БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ И ПОВЫШЕННЫХ ТЕМПЕРАТУР
DRILLING MUD FOR WELL CONSTRUCTION UNDER CONDITIONS OF ABNORMALLY HIGH FORMATION PRESSURES AND HIGH TEMPERATURES

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 аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур.
Известны буровые растворы, предназначенные для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и температур, содержащие формиаты щелочных металлов в качестве утяжеляющей добавки (патенты: RU 2215016, RU 2277570, RU 2277571, RU 2655276).
Недостатками указанных буровых растворов являются их недостаточная плотность (RU 2277570, RU 2277571) и/или высокие структурно-реологические свойства (RU 2215016, RU 2655276), что связано с большим содержанием формиата - 37,00-83,00 мас. % в зависимости от требуемой плотности раствора.
Состав бурового раствора по патенту RU 2215016, мас. %:
Полисахаридный реагент или
смесь полисахаридных реагентов
0,10-7,00
Соль муравьиной кислоты
щелочного металла
45,00-83,00 (плотность раствора 1,35-2,30 г/см<sup>3</sup>)
Вода
Остальное
Состав бурового раствора по патенту RU 2277570, мас. %:
Формиат натрия
9,00-44,00 (плотность раствора до 1,42 г/см<sup>3</sup>)
Полимер Fito-PK
3,00-5,00
Мраморный порошок
0,00-10,00
Вода
Остальное
Состав бурового раствора по патенту RU 2277571, мас. %:
Формиат натрия
13,00-4,00 (плотность раствора до 1,45 г/см<sup>3</sup>)
Карбоксилметилкрахмал
3,00-5,00
Мраморный порошок
0-14,00
Вода
Остальное
Состав бурового раствора по патенту RU 2655276, мас. %:
Формиат натрия
37,00-42,00
Полисахарид ксантанового типа
0,27-0,32
Модифицированный крахмал
0,84-1,06
Гидрофобизирующая жидкость
0,69-1,01
Смазывающая добавка
1,63-1,97
Галенитовый утяжелитель
сверх 100 мас. % (плотность раствора до 1,90-2,60 г/см<sup>3</sup>)
Известен буровой раствор, содержащий в качестве основной утяжеляющей добавки поташ или формиат натрия, мраморный порошок для утяжеления и кольматации, баритовый утяжелитель для доутяжеления до требуемой плотности (патент RU 2440397).
Состав бурового раствора по патенту RU 2440397, мас. %:
Соль щелочного металла органической кислоты -
поташ или формиат натрия
10,00-50,00 (достигаемая плотность раствора 1,22-1,80 г/см<sup>3</sup>)
Биополимер КК Робус
0,40-0,45
Модифицированный крахмал
КРЭМ
1,00-1,10
Гидрофобизирующая жидкость
Основа-ГС
0,25-0,30
Комплексная смазочная
добавка КСД
1,00-1,50
Вода
87,35-46,65
Мраморный порошок
30,00-65,00 сверх 100
Баритовый утяжелитель
до 65,00 сверх 100
3
В известном буровом растворе (патент RU 2440397) формиат натрия применяется в большом количестве и в качестве основной утяжеляющей добавки. При этом максимальная плотность раствора составляет 1,60-1,80 г/см при содержании формиата натрия 40,00-50,00 мас. %.
Основными недостатками данного бурового раствора является недостаточная максимальная плотность и большое содержание формиата натрия, что приводит к увеличению стоимости раствора и ухудшению структурно-реологических свойств.
Наиболее близким к заявляемому технологическим решением является буровой раствор (RU 2291182), содержащий 1,00-3,00% глины, 10,00-60,00% барита, в качестве реагента-стабилизатора 10,00-30,00% формиата натрия, в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств 1,00-5,00% карбоксиметилированного крахмала, и воду - остальное. Этот буровой раствор предназначен для вскрытия бурением зон с аномально высокими пластовыми давлениями. Известный буровой раствор, по данным патентообладателя, обладает повышенными флокулирующими свойствами для удаления шлама при очистке, скоростями бурения и термостойкостью при вскрытии зон с аномально высокими пластовыми давлениями.
Недостатками данного бурового раствора являются высокие структурно-реологические свойства, в частности, высокая пластическая вязкость.
Аномально высоким пластовым давлениям зачастую сопутствуют повышенные пластовые температуры и минимальная разница между градиентами пластового давления и давления гидроразрыва пласта. По этим причинам применяемый буровой раствор должен обладать, кроме высокой плотности и термостабильности, еще и низкими гидравлическими сопротивлениями течению.
Известный буровой раствор не обеспечивает необходимые структурно-реологические свойства для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (таблица 2).
В таблице 1 приведены концентрации ингредиентов в заявленном и в известном буровых растворах.
В таблице 2 приведены параметры бурового раствора, измеренные у воспроизведенных составов, представленных в патенте прототипа, и параметры заявленного бурового раствора. Из данных таблицы 2 видно, что известный буровой раствор обладает неудовлетворительными структурно-реологическими свойствами.
Задачей изобретения является создание бурового раствора с высокой плотностью и термостойкостью, высокой ингибирующей способностью, обладающего реологическими свойствами, позволяющими производить строительство скважин в условиях минимальной разницы между градиентами пластового давления и давления гидроразрыва пласта.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении безаварийного строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений, за счет получения оптимальных структурно-реологических свойств утяжеленного баритом бурового раствора, достигаемых при совместном применении формиата калия и хлорида калия, высокой плотности и термостабильности бурового раствора, седиментационной устойчивости и высокой ингибирующей способностью бурового раствора по отношению к процессу гидратации глин, устойчивости к биодеструкции и хороших смазочных свойств.
Указанный технический результат достигается тем, что раствор включает полимеры полисахаридной природы и лигносульфонат, баритовый утяжелитель, молотый мрамор, формиат калия, хлорид калия при следующем содержании компонентов, мас. %:
Ксантановый биополимер
- 0,08-0,22
Крахмальный реагент
- 0,28-0,76
Лигносульфонат
- 0,30-0,82
Хлорид калия-
2,38-6,56
Формиат калия
- 8,06-22,18
Молотый мрамор
- 1,98-5,46
Баритовый утяжелитель
- до 63,70
Вода
- 23,22-63,92
Формиат калия в оптимальной концентрации обеспечивает седиментационную стабильность и термостабильность свойств раствора до 150°С, помимо этого, формиат калия придает раствору высокую ингибирующую способность по отношению к процессу гидратации глин и хорошие смазочные свойства. Оптимизация содержания формиата калия также позволяет обеспечить невысокую стоимость бурового раствора. Низкие гидравлические сопротивления течению раствора достигаются за счет применения ксантанового биополимера и крахмального реагента, придающих раствору псевдопластичные свойства, при которых вязкость раствора уменьшается при увеличении скорости сдвига, за счет чего раствор обладает высокой удерживающий и выносящей способностью. Для снижения гидравлических сопротивлений раствора, повышающихся при добавлении формиата калия, в раствор входит добавка хлорида калия, эффективно пептизирующая раствор и снижающая негативное влияние формиата калия на структурно-реологические свойства баритового раствора.
В состав заявленного раствора входят химические реагенты, представленные в таблице 3.
Состав заявленного бурового раствора представлен в таблице 4.
На фиг. 1 представлена комбинированная диаграмма для определения содержания баритового утяжелителя и воды в заявленном буровом растворе требуемой плотности.
Источники информации:
1. RU 2215016, 11.03.2002 г., C09K 7/02, опубл.27.10.2003 Бюл.№30;
2. RU 2277571, 06.12.2004 г., C09K 8/08, опубл. 10.06.2006 Бюл. №16;
3. RU 2277570, 26.11.2004 г., C09K 8/04, опубл. 10.06.2006 Бюл.№16;
4. RU 2655276, 29.03.2017 г., C09K 8/20, опубл. 24.05.2018 Бюл.№15;
5. RU 2440397, 29.03.2017 г., C09K 8/08, опубл. 20.01.2012 Бюл.№2
6. RU 2291182, 28.06.2005 г., C09K 8/20, опубл. 10.01.2007 Бюл.№1