий волокна материал от белого до кремового цвета, с массовой долей влаги не более 6,5 %, рН 0,5 %-ого водного раствора - 7,4, эффективная вязкость - не более 23,2 сПз.

Биополимер - биополимер ксантановый модифицированный «ГЛАМИН» по ТУ 2458-001-14023401-2008 с изм. № 1-3, порошок от белого до светло кремового цвета с содержанием влаги - не более 13,0 %, вязкостью при 300 об/мин - не менее 12,0 сР.

Ингидол ДТ - ингибирующая композиция для буровых растворов «Ингидол» марки ДТ по ТУ 2458-018-14023401-2010 с изм. № 1-5, вязкая жидкость от коричневого до светло-желтого цвета с рН - не менее 9,0.

Карбонатный утяжелитель - мраморная крошка (микрокальцит) МК-80 по ТУ 08.11.11-003-82101759-2017, насыпной объем, не менее 0,70 дм³/кг, массовая доля основного вещества СаСО₃ - не менее 96 %.

Смазочная добавка для буровых растворов «Лубрикон» по ТУ 2458-023-14023401-2016, вязкая жидкость от черного до темно-коричневого цвета с температурой застывания не выше 15 °С, показателем рН - не более 8,9.

Гипс - вяжущее гипсовое для буровых растворов по ТУ 23.52-020-21151476-2017 с изм.

Реагент буровой «ФХЛС» по ТУ 20.59.59-178-14023401-2018 с изм. № 1-5, феррохромлигносульфонат, порошок от светло-коричневого до коричневого цвета, растворимость - не менее 93 %, массовая доля воды - не более 2,7 %, рН 1 %-ого водного раствора - не менее 7,0.

Предлагаемый гипсоизвестковый буровой раствор на формиате натрия (ГИБР-3) представляет собой модификацию безглинистого биополимерного солевого ингибированного бурового раствора с вытекающей из этого областью применения. Область применения данного бурового раствора подразумевает его использование при бурении вертикальных и горизонтальных участков (в том числе сложенными неустойчивыми аргиллитами), а также продуктивных пластов. В качестве ингибирующих ингредиентов выступают: известь гашеная, гипс, формиат натрия, Ингидол ДТ.

Предлагаемый гипсоизвестковый буровой раствор на основе формиата натрия содержит биополимер ксантанового ряда, крахмальный реагент, формиат натрия, смазочную добавку, бактерицид, карбонатный утяжелитель - мраморную крошку и воду. Буровой раствор дополнительно содержит гипс, буровой реагент «ФХЛС», известь гашеную, полианионную целлюлозу ПАЦ «ХимПАК», ингибирующую композицию Ингидол ДТ.

Рецептура предлагаемого бурового раствора представлена в таблице.

Таблица 1. Рецептура бурового раствора

№ Наименование реагента Расход, г/л %, мас. 1 Вода 840 69,614% 2 Формиат натрия 100 8,287% 3 Бактерицид 1 0,083% 4 Крахмальный реагент 25 2,072% 5 ПАЦ Низковязкий 2 0,166% 6 Биополимер 2 0,166% 7 Ингидол ДТ 0,5 0,041% 8 Карбонатный утяжелитель 210 17,404% 9 Смазочная добавка 10 0,829% 10 Гипс 10 0,829% 11 Буровой реагент ФХЛС 5 0,414% 12 Известь гашеная 1 0,095%

Показатели свойств бурового раствора замерены согласно ГОСТ 33213-2014 (ISO 10414-12008) «Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях» и представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Замеренные параметры РВО

№ Параметры раствора Сутки после приготовления 1 3 1 Плотность, кг/м³ 1190 1210 2 Условная вязкость по ВБР-1, сек 100 85 3 Фильтрация, см³/30 мин 2 1,2 4 pH 10,30 9,97 5 ρ, Ом⋅м 0,156 0,150 6 Пластическая вязкость, мПа·с 28,3 31,7 7 ДНС, дПа 104 138 8 СНС_10/10, дПа 24/67 28/80 9 Показания Ofite 800 при 3 об/мин 8,5 4,8 10 Показания Ofite 800 при 6 об/мин 10,1 7,0 11 К, мм 0,1 0,1 12 КТК, угол 4°0´ 3°0´ 13 Ca²⁺, мг/л 3200 3600 14 Mg²⁺, мг/л 480 280 15 Cl^-, мг/л 5000 4000* 16 Набухание**, % - 15,3 * изменения вызваны улучшением осмотических свойств фильтрационной корки.

Гипс, известь, формиат натрия, ингидол ДТ являются по отдельности ингибиторами набухания глин, при использовании их в композиции эти компоненты показали себя в буровом растворе одной стабильной системой бурового раствора. Гипс совместно с известью является источником ионов кальция, которые ингибируют набухание глин. При этом при их совместном использовании образуется буферный раствор, что стабилизирует рН системы.

В качестве разжижающего и термостабилизирующего компонента выступает буровой реагент «ФХЛС», что позволяет реологическим параметрам оставаться в регламентируемых диапазонах при высоких температурах. Предлагаемый гипсоизвестковый буровой раствор (ГИБР-3) после попадания пластовых вод во время бурения остается стабильным, что позволяет исключить дополнительные обработки по поддержанию параметров.

От реологических свойств (вязкости) зависит качество очистки ствола скважины от выбуренной породы, однако слишком большая вязкость увеличивает гидродинамическое давление и затраты энергии на прокачивание раствора. Для увеличения плотности бурового раствора используется карбонатный утяжелитель - МК-80, для увеличения вязкости - Биополимер (Гламин). На чертеже видно, что в предлагаемом буровом растворе кыновские аргиллиты набухают медленнее и в меньшей степени, чем в воде. Это говорит об ингибирующих свойствах бурового раствора.

Таким образом, предлагаемый гипсоизвестковый буровой раствор ГИБР-3 позволяет сохранить целостность ствола в интервалах слабосцементированных пород и в неустойчивых глинистых отложениях, в том числе представленных ненабухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, достигая бурением проектного забоя без осложнений, позволяет сохранить качество отбираемого керна, не влияя на его параметры, а также снизить риски экологического загрязнения ввиду применения всех биоразлагаемых материалов.

Гипсоизвестковый буровой раствор на формиате натрия в лабораторных условиях готовят следующим образом.

Мерным цилиндром отмеряют 840 см³ водопроводной воды, переливают в мерную кружку номинальной вместимостью 2000 см³. Взвешивают 100 г формиата натрия, добавляют к воде и перемешивают в течение 10 мин. на 600-2000 об/мин. Шприцом вводят 1 см³ бактерицида. Перемешивают в течение 1 мин на 600-2000 об/мин. Взвешивают 25 г крахмального реагента, медленно добавляют к рассолу, перемешивают в течение 15 мин на 600-2000 об/мин. После этого взвешивают 2 г ПАЦ низковязкий, медленно добавляют к полученному рассолу, перемешивают в течение 15 мин на 600-2000 об/мин. Взвешивают 2 г Биополимера, медленно добавляют к полученному рассолу, перемешивают в течение 30 мин на 600-2000 об/мин. Шприцом вводят 0,5 см³ Ингидол ДТ, перемешивают 1 мин на 600-2000 об/мин. Взвешивают 210 г карбонатного утяжелителя, добавляют к рассолу, перемешивают в течение 30 мин на 600-2000 об/мин. Шприцом вводят 10 см³ смазочной добавки, перемешивают 10 мин на 600-2000 об/мин. Взвешивают 10 г гипса. Медленно добавляют к рассолу и перемешивают 10 мин на 600-2000 об/мин. Взвешивают 5 г бурового реагента ФХЛС и медленно добавляют к рассолу. Перемешивают 10 мин на 600-2000 об/мин. Взвешивают 1 г извести гашеной, добавляют к полученному рассолу. Перемешивают 30 мин на 600-2000 об/мин.

Пример практического применения.

В блоке приготовления бурового раствора приготовили гипсоизвестковый буровой раствор ГИБР-3 следующего состава, % мас.: формиат натрия - 8,287, бактерицид - 0,083, крахмальный реагент - 2,072, ПАЦ - 0,166, биополимер - 0,166, ингидол ДТ - 0,041, карбонатный утяжелитель - 17,404, смазочная добавка - 0,829, гипс - 0,829, буровой реагент ФХЛС - 0,414, известь гашеная - 0,095, вода - 69,614.

Испытания проходили при бурении скважины № 21937.

После приготовления ГИБР-3 в объеме 130 м³ произвели перекачку в рабочую емкость для дальнейшего перевода ствола скважины на буровой раствор. Бурение до 1583 м. Спустили открытый конец бурильной трубы (ОКБТ) для перевода скважины на свежеприготовленный «ГИБР-3». После перевода скважины с глинистого раствора на ГИБР-3 произвели подъем ОКБТ в интервале 1583-0 м. в штатном режиме. Произвели сборку и спуск компоновки низа бурильной колонны в интервале 0-1583 м. без посадок. Бурение под обсадную колонну 146 мм на ГИБР-3 в интервале 1583-1667 м. в режиме: G=4-10тн, Q=34л/с, Р=130-155 атм, Nрот=42 об/мин, Мкр=3-3,5 кН*м Vмех план=15 м/ч, Vмех факт=15 м/ч.

При бурении наблюдался рост ионов хлора Сl- с 600 мг/л до 5000 мг/л, что свидетельствует о попадании пластовых вод в ГИБР-3. При увеличении содержания хлоридов наблюдается только изменение реологических свойств ГИБР-3, остальные параметры остаются в пределах программы промывки. Отмечено, что фильтрация после поступления пластового флюида снизилась с 3,2 мл/30мин до 3 мл/30мин.

Бурение до проектной глубины 1667 м прошло чисто.

Спустили обсадную колонну 178 мм до забоя чисто, без посадок. Цементирование штатно, согласно программе на цементирование.

Для бурения представленного интервала было заготовлено 130 м³ ГИБР-3. Остаток объёма по окончании интервала после двухступенчатого цементирования обсадной колонны хвостовика составил 111 м³.

Вынос выбуренной породы 100 %. Признаков зашламованности ствола, дефицита шлама на системе очистки не отмечено. Во время бурения интервала ствол скважины оставался стабильным, при промывках на виброситах шлам не наблюдался. Общее время после вскрытия Кыновского горизонта до начала цементирования эксплуатационной колонны составило 72 часа. Общее время чистого бурения, интервала на ГИБР-3 составило - 5,38 ч. Общее время промывок во время бурения, в том числе время на замеры телесистемы, составили 5,96 ч. Во время бурения, согласно химическому анализу фильтрата бурового раствора, было выявлено поступление пластового флюида. После чего фиксируется изменение реологических свойств бурового раствора ниже программных значений, по показателю фильтрации можно сказать, что после поступления показатель наоборот снизился до минимального значения, согласно программе промывки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сохранение целостности продуктивного пласта в интервалах слабосцементированных пород и в неустойчивых глинистых отложениях, в том числе представленных ненабухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, достижение проектного забоя бурением без осложнений, сохранение качества отбираемого керна, снижение рисков экологического загрязнения. Гипсоизвестковый буровой раствор содержит, мас.%: формиат натрия 8,287; бактерицид 0,083; крахмальный реагент 2,072; полианионную целлюлозу ПАЦ «ХимПАК» 0,166; биополимер ксантанового ряда 0,166; ингибирующую композицию Ингидол ДТ 0,041: карбонатный утяжелитель - мраморную крошку 17,404; смазочную добавку 0,829; гипс 0,829; буровой реагент «ФХЛС» 0,414; известь гашеную 0,095; воду 69,614. 1 ил., 2 табл.

Гипсоизвестковый буровой раствор на основе формиата натрия, содержащий биополимер ксантанового ряда, крахмальный реагент, формиат натрия, смазочную добавку, бактерицид, карбонатный утяжелитель - мраморную крошку и воду, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит гипс, буровой реагент «ФХЛС», известь гашеную, полианионную целлюлозу ПАЦ «ХимПАК», ингибирующую композицию Ингидол ДТ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Формиат натрия 8,287 Бактерицид 0,083 Крахмальный реагент 2,072 ПАЦ «ХимПАК» 0,166 Биополимер 0,166 Ингидол ДТ 0,041 Карбонатный утяжелитель 17,404 Смазочная добавка 0,829 Гипс 0,829 Буровой реагент «ФХЛС» 0,414 Известь гашеная 0,095 Вода 69,614