Утяжеленный буровой раствор
WEIGHTED DRILLING FLUID

3
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, используемым при бурении в сложных геологических условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально-высоких пластовых давлений, где горно-геологические условия предполагают использование буровых растворов высокой плотности (до 2500 кг/м).
Известен состав бурового раствора, содержащий опоку, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-900, хлорид кальция, флотореагент Т-80, гидроксид калия, смазочную добавку СМАД, унифлок, КССБ-2М, барит и воду [1].
2+
3
Недостатком известного бурового раствора являются высокая водоотдача за счет содержания Са, низкие значения смазочных свойств и стабильности бурового раствора; высокий коэффициент сдвига корки, что приводит к необходимости значительных усилий для перемещения бурильных труб, осложнениям в виде затяжек и прихватов, а так же недостаточная плотность бурового раствора - не более 1870 кг/м.
Известен так же буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор КМЦ-900, минеральную соль - KCl, флокулянт, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, КССБ-2М, гидроксид калия, барит и воду [2].
Однако известное техническое решение не способствует достижению необходимой плотности бурового раствора, сохраняя структурно-механические и фильтрационные свойства бурового раствора на оптимальном уровне.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является буровой раствор, содержащий формиат натрия; полисахарид ксанатанового типа «StabVisco-F»; модифицированный крахмал «МК-3»; гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11; смазывающую добавку «Экстра-С»; утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель и воду [3].
Недостатками данного бурового раствора является то, что из-за отсутствия в своем составе минерального структурообразователя (глины и др.), оптимизация структурных и реологических свойств бурового раствора достигается путем применения специальных добавок, а именно полимеров полисахаридного ряда. При этом возможно выпадение утяжелителя в осадок при высокотемпературной или солевой деструкции полимера и, как следствие, возникновение осложнений и аварийных ситуаций на скважине. Так же неизбежно постоянное поддержание достаточно высокой концентрации полимеров в составе бурового раствора, что влечет за собой увеличение стоимости бурового раствора.
Кроме того, используемый в качестве утяжеляющей добавки галенит (сульфид свинца) дефицитный и дорогостоящий материал. Вредное воздействие на организм человека и отсутствие опыта применения сдерживает его использование для буровых работ.
3
Предлагаемое техническое решение улучшает качество бурового раствора за счет улучшения структурно-механических и фильтрационных свойств и повышения стабильности бурового раствора при его утяжелении до плотности 2500 кг/м.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности бурения в условиях аномально-высоких пластовых давлений, улучшение качества бурового раствора при высоких плотностях путем улучшения реологических и фильтрационных свойств, а так же стабилизации других параметров бурового раствора.
Технический результат достигается тем, что утяжеленный буровой раствор, содержащий структурообразователь - глину, минеральную соль - хлористый калий КCl, регулятор рН среды - гидроксид калия КОН, лигносульфонатный реагент - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, баритовый утяжелитель КБ-3, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, пеногаситель Santi F и воду, отличающийся тем, что дополнительное утяжеление бурового раствора производится комплексным вводом сухого (железистый - гематит или ЖРК) и водорастворимого солевого (формиат натрия или калия) утяжелителей, а для стабилизации фильтрационных и реологических свойств дополнительно содержит реагент стабилизатор - высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Глина - глинопорошок бентонитовый по ТУ 2164-41219638-2005, структурообразователь.
Реагент стабилизатор высокомолекулярная натрий-карбоксиметилцеллюлоза КМЦ-1100 по ТУ-2231-066-50664923-2005-порошкообразный материал от белого до кремового цвета, используется в качестве стабилизатора бурового раствора. Степень полимеризации 1100, степень замещения 90, растворимость в воде 99,5%.
Гидроксид калия КОН по ГОСТ 9285-78, применяется в качестве регулятора щелочности бурового раствора.
3
Лигносульфонатный реагент конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ-2М по ТУ 2458-343-05133190-2012 - порошок темно-коричневого цвета, представляет собой продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства. Растворимость в воде не менее 90%, плотность 1,39 г/см, водородный показатель 7-9. Используется для снижения водоотдачи и снижения вязкости раствора.
Феррохромлигносульфонат ФХЛС-М по ТУ 2458-344-05133190-2012 - порошок светло-коричневого цвета и представляет собой продукт обработки сульфит спиртовой барды (ССБ). Хорошо растворяется в воде, имеет рН 4-5. Применяется в качестве понизителя реологических свойств буровых растворов.
Пеногаситель Santi F по ТУ 2257-022-18947160-2004.
Смазочная добавка ДСБ-4ТТП по ТУ 2415-004-00151807-2006 жидкость темно-коричневого цвета, на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля, с температурой застывания -45-48°С. Экологически безвредна.
Минеральная соль - хлористый калий КCl по ГОСТ 4568-95 - мелкие кристаллы серовато-белого цвета или мелкие зерна различных оттенков красно-бурого цвета.
4
3
Баритовый утяжелитель марки КБ-3 по ГОСТ 4682-84 поставляется в виде концентрата с содержанием BaSO не менее 90,0 мас. %, влажностью не более 2,0%, плотностью не менее 4210 кг/м.
Водорастворимый солевой утяжелитель формиат натрия или калия по ТУ 2432-011-00203803-98 сыпучий порошок белого цвета, представляет собой натриевую или калиевую соль муравьиной кислоты и является отходом при производстве пентаэритрита.
3
3
Железистый утяжелитель - гематит по ГОСТ 26475-85 - оксид железа, порошок от железно-черного до стального-серого цвета, плотностью 4600 кг/м или ЖРК по ТУ 0708-029-00158754-97 - плотность утяжелителя составляет 4600-5000 кг/м, железорудный концентрат соответствует высшим сортам утяжелителей по стандарту АНИ и ОСМА, обеспечивает утяжеление буровых растворов, благодаря высокой дисперсности и обеспечивает седиментационную устойчивость (стабильность) растворов.
При приготовлении заявляемого раствора используют следующий порядок: глину затворяют в пресной воде и перемешивают до полного диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и вновь перемешивают, затем вводят последовательно в сухом виде лигносульфонатный реагент конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, гидроксид калия КОН, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М, пеногаситель Santi F, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, минеральную соль хлористый калий КCl. Затем утяжеляют баритовым утяжелителем марки КБ-3, перемешивают, после этого дополнительно утяжеляют водорастворимым солевым утяжелителем формиатом натрия или калия и железистым утяжелителем (гематитом или ЖРК).
Приведем примеры приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях.
Пример 1. Готовят 3%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,8% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,5%, КОН - 0,2%, ФХЛС-М - 1,0%, пеногаситель Santi F - 0,2%, ДСБ-4ТТП - 1,5% после тщательного перемешивания вводят 3% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 30% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 12% формиата натрия (или калия), 10% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.
Пример 2. Готовят 4,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,6% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,3%, КОН - 0,2%, ФХЛС-М - 1,3%, пеногаситель Santi F - 0,2%, ДСБ-4ТТП - 1,5% после тщательного перемешивания вводят 4% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 30% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 15% формиата натрия (или калия), 25% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.
Пример 3. Готовят 5,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,5% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,2%, КОН - 0,3%, ФХЛС-М - 2,0%, пеногаситель Santi F - 0,3%, ДСБ-4ТТП - 1,8% после тщательного перемешивания вводят 7% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 40% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 13% формиата натрия (или калия), 13% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.
Пример 4. Готовят 6,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,0%, КОН - 0,3%, ФХЛС-М - 2,5%, пеногаситель Santi F - 0,3%, ДСБ-4ТТП - 2,0% после тщательного перемешивания вводят 3% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 50% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 12% формиата натрия (или калия), 12% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.
В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.
В указанном буровом растворе используют бентонитовые глины в пределах 3-6%. Уменьшение содержания глины менее 3% приводит в последствии к выпадению сухого утяжелителя (барита или железистого). Увеличение процентного содержания глины более 6% приводит к ухудшению структурно-механических свойств, невозможности прокачки, к увеличению толщины фильтрационной корки, прихватам, снижению скорости проходки.
В качестве реагента-стабилизатора бурового раствора используют высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100. Использование КМЦ-1100 менее 0,3% не приводит к снижению водоотдачи и стабилизации раствора. Увеличение содержания КМЦ-1100 более 0,8% приводит к значительному увеличению вязкости, а фильтрация при этом не снижается.
В качестве минеральной соли, повышающей ингибирующую способность раствора, используют хлористый калий КCl. Исследование взаимодействия глинистых пород с растворами солей калия показывают, что процесс набухания ускоряется с увеличением концентрации в растворе хлористого калия и заканчивается через 2-4 часа при 5-7%-ной концентрации хлористого калия. В пределах этой концентрации степень набухания глин так же достигает своих минимальных значений. Дальнейшее увеличение концентрации хлористого калия не приводит к заметным изменениям показателей набухания, а уменьшение концентрации KCl менее 3% не приводит к ингибированию бурового раствора.
В качестве минеральной соли, повышающей плотность бурового раствора, используют формиат натрия или калия. В пределах концентрации 12-15% достигается оптимальное значение плотности бурового раствора, в сочетании с другими сухими утяжелителями, при стабильных структурно-механических и фильтрационных показателях. Кроме того, данный компонент обладает ингибирующим эффектом. Увеличение концентрации формиата натрия или калия более 15% приводит к увеличению структурно-механических свойств и фильтрации. Уменьшение концентрации менее 12% не приводит к существенному увеличению плотности бурового раствора (в сочетании с другими утяжелителями), а так же не сокращает период набухание глин.
Оптимальное значение гидроксида калия КОН находится в пределах от 0,2-0,3%. Уменьшение или увеличение КОН приводит соответственно к снижению или увеличению рН раствора, что отрицательно сказывается на эффективности работы полимерных реагентов в составе бурового раствора. При снижении рН менее 7, не происходит полного распускания полимерных реагентов и уменьшается способность понижать вязкость и снижать фильтрацию буровых растворов у лигносульфонатных реагентов. Применение реагентов при значениях рН свыше 10 приводит к увеличению расхода лигносульфонатных реагентов, а характеристики полимеров как загустителей и понизителей фильтрации ухудшаются.
В качестве смазочной добавки на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля применяют ДСБ-4ТТП. В этой добавке дорогостоящие вещества, остаточные продукты производства синтетического каучука Т-66, Т-80, таловое масло, заменены полигликолем (многоатомные спирты). Оптимальная ее концентрация в составе бурового раствора составляет 1,5-2,0%. Уменьшение концентрации смазочной добавки менее 1,5% в растворе не приводит к улучшению смазочной способности, в результате чего происходят прихваты и затяжки бурового инструмента. Увеличение смазочной добавки более 2,0% приводит к необоснованному увеличению затрат, при неизменных показателях смазочных свойств.
Для регулирования реологических показателей вводится лигносульфонатный реагент ФХЛС-М в пределах 1,0-2,5%. Ввод реагента менее 1,0% не оказывает эффективного влияния на пластифицирование (разжижение) бурового раствора. Применение концентраций более 2,5% снижает структурно-механические свойства бурового раствора и создает опасность выпадения утяжелителя, а фильтрация не улучшается.
Также для регулирования фильтрации в раствор вводят КССБ-2М, эффективность которого особенно возрастает в растворах с высокой степенью минерализации. Как показали экспериментальные данные, оптимальные добавки его применения лежат в пределах 2-2,5%. Применение концентрации менее 2% не оказывает необходимого влияния на фильтрационные и реологические показатели бурового раствора. Концентрации более 2,5% ухудшают структурно-механические свойства бурового раствора.
Ввод лигносульфонатных реагентов в раствор способствует его вспениванию, поэтому в раствор дополнительно вводится пеногаситель Santi F при оптимальной концентрации 0,2-0,3%.
3
Использование предлагаемого утяжеленного бурового раствора в сложных горно-геологических условиях, например при бурении глубоких и сверхглубоких скважин с аномально высокими пластовыми давлениями позволяет доводить плотность бурового раствора до 2500 кг/м, с обеспечением стабильности по реологическим, фильтрационным и стоимостным показателям.
Источники информации:
1. Патент РФ №2410405 от 25.12.2009, опубл в бюллетень №3, 27.01.2011, по кл. С09К 8/20;
2. Патент РФ №2235751 от 07.02.2003 г., опубл. в бюллетень №25, 10.09.2004, по кл. С09К 7/02;
3. Патент РФ №2655276 от 29.03.2017, опубл. бюллетень №15, 24.05.2018, по кл. С09К 8/20.