БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ)
DRILLING FLUID FOR DRILLING OF CONTROLLED DIRECTIONAL WELLS (VERSIONS)

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровым растворам для бурения наклонно-направленных скважин.
Известные рецептуры растворов в основном на протяжении многих лет разрабатывались для бурения вертикальных скважин, например буровой раствор, содержащий, мас.%: бентонит - 1÷2; стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ - 0,6÷0,8; гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок" - 0,1÷0,2; ксантановый биополимер - 0,08÷0,10; гидрофобизатор - 0,05÷0,10; алюмосиликатные микросферы - 5÷20; воду - остальное. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит 1,0÷1,4 мас.% карбоксиметилированного крахмала (RU 2309970, 2007).
Недостатком известного раствора является невозможность его применения при бурении наклонно-направленных скважин. Использование этого раствора может приводить к осложнениям при бурении таких скважин.
3
Известна рецептура бурового раствора, содержащего, кг/м: бентонитовую глину - 30÷72; кальцинированную соду - 1÷2,5; каустическую соду - 0,2÷0,7; КМЦ низкой вязкости - 0÷3,5; ИКЛУБ - 3÷8; ИКД - 0,5÷3; ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ - 2,6÷4,5; ИКПАН-SL - 2,5÷4,5; ИКПАН-RL - 1,2÷2,5; воду - остальное (RU 2231534, 2004). Этот раствор хотя и учитывает возможность бурения наклонно-направленных скважин, но в силу своих реологических свойств не может гарантировать безаварийное бурение таких скважин в сложных горно-геологических условиях.
Известен буровой раствор, содержащий, мас.%: глину бентонитовую - 2,0÷3,0; карбоксиметилцеллюлозу - 0,1÷0,15; крахмал - 1,0÷2,0; реагент для регулирования удельного электрического сопротивления - пентамеры пропилена - 1,0÷5,0; карбонатный утяжелитель - 5,0÷8,0; смазочную добавку Lubriol W - 0,1÷0,5; воду - остальное (RU 2327726, 2006).
Недостатком известного бурового раствора является его малая вязкость, что может приводить к различным осложнениям при бурении наклонно-направленных скважин и, как следствие, - к авариям.
Техническим результатом предложенной группы технических решений, объединенных единым изобретательским замыслом, является появление возможности безаварийного бурения наклонно-направленных скважин в осложненных горно-геологических условиях.
По первому варианту предлагаемый буровой раствор содержит бентонит ПБМА (ТУ 2164-002-00136716-01) - глинопорошок из бентонитовой глины, активированный кальцинированной солью; кальцинированную соду; каустическую соду; Гивпан - гидролизованное в щелочи полиакрилонитрильное сырье; Камцел ПАЦ-ВВ - полианионная целлюлоза высокой вязкости; Лубриол - смазочная добавка на основе модифицированных жирных кислот и олеинов; акрилатный лигносульфонатный реагент (АЛС); пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
бентонит ПБМА
6,0÷7,0
кальцинированная сода
0,1÷2,0
каустическая сода
0,1÷0,5
Гивпан
0,2÷0,3
Камцел ПАЦ-ВВ
0,1÷0,3
Лубриол
1,0
АЛС
0,2÷0,3
ПЭС
0,1÷0,2
вода
остальное
при этом раствор имеет параметры (таблица 1).
Таблица 1
Параметры бурового раствора (вариант 1)
Плот-ность, г/см<sup>3</sup>
Условная вязкость, с
Пластическая вязкость, мПа·с
Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа
Статическое напряжение сдвига (CHC<sub>1/10</sub>), дПа
1,12
60-100
не регламентируется
не регламентируется
не регламентируется
По второму варианту предлагаемый буровой раствор содержит бентонит ПБМА; кальцинированную соду; каустическую соду; Гивпан; Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ - полианионная целлюлоза средней вязкости; Лубриол; АЛС; пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
бентонит ПБМА
5,0÷6,0
кальцинированная сода
0,1÷2,0
каустическая сода
0,1÷0,5
Гивпан
0,2÷0,3
Камцел ПАЦ-ВВ
0,1÷0,3
Камцел ПАЦ-СВ
0,1÷0,3
Лубриол
1,0
АЛС
0,2÷0,3
ПЭС
0,1÷0,2
вода
остальное
при этом раствор имеет параметры (таблица 2).
Таблица 2
Параметры бурового раствора (вариант 2)
Плот-ность, г/см<sup>3</sup>
Условная вязкость, с
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПа·с
Динамическое напряжение сдвига, дПа
Статическое напряжение сдвига (СНС<sub>1/10</sub>), дПа
1,08-1,12
40-50
<12
<15
50-60
20-40/50-100
По третьему варианту предлагаемый буровой раствор содержит бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, АЛС, ксантановую смолу и воду, при следующим соотношении компонентов, мас.%:
бентонит
2,0
каустическая сода
0,1÷0,5
кальцинированная сода
0,1÷0,5
Камцел ПАЦ-ВВ
2,0
Камцел ПАЦ-СВ
2,0
АЛС
0,2÷0,3
ксантановая смола
0,1
вода
остальное
при этом раствор имеет параметры (таблица 3).
Таблица 3
Параметры бурового раствора (вариант 3)
Плот-ность, г/см<sup>3</sup>
Условная вязкость, с
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПа·с
Динамическое напряжение сдвига, дПа
Статическое напряжение сдвига (СНС<sub>1/10</sub>), дПа
1,06-1,08
30-45
<6
15
70-100
20-40/30-60
3
3
3
Способ приготовления 1 м бурового раствора по первому варианту (плотность ρ=1,12 кг/м) заключается в следующем. Для приготовления 1 м бурового раствора берется 60÷70 кг бентонита ПБМА и растворяется в воде, затем добавляют кальцинированную соду 1÷20 кг и каустическую соду 1÷5 кг для удаления поливалентных ионов и регулирования рН соответственно. При интенсивном перемешивании добавляют Камцел ПАЦ-ВВ 1÷3 кг и Гивпан 2÷3 кг. С целью предотвращения вспенивания добавляют пеногаситель ПЭС 1÷2 кг. Затем для понижения вязкости и фильтрации добавляют АЛС 2÷3 кг, в конце процесса приготовления добавляют смазочную добавку Лубриол 10 кг.
3
3
3
Способ приготовления 1 м бурового раствора по второму варианту (ρ=1,08÷1,12 кг/м) сводится к следующему. Для приготовления 1 м бурового раствора берется 50÷60 кг бентонита ПБМА и растворяется в воде, затем добавляют кальцинированную соду 1÷20 кг и каустическую соду 1÷5 кг для удаления поливалентных ионов и регулирования рН соответственно. При интенсивном перемешивании добавляют Камцел ПАЦ-ВВ 1÷3 кг, Камцел ПАЦ-СВ 1÷3 кг и Гивпан 2÷3 кг. С целью предотвращения вспенивания добавляют пеногаситель ПЭС 1÷2 кг. Затем для понижения вязкости и фильтрации добавляют АЛС 2÷3 кг, в конце добавляют смазочную добавку Лубриол 10 кг.
3
3
3
Способ приготовления 1 м бурового раствора по третьему варианту (ρ=1,06÷1,08 кг/м) может быть осуществлен следующим образом. Для приготовления 1 м бурового раствора берется 20 кг бентонита ПБМА и растворяется в воде, затем добавляют кальцинированную соду 1÷5 кг и каустическую соду 1÷5 кг для удаления поливалентных ионов и регулирования рН соответственно. При интенсивном перемешивании добавляют Камцел ПАЦ-ВВ 1÷3 кг, Камцел ПАЦ-СВ 1÷3 кг. Не прекращая перемешивания, добавляют ксантановую смолу 1 кг. Затем для понижения вязкости и фильтрации добавляют в раствор АЛС 2÷3 кг.
3
3
3
Плотность приведенных выше вариантов бурового раствора в основном может быть отрегулирована количеством бентонита ПБМА. Для обеспечения устойчивости стенок скважины и создания противодавления на них, плотность раствора, как правило, не должна быть менее 1,06, но и не должна превышать 1,12 г/см. При использовании раствора с плотностью менее 1,06 г/см могут возникать осыпи и обвалы, а при использовании раствора с плотностью более 1,12 г/см может возникнуть его поглощение, следовательно, концентрация бентонита ПБМА и других компонентов раствора должна находиться в заданных диапазонах.
Не менее важными показателями является вязкость бурового раствора и статическое напряжение сдвига. Эти два параметра можно регулировать путем подбора концентраций полимеров (Гивпан, Камцел ПАЦ-ВВ, Камцел ПАЦ-СВ), чем выше вязкость и статическое напряжение сдвига, тем больше должна быть концентрация полимеров. Недостаточная вязкость будет приводить к ухудшению выносной способности, а чрезмерная - к увеличению гидросопротивлений в циркуляционной системе и, как следствие - к разрушению ствола скважины. Низкое значение статического напряжения сдвига приведет к значительному оседанию шлама по стволу скважины при прекращении циркуляции, а высокое его значение создаст большие гидросопротивления в момент возобновления циркуляции, что может привести к поломке оборудования. Из вышесказанного следует, что концентрация полимеров в предлагаемых вариантах бурового раствора должна находиться в строго заданных приведенных пределах.
2+
Концентрация каустической соды зависит от необходимости связывания ионов Са, чрезмерная концентрация которых может приводить к ухудшению свойств бурового раствора или его коагуляции.
Пример 1. Разбуреваемые породы представлены рыхлыми, слабосцементированными неустойчивыми песками, гравием, галькой, супесью, суглинками, песчаниками, глинами и аргиллитами, алевролитами, четвертичных и ордовикских отложений. Осложнения при бурении (прохождении) данных неустойчивых отложений могут быть связаны с возможными осыпями и обвалами стенок скважины. Вероятны поглощения бурового раствора. Для предотвращения осложнений рекомендуется применять буровой (глинистый) раствор высокой вязкости, что достигается обработкой раствора полимером Гивпан. Высокая вязкость требуется для улучшения очистки скважин от песка, гравия и предотвращения возможного оседания песка в емкостях.
В связи с этим для бурения по данным породам целесообразно применение бурового раствора по варианту 1, который в данном конкретном случае содержит следующие ингредиенты, мас.%:
бентонит ПБМА
6,5
кальцинированная сода
0,3
каустическая сода
0,3
Гивпан
0,3
Камцел ПАЦ-ВВ
0,2
Лубриол
1,0
АЛС
0,2
ПЭС
0,1
вода
остальное
при этом раствор имеет параметры, приведенные в таблице 4.
Таблица 4
Параметры бурового раствора (пример 1)
Плот-ность, г/см<sup>3</sup>
Условная вязкость, с
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПа·с
Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа
Статическое напряжение сдвига (СНС<sub>1/10</sub>), дПа
1,10-1,12
80-100
<12
не регламентируется
не регламентируется
не регламентируется
Наличие в растворе полимеров Гивпан и Камцел ПАЦ-ВВ позволяет увеличить вязкость бурового раствора, тем самым уменьшить его поглощение и увеличить выносную способность, что, в конечном счете, позволяет надежно закреплять стенки скважин. Введение дополнительного полимера в состав раствора позволяет уменьшить вероятность аварий при разбуривании данных пород.
2+
Пример 2. При разбуривании вышеприведенных пород и значительном поступлении ионов Сав раствор, а также необходимости регулирования рН, возможно применение бурового раствора по варианту 2, в соответствии с которым раствор содержит следующие компоненты, мас.%:
бентонит ПБМА
5,5
кальцинированная сода
1,5
каустическая сода
0,4
Гивпан
0,3
Камцел ПАЦ-ВВ
0,2
Камцел ПАЦ-СВ
0,2
Лубриол
1,0
АЛС
0,25
ПЭС
0,15
вода
остальное
при этом раствор имеет параметры, приведенные в таблице 5.
Таблица 5
Параметры бурового раствора (пример 2)
Плот-ность, г/см<sup>3</sup>
Условная вязкость, с
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПа·с
Динамическое напряжение сдвига, дПа
Статическое напряжение сдвига (CHC<sub>1/10</sub>), дПа
1,10-1,12
45-50
<12
<15
50-60
20-40/50-100
2+
Использование раствора такого состава (содержащего значительное количество каустической соды) позволит связать ионы Са, это приведет к стабилизации раствора и позволит обеспечить безаварийность бурения по карбонатным породам.
Пример 3. Разбуриваемые породы представлены чередованием песчаников, алевролитов, угольных пластов. В этом случае возможно применение бурового раствора по варианту 3, в соответствии с которым раствор содержит следующие компоненты, мас.%:
бентонит ПБМА
2,0
каустическая сода
0,2
кальцинированная сода
0,2
Камцел ПАЦ-ВВ
2,0
Камцел ПАЦ-СВ
2,0
АЛС
0,2
ксантановая смола
0,1
вода
остальное
при этом раствор имеет параметры, приведенные в таблице 6.
Таблица 6
Параметры бурового раствора (пример 3)
Плот-ность, г/см<sup>3</sup>
Условная вязкость, с
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПа·с
Динамическое напряжение сдвига, дПа
Статическое напряжение сдвига (CHC<sub>1/10</sub>), дПа
1,07-1,08
35-45
<6
15
70-100
20-40/30-60
При бурении данного интервала в состав бурового раствора вводится биополимер - ксантановая смола высокой степени очистки. Опыт бурения горизонтальных и наклонно-направленных стволов скважин показал целесообразность использования биополимерных реагентов, растворы которых обладают высокими псевдопластичными и тиксотропными характеристиками. При остановке циркуляции такие растворы образуют прочную структуру, не позволяющую частицам шлама осаждаться, и имеют низкую вязкость при высоких скоростях сдвига, чем обеспечивают легкую прокачку раствора к забою и его дополнительную очистку. Такой состав позволяет вести безаварийное бурение скважин со сложным профилем.