БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН
DRILLING AGENT FOR DEVIATING HOLES

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к малоглинистым буровым растворам для бурения наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали. Раствор идеально подходит для бурения пологих скважин в активных глинистых и карбонатных породах в различных гидрогеологических условиях, в том числе при прохождении неустойчивых терригенных отложений, высокопроницаемых пород и пород, представленных в значительной степени переувлажненными глинами.
Известен биополимерный буровой раствор (патент РФ №2289603, МПК С09К 8/10, опуб. 20.12.2006 г.), содержащий полимерный понизитель фильтрации, биополимер ксантанового типа, ПАВ, гуматы щелочных металлов, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов, воду. Известный буровой раствор имеет следующие недостатки: сильное вспенивание при бурении, что требует дополнительного введения пеногасителя, содержит большое количество солей (хлоридов), т.е. имеет низкое удельное электрическое сопротивление, что негативно сказывается при проведении геофизических исследований, высокий коэффициент трения корки.
Известен высокоингибированный буровой раствор для бурения высоковязких глин, склонных к набуханию (патент РФ №2303047, МПК С09К 8/20, опуб. 20.07.2007), содержащий бентонитовую глину, полианионную целлюлозу, хлористый калий, феррохромлигносульфонат, фосфатидный концентрат, барит, метилсиликат калия, ацетат калия, кальцинированную соду, бишофит, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, пеногаситель, графит, воду. Недостатками этого раствора являются многокомпонентность, что усложняет его приготовление на буровой, сложность регулирования реологических параметров, высокая концентрация коллоидной фазы. Присутствие ФХЛС в концентрациях более 1% вспенивает раствор, а также не отвечает экологическим требованиям.
Наиболее близким по составу и технологической сущности является буровой раствор для наклонно-направленных скважин (патент РФ №2231534, МПК С09К 7/02, опуб. 27.06.2004 г.), включающий карбоксиметилцеллюлозу КМЦ низкой вязкости (СП 500-550), КМЦ высокой вязкости (СП 700-800), высокомолекулярный акриловый сополимер, низкомолекулярный акриловый сополимер, кальцинированную соду, каустическую соду (гидроксид натрия), глину, бактерицид, пеногаситель, в состав которого входят также минеральные масла (т.е. смазочная добавка), и воду. Этот раствор сложен в приготовлении, содержит глину, что приводит к необратимому ухудшению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта. Раствор не содержит ингибитора набухания глин, что может вызвать нестабильность ствола скважины.
Задачей изобретения является разработка высокотехнологичного бурового раствора для бурения наклонно-направленных скважин с высокой способностью к ингибированию набухания и последующего диспергирования глинистых сланцев и легким управлением структурно-реологическими и фильтрационными параметрами.
Поставленная задача решается тем, что буровой раствор для наклонно-направленных скважин, включающий полимерный реагент высокой молекулярной массы, полимерный реагент низкой молекулярной массы, бактерицид, гидроксид натрия, смазочную добавку и воду, согласно изобретению, дополнительно содержит формиат натрия и ксантановый биополимер при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полимерный реагент высокой молекулярной массы
0,07-0,2
Полимерный реагент низкой молекулярной массы
0,2-0,5
Гидроксид натрия
0,02-0,05
Формиат натрия
0,5-0,7
Биополимер
0,1-0,2
Бактерицид
0,02-0,1
Смазочная добавка
0,2-0,5
Вода
остальное
Причем полимерный реагент высокой молекулярной массы выбирают из ряда высоковязких полианионных целлюлоз, а полимерный реагент низкой молекулярной массы - из ряда низковязких полианионных целлюлоз. Кроме того, полимерный реагент высокой молекулярной массы выбирают из ряда гидролизованных акриловых сополимеров высокой молекулярной массы, а полимерный реагент низкой молекулярной массы - из ряда акриловых сополимеров средней молекулярной массы.
В качестве полимерного реагента высокой молекулярной массы могут быть использованы различные гидролизованные акриловые сополимеры высокой молекулярной массы с молекулярной массой от 6000000 до 15000000 (например, Cydril 4000 («Cytec»), Полимер акриламида АК-631 (ООО «Гель-Сервис»), Poly-Kem D («Kem-Tron Technologies, inc.») и другие) или высоковязкие полианионные целлюлозы, представляющие собой очищенные натриевые карбоксиметилцеллюлозы, имеющие эффективную вязкость не менее 70 мПа·с, соответствующие API RP 13I (например, Aquapac R («Aqualon»), Staflo Regular («Aczo Nobel») и другие).
В качестве полимерного реагента низкой молекулярной массы можно использовать низковязкие полианионные целлюлозы, имеющие эффективную вязкость не более 40 мПа·с, соответствующие API RP 13I (например, Aquapac LV («Aqualon»), Staflo Exlo («Aczo Nobel») и другие), а также возможно использование акриламидов средней молекулярной массы, полимеризированных с акрилатом натрия, со значительным распределением анионного заряда, имеющих молекулярную массу менее 5000000 (например, Cypan («Cytec»), Haihua PAN («United Haihua Company Limited») и другие).
Гидроксид натрия, выпускаемый по ТУ 2132-185-00203312-99, выполняет функцию регулятора рН.
В качестве ксантанового биополимера, играющего роль регулятора реологических свойств раствора, используются различные марки ксантановой камеди, полученной в результате воздействия бактерий на углеводы, имеющие молекулярную массу приблизительно 5000000 и пластическую вязкость 1% раствора в 1% растворе КСl 1300-1600 сПз, в частности, Xanthan Gum HV («United Haihua Company Limited»), Kem-X ((«Kem-Tron Technologies, inc.»).
В качестве смазочной добавки можно использовать смазочную добавку на основе растительных масел, либо смазочную добавку на основе модифицированных жирных кислот, либо смазочную добавку на основе натуральных масел, например ФК-2000 (ТУ 2458-002-49472578-03), Лубриол (ТУ 2458-001-74138808-06) и другие.
Формиат натрия (ТУ 2432-008-50685486-2004) выполняет функцию ингибитора набухания глинистых сланцев.
Для предотвращения биологического разложения ксантанового биополимера используется бактерицид, препятствующий росту сульфатвосстанавливающих бактерий, анаэробных бактерий, сине-зеленых водорослей и микроскопических грибов, например Бактерицид ЛПЭ-32 (ТУ 2458-039-00209295-02), M-I CIDE («M-I SWACO»).
Использование формиата натрия в буровых растворах известно (см. патент РФ №2277569, 2277570, 2277571, 2277572, 2291182), однако он играл роль утяжелителя и стабилизатора утяжеленного раствора и использовался в большом количестве (от 9 до 44 мас.%). В заявляемом буровом растворе введение небольшого количества (0,5-0,7 мас.%) формиата натрия совместно с полимерными реагентами высокой и низкой молекулярной массы позволяет предотвратить набухание и диспергирование глинистых сланцев, что обеспечивает достижение высоких скоростей бурения за счет уменьшения содержащейся в растворе коллоидной твердой фазы.
Способ приготовления бурового раствора заключается в следующем.
3
Пример 1. В 739,5 г (98,6%) пресной воды под мешалкой растворяют 0,375 г (0,05%) NaOH, 0,375 г (0,05%) Бактерицида ЛПЭ-32, 3,75 г (0,5%) формиата натрия, 0,75 г (0,1%) Xanthan Gum HV, 0,75 г (0,1%) Cydril, 2,25 г (0,3%) Cypan, 2,25 г (0,3%) ФК-2000. После введения каждого из компонентов раствор перемешивается 10-15 мин. Для имитации наработки глинистой фазы в раствор добавляют 116 г бурового шлама с влагосодержанием 35%. Содержание коллоидной фазы в растворе 50 кг/м согласно теста по метиленовому синему. После введения всех компонентов раствор перемешивают 20 мин и оставляют в закрытом сосуде на 16 ч. После чего раствор перемешивается в течение 5 мин, и проводится исследование его свойств. Состав по примеру 1 представлен в п.5 таблицы 1, его свойства представлены в п.5 таблицы 2.
Пример 2. В 738,75 г (98,5%) пресной воды под мешалкой растворяют 0,375 г (0,05%) NaOH, 0,375 г (0,05%) Бактерицида ЛПЭ-32, 3,75 г (0,5%) формиата натрия, 1,5 г (0,2%) Xanthan Gum HV, 0,75 г (0,1%) Cydril, 2,25 г (0,3%) Cypan, 2,25 г (0,3%) ФК-2000. Для имитации наработки глинистой фазы в раствор добавляли 116 г бурового шлама с влагосодержанием 35%. Приготовление раствора аналогично примеру 1. Состав по примеру 2 представлен в п.7 таблицы 1. Его свойства представлены в п.7 таблицы 2.
Пример 3. В 737,25 г (98,3%) пресной воды под мешалкой растворяют 0,375 г (0,05%) NaOH, 0,375 г (0,05%) Бактерицида ЛПЭ-32, 5,25 г (0,7%) формиата натрия, 0,75 г (0,1%) Xanthan Gum HV, 1,5 г (0,2%) Aquapac R, 2,25 г (0,3%) Aquapac LV, 2,25 г (0,3%) ФК-2000. Для имитации наработки глинистой фазы в раствор добавляли 116 г бурового шлама с влагосодержанием 35%. Приготовление раствора аналогично примеру 1. Состав по примеру 3 представлен в п.6 таблицы 1. Его свойства представлены в п.6 таблицы 2.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов. В таблице 1 приведены данные о компонентных составах исследованных растворов. Растворы 1-7 содержат компоненты предлагаемой рецептуры в различных концентрациях. Раствор 8 содержит в качестве ингибитора обычно применяемую концентрацию КСl.
Таблица 1
№ п.п.
Состав раствора, мас.%
Полимерный реагент высокой молекулярной массы
Полимерный реагент низкой молекулярной массы
NaOH
Формиат натрия
Биополимер Xanthan Gum HV
Бактерицид ЛПЭ-32
Смазочная добавка ФК-2000
КСl
Вода
Cydril
Aquapac R
Сураn
Aquapac LV
1
0,03
0
0,5
0
0,05
0,5
0,1
0,05
0,3
0
остальное
2
0,03
0
0,5
0
0,05
0
0,1
0,05
0,3
0
остальное
3
0,07
0
0,4
0
0,05
0,5
0,1
0,05
0,3
0
остальное
4
0,1
0
0,3
0
0,05
0
0,1
0,05
0,3
0
остальное
5
0,1
0
0,3
0
0,05
0,5
0,1
0,05
0,3
0
остальное
6
0
0,2
0
0,3
0,05
0,7
0,1
0,05
0,3
0
остальное
7
0,1
0
0,3
0
0,05
0,5
0,2
0,05
0,3
0
остальное
8
0,1
0
0,3
0
0,05
0
0,1
0,05
0,3
4
остальное
Концентрации основных полимерных реагентов взяты в соответствии с рекомендациями производителей. Повышение концентрации полимерного реагента высокой молекулярной массы выше 0,2% приводит к увеличению вязкости бурового раствора, снижение концентрации ниже 0,07% может вызвать флокуляцию выбуренных твердых частиц. Уменьшение содержания полимерного реагента низкой молекулярной массы приводит к повышению показателя фильтрации, а превышение рекомендуемой концентрации вызывает проблемы с регулированием реологических параметров раствора. По проведенным исследованиям, ингибирующая способность бурового раствора, достаточная для поддержания стабильности ствола скважины, достигается содержанием формиата натрия в количестве 0,5-0,7 мас.%.
Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов проводилась с помощью стандартных приборов и методик. (Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979; Рекомендованная практика для лабораторных исследований буровых растворов 13I / ISO 10416:2002). В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов;
- условная вязкость (УВ, с) измерялась при помощи ВП-5;
3
- показатель фильтрации (ПФ, см при перепаде давления 0,7 МПа) измеряли на фильтр-прессе фирмы OFITE;
10/10
- реологические свойства - пластическую вязкость (PV, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (YP, дПа) и статическое напряжение сдвига через 10 с и 10 мин (СНС, дПа) замеряли на ротационном 8-скоростном вискозиметре фирмы OFITE;
- показатель нелинейности (n) и показатель консистентности (К, сПз) вычисляли по известным формулам (Дж.Р.Грей, Г.С.Г. Дарли «Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей)».- М.: Недра, 1984);
- водородный показатель (рН) замеряли на приборе ACORN;
- удельное электросопротивление (УЭС, Ом·м) измерялось при помощи резистивиметра OFITE;
тр
- коэффициент трения корки (К) измеряли на приборе КТК-2. В таблице 2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов.
Таблица 2
Параметры раствора
№ п/п
УВ, с
ПФ, см<sup>3</sup>/30мин при 0,7 МПа
СНС<sub>10/10</sub>, дПа
PV, мПа·с
YP, дПа
рН
n
К, сПз
K<sub>тp</sub>
УЭС, Ом·м
1
27,5
7,5
14,4/43,1
14,5
59,9
8,9
0,6
289,2
0,026
1,2
2
33,5
8,1
14,4/19,2
16,0
62,3
9,62
0,6
285,1
0,017
3,0
3
26,5
8,2
14,4/38,3
12,5
50,3
9,25
0,6
237,2
0,035
1,6
4
30,5
8,9
19,2/28,7
14,0
67,1
9,4
0,6
373,4
0,035
4,0
5
27
7,6
14,4/33,5
13,0
47,9
9,15
0,6
209,2
0,026
1,3
6
29
6,8
14,2/57,5
15
81,4
8,86
0,6
515,7
0,026
1,3
7
34
7,4
19,2/62,3
15,0
91,0
9,0
0,5
649,7
0,026
1,35
8
25,5
12,2
19,2/33,5
9,5
64,7
8,44
0,5
524,8
0,07
0,5
Данные, приведенные в таблицах 1-2, показывают, что заявляемый раствор имеет относительно низкие значения показателя фильтрации при перепаде давления 0,7 МПа, т.е. образует достаточно прочную полимерную корку. Буровой раствор имеет низкий коэффициент трения корки, что снижает вероятность прихвата. Способность раствора при определенной скорости сдвига приобретать свойства вязкоупругого тела обеспечивает хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы, а невысокие значения пластической вязкости обеспечивают хорошую очистку бурового раствора от шлама на поверхности. Показатели удельного электрического сопротивления бурового раствора способствуют получению более достоверных данных геофизических исследований. Кроме того, использование меньших концентраций ингибирующей добавки требует меньших трудозатрат.
Ингибирующие свойства предлагаемой системы бурового раствора исследовались при помощи прибора определения набухания глинистых сланцев в динамических условиях OFITE Swell Meter. В качестве модели глинистой породы использовались образцы бентонита, спрессованные при 6000 psi. Мерой ингибирующих свойств раствора является изменение высоты образца за 72 ч. Данные исследований представлены в таблице 3 и на чертеже. Необходимо отметить, что ингибирующая способность предлагаемого раствора выше, чем у инкапсулирующего полиакрилатного раствора №4, но ниже, чем у раствора №8, содержащего КСl (см. таб.1, 3). Но образцы, контактировавшие с хлоркалиевым буровым раствором, отличаются повышенной хрупкостью (растрескиваются параллельно поверхностям сжатия образца, разламываются при извлечении из ячеек). Это свидетельствует о возникновении внутренних напряжений в образцах из-за воздействия фильтрата хлоркалиевого бурового раствора. В тоже время, при использовании формиата натрия, такого эффекта не возникает. Набухшие образцы имеют гладкую поверхность, т.е. ингибирование проходит более мягко, что сказывается на стабильности состояния осыпающихся глинистых сланцев.
Таблица 3
№ раствора или рецептура
Изменение высоты образца бентонита, %
Вода дистиллированная
146
Вода + 0,1% биополимера
116,6
Раствор №3
86,2
Раствор №4
101,4
Раствор №5
93,2
Раствор №6
85,6
Раствор №7
76,5
Раствор №8
57,8
Заявляемый буровой раствор имеет высокие показатели ингибирования набухания глинистых пород, слагающих стенки скважины, обеспечивая этим их устойчивость на протяжении всего периода строительства; высокие смазочные свойства для улучшения условий работы бурового инструмента и породоразрушающего инструмента на забое; высокие капсулирующие и флокулирующие свойства для облегчения очистки раствора от шлама на поверхности; обеспечивает высокие скорости бурения за счет уменьшения содержания в растворе коллоидной твердой фазы; обеспечивает качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы. Буровой раствор термостоек при низкой химической агрессии к окружающей среде, технологичен, обладает стабильными структурно-реологическими свойствами. Снижаются затраты на приготовление и регулирование свойств бурового раствора за счет снижения общего расхода реагентов, в сравнении с хлоркалиевыми малоглинистыми ингибированными буровыми растворами.