ИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ В НЕУСТОЙЧИВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
INHIBITING DRILLING FLUID FOR DRILLING IN UNSTEADY TERRIGENOUS DEPOSITS

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе, используемым преимущественно для строительства горизонтальных скважин при бурении неустойчивых терригенных отложений.
Буровые растворы для строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений должны характеризоваться следующими свойствами:
- низкими показателями фильтрации, высокими ингибирующими и низкими диспергирующими свойствами по отношению к глинистым породам - для обеспечения устойчивости стенок ствола скважины и предотвращения увеличения содержания наработанной твердой фазы в буровом растворе;
- высокими смазочными свойствами - с целью более эффективного доведения нагрузки на долото, снижения момента при бурении и веса бурильного инструмента.
При бурении в интервалах неустойчивых глинисто-аргиллитовых пород применяют буровые растворы, с использованием механизмов ионного и неионного ингибирования гидратации глиносодержащих пород, кольматации микротрещин.
Из уровня техники известен буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах, в состав которого включен монтмориллонитовый глинопорошок, полимер - полианни-онная целлюлоза [1], а также буровой раствор, используемый преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород, содержащий в своем составе высококоллоидальный бентопорошок марки ПБМВ, водорастворимый полимер - катионный коагулянт [2]. Недостатками данных составов является высокое содержание глинистой фазы (10-25% масс.), что может оказывать негативное влияние на механическую скорость бурения и качество вскрытия продуктивных пластов.
10мин
10сек
Известен буровой раствор на водной основе [3] для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, содержащий в своем составе глину, понизитель фильтрации, фосфатидный концентрат, органосиликат натрия. Недостатком состава является повышенные значения коэффициента тиксотропности (прочность геля Gel/Gel≥2), что может привести к высоким ковым давлениям на насосах и гидроразрыву пластов.
Известен буровой раствор, предназначенный для стабилизации глинистых пород [4], содержащий глинопорошок, понизитель фильтрации и талловое масло в качестве стабилизатора сланцев, обеспечивающего устойчивость стенок скважин. Недостатком данного состава является высокое содержание глинистой фазы (до 8% масс.), что может оказывать негативное влияние на качество вскрытия продуктивных пластов, а также большое содержание таллового масла (до 15% мас.), что снижает технологичность приготовления раствора при низких температурах воздуха. Кроме того, такой буровой раствор имеет низкие значения рН, что не позволяет использовать кислоторастворимые кольматанты в его составе.
0
Известен буровой раствор, применяемый в сложных горногеологических условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин, в том числе при вскрытии продуктивного пласта [5]. Данный буровой раствор содержит глину, реагент-стабилизатор, углеводородную гидрофобизирующую фазу, хлорид калия, силикат калия. Недостатком указанного бурового раствора являются: высокие динамическое напряжение сдвига (τ=186-298 дПа) и прочности геля; содержание углеводородной составляющей (2,0-5,0%), что может накладывать экологические ограничения на его применение.
Известен буровой раствор [6] для бурения в обваливающихся породах, содержащий в своем составе глину, реагент-стабилизатор, жидкое стекло, хлористый калий и дополнительно полигликоль, в качестве реагента-стабилизатора содержащий КМЦ, крахмал или полианионную целлюлозу. Недостатками данного раствора являются низкие структурно-реологические свойства и сравнительно невысокие смазочные свойства.
Наиболее близким техническим решением к заявленному составу является буровой раствор для проводки горизонтальных скважин [7], содержащий воду, мел, структурообразователь и гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок», в качестве структурообразователя содержит глинопорошок, полианионную целлюлозу ПАЦ-В и алюмокалиевые квасцы, и дополнительно кремнийорганическую жидкость и калий хлористый при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 2,0-2,5; мел 4,0; полианионная целлюлоза ПАЦ-В 1,0-1,2; алюмокалиевые квасцы 0,15-0,25; гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок» 0,08-0,10; кремнийорганическая жидкость 0,10-0,15; калий хлористый 3,0-3,5; вода - остальное.
Недостатками данного раствора являются низкие ингибирующие и высокие диспергирующие свойства по отношению к глинисто-аргиллитовым породам, низкая устойчивость к воздействию повышенных температур.
Задачей изобретения является повышение термостабильности, повышение ингибирующих и снижение диспергирующих свойств бурового раствора по отношению к глинистым породам, обеспечение низких показателей фильтрации и стабильности параметров в забойных условиях, снижение коэффициента трения.
Указанный технический результат достигается предлагаемым ингибирующим буровым раствором на водной основе, используемым, преимущественно, для строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений, включающим многофункциональный реагент полимерсиликатный POLYSIL Potassium, содержащий в своем составе высокомодульные силикаты натрия и калия, высокомолекулярный полимер акрилового ряда и модифицированный битум, а также комплексный реагент-стабилизатор буровых растворов карболигносульфонат пековый КЛСП, содержащий в своем составе омыленный каустической содой талловый пек, лигносульфонат и карбоксиметилцеллюлозу, и дополнительно включающим ксантановый биополимер, хлористый калий, микрокальцит и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Реагент полимерсиликатный POLYSIL Potassium
1,0-2,0
Карболигносульфонат пековый КЛСП
1,0-4,0
Ксантановый биополимер
0,1-0,2
Калий хлористый
3,0-8,0
Микрокальцит
5,0-10,0
Вода
Остальное
Буровой раствор может дополнительно содержать глинопорошок бентонитовый 1,0-2,0 мас. %
Буровой раствор может дополнительно содержать полианионную целлюлозу низковязкую или высоковязкую 0,1-0,4 мас. %
Применяемый в составе раствора многофункциональный реагент полимерсиликатный POLYSIL Potassium, представляющий собой синергетическую смесь компонентов, при растворении в пресной воде образует пространственные структуры (ассоциаты) устойчивые к солевой агрессии щелочных металлов и действию высоких температур (до 100°С), препятствующие глубокому проникновению раствора в поры и микротрещины, поддерживающие структурно-реологические свойства раствора, ингибирующие увлажнение и разупрочнение глинистых пород на стенках скважины.
Достижение технического результата обеспечивается, по-видимому, благодаря тому, что многофункциональный реагент содержит в своем составе высокомодульные силикаты натрия или калия, полимер и модифицированный битум. При этом каждый компонент выполняет определенную функцию:
1) силикаты натрия и калия - подавляют гидратацию и набухание глин, оказывая крепящее действие на глинистые породы за счет реагирования с двухвалентными ионами, присутствующими в горной породе и в поровой жидкости, с образованием солей кремниевой кислоты в виде гелеобразного осадка, который закупоривает поры и микротрещины;
2) высокомолекулярный полимер акрилового ряда - инкапсулирует выбуренную породу, снижает показатель фильтрации раствора, уменьшает глубину проникновение фильтрата раствора в микротрещиноватые глинистые породы за счет увеличения его вязкости;
3) модифицированный битум - механически блокирует микротрещины в глинистых породах на стенках скважины, образуя на поверхности гидрофобный слой, препятствующий дальнейшему проникновению водной фазы бурового раствора и увеличению порового давления, тем самым предотвращая осыпи и обвалы неустойчивых глинистых пород, вскрываемых стволом скважины под большим зенитным углом, а также гидратацию глин.
Повышение смазочных свойств и термостойкости данного бурового раствора на водной основе достигается применением реагента-стабилизатора буровых растворов - карболигносульфоната пекового КЛСП, содержащего в своем составе омыленный каустической содой талловый пек, лигносульфонат и карбоксиметилцеллюлозу. Добавка данного реагента позволяет раствору формировать тонкую низкопроницаемую фильтрационную корку, обладающую низким коэффициентом трения, что улучшает смазочные свойства бурового раствора и позволяет получить фильтрацию в забойных (термобарических) условиях, сопоставимую с фильтрацией, измеренных в поверхностных условиях.
Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества.
1. Глинопорошок бентонитовый модифицированный ТУ 39-0147001-105-93;
2. Реагент полимерсиликатный POLYSIL Potassium по ТУ 2458-22294077-001-2016;
3. Карбоксилигносульфонат пековый КЛСП по ТУ 2458-002-22195725-2001;
4. Микрокальцит по ТУ5743-002-00288283-2016;
5. Ксантановый биополимер, соответствующий требованиям ISO 13500:2008;
6. Полианионная целлюлоза, соответствующие требованиям ISO 13500:2008;
7. Хлорид калия по ГОСТ 4568-95;
8. В ода техническая.
Из патентной и научно-технической литературы нам не известны буровые растворы, содержащие совокупность указанных выше реагентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.
Для получения заявляемого бурового раствора к 799 г технической воды добавляли 20 г Polysil Potassium и перемешивали в течение 2 ч, затем добавляли 40 г КЛСП, перемешивание производили в течение 2 ч при 1200 об/мин, далее вводили 1 г биополимера, перемешивали 30 минут при 1400 об/мин, далее в раствор вводили калий хлористый - в количестве 60 г и микрокальцит - 80 г и перемешивали в течение 1 ч. После перемешивания получали буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас. %: Polysil Potassium - 2,0; КЛСП - 4,0; биополимер - 0,1; микрокальцит - 8,0; калий хлористый - 6,0; вода - остальное.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора.
0,7
нрнт
пл
0
3
3
В лабораторных условиях исследовали следующие свойства приготовленных заявляемого и известного по прототипу буровых растворов: показатель фильтрации при атмосферных (Ф, см/30 мин) и повышенных термобарических (Ф, см/30 мин) условиях (температура 75°С, давление 3,0 МПа) на соответствующих фильтр-прессах фирмы OFITE; структурно-реологические параметры на вискозиметре OFITE (пластическую вязкость η, мПа⋅с, динамическое напряжение сдвига τ дПа, прочность геля Gel, дПа); смазочные - на тестере смазочных свойств FANN модели 212); ингибирующие - степень набухания на тестере продольного набухания FANN LSM (%); диспергирующие - по степени эрозии шлама (Эш, %) в среде бурового раствора в течение 16 часов с использованием ячеек старения и вальцовой печи FANN по известной методике.
При этом для определения ингибирующих и диспергирующих свойств в исследованиях использовалась натуральная глинистая порода - аргиллит аллевролитовый - со следующим содержанием глинистых минералов: каолинит - 11%, хлорит - 9%, гидрослюда - 17%.
В таблице 1 представлены данные о компонентном составе заявляемого и известного буровых растворов.
В таблице 2 приведены данные о показателях свойствах заявляемого и известного буровых растворов. Параметры растворов замерялись в лаборатории при температуре 25°С два раза: после приготовления и после термостатирования в ячейках старения в вальцовой печи при температуре 100°С в течение 16 ч.
3
Из данных таблицы 2 следует, что заявляемый буровой раствор (составы 1-3), по сравнению с прототипом, характеризуется низкими фильтрационными характеристиками в термобарических условиях, сопоставимыми с показателем фильтрации в поверхностных условиях (для состава №3-5,8 и 4,0 см/30 мин., соответственно); большей термостабильностью (показатель фильтрации, структурно-реологические свойства после воздействия температуры 100°С в течение 16 ч изменяются незначительно).
По ингибирующим свойствам по отношению к глинистым породам, заявляемый раствор значительно превосходит раствор прототипа: степень набухания в первом случае менее 18,4%, что в 1,5 раза ниже чем во втором; эрозия шлама 6,2-8,5%).
Источники информации:
1. Пат. Ф 2704658 Российская Федерация, МПК С09К 8/20. Буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах и способ его получения; заявитель и патентообладатель ООО "НИИ Транснефть" ПАО "Транснефть"; №2017136076, заявл. 11.10.2017; опубл. 11.04.2019, Бюл. 11.
2. Пат. 468057 Российская Федерация, МПК С09К 8/28. Ингибирующий буровой раствор; заявитель и патентообладатель ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»; №2011108177/03, заявл. 02.03.2011; опубл. 27.11.2012, Бюл. №33.
3. Пат. 245895 Российская Федерация, МПК С09К 7/2. Буровой раствор»; заявитель и патентообладатель ОАО «НПО «Бурение».
4. Пат. 541666 Российская Федерация, МПК С09К 8/18. Буровой раствор для стабилизации глинистых пород; заявитель и патентообладатель «Газпром ВНИИГАЗ»; №2013146565/03, заявл. 18.10.2013 опубл. 20.02.2015, Бюл. №5.
5. Пат. 386656 Российская Федерация, МПК С09К 8/28. Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин»; заявитель и патентообладатель ООО «ПермНИПИнефть»; №2008144851/03, заявл. 13.11.2008; опубл.20.04.2010, Бюл. №11.
6. Пат. 163248 Российская Федерация, МПК С09К 7/02. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах; заявитель и патентообладатель АНК «Башнефть»; №98122763/03, заявл. 16.12.1998; опубл. 20.02.2001, Бюл. №5.
7. Пат. 229495 Российская Федерация, МПК С09К 7/02. Буровой раствор; Заявка: заявитель и патентообладатель ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"; №2002120946/03, заявл. 30.07.2002; опубл. 27.05.2004, Бюл. №15.