БЕЗГЛИНИСТЫЙ ПОЛИСАХАРИДНЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР
CLAY-LESS POLYSACCHARIDE DRILLING AGENT

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к безглинистым полисахаридным растворам, применяемым для бурения горизонтальных и пологих скважин с большим углом отклонения, а также и боковых стволов с горизонтальным окончанием.
При бурении горизонтальных скважин и боковых стволов требования к основным функциям процесса промывки становятся жестче, чем при бурении обычных скважин. Степень влияния состава и свойств бурового раствора на продуктивность значительно возрастает в результате увеличения времени вскрытия пласта из-за значительно большей площади поверхности, через которую в пласт поступают фильтрат и твердая фаза бурового раствора. Существенно ухудшаются условия выноса шлама, в том числе через гибкие трубы и кольцевые зазоры уменьшенного размера, что требует изменения параметров бурового раствора с целью повышения его транспортирующей способности и эффективности. Ужесточаются также требования к смазывающим и ингибирующим свойствам бурового раствора.
Современная теория и практика бурения таких скважин особенно с применением колтюбинга, когда кольцевые зазоры и диаметр гибких труб значительно меньше, показывает, что буровой раствор для бурения пологих и горизонтальных скважин и боковых стволов должен характеризоваться следующими свойствами:
- псевдопластическими реологическими характеристиками для обеспечения необходимой выносящей и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора, в том числе через уменьшенные зазоры кольцевого пространства;
- высокими смазочными и гидрофобизирующими свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения обычной бурильной колонны и колонны гибких труб, предотвращения их прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины;
- высокими ингибирующими и кольматирующими свойствами, низкой скоростью фильтрации бурового раствора в пласт, низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважины, и предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.
В настоящее время основной объем бурения горизонтальных и сильно искривленных скважин, а также боковых стволов ведется с промывкой буровыми растворами, в которых регулятором псевдопластических свойств являются биополимерные реагенты.
Известен безглинистый буровой раствор, содержащий следующие компоненты, мас.%: биополимер 0,5-0,6; неорганическую соль (хлорид кальция) 14-18; вода остальное (патент РФ 1774946, кл. С09К 7/02, 1990).
Известный раствор имеет высокие реологические и структурно-механические свойства, низкий коэффициент псевдопластичности «n», что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способности при бурении горизонтального участка ствола скважины.
В то же время известный раствор имеет низкие смазочные свойства. Кроме того, при высоких реологических и структурно-механических свойствах известный буровой раствор характеризуется предельно высокими показателем консистенции «К» и, следовательно, большими гидравлическими сопротивлениями. Технология приготовления этого раствора длительна по времени (не менее суток).
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по назначению и технической сущности является полисахаридный безглинистый буровой раствор преимущественно для бурения горизонтальных скважин, содержащий следующие ингредиенты, мас.%: биополимер 0,05-0,20; модифицированный крахмал 1,15-2,00; гидрооксид щелочного металла 0,045-0,160; водорастворимую соль кремниевой кислоты 0,23-1,20; ПАВ МИГ 0,3-1,0; вода остальное (патент RU 2186819 кл. С09К 7/02, 2002). Известный раствор имеет необходимые для проводки горизонтальных скважин структурные и реологические свойства при низких значениях коэффициента псевдопластичности «n». Низкие значения показателя фильтрации и высокие смазочные свойства, стабильные в условиях полисолевой минерализации в широком диапазоне температур (до 90°С). Также этот раствор в процессе бурения обеспечивает формирование низкопроницаемой фильтрационной корки и зоны кольматации, предотвращающей загрязнение продуктивного пласта, которая может быть удалена последующей обработкой.
Существенным недостатком известного бурового раствора является низкая устойчивость его полимерной основы к сдвиговым нагрузкам (механодеструкция), которая проявляется в процессе длительной циркуляции по стволу скважины, протекает с разрывом химических связей.
Задача, стоящая при создании изобретения, - это создание безглинистого полисахаридного раствора, который наряду с общеизвестными требованиями, передъявляемыми к буровым растворам для бурения горизонтальных скважин:
псевдопластичность, низкий коэффициент трения, высокие ингибирующие и кольматирующие свойства, наличие кислоторастворимых компонентов, высокая поверхностная активность, обладает повышенной устойчивостью к механодеструкции.
Технический результат, достигаемый данным изобретением, - это улучшение эффективности действия полимеров, входящих в безглинистый полисахаридный буровой раствор путем повышения их устойчивости к механодеструкции за счет замены полисахаридного понизителя фильтрации полимерами на основе эфиров целлюлозы.
Указанный технический результат достигается разработкой состава безглинистого полисахаридного раствора для бурения горизонтальных скважин, включающего биополимер КК Робус, в качестве полисахаридного понизителя фильтрации -карбоксиметилоксипропилцеллюлозу (КМОПЦ) или гидроксиэтилцеллюлозу (сульфацелл), в качестве смазочной добавки - комплексный реагент КСД, пеногаситель СОФЭКСИЛ-4248 П, воду и карбонатный утяжелитель, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанный биополимер
0,15-0,25
Карбоксиметилоксипропилцеллюлоза
или гидроксиэтилцеллюлоза
0,35-0,40
Комплексный реагент КСД
0,50-1,50
Указанный пеногаситель
0,10-0,20
Вода
97,60-98,90
Карбонатный утяжелитель
26,00-37,00 (сверх 100%)
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый состав бурового раствора отличается от известного содержанием других компонентов в исследованном соотношении, то есть отвечает критерию новизны.
В заявляемом составе бурового раствора комплекс полимеров полисахаридной природы и смазочной добавки, синергетически действуя друг на друга (биополимер, КМОПЦ или сульфацелл), обеспечивает буровому раствору технологические показатели, необходимые для проводки горизонтальных скважин (повышенные реологические и структурно-механические свойства, псевдопластичность, высокие ингибирующие и кольматирующие свойства, высокая поверхностная активность), в том числе стойкость к механодеструкции. Это позволяет говорить об изобретательском уровне.
Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие реагенты:
- Биополимер марки КК «Робус», ТУ 2458-011-35944370-2007, ЗАО «НПО Промсервис»
- Карбоксиметилоксипропилцеллюлоза техническая, торговая марка «Вискомикс», ТУ 2231-005-502775-63-2008, ЗАО «Карбокам»
- Гидроксиэтилцеллюлоза Сульфацелл, ТУ 2231-013-32957739-01, ЗАО «Полицелл»
- Комплексная смазывающая противоприхватная добавка КСД - продукт на основе экструзионного модифицированного крахмала, олефинсульфонатов натрия и других соединений, ТУ 2458-013-35944370-2008, ЗАО «НПО Промсервис»
- Пеногаситель «СОФЭКСИЛ-4248 П», ТУ 2229-019-42942526-01, ЗАО НПК «СОФЭКС»
3
- Мрамор молотый УМС - карбонатный утяжелитель (СаСО), ТУ 5716-004-50635131 -2004, ООО «МКО».
Для получения заявляемого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов в технической воде последовательно растворялись расчетные количества биополимера КК «Робус», КМОПЦ или Сульфацелл при перемешивании 30 минут со скоростью 10000 об/мин и оставлении их в покое на 24 часа. После истечения указанного времени в раствор вводится расчетное количество смазочной добавки совместно с пеногасителем и раствор перемешивается в течение 15 минут, после чего утяжеляется карбонатным утяжелителем и после 30-минутного перемешивания замеряются технологические показатели полученных растворов, исследуется их ингибирующая способность, стойкость к механодеструкции.
В таблице 1 приведены данные о компонентном составе заявляемого и известных по аналогу и прототипу буровых растворов, а в таблице 2 данные об их основных технологических показателях. Показатели свойств растворов аналога и прототипа взяты из описания изобретения (патент RU 2186819 кл. С09К 7/02, 2002). Показатели свойств заявляемого состава измерены и определены в лабораторных условиях с использованием аттестованных методик выполнения измерений:
30
30
- показатель статической фильтрации Ф, см при перепаде давления 0,1 МПа на мини-фильтр-прессе фирмы «Baroid» по СТО Газпром 2-3.2-009-2005;
пл
0
1/10
- структурно-реологические свойства: пластическая вязкость η, динамическое напряжение сдвига τ, показатель нелинейности n, показатель консистенции К, статическое напряжение сдвига CHC на ротационном вискозиметре «ОFIТЕ - 800» по НД 00158758-251-2003;
тр
- коэффициент трения К на тестере предельного давления и смазывающей способности 111-00 фирмы «OFITE» по НД 00158758-252-2003;
- водородный показатель (рН) на рН-милливольтметре рН-150 (ТУ РБ 14694395.003-96) по СТО Газпром 2-3.2-007-2005.
3
Ингибирующие свойства по отношению к глинистой составляющей выбуренной породы оценивались на тестере продольного набухания в динамическом режиме фирмы «OFITE» на образцах глины с выходом 2,4 м/т, по минералогическому составу близкой к содержащейся в разрезах северных месторождения Западной Сибири. Результаты набухания образцов глины в безглинистых растворах представлены на чертеже.
Анализ экспериментальных данных, приведенных в таблице 2, показывает, что оптимальными показателями обладают растворы 5, 6, 7, 8, 9, 10 заявляемого состава:
оптимальные структурно-механические и фильтрационные свойства, высокая псевдопластичность (n>0,5), хорошие смазочные свойства. Растворы заявляемого состава с оптимальным соотношением ингредиентов обладают ингибирующими свойствами по отношению к глинистой фазе. В их фильтратах наблюдается трехкратное и более снижение степени набухания глинистого образца за 420 минут (чертеж) в сравнении с водой (растворы 5, 6, 9, 10).
Показатель механодеструкции для полимерной составляющей заявляемого раствора и раствора прототипа был определен по СТО Газпром 2-3.2-027-2005 на установке УПМ-60 (ТУ 4318-068-00158758-2005), сконструированной на основе моделирования гидродинамических условий промывки скважин.
Для испытаний на стойкость к механодеструкции был приготовлен в лабораторных условиях раствор 2 по составу прототипа (таблица 1), в котором в качестве биополимера был использован КК «Робус» (ТУ 2458-011-35944370-2007), а в качестве крахмала Фито РК (ТУ 10 РФ 1039-92). Результаты испытаний представлены в таблице 3.
Испытаниями установлено, что полимерная основа растворов заявляемого состава обладает наибольшей устойчивостью к сдвиговым воздействиям от 20 до 80%, что позволяет сокращать дообработки раствора в процессе циркуляции и приводит к их значительной экономии.
Таким образом, выявленные в процессе лабораторных испытаний технические преимущества заявляемого состава бурового раствора позволят:
- повысить технико-экономические показатели бурения за счет снижения затрат времени и расхода полимеров на регулирование свойств буровых растворов в процессе бурения за счет повышения их устойчивости к механодеструкции в процессе циркуляции;
- предупредить осложнения при бурении горизонтальных и пологих скважин с большим углом отклонения за счет сохранения высокой выносящей и удерживающей способности, низкой фильтрации, высокой смазывающей способности;
- предупредить набухаемость высококоллоидальных глинистых отложений за счет высоких ингибирующих свойств;
3
- сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта порового типа при вскрытии за счет формирования низкопроницаемой фильтрационной корки на основе инертного наполнителя (СаСО) и полимеров, которая может быть удалена при освоении скважин с помощью кислотной обработки.
Таблица 2
- Технологические показатели заявляемого и известного по аналогу и прототипу растворов
№ п/п
Ф (0,1 МПа), см<sup>3</sup>/30 мин
СНС, дПа
η<sub>пл</sub>, мПа·с
τ<sub>0</sub>, дПа
n
К, Па·с
К<sub>тр</sub>
рН
за 1 мин
за 10 мин
1
6,0
33
34
11
139
0,36
2,19
0,68
-
2
2,0
7
8
22
115
0,48
0,97
0,11
-
3
2,5
11
14
12
98
0,42
1,15
0,17
-
4
3,0
9
12
14
108
0,38
0,97
0,11
-
5
5,0
29
33
19
143
0,49
1,13
0,23
8,1
6
4,0
19
24
17
102
0,50
0,63
0,19
7,6
7
4,8
96
120
18
224
0,37
3,20
0,22
7,6
8
4,4
33
48
20
163
0,47
1,42
0,17
7,6
9
4,4
77
96
32
301
0,43
3,09
0,18
7,8
10
3,4
57
77
24
260
0,40
3,15
0,18
7,7
11
6,6
19
24
18
92
0,58
0,48
0,18
7,9
12
5,0
10
10
12
61
0,58
0,32
0,15
7,9
13
3,8
100
120
42
352
0,46
3,16
0,16
8,2
14
3,2
100
120
32
362
0,39
4,62
0,15
7,8
Примечание: Ф - показатель статической фильтрации; СНС - статическое напряжение сдвига; η<sub>пл</sub> - пластическая вязкость;
τ<sub>0</sub> - динамическое напряжение сдвига; n - показатель нелинейности; К - показатель консистенции;
К<sub>тр</sub> - коэффициент трения; рН - водородный показатель.
Таблица 3
Результаты испытаний растворов на устойчивость к механодеструкции
Количество циклов циркуляции
Время, мин
Состав раствора
КК Робус 0,2%, Сульфацел 0,4%
КК Робус 0,2%, КМОПЦ 0,4%
КК Робус 0,6%
КК Робус 0,1%, Крахмал 2,0%
Т, с
η<sub>пл</sub>, мПа·с
τ<sub>0</sub>, дПа
n
T, c
η<sub>пл</sub>, мПа·с
τ<sub>0</sub>, дПа
n
Т, с
η<sub>пл</sub>, мПа·с
τ<sub>0</sub>, дПа
n
Т,с
η<sub>пл</sub>, мПа·с
τ<sub>0</sub>, дПа
n
0
0
196
23
224
0,43
150
24
184
0,49
270
21
239
0,37
312
18
235
0,34
1
5
110
19
184
0,43
136
23
189
0,47
200
17
196
0,37
278
15
211
0,33
2
10
110
18
178
0,42
150
21
204
0,43
140
14
191
0,33
-
16
191
0,36
3
15
110
18
173
0,43
159
21
198
0,43
114
14
186
0,34
-
14
191
0,33
6
30
98
16
178
0,39
148
20
204
0,41
114
13
177
0,33
-
14
187
0,34
9
45
95
17
168
0,42
132
20
188
0,43
90
13
163
0,33
247
13
182
0,33
12
60
92
17
168
0,42
130
19
193
0,41
90
13
163
0,35
159
13
177
0,32
15
75
92
17
168
0,42
130
19
193
0,41
90
13
163
0,35
140
12
177
0,32
18
90
92
17
168
0,42
130
19
193
0,41
90
13
163
0,35
121
12
177
0,32
21
105
92
17
168
0,42
130
19
193
0,41
90
13
163
0.35
110
12
172
0,32
24
120
92
17
168
0,42
130
19
193
0,41
90
13
163
0,35
102
11
172
0,30
К<sub>м</sub>
0,53
0,13
0,67
0,67
Примечание: К<sub>м</sub> - коэффициент механодеструкции