ВЫСОКОИНГИБИРОВАННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР
HIGHLY INHIBITION DRILLING FLUID

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе, применяемым при строительстве, заканчивании и капитальном ремонте скважин в условиях неустойчивых глинистых отложений.
Известен буровой раствор, предназначенный для стабилизации глинистых пород, содержащий глинопорошок, талловое масло и понизитель фильтрации (патент: RU 2541666).
Состав бурового раствора по патенту RU 2541666, мас. %:
Глинопорошок
4,0-8,0
Талловое масло
5,0-15,0
Понизитель фильтрации
0,2-1,0
Вода
остальное
Основным недостатком данного раствора является взаимодействие жирных кислот таллового масла с металлами, что приводит к кислотной коррозии контактирующих частей циркуляционной системы, обсадной колонны, бурильного инструмента, и карбонатами - с образованием малорастворимых солей жирных кислот и выделением углекислого газа.
Известен безглинистый буровой раствор на водной основе, содержащий ксантановый биополимер, хлорид калия, модифицированный крахмал, карбонат кальция и воду (патент: USA 4098700).
Недостатком данного раствора являются невысокие: ингибирующая способность, поверхностно-активные и триботехнические свойства.
Наиболее близким к заявляемому технологическому решению является безглинистый буровой раствор (патент RU 2318855 - прототип), содержащий ксантановый биополимер и модифицированный крахмал в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств, хлорида калия в качестве основного ингибитора, органическую ингибирующую добавку ФК- 2000 Плюс М в качестве дополнительного ингибитора и смазочной добавки, мраморную крошку в качестве кольматанта, и воду - остальное. Этот буровой раствор предназначен для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных и наклонно-направленных скважин с отходом от вертикали более 1000 м, представленных карбонатными и терригенными коллекторами. Известный буровой раствор, по данным патентообладателя, характеризуется стабильными структурно-реологическими свойствами для обеспечения необходимой выносящей и удерживающей способности, предотвращающей возникновение эффекта Бойкотта, низкой скоростью фильтрации в пласт, высокой ингибирующей способностью, низкими значениями межфазного натяжения на границе «фильтрат бурового раствора - углеводород», хорошими фрикционными свойствами и устойчивостью к агрессии ионов поливалентных металлов.
Состав бурового раствора по патенту RU 2318855, мас. %:
Ксантановый биополимер
4,0-8,0
Модифицированный крахмал
1,0-2,5
Хлорид калия
1,5-3,0
Органическая ингибирующая
добавка ФК-2000 Плюс М
8,0-12,0
Молотый мрамор
1,5-3,0
Вода
остальное
Недостатками данного бурового раствора являются меньшая по сравнению с заявляемым раствором ингибирующая способность и большая пено-образующая активность.
Органическая ингибирующая добавка ФК-2000 Плюс (ТУ 2458-003-494712578-07) состоит из триглицеридов жирных кислот подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового масла с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80%, нейтрализующего агента в количестве 3-6%, полиэтиленгликолевого эфира моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30% и воды - остальное (патент: RU 2616461). ФК-2000 Плюс за счет адсорбционных и хемосорбционных эффектов снижает диффузионные процессы поверхностной гидратации. ФК-2000 Плюс является наиболее близким по химическому составу аналогом реагента ОКТМ. Схожими по составу с ФК-2000 Плюс являются органические ингибиторы ХБН и ХБН Плюс (ТУ 2458-001-49472578-04).
Задачей изобретения является создание бурового раствора с минимальными: значениями линейного набухания глинистых образцов, диспергированием и способностью разупрочнения глинистых пород, воздействием на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны продуктивных горизонтов; обладающего реологическими свойствами, позволяющими производить строительство горизонтальных скважин большой протяженности в условиях глинистых отложений.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении безаварийного строительства скважин в условиях глинистых отложений, склонных к осыпям и обвалам, набуханию, диспергированию и разупрочнению под действием фильтрата бурового раствора, за счет высокого уровня ингибирования процесса гидратации глин, достигаемого при совместном применении хлорида калия и органического ингибитора омыленного калиевого таллового масла (далее по тексту - ОКТМ), гидрофобизации поверхности стенок скважин, низкой фильтрации бурового раствора через стенку скважины, оптимальных структурно-реологических свойств, устойчивости к термо- и биодеструкции, хороших фрикционных свойств.
Указанный технический результат достигается тем, высокоингибированный буровой раствор включает полимеры полисахаридной природы - ксантановый биополимер и карбоксиметилированный крахмал, хлорид калия, молотый мрамор, органическую ингибирующую добавку - омыленное калиевое талловое масло и дополнительно - лигносульфонат и техническую воду, обработанную каустической содой и пеногасителем, при следующем содержании компонентов, мас.%:
Ксантановый биополимер
- 0,2-0,3
Карбоксиметилированный крахмал
- 1,2-1,4
Лигносульфонат
- 0,8-1,0
Хлорид калия
- 5,5-17,2
(плотность раствора до 1,08-1,16 г/см<sup>3</sup>)
Молотый мрамор
- 4,3-21,6
(микрокольматант при плотности раствора
1,08-1,16 г/см<sup>3</sup>, утяжелитель - 1,16-1,30 г/см<sup>3</sup>)
Омыленное калиевое талловое масло
- 0,8-17,7
Указанная вода
- остальное
3
3
Заявляемый буровой раствор обладает плотностью 1,08-1,16 г/см, с возможностью утяжеления до 1,30 г/см, и термостабилен до 110°С. Характеризуется высокой ингибирующей способностью процесса гидратации глин, минимальным воздействием на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, оптимальными структурно-реологическими и фрикционными свойствами. В заявляемом составе бурового раствора в качестве основного ингибитора процесса гидратации глин применяются ионы калия, источниками которых являются хлорид калия (KCI) и органический ингибитор омыленное калиевое талловое масло.
ОКТМ в лабораторных условиях получают при смешивании водного раствора гидроксида калия (КОН) с талловым маслом в соотношении 1:5. Для приготовления реагента используется сырое талловое масло (ТУ 13-0281078-119-89), либо легкое талловое масло (ТУ 13-0281078-100-90). Количество гидроксида калия, используемое для приготовления реагента ОКТМ, определяется исходя из значения кислотного числа таллового масла, из расчета достижения полной нейтрализации жирных кислот.Для регулирования вязкости и температуры замерзания получаемого реагента в состав ОКТМ допускается включать до 20% об триэтиленгликоля, изопропилового, либо бутилового спирта.
ОКТМ проявляет дополнительное ингибирующие действие за счет создания гидрофобного слоя на стенках скважины, и в сочетании с низким значением показателя фильтрации бурового раствора, позволяет значительно замедлять адсорбционные процессы и проникновение фильтрата бурового раствора в пласт.
Важным фактором является то, что ионы кальция и других поливалентных металлов при ионообменном взаимодействии с солями щелочных металлов и жирных кислот образуют плохо растворимые в воде соединения:
Получаемые соединения способны повышать стабильность стенок скважин в интервалах залегания неустойчивых отложений.
Повышение прочности скрепления пород, слагающих стенки скважин, достигается за счет заполнения порового и трещиноватого пространства стенок скважин солями жирных кислот и поливалентных металлов.
ОКТМ имеет высокое численное значение гидрофильно-липофильного баланса, за счет чего способен стабилизировать высокодисперсные эмульсии масла в воде, а также оказывать сильное гидрофобизирующее воздействие на стенки скважины.
ОКТМ эффективно снижает набухание, диспергирование и разупрочнение глин, уменьшает коэффициент трения бурового раствора. Хлоркалиевые биополимерные растворы с добавлением ОКТМ обладают низкой, по сравнению с базовым раствором, способностью к пенообразованию. В таблице 1 приведены концентрации ингредиентов в заявляемом и в известных буровых растворах.
Таблица 1
Концентрация ингредиентов в заявляемом и известных буровых растворах
№ состава
Компонентный состав, мас.%
Карбоксиметилированный крахмал
Ксантановый биополимер
Лигносульфонат
Хлоридкалия
Молотыймрамор
ОКТМ
ФК-2000Плюс
ХБН
ХБНПлюс
МинеральноемаслоЛУКОЙЛL
ЭмульгаторRADIAE-24
Вода
Буровой раствор по патенту USA 4098700
1
1,3
0,3
-
10,0
4,2
-
-
-
-
-
-
84,2
Буровой раствор по патенту RU2318855 – прототипу
2<sup>1)</sup>
1,0
0,3
-
1,5
1,5
-
8,0
-
-
-
-
87,7
3<sup>1)</sup>
2,5
0,8
-
3,0
3,0
-
12,0
-
-
-
-
78,7
Заявляемый буровой раствор плотностью 1,12 г/см<sup> 3 3)</sup>
4
1,3
0,3
0,9
10,7
4,5
0
-
-
-
-
-
82,3
5
1,3
0,3
0,9
10,9
4,5
4,8
-
-
-
-
-
77,3
6
1,3
0,3
0,9
11,2
4,5
8,5
-
-
-
-
-
73,3
7
1,3
0,3
0,9
11,4
4,5
12,8
-
-
-
-
-
68,8
8
1,3
0,3
0,9
11,5
4,5
17,1
-
-
-
64,4
В таблице 2 приведены параметры буровых растворов, измеренные у воспроизведенных составов известных растворов, и заявленного бурового раствора. Из данных таблицы 2 видно, что известные буровые растворы обладают меньшей ингибирующей способностью по отношению к процессу гидратации глин по сравнению с заявляемым буровым раствором.
Совместное применение хлорида калия и ОКТМ обеспечивает высокую ингибирующую способность бурового раствора по отношению к процессу гидратации глин, помимо этого ОКТМ придает раствору хорошие смазочные свойства, гидрофобизирует поверхность стенок скважины и предотвращает биодеструкцию полимерных реагентов (за счет наличия в составе спиртов в сочетании с анионными ПАВ). Невысокие гидравлические сопротивления течению раствора достигаются за счет применения ксантанового биополимера и карбоксиметилированного крахмала, придающих раствору псевдопластичные свойства, при которых вязкость раствора уменьшается при увеличении скорости сдвига, за счет чего раствор обладает высокой удерживающий и выносящей способностью. В состав заявленного раствора входят химические реагенты, представленные в таблице 3.
Состав заявленного бурового раствора представлен в таблице 4.
Таблица 4
Состав заявленного бурового раствора
Наименование реагента
Назначение реагента
Концентрация реагента,мас.%
Концентрация реагента, г/л
Ксантановый биополимер
Регулятор реологии
0,2-0,3
3,0
КарбоксиметиллированнйКрахмал КМК-БУР-1Н
Понизитель фильтрации,регулятор реологии
1,2-1,4
15,0
Лигносульфонат КССБ-2М
Регулятор фильтрации,регулятор реологии
0,8-1,0
10,0
Хлорид калия (KCl)
Ингибитор, пептизатор
5.5-17,2
60,0-200,0 (плотность раствора 1,08-1,16 г/см<sup>3</sup>)
Молотый мрамор (CaCO<sub>3</sub>)
Кольматант
4,3-21,6
50,0-280,0 (микрокольматант при плотности раствора 1,08-1,16 г/см<sup>3</sup>, утяжелитель – 1,16-1,30 г/см<sup>3</sup>
ОКТМ
Ингибитор, гидрофобизатор, смазка
0,8-17,7
10,0-190,0 (10,0-200,0 мл)*
Обработанная техническая вода
-
40,8-87,2
585,0-940,0
*плотность ОКТМ составляет 0,950 г/см<sup>3</sup> и  может изменяться в пределах 0,850-1,030 г/см<sup>3</sup>
На фигуре представлена комбинированная диаграмма для определения содержания хлорида калия и карбоната кальция в заявленном буровом растворе требуемой плотности.
3
Применение хлорида калия в указанных на диаграмме (фиг.) количествах позволяет обеспечить максимальную ингибирующую способность процесса гидратации глин и плотность бурового раствора в диапазоне 1,08-1,16 г/см.
3
3
Заявляемый буровой раствор характеризуется: высокой ингибирующей способностью по отношению к процессу гидратации глин (низкими линейным набуханием глинистых образцов в среде бурового раствора и диспергированием глин, высокой эффективностью в сохранении прочности глинистых пород); гидрофобизацией призабойной зоны пласта скважины (уменьшением зоны проникновения фильтрата бурового раствора); рабочей плотностью 1,08-1,16 г/см, с возможностью утяжеления до 1,30 г/см путем увеличения содержания карбоната кальция; термостабильностью до 110°С; высокой эмульсионной стабильностью (отсутствие расслоения фаз в статическом состоянии); хорошими структурно-реологическими свойствами, позволяющими обеспечить очистку ствола скважины при низкой скорости циркуляции и предотвратить получение высоких значений эквивалентной циркуляционной плотности и поглощения раствора в условиях низкого пластового давления; высокой смазывающей способностью без применения смазочных добавок; отсутствием в составе насыщенных углеводородов, искажающих показания газового каротажа и снижающих достоверность результатов геофизических исследований скважин; высокой ферментативной устойчивостью; высокой устойчивостью к загрязнению глинистым шламом.
Низкие значения линейного набухания, диспергирования и разупрочнения глинистых пород в заявляемом буровом растворе позволяют обеспечить высокую эффективность технологии повторного применения бурового раствора.
3
Пример приготовления заявляемого бурового раствора в емкости объемом 40 м:
1. Набрать в емкость 30000 л технической воды.
2. Обработать техническую воду в емкости через загрузочный люк 25 кг каустической соды и 60 л пеногасителя MEX-DEFOAM.
3. Ввести через эжекторную гидроворонку 600 кг карбоксиметилиро-ванного крахмала КМК-БУР-1Н. Ввод реагента производить со скоростью не более 30 кг за 5 мин. По окончанию ввода карбоксиметилированного крахмала, полученный раствор перемешивать эжекторной гидроворонкой в течение не менее 30 мин.
4. Ввести в раствор через эжекторную гидроворонку 120 кг ксантанового биополимера DUO-VIS NS. Ввод реагента производить со скоростью не более 25 кг за 10 мин. По окончанию ввода ксантанового биополимера, полученный раствор перемешивать эжекторной гидроворонкой в течение не менее 60 мин.
5. Ввести через эжекторную гидроворонку 400 кг лигносульфоната КССБ-2М. Ввод реагента производить со скоростью не более 25 кг за 5 мин. По окончанию ввода реагента раствор перемешивать в течение не менее 30 мин.
6. В раствор через эжекторную гидроворонку ввести 5000 кг хлорида калия.
7. Ввести в раствор через эжекторную гидроворонку по 1000 кг молотого мрамора МК-10 и МК-60.
8. Ввести в раствор 2000 л органического ингибитора ОКТМ, и залить в емкость техническую воду до верхнего уровня. Полученный раствор перемешивать эжекторной гидроворонкой в течение не менее 180 мин. В дальнейшем следует не допускать длительной работы эжекторной гидроворонки на рабочих емкостях во избежание механического завоздушивания (аэрирования) бурового раствора.
9. После окончания перемешивания отключить эжекторную гидроворонку и оставить приготовленный раствор для стабилизации на 6-8 ч.
10. После стабилизации произвести полный замер технологических параметров приготовленного раствора.
При бурении из-под кондуктора скважин предполагается применять заявляемый буровой раствора с содержанием 2-5% об ОКТМ и перед вскрытием проблемного интервала производить увеличение содержания органического ингибитора в растворе до 10-20% об.
6-9
18-20
Приоритетными объектами для опытного применения заявляемого бурового раствора, характеризующимися наличием интервалов неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений, являются горизонтальные скважины 3 и 4-х колонной конструкции Кочевского, Мишаевского, Имилорского, Тевлин-ско-Русскинского месторождений на целевые пласты группы Ю, а также горизонтальные скважины Хальмерпаютинского и Пякяхинского месторождений на пласты БУ и ПК.
Источники информации:
1. RU 2541666, 18.10.2013 г., C09K 8/18, опубл. 20.02.2015 Бюл. №5;
2. USA 4098700, 25.09.1975 г., C09K 8/08, опубл. 04.07.1978;
3. RU 2318855, 17.04.2006 г., C09K 8/08, опубл. 10.03.2008 Бюл. №7;
4. RU 2616461, 16.03.2015 г., C09K 8/035, опубл. 17.04.2017 Бюл. №11