БУРОВОЙ РАСТВОР
DRILLING MUD

Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола.
Известен биополимерный буровой раствор, содержащий, мас. %: ксантановый биополимер Кет-Х - 0,3; модифицированный крахмал Hibtrol LV - 1.0; вода - остальное. (Пеньков А.И. и др. Совершенствование биополимерных систем полианионными стабилизаторами буровых растворов. // Тр. института ОАО НПО "Бурение". - 1998. - с. 293-298).
Этот малокомпонентный биополимерный раствор, содержащий полианионный понизитель фильтратоотдачи, характеризуется псевдопластичной реологией и низкими фильтрационными свойствами наряду с простотой их регулирования.
Недостатком этого бурового раствора является сравнительно невысокая ингибирующая и флокулирующая способность, что может приводить к значительному загущению растворов в процессе бурения, сопровождающемуся ростом пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, а значит гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. Кроме того, данный буровой раствор обладает малой устойчивостью к температурному воздействию.
Наиболее близким является буровой раствор, содержащий, мас. %: ксантановый биополимер Родопол 0,5-2, модифицированный крахмал 0,2-2,5, лигносульфонатный реагент 0,2-1,5, карбонат натрия 0-0,4, оксид кальция 0-0,2, оксид магния 0-0,2, хлорид калия 0-5, протеиновый гидролизат 0,1-1, биоцид 0-1, вода остальное (RU 2301822, опубл. 27.06.2007).
Недостатком этого бурового раствора также является невысокая ингибирующая и флокулирующая способность, что приводит к загущению раствора при бурении, сопровождающемуся ростом пластической вязкости и динамического напряжения сдвига и соответственно гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе.
Техническим результатом изобретения является снижение межфазного натяжения на границе фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом, снижение фильтрации бурового раствора в продуктивный пласт при повышенной термостойкости раствора.
Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор, включающий воду, ксантановый биополимер, крахмал модифицированный и оксид магния, содержит в качестве ксантанового биополимера ксантановый биополимер Xanthan Petro и дополнительно - реагент Petro Safe и алюмокалиевые квасцы при следующем соотношении компонентов, мас. %:
биополимер Xanthan Petro
0,3-0,45
крахмал модифицированный
1,5-2,5
окись магния
0,2-0,5
реагент Petro Safe
0,03-0,06
алюмокалиевые квасцы
0,03-1,0
вода
остальное
При необходимости буровой раствор дополнительно содержит по крайней мере один компонент из группы, включающей бактерицид 0,01-0,05 мас. %, мраморную крошку 5-30 мас. % или барит 5-40 мас. %, гидроокись натрия 0,01-0,1 мас. %, полигликоль 1-3 мас. %, смазывающую добавку 0,4-3 мас. %.
Для приготовления заявленного бурового раствора используют следующие материалы.
Биополимер Xanthan Petro - (ксантановая камедь, ксантановая смола) - биополимер, получаемый в результате ферментативных реакций бактерий Xanthamonis Campestris на растительном крахмале, порошок, хорошо растворим в воде. Выпускается промышленностью по ТУ 2458-007-89593895-2010, представляет собой природный полисахарид, получаемый с помощью ферментации кукурузной пасты культурами Xanthomonas campestris. После завершения брожения в субстанцию добавляется этанол или изопропиловый спирт, что позволяет получить камедь в виде осадка. Для получения товарной формы осадок фильтруют и высушивают. CAS 11138-66-2, номер EC 11138-66-2.
Окись магния - магнезит, кристаллический порошок белого или серою цвета, в зависимости от чистоты продукта. Окись магния нерастворима в воде, при этом порошок хорошо впитывает воду. Выпускается промышленностью в виде химически чистого реактива по ГОСТ 4526-75 и в виде технического продукта с разной степенью чистоты по ГОСТ 1216-87.
Реагент Petro Safe - жидкий гидрофобизатор, выпускаемый по ТУ 2458-002-89593895-2014 ООО «ПетроИнжиниринг» и представляющий собой смесь натрия пальмитиновокислого CAS №408-35-5 EC №206-988-1 (20% мас.), полиалкилглюкозида C8-C16CAS №141464-42-8 (20% мас.), масла растительного рапсового (50% мас.), полиалкилглюкозида С10-С16 (лаурил глюкозида), CAS №110615-47-9 (10% мас.).
Крахмал модифицированный для буровых растворов, представляющий собой карбоксиметилированный крахмал, получаемый химической обработкой картофельного крахмала, CAS 9057-06-1, возможно также использование любых других видов модифицированных крахмалов, применяемых для буровых растворов.
Алюмокалиевые квасцы - порошок в качестве сшивающей и ингибирующей добавки.
Гидроксид натрия используется в количестве 0,01-0,1% мас. для обеспечения pH бурового раствора в диапазоне 10-10,5.
Полигликоли (смеси гликолей ди-. три-, тетра-этиленгликоля, моноэтиловых эфиров указанных гликолей и смол) производятся промышленностью и доступны на рынке. Например, «Полигликоль» по ТУ 2422-057-52470175-2005, «POLYGLYCOL Р-400 E» CAS №25322-69-4, «RICHMOLE Component 100» по ТУ 2458-065-18947160-2008 и др. Ингибирующее действие полигликолей заключается в адсорбции на частицах глины и закупоривании пор и трещин. Полигликоли отличаются хорошей смазывающей способностью, низкой токсичностью, не оказывает заметного влияния на реологические свойства буровых растворов при низкой температуре. Полигликоли обладают свойством формировать гелевые структуры в водных растворах при определенной повышенной температуре, что повышает ингибирующее действие растворов и приводит к снижению фильтрации растворов в пористой среде. Для перечисленных выше марок температура гелирования составляет 80-95°C. По специальному заказу производители полигликолей способны поставлять продукт с заданной температурой гелирования. Включение полигликолей в состав заявленного бурового раствора определяется: 1) наличием активных глинистых минералов в разрезе скважины, 2) требованиями Проекта на скважину о необходимости применения ингибированного бурового раствора. Использование конкретной марки полигликолей определяется по фактической пластовой температуре. Так, например, для месторождений Западной Сибири средняя пластовая температура продуктивных пластов составляет 90-100°C, поэтому на этих объектах могут быть использованы стандартные марки полигликолей с температурой гелирования 80-95°C. Содержание полигликолей в буровом растворе варьируется в пределах 1-3% мас.
Смазочные добавки используются для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины в среде бурового раствора. В указанном буровом растворе могут применяться любые смазочные добавки для буровых растворов, совместимые с другими компонентами раствора. Например, могут использоваться промышленно производимые добавки «Petro Lube» марок «R», «S», «Есо», «Extra» по ТУ 2458-009-89593895-2013, «ЛУБ БКЕ» по ТУ 2458-001-89593895-2009 и др. Концентрация смазочной добавки в буровом растворе определяется производителем, заказчиком, проектной организацией или по результатам измерений коэффициента трения приготовленного бурового раствора в промысловых условиях. Содержание смазочной добавки в указанном буровом растворе варьируется в пределах 0,4-3% мас.
Кольматирующая и утяжеляющая добавка - мраморная крошка, барит.
Мраморная крошка (КМ) используется в виде композиции различных марок по гранулометрическому составу (марки с максимальным размером частиц 2, 5, 10, 20, 40, 60, 80, 100, 200 мкм и другие доступные на рынке). Общее содержание мраморной крошки в буровом растворе варьируется в пределах 5-30% мас. и определяется по [2] на основании данных о максимальном прогнозируемом пластовом давлении с учетом требований Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Доля каждой марки мраморной крошки в композиции выбирается из указанных пределов согласно расчетом плотной упаковки частиц [1] на основании данных о размерах поровых каналов в проницаемых пластах конкретного геологического разреза. Например, для проницаемого пласта с размером поровых каналов 60 мкм по [1] необходимо использовать следующую композицию мраморной крошки: марка КМ-2 - 34% от общего содержания мраморной крошки, марка КМ-10 - 14% от общего содержания мраморной крошки и марка КМ-40 - 52% от общего содержания мраморной крошки.
Барит используется в основном в качестве утяжелителя. Общее содержание барита в буровом растворе варьируется в пределах 5-40% мас. Конкретная концентрация барита также определяется расчетным путем [2] на основании данных о максимальном прогнозируемом пластовом давлении с учетом требований Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Размер частиц барита в порошках широко распространенных марок КБ-3 и КБ-5 составляет 2-70 мкм.
В качестве бактерицида используются любые доступные на рынке марки, предназначенные для предотвращения биологической деструкции полисахаридных буровых растворов, например, «Petro Cide» по ТУ 2458-005-89593895-2010, «ATREN Bio» марки А по ТУ 2458-011-82330939-2009 и другие. Содержание бактерицида в буровом растворе определяется рекомендациями производителя и, как правило, составляет 0,01-0,05% мас.
Примеры приготовления предлагаемого бурового раствора
Пример 1
Для приготовления брали, мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,4, модифицированный крахмал - 2,5, окись магния - 0,5, реагент Petro Safe - 0,06, алюмокалиевые квасцы - 0,7, вода - 95,84. Все ингредиенты перемешивали и получали предлагаемый буровой раствор.
Пример 2
Для приготовления брали, мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,2, реагент Petro Safe - 0,03, алюмокалиевые квасцы - 0,05, вода - 97,92. Все ингредиенты перемешивали и получали предлагаемый буровой раствор.
Аналогичным образом готовили другие составы с дополнительными добавками:
Пример 3
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,45, модифицированный крахмал - 2,0, окись магния - 0,3, реагент Petro Safe - 0,04, биоцид - «Petro Cide» - 0,03, алюмокалиевые квасцы - 0,03, вода - 97,45.
Пример 4
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, мраморная крошка (композит) - 25, вода - 71,80.
Пример 5
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, барит - 25, вода - 71,80.
Пример 6
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, гидроксид натрия - 0,05, вода 96,75.
Пример 7
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, полигликоль - 2,0, вода - 94,8.
Пример 8
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, смазочная добавка - «PetroLube» марки «R» - 2, вода - 94,8.
Пример 9
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,7, барит - 5, полигликоль - 2, вода - 90,05.
Пример 10
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,9, мраморная крошка - 5, биоцид - «PetroCide» - 0,05, вода - 91,8.
Пример 11
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,9, барит - 10, биоцид - «Petro Cide» - 0,01, гидроксид натрия - 0,02, вода - 86,82.
Пример 12
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,9, мраморная крошка - 10, биоцид - «Petro Cide» - 0,02, гидроксид натрия - 0,01, смазочная добавка «Petro Lube» марки «R» - 0,5, вода - 86,32.
Результаты испытаний
3
2
0
пл
В ходе лабораторных исследований определялись следующие свойства предлагаемых буровых растворов: условная вязкость (УВ, с), фильтратоотдача при перепаде давления 0,7 МПа (Ф, см/30 мин), межфазное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с керосином (σ, мДж/м), динамическое напряжение сдвига (τ, дПа), пластическая вязкость (η, мПа⋅с), статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин (θ, дПа), pH среды. Реологические показатели буровых растворов определялись методом наименьших квадратов с использованием реологических модели Шведова-Бингама. Кроме того, определялись зависимости межфазного натяжения фильтрата бурового раствора на границе с моделью пластовой нефти - керосином.
Данные о покомпонентном составе бурового раствора, составе природных загрязнителей и показатели по свойствам приведены в таблице. Во втором разделе таблицы приведены параметры предлагаемого бурого раствора по примеру №10, загрязненного модельным составом выбуренной горной породы и выдержанного во вращающихся автоклавах при температуре +49°C в течение 16 ч до проведения измерения.
3
0
пл
Данные, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый безглинистый биополимерный буровой раствор имеет низкую вязкость. Раствор имеет низкую фильтратоотдачу, снизившуюся после термостатирования с 3,9 до 3,3 см. Низкие величины динамического напряжения сдвига и пластической вязкости, а также условной вязкости будут способствовать снижению гидравлических потерь в циркуляционной системе, а также гидравлических потерь в прискважинной зоне продуктивного пласта при вызове притока. Испытания бурового раствора, загрязненного выбуренной породой, показывают стойкость параметров предлагаемого бурового раствора к загрязнению при технологической температуре. Как видно из таблицы, показатель pH раствора практически не изменился, фильтрационная корка имеет ту же толщину, реологические параметры загрязненного раствора выросли несущественно, соотношение реологических параметров осталось практически неизменным (отношение τ к η изменилось с 6,71 до 6,72). Таким образом, показана термическая стойкость бурового раствора, стойкость параметров к загрязнению выбуренной породой, низкие значения фильтрации - по сравнению с прототипом.
Кроме того, для подтверждения низких фильтрационных характеристик предлагаемого бурового раствора были проведены фильтрационные исследования раствора на натурном керне песчаника пласта ЮВ-1 юрской свиты месторождения Западной Сибири. В результате исследований показано, что глубина проникновения бурового раствора в керн проницаемостью 40 мД при перепаде давления 6,8 МПа и полной остановке фильтрации за 95 мин составила 2,6 см, что говорит о практически полном отсутствии воздействия бурового раствора на проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта. Фильтрационные исследования вызова притока на том же образце керна показали, что давление отрыва корки предлагаемого бурового раствора от торцевой поверхности керна достаточно низкое (0,32 МПа) - существенно ниже применяемых на практике депрессий при вызове притока (до 3-5 МПа), что говорит о низкой адгезии фильтрационной корки к породе. Таким образом, по результатам фильтрационных испытаний показано, что предлагаемый буровой раствор имеет низкую фильтрацию в продуктивный пласт, затухающую до нуля со временем, а также формирует легко удаляемую фильтрационную корку.
Источники информации
1. Мясников Я.В., Гаджиев С.Г., Ионенко А.В., Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Кронин A.M. Программа MarCS Engineer для расчета плотной упаковки частиц утяжелителей буровых растворов // Бурение и нефть. 2014. №5. С. 35-37.
2. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005. С. 203.
3. РД 39-00147001-773-2004. Методика контроля параметров буровых растворов. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2004. - 137 с.
4. СТ РК ISO 10414-1-2012. Промышленность нефтяная и газовая. Полевые испытания буровых растворов. Часть 1. Растворы на водной основе. - Астана: Госстандарт Республики Казахстан. 2012. - 98 с.