БУРОВОЙ РАСТВОР С ТАМПОНИРУЮЩЕЙ ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ Petro Plug
DRILLING MUD WITH PLUG-IN SOLID PHASE PETRO PLUG

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к саморегулирующимся ингибирующим кальциевым буровым растворам, применяемым при бурении скважин в несовместимых (сложных) условиях.
Буровой раствор подходит для бурения в интервалах склонных к обвалообразованиям (аргиллиты, угли, доломиты и т.п.) сопряженным с поглощением промывочной жидкости.
Известны саморегулирующиеся ингибирующие кальциевые буровые растворы, содержащие в качестве источника кальция растворимые соли кальция, гипс, известь (гидроокись кальция).
4
2
Известен алюмогипсокалиевый буровой раствор, содержащий в качестве носителей ионов кальция известь 0,2-0,5% мас. и гипс 1,5-1,8% мас., в качестве стабилизатора глинистых сланцев применяются алюмокалиевые квасцы (KAl(SO)) 0,1-0,3% мас., структурообразователь бентонит марки Медиум Б 1-4% мас., гидроксид калия 0,03% мас, регуляторы фильтрации Оснопак 0,1-0,4% мас, Амилор Р-122 1,2-3,0% мас. (патент №2516400, МПК С09К8/20, опубл. 20.05.2014 г).
Недостатком является то, что применение алюмокалиевых квасцов предполагает наличие в буровом растворе свободных сульфат ионов.
Известен известковый буровой раствор на основе коллоидной массы, содержащий щелочной электролит, гидроокись кальция, воду, разжижители КСДБ (концентрат сульфит-дрожжевой бражки), КССБ (концентрат сульфит спиртовой барды), известь - источник ионов кальция, в качестве стабилизатора глин - алюминат натрия (патент РФ №1211274, МПК С09К7/02, опубл. 25.07.1995 г).
Недостатком является то, что содержание примесей в виде водорастворимых карбонатов в промышленном алюминате натрия требует повышенного расхода извести. В связи с необходимостью предварительного затворения КСДБ значительно увеличивается время приготовления буровгого раствора. Раствор имеет низкие реологические показатели и, как следствие, недостаточные гидроизолирующие свойства.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является цементный буровой раствор содержащий цемент ПЦТ-50 в качестве источника ионов кальция для ингибирования глинистых отложений - 3,4 % мас., ингибитор глинистых сланцев сульфат алюминия 0,0-0,4% мас., структурообразователь глинопорошок ПБМА 8,0-8,3 % мас., регуляторы реологии ФХЛС-М 1,4-5,0% мас, ПАЦ-НВ 0,5-1,0 % мас, модифицированный крахмал Мультистар 0-1% мас., микрокольматант Сульфобит (сульфированый асфальтен) 1,5-5,0% мас., регулятор щелочности - гидроксид калия 0,0-0,4% мас., гидроксид натрия 0,2-0,23% мас (патент RU 2 687 815 C1, МПК C09K 8/20, опубликован 16.05.2019).
2+
Недостатком прототипа является то, что в составе присутствуют одновременно цемент и глинопорошок ПБМА, в следствии чего реологические параметры данной системы находятся на значительно высоком уровне, что может приводить к ограничению расхода промывочной жидкости в процессе бурения и влиять на ограничение скорости проходки. Также к недостаткам относится то, что ингибирование глинистых сланцев обеспечивается только ионами Са поступающими в раствор с цементом.
Сущность изобретения
Буровой раствор включает биоцид Petro Cide, лигнин олеофильный S-Drill Block, ксантановый биополимер Xanthan Petro L, хлористый калий, цемент тампонажный, лубрикант Petro Lube, пеногаситель Petro Def, микрокальцит разнофракционный, лимонную кислоту и, при необходимости, поликарбоксилатный лигнин S-Drill Cl, каустическую соду, крахмал модифицированный Petro Starch U, крахмальный реагент S-Drill St, хлористый натрий при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Биоцид Petro Cide
0,03-0,05
Лигнин олеофильный S-Drill Block
0,35-2,0
Ксантановый биополимер Xanthan Petro L
0,28-0,35
Поликарбоксилатный лигнин S-Drill Cl
0,0-0,8
Хлористый калий
3,0-13,0
Цемент тампонажный
3,0-10,0
Микрокальцит разнофракционный
6,0-22,3
Лубрикант Petro Lube
1,39-3,0
Пеногаситель Petro Def
0,05-0,08
Лимонная кислота
0,14-0,24
Каустическая сода
0,0-0,02
Крахмал модифицированный Petro Starch U
0,0-2,5
Крахмальный реагент S-Drill St
0,0-2,0
Хлористый натрий
0,0-14,0
Вода
остальное
Основная задача предлагаемого изобретения - применение унифицированной рецептуры бурового раствора с тампонирующей твердой фазой для строительства наклонных и горизонтальных скважин в разрезах с несовместимыми горно-геологическими условиями - зонами поглощений и неустойчивыми интервалами, подверженным осыпям и обвалам.
Техническим результатом является снижение вероятности возникновения инициированных поглощений бурового раствора, и укрепление стенок скважины в зонах с осыпями и обвалами, а также ликвидация поглощений бурового раствора в случае их возникновения без привлечения сервиса по тампонажным растворам. Сокращение сроков ликвидации поглощений бурового раствора.
Буровой раствор Petro Plug при бурении формирует на стенках скважины фильтрационную корку с повышенными прочностными свойствами по сравнению с аналогичными фильтрационными корками традиционно применяемых полимер-глинистых, полисахаридных карбонатных и других типов буровых растворов на водной основе.
3
Повышение прочности фильтрационной корки, образуемой на стенке скважины, в буровом растворе достигается путем ввода специального тампонажного цемента вместо традиционно использующихся компонентов твердой фазы: фракционного карбоната кальция и глины. Концентрация тампонажного цемента в буровом растворе составляет 50-100 кг/м.
3
Повышении концентрации цемента в растворе до 200 - 300 кг/м приводит в образованию резиноподобной субстанции, которая применяется для ликвидации поглощений бурового раствора высокой интенсивности в случае их возникновения.
Активность тампонажного цемента в составе бурового раствора регулируются содержанием компонентов на основе лигнина, что позволяет поддерживать «хрупкий» показатель Гель (СНС10мин / СНС10сек < 1,5) и не допускать увеличения тиксотропных свойств. Также в связи с этим реологические свойства бурового раствора с тампонирующей твердой фазой могут быть описаны степенной моделью течения жидкости (Оствальда), характерной для безглинистых полисахаридных буровых растворов.
Описание основных этапов применения бурового раствора Petro Plug при бурении скважин:
3
1) Бурение интервала с начала секции производится на буровом растворе, приготовленном на «базовой рецептуре» с содержанием цемента в концентрации 50 кг/м;
3
2) Приближаясь в процессе бурения к потенциальной зоне поглощения, производится дообработка бурового раствора цементом до концентрации 100 кг/м - «рабочая рецептура»;
Фильтрационная корка, образующаяся на стенках скважины при бурении на «рабочей рецептуре» раствора с тампонирующей твердой фазой, минимизирует возникновение индуцированных поглощений бурового раствора за счет большей прочности. Также снижается степень влияния пульсации давления на раскрытые трещины, что предотвращает их дальнейшее увеличение.
3) Ликвидация поглощения бурового раствора.
3
3
В случае если при бурении получено поглощение промывочной жидкости, то на основе «рабочего раствора» (из циркуляции) отбирается часть объема - 10-20 м в качестве основы для приготовления кольматирующей пачки (в зависимости от интенсивности поглощения и величины вскрытой зоны). Далее производится обработка пачки цементом до концентрации 250-300 м с добавлением инертных наполнителей с подобранными размерами фракций. Полученный вязко-упругий состав (ВУС) с помощью цементировочного агрегата закачивается в бурильный инструмент с активированным циркуляционным переводником и продавливается рабочим буровым раствором для закачки в поглощающий пласт.
После закачки пачки ВУС производится подъем бурового инструмента в башмак предыдущей колонны либо в безопасный неосложненный интервал выше «головы» пачки на время реакции сшивки.
В течение определенного времени (2-6 часов в зависимости от концентрации цемента, лигниновых компонентов и ускорителей схватывания цемента) происходит гелеобразование и преобразование вязкоупругой смеси в резиноподобную субстанцию в порово-трещиноватом пространстве поглощающего интервала. После технологического отстоя производится спуск инструмента с последующим разбуриванием оставшейся в скважине вязко-упругой пачки, превратившейся в резиноподобный гель.
В случае полного отсутствия поглощения углубление скважины продолжается. Если интенсивность поглощения уменьшилась, то прокачивается аналогичная ВУС, но с набором инертных кольматантов меньшего размера.
4) После разбуривания резиноподобного геля часть прореагировавшего цемента может попасть в циркулирующий рабочий раствор. При этом может наблюдаться повышение структурно-механических свойств промывочной жидкости. Для приведения указанных показателей в пределы нормативных значений производится либо частичное разбавление «рабочего раствора» «базовым раствором» с минимальным содержанием цемента, либо обработка «рабочего раствора» компонентами на основе лигнина.
Особенности раствора Petro Plug:
• благодаря применению тампонирующей твердой фазы в растворе, образуемая фильтрационная корка обладает повышенными прочностными свойствами, что способствует предотвращению осыпей и обвалов горных пород, а также снижается вероятность возникновения инициированных поглощений промывочной жидкости за счет минимизации воздействия пульсирующих давлений на стенки скважины;
2+
+
• высокая ингибирующая способность по отношению к глинистым сланцам за счет наличия ионов Са и K;
• возможность производить операции по ликвидации поглощений промывочной жидкости без привлечения сторонних организаций для установки цементных мостов, что способствует значительной экономии времени;
Преимущества раствора Petro Plug по сравнению с прототипом:
• Отсутствие в рецептуре глинопорошка ПБМА позволяет регулировать реологические параметры бурового раствора в широком диапазоне значений для обеспечения гидродинамических режимов бурения скважин;
2+
• Наличие в рецептуре калия хлористого и ионов Са позволяет добиться более высокой ингибирующей способности;
• Формируемая фильтрационная корка на стенках скважины с тампонирующей твердой фазой препятствует передаче гидродинамических пульсаций пласту, чем минимизирует возникновение инициированных поглощений и предотвращает осыпи и обвалы породы;
• При возникновении поглощения в процессе бурения предлагаемый буровой раствор после дообработки цементом до концентрации 200-300 кг/м3 используется в качестве альтернативы традиционно применяемых цементных мостов, что приводит к сокращению сроков на ликвидацию поглощения промывочной жидкости.
+
+
• Дополнительное ингибирование ионами Na и K.
• Возможность осуществлять ликвидацию поглощений без привлечения дополнительных сервисов.
Основные параметры бурового раствора Petro Plug (табл. 1, 2)
3
Таблица 1 - Параметры бурового раствора Petro Plug (50 кг/м цемента)
Параметр
После приготовления
После термостарения при 80°C в течении 16 часов
25
50
85
25
50
85
Плотность, г/см3
1,09
1,09
Пластическая вязкость, сПз
13,6
9,4
12,2
12,9
10,1
7,8
ДНС, фунт/100 кв. фут
19,7
14,8
13,4
22,0
17,1
15,7
СНС10 сек/10 мин, фунт/100 кв. фут
6,9/9,4
5,0/5,6
3,8/4
9,3/14
6,6/8,8
5,1/5,3
рН
11,8
11,8
Показатель фильтрации, мл/30 мин
3,0
2,4
Толщина корки, мм
<1,0
<1,0
Показатель фильтрации HTHP 500psi, 85°C
-
7,6
3
Таблица 2 - Параметры бурового раствора Petro Plug (100 кг/м цемента)
Параметр
После приготовления
После термостарения при 80°C в течении 16 часов
25
50
85
25
50
85
Плотность, г/см3
1,13
1,13
Пластическая вязкость, сПз
18,3
13,1
12,2
15,0
10,9
10,5
ДНС, фунт/100 кв. фут
31,6
23,6
20,1
25,2
20,7
18,9
СНС10 сек/10 мин, фунт/100 кв. фут
9,2/11,4
6,7/7,7
5,7/7,2
10/13
7,0/9,4
5,8/7,1
рН
11,5
11,5
Показатель фильтрации, мл/30 мин
2,6
1,8
Толщина корки, мм
<1,0
<1,0
Показатель фильтрации HTHP 500psi, 85°C
-
6,4
Методика приготовления предлагаемого раствора состоит в следующем. При перемешивании в воду вводится гидроксид натрия для получения щелочной среды. Затем, при перемешивании, добавляется ксантановая камедь для создания структуры, перемешивают 30-45 минут, до полной гидратации биополимера. После при перемешивании вводится последовательно поликарбоксилатный лигнин, олеофильный лигнин, пеногаситель, хлористый калий , хлористый натрий. Далее добавляют цемент тампонажный, микрокальцит различных фракций, лубрикант (смазывающая добавка) и лимонную кислоту.
В таблицах 3, 4 приведены соответственно известные составы и свойства раствора.
Пример 1. В технической (водопроводной) воде растворяют 0,02% гидроксида натрия (каустическая сода, ГОСТ Р55064-2012), далее в раствор вводят 0,35% ксантановой камеди Xanthan Petro (ТУ 2458-007-89593895-2010) и перемешивают 30 мин высокоскоростной мешалкой до полной гидратации полимера. В полученный раствор добавляют последовательно при перемешивании 2,0% крахмальный реагент S-Drill St (ТУ BY 490850780.008-2016) либо Petro Starch U (ТУ 9187-003-89593895-2010), 0,2% Поликарбоксилатный лигнин S-Drill St (ТУ BY 490850780.008-2016) и 0,5% Лигнин олеофильный S-Drill Block (ТУ BY 490850780.003-2016). Добавляют 0,05% пеногаситель Petro Def (ТУ 2458-006-89593895-2010) и 0,05% биоцид Petro Cide (ТУ 2458-005-89593895-2010). Затем вводится 3,0% хлористого калия (ГОСТ 4568-95), 5,0% тапонажного цемента (ГОСТ 1581-96). Тщательно перемешивают в течении 30 минут. Затем вводится 6,0% микрокальцита различных фракций (ТУ 5743-002-198026-2017), 2,0% смазывающей добавки Petro Lube (ТУ 2458-009-89593895-2013) и 0,2% лимонной кислоты (ГОСТ 908-2004). Перемешивается до получения однородности.
Пример 2. В технической (водопроводной) воде растворяют 0,02% гидроксида натрия (каустическая сода, ГОСТ Р55064-2012), далее в раствор вводят 0,35% ксантановой камеди Xanthan Petro (ТУ 2458-007-89593895-2010) и перемешивают 30 мин высокоскоростной мешалкой до полной гидратации полимера. В полученный раствор добавляют последовательно при перемешивании 2,0% крахмальный реагент S-Drill St (ТУ BY 490850780.008-2016) либо Petro Starch U (ТУ 9187-003-89593895-2010), 0,2% Поликарбоксилатный лигнин S-Drill St (ТУ BY 490850780.008-2016) и 0,5% Лигнин олеофильный S-Drill Block (ТУ BY 490850780.003-2016). Добавляют 0,05% пеногаситель Petro Def (ТУ 2458-006-89593895-2010) и 0,05% биоцид Petro Cide (ТУ 2458-005-89593895-2010). Затем вводится 3,0% хлористого калия (ГОСТ 4568-95), 10,0% тампонажного цемента (ГОСТ 1581-96). Тщательно перемешивают в течении 30 минут. Затем вводится 6,0% микрокальцита различных фракций (ТУ 5743-002-198026-2017), 2,0% смазывающей добавки Petro Lube (ТУ 2458-009-89593895-2013) и 0,3% лимонной кислоты (ГОСТ 908-2004). Перемешивается до получения однородности.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов. В таблице 3 приведены данные о компонентах составах исследованных растворов.
Таблица 3 - Компонентный состав исследованных растворов
Состав раствора,мас. %
№ п.п.
1
2
3
4
5
6
7
8
Каустическая содаГОСТ Р55064-2012
0,02
0,02
-
-
0,01
0,01
0,01
0,01
Пеногаситель Petro Def ТУ 2458-006-89593895-2010
0,05
0,05
0,05
0,05
0,08
0,08
0,07
0,07
Биоцид Petro Cide ТУ 2458-005-89593895-2010
0,05
0,05
0,05
0,05
0,04
0,04
0,04
0,03
Крахмальный реагент S-Drill StТУ BY 490850780.008-2016
2,0
2,0
-
-
1,62
1,58
1,45
1,39
Поликарбоксилатный лигнин S-Drill ClТУ BY 490850780.008-2016
0,2
0,2
0,5
0,5
0,41
0,79
-
-
Лигнин олеофильный S-Drill Block ТУ BY 490850780.003-2016
0,5
0,5
0,7
0,7
0,6
0,6
0,5
0,5
Ксантановый биополимер Xanthan Petro ТУ 2458-007-89593895-2010
0,35
0,35
0,30
0,30
0,28
0,28
0,33
0,35
Крахмал модифицированный Petro Starch U ТУ 9187-003-89593895-2010
-
-
2,5
2,5
-
-
-
-
Хлористый калий ГОСТ 4568-95
3,0
3
3,0
3,0
13,00
10,28
9,40
9,06
Хлористый натрий ГОСТ 4233-77
-
-
-
-
-
-
14,0
14,0
Цемент тампонажный ГОСТ 1581-96
5,0
10,0
5,0
10,0
4,06
7,91
3,0
6,97
Микрокальцит разнофракционный ТУ 5743-002-198026-2017
6,0
6,0
6,0
6,0
19,74
19,78
22,3
20,91
Лубрикант Petro Lube ТУ 2458-009-89593895-2013
2,0
2,0
3,0
3,0
1,62
1,58
1,45
1,39
Лимонная кислота ГОСТ 908-2004
0,2
0,3
0,2
0,3
0,16
0,24
0,14
0,21
Вода
80,63
75,53
78,7
73,6
58,37
56,83
47,3
45,10
В указанном буровом растворе регулирование структурно-реологических свойств обеспечивается ксантановым биополимером. Снижение содержания биополимера приводит к выпадению утяжелителя. Увеличение концентрации биополимера приводит к росту структурно-механических показателей.
+
+
2+
Ингибирующая способность раствора регулируется путем ввода тампонажного цемента в пределах 3-10%, хлористого калия в пределах 0-13,0% и хлористого натрия в пределах 0-20,0%. Ионы K, Na и Ca ингибируют породы содержание глинистые сланцы.
В качестве пластификатора, после ввода цемента используется лимонная кислота 0,0-0,5%.
Регулирование рН производится изменением концентрации гидроксида натрия 0,0-0,05%.
Регулирование показателя фильтрации производится вводом поликарбоксилатного лигнина 0,5-3,5% и олеофильного лигнина 0,1-3,0%.
В случае вспенивания после ввода лигнинов, в раствор вводится пеногаситель в количестве 0,05-0,2 %.
Необходимое значение плотности бурового раствора обеспечивается вводом микрокальцита 3,0-30,0%.
Смазывающая способность (снижение коэффициента трения) обеспечивается путем ввода смазывающая добавка 0,5-8,0%.
3
3
2
2
Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов производилась ГОСТ 33213-2014 (ISO 10414-1:2008) «Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях. Растворы на водной основе». В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов: плотность (ρ, г/см), показатель фильтрации (ПФ, см/30 мин), пластическая вязкость (PV, мПа⋅с), динамическое напряжение сдвига (YP, фунт/100 футов), статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин покоя (GEL 10 sec и GEL 10 min, фунт/100 футов), показатель рН.
В таблице 4 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов.
Таблица 4 - Параметры растворов
Параметр
№1
№2
№3
№4
№5
№6
№7
№8
Плотность, г/см<sup>3</sup>
1,09
1,13
1,08
1,12
1,24
1,28
1,39
1,44
Показатель фильтрации, мл/30 мин
2,4
1,8
3,6
3,4
2,3
2,1
1,7
1,8
Толщина корки, мм
<0,5
<0,5
<0,5
<0,5
<1,0
<1,0
<1,0
<1,0
Пластическая вязкость, мПа⋅с
10,1
11,1
14
15
19,0
21
23
25
ДНС, фунт/100 футов<sup>2</sup>
17,1
21
25
27
29
31
34
37
СНС<sub>10''/10'</sub>, фунт/100 футов<sup>2</sup>
6,5 / 9,0
7,0 / 10,5
6,0/ 8,0
12,0/ 18,0
10,0/ 17,0
11,0/ 19,0
12,0 / 21,0
14,0 / 24,0
pH
11,8
11,5
11,6
11,7
12,0
12,1
11,9
12,2
3
Плотность заявляемого бурового раствора с тампонирующей твердой фазой варьируется в широком диапазоне значений от 1,08 до 1,44 г/см. Показатель фильтрации бурового раствора не превышает 4,0 мл/30 мин при перепаде давления 7 атм, при этом образуется тонкая прочная фильтрационная корка, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты, а также минимизирует воздействие пульсаций давления. Реологические параметры (пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига за 10 сек и 10 мин) обеспечивают эффективную очистку ствола скважины от выбуренной поры при бурении и удерживают шлам во взвешенном состоянии при отсутствии циркуляции.
3
3
Изменение прочности геля бурового раствора при увеличении концентрации цемента до 250 кг/м и 300 кг/м приведены на графике 1 и 2 соответственно.
Регулирование времени «схватывания» состава, используемого для ликвидации поглощений, производится за счет подбора концентрации цемента.
Технологические параметры заявляемого бурового раствора с тампонирующей твердой фазой дают возможность применять его в различных горно-геологических условиях. При возникновении поглощения промывочной жидкости данный раствор можно использовать для ликвидации поглощения путем дообработки порции раствора дополнительным объемом тампонажного цемента.