БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ)
DRILLING AGENT FOR DRILLING VERTICAL HOLES (VERSIONS)

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровым растворам для промывки скважин в процессе бурения.
Известные рецептуры растворов в основном, на протяжении многих лет, разрабатывались для бурения скважин в относительно благоприятных условиях и не учитывали петрографический состав и морфологию разбуриваемых пород. Известен буровой раствор содержащий, мас.%: бентонит - 1÷2; стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ - 0,6÷0,8; гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок" - 0,1÷0,2; ксантановый биополимер - 0,08÷0,10; гидрофобизатор - 0,05÷0,10; алюмосиликатные микросферы - 5÷20; воду - остальное. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит 1,0÷1,4 мас.% карбоксиметилированного крахмала (RU 2309970, 2007).
2+
Недостатком известного раствора является невозможность его применения при бурении неустойчивых и карбонатных пород. Использование этого раствора может приводить к осложнениям при бурении таких пород, т.к. данный раствор не обладает достаточной плотностью и вязкостью, которые позволили бы проходить скважины в осложненных условиях, также раствор не содержит добавок, позволяющих удалять из него ионы Са при проходке карбонатных пород.
3
Известна рецептура бурового раствора содержащего, кг/м: бентонитовая глина - 30÷72; кальцинированная сода - 1÷2,5; каустическая сода - 0,2÷0,7; КМЦ низкой вязкости - 0÷3,5; ИКЛУБ - 3÷8; ИКД - 0,5÷3; ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ - 2,6÷4,5; ИКПАН-SL - 2,5÷4,5; ИКПАН-RL - 1,2÷2,5; вода - остальное (RU 2231534, 2004). Этот раствор, хотя и учитывает возможность бурения неустойчивых пород, однако также в силу своих реологических свойств не может гарантировать безаварийного бурения скважин в сложных горно-геологических условиях.
Известен буровой раствор, содержащий мас.%: глину бентонитовую - 2,0÷3,0; карбоксиметилцеллюлозу - 0,1÷0,15; крахмал - 1,0÷2,0; реагент для регулирования удельного электрического сопротивления - пентамеры пропилена - 1,0÷5,0; карбонатный утяжелитель - 5,0÷8,0; смазочную добавку Lubriol W - 0,1÷0,5; воду - остальное (RU 2327726, 2006).
2+
Недостатком известного бурового раствора является его малая вязкость, которая может приводить к различным осложнениям при бурении слабосцементированных пород. В известном растворе также отсутствуют компоненты, позволяющие регулировать рН и связывать ионы Ca при их поступлении из карбонатных пород, что существенно сужает область применения данного раствора.
Предлагается группа технических решений, связанных единым изобретательским замыслом.
2+
Технический результат предлагаемого бурового раствора - безаварийное бурение скважин в осложненных горно-геологических условиях, возможность регулирования рН и удаление ионов Са, поступающих в раствор из карбонатных пород.
Технический результат по первому варианту достигается тем, что предлагаемый буровой раствор содержит бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, Лубриол и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Бентонит ПБМА
6,0÷7,0
кальцинированная сода
0,1÷2,0
каустическая сода
0,1÷0,5
Гивпан
0,2÷0,3
Лубриол
1,0
Вода
остальное
при этом раствор имеет параметры (таблица 1).
Таблица 1
Параметры бурового раствора по варианту 1
Плотность, г/см<sup>3</sup>
Условная вязкость, с
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПас
Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа
Статическое напряжение сдвига (СНС<sub>1/10</sub>), дПа
1,08-1,12
60-100
<12
не регламентируется
не регламентируется
не регламентируется
Технический результат по второму варианту достигается тем, что предлагаемый буровой раствор содержит: бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, Лубриол, АЛС, пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующим соотношении компонентов, мас.%:
бентонит ПБМА
5,0
кальцинированная сода
0,1÷0,5
каустическая сода
0,1÷0,5
Гивпан
0,2÷0,3
Камцел ПАЦ-ВВ
0,1÷0,3
Камцел ПАЦ-СВ
0,1÷0,3
Лубриол
1,0
АЛС
0,2÷0,3
ПЭС
0,1÷0,2
вода
Остальное
при этом раствор имеет параметры (таблица 2).
Таблица 2
Параметры бурового раствора по варианту 2
Плотность, г/см<sup>3</sup>
Условная вязкость, с
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПас
Динамическое напряжение сдвига, дПа
Статическое напряжение сдвига (CHC<sub>1/10</sub>), дПа
1,08-1,12
40-50
<12
<15
50-60
20-40/50-100
Технический результат по третьему варианту достигается тем, что предлагаемый буровой раствор содержит: бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, Лубриол, АЛС, пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующим соотношении компонентов, мас.%:
бентонит ПБМА
2,0
каустическая сода
0,1÷0,5
кальцинированная сода
0,1÷0,5
Камцел ПАЦ-ВВ
0,2
Камцел ПАЦ-СВ
0,2
АЛС
0,2÷0,3
ПЭС
0,1
Лубриол
1,0
вода
Остальное
при этом раствор имеет параметры (таблица 3).
Таблица 3
Параметры бурового раствора по варианту 3
Плотность, г/см<sup>3</sup>
Условная вязкость, с
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПас
Динамическое напряжение сдвига, дПа
Статическое напряжение сдвига (СНС1/10), дПа
1,06-1,10
30-40
4,0-6,0
15
40-60
20-40/50-100
Приготовление бурового раствора осуществляется следующим образом.
3
2+
2+
В емкость для приготовления раствора заливается пресная вода. Залитую воду обрабатывают каустической и кальцинированной содой из расчета 1-5 кг/м в зависимости от рН и содержания ионов Са. Для полного распускания бентонита идеальный уровень рН должен быть 8,5-9,5, содержание ионов Са не более 200 мг/л. Ввод обоих реагентов следует производить через загрузочную воронку гидроэжекторного смесителя за один прием.
3
3
Далее в воду вводится глинопорошок из расчета 60 кг/м через гидроэжекторный смеситель. Полученная глинистая суспензия диспергируется по круговой схеме в течение 4 циклов циркуляции до получения плотности 1,045÷1,05 г/см, условной вязкости 25÷30 с.
Для доведения параметров раствора до проектных производится ввод Гивпана в один прием через блок БПР.
3
3
3
3
Для приготовления раствора по второму варианту в емкость наливается объем воды за минусом того объема воды, который будет использован для растворения полимера Камцел ПАЦ ВВ - 3 кг/м, АЛС - 2 кг/м, смазывающей добавки Лубриол - 10 л/м и пеногасителя ПЭС-1 - 1 л/м.
3
Воду обрабатывают каустической и кальцинированной содой для понижения жесткости воды и вводят бентонит в расчете 50 кг/м. После полного распускания бентонита в основной емкости вводят в него из малой емкости водный полимерный раствор, перемешивают его до однородного состояния.
3
3
3
3
3
3
3
Для приготовления раствора по третьему варианту в воде растворяют каустическую соду - 0,5 кг/м, кальцинированную соду - 0,5 кг/м, бентонит - 20 кг/м, Камцел ПАЦ ВВ - 5 кг/м, АЛС - 5 кг/м, Лубриол - 10 л/м, ПЭС-1 - 1 л/м, как описано выше.
Если в интервале бурения скважины породы представлены рыхлыми, слабосцементированными неустойчивыми песками, гравием, галькой, супесью, суглинками, песчаниками, глинами и аргиллитами, алевролитами, четвертичных и ордовикских отложений, то осложнения при прохождении данных неустойчивых отложений связаны с возможными осыпями и обвалами стенок скважины. Вероятны поглощения бурового раствора.
Для предотвращения осложнений рекомендуется применять пресный глинистый раствор высокой вязкости (условная вязкость может доходить до 100 с), что достигается обработкой раствора полимерами Гивпан и высоковязкой КМЦ. Высокая вязкость нужна для улучшения очистки скважин от песка, гравия и предотвращения возможного оседания песка в емкостях.
В качестве бурового раствора при бурении таких пород предлагается использовать буровые растворы, рецептуры которых приведены в таблицах 4 и 5.
Таблица 4
Рецептура бурового раствора (вариант 1)
Наименование химреагента
Назначение
Расход, кг/м<sup>3</sup>
бентонит ПБМА ТУ 5751-002-58156178-02
образование коллоидной структуры
60÷70
кальцинированная сода ГОСТ 5100-85
удаление поливалентных ионов при приготовлении раствора и бурении
1÷5
каустическая сода ГОСТ 2263-79
регулятор рН раствора
1÷5
Гивпан ТУ 2216-001-04698227-99
загуститель и понизитель фильтрации
2÷3
Лубриол ТУ 2458-001-74138808-06
смазочная добавка
10
кальцинированная сода ГОСТ 5100-85
удаление ионов Са<sup>2+</sup> при разбуривании цементного стакана
15
Таблица 5
Рецептура бурового раствора (вариант 2)
Наименование химреагента
Назначение
Расход, кг/м<sup>3</sup>
бентонит ПБМА ТУ 5751-002-58156178-02
образование коллоидной структуры бурового раствора
50
кальцинированная сода ГОСТ 5100-85
удаление поливалентных ионов при приготовлении раствора и бурении
1÷5
каустическая сода ГОСТ 2263-79
регулятор рН раствора
1÷5
Гивпан ТУ 2216-001-04698227- 99
загуститель и понизитель фильтрации
2÷3
Камцел ПАЦ-ВВ ТУ 2231-010-502-77563-03
загуститель и понизитель фильтрации
1÷3
Камцел ПАЦ-СВ ТУ 2231-010-502-77563-03
1÷3
Лубриол ТУ 2458-001-74138808-06
смазочная добавка
10
АЛС ТУ 2554-003-04698227-2003
понизитель вязкости и фильтрации
2÷3
пеногаситель ПЭС ТУ 2458-012-20672718-2001
Пеногаситель
1÷2
кальцинированная сода ГОСТ 5100-85
удаление ионов Са<sup>2+</sup> при разбуривании цементного стакана
15
Бентонитовый глинопорошок служит для увеличения вязкости раствора и придания ему тиксотропных свойств, формирования фильтрационной корки.
Гивпан увеличивает выход бентонита и снижает водоотдачу.
Высоковязкая (ВВ) и средневязкая (СВ) полианионная целлюлоза Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ снижает водоотдачу и увеличивает вязкость растворов.
Поскольку большинство реагентов эффективно работают в щелочной среде, для увеличения рН до значений рН 9÷10 в буровой раствор следует добавлять каустическую соду.
3
При необходимости снижения вязкости раствора одновременно со снижением его водоотдачи рекомендуется ввод лигносульфонатного реагента АЛС в количестве 2÷3 кг/м.
2+
2+
3+
2+
3
Во время бурения и спуско-подъемных операций возможно поступление в скважину высокоминерализованных пластовых вод, содержащих поливалентные ионы (Са, Mg, Fe), что может привести к коагуляции раствора. Ионы Са в большом количестве попадают в буровой раствор при разбуривании цементных стаканов после цементирования обсадных колон. Для связывания поливалентных ионов используется кальцинированная сода в концентрациях от 1 до 15 кг/м.
Для снижения коэффициента трения при бурении и спуске обсадных колон, а также уменьшения вероятности дифференциальных прихватов бурильной колонны в буровой раствор предусматривается введение смазочной добавки Лубриол.
Эти растворы должны обладать свойствами, приведенными в таблице 6.
Если в интервале бурения скважины породы представлены чередованием песчаников, алевролитов, угольных пластов, то данные породы неводочуствительны и не требуют ингибирования бурового раствора.
Основные требования к буровому раствору для бурения таких пород:
- обеспечение эффективной очистки ствола скважины от шлама;
- предупреждение возможных поглощений раствора и прихватов бурильной колонны в проницаемых пластах;
- максимально возможное сохранение коллекторских свойств.
3
3
Для выполнения данных требований предусматривается применение раствора с плотностью 1,06÷1,10 г/см и низким значением показателя фильтрации 4÷6 см/30 минут. Состав предлагаемого раствора приведен в таблице 7.
Таблица 7
Состав бурового раствора для бурения интервала под эксплуатационную колонну (вариант 3)
Наименование химреагента
Назначение
Расход, кг/м<sup>3</sup>
бентонит ПБМА ТУ 5751-002-58156178-02
образование коллоидной структурны бурового раствора
20
кальцинированная сода ГОСТ 5100-85
удаление ионов Са<sup>2+</sup> при разбуривании цементного стакана
1÷5
каустическая сода ГОСТ 2263-79
регулятор рН раствора
1÷5
Камцел ПАЦ-ВВ ТУ 2231-010-502-77563-03
загуститель и понизитель фильтрации
2
Камцел ПАЦ-СВ ТУ 2231-010-502-77563-03
2
Лубриол ТУ 2458-001-74138808-06
смазочная добавка
10
АЛС ТУ 2554-003-04698227-2003
понизитель вязкости и фильтрации
2÷3
пеногаситель ПЭС ТУ 2458-012-20672718-2001
пеногаситель
1
3
В данном случае содержание бентонита уменьшено до 20 кг/м и исключены обработки раствора полиакрилатным реагентом Гивпан с целью снижения негативного воздействия на коллекторские свойства.
Несколько повышенный расход каустической соды в интервале связан с необходимостью нейтрализации гуминовых кислот, которые могут выделяться из угольных пластов при воздействии на них фильтрата бурового раствора.
3
3
Для снижения водоотдачи раствора и придания ему требуемых реологических характеристик увеличено содержание высоковязкой полианионной целлюлозы Камцел ПАЦ ВВ до 3 кг/м и полианионной целлюлозы средней вязкости Камцел ПАЦ СВ до 3 кг/м.
Камцел ПАЦ ВВ предназначен для регулирования фильтрации раствора с одновременным повышением вязкости. Выбор высоковязкой модификации обусловлен тем, что углистый шлам, обладая хорошей адсорбционной способностью, будет в большом количестве уносить молекулы полимера с собой из раствора. Из опыта ранее пробуренных скважин известно, что также, несмотря на работу всех четырех ступеней очистки, часто приходится разбавлять раствор водой с полимером для поддержания необходимой плотности. При этом трудно держать значение вязкости достаточно высоким, поэтому в этом интервале особенно помогает высоковязкая Камцел ПАЦ ВВ.
С целью снижения избыточно высоких реологических показателей раствора в его состав включен лигносульфонатный реагент АЛС.
Буровой раствор, приготовленный по данной рецептуре, должен обладать свойствами, приведенными в таблице 8.
2+
Использование предлагаемого бурового раствора позволяет вести безаварийное бурение скважин в осложненных горно-геологических условиях, предоставляет возможность регулирования pH и удаления ионов Са, поступающих в раствор из карбонатных пород.