ПОЛИМЕРГЛИНИСТЫЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ И ВЫСОКОКОЛЛОИДАЛЬНЫХ ГЛИНИСТЫХ ПОРОДАХ
POLYMER-CLAY DRILLING FLUID IN PERMAFROST AND HIGHLY COLLOIDAL CLAY ROCKS

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к составам полимерглинистых растворов, используемым в условиях многолетнемерзлых (ММП) и высококоллоидальных глинистых пород.
Практика бурения в условиях ММП показывает, что в этих условиях наиболее широко применяются полимерглинистые растворы с малым содержанием твердой фазы, как наиболее экономичные и эффективные, их совершенствование имеет актуальное значение. Полимерглинистые растворы, обладающие псевдопластичными свойствами, способны снижать растепляемость ММП даже при их положительной температуре.
Известен буровой раствор (патент RU 2184756) с псевдопластичными свойствами, способный снижать растепляемость ММП даже при положительной температуре и содержащий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер Праестол (марок 2510 или 2515, или 2530, или 2540) и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
бентонитовый глинопорошок
5,000;
Праестол марки 2510, 2515
0,010-0,050;
марки 2530, 2540
0,005-0,010;
вода
остальное.
Недостатком известного бурового раствора является его механодеструкция. Этот эффект отмечен при практическом применении, буровой раствор сильно меняет свои реологические характеристики через несколько циклов циркуляции в скважине. Кроме того, известный буровой раствор не солестоек, а для некоторых месторождений севера Западной Сибири (например, полуостров Ямал) характерно наличие засоленных ММП.
Также известен псевдопластичный раствор (патент RU 2254353) для разбуривания ММП, солестойкий и стойкий к механодеструкции, снижающий растепляемость ММП при положительной температуре в процессе бурения скважин, включающий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер Праестол марки 2530, полианионную целлюлозу высокой вязкости при следующем соотношении компонентов, мас.%:
бентонитовый глинопорошок
2,000-4,000;
Праестол марки 2530
0,020-0,060;
ПАЦВ
0,250-0,400;
вода
95,730-97,540.
Этот раствор не обладает хорошими ингибирующими, по отношению к глинистым отложениям, а также смазывающими свойствами.
Наиболее близким к заявляемому раствору является полимерглинистый раствор (патент RU 2274651) для бурения скважин в ММП, состоящий из глины, стабилизатора в виде смеси полисахаридного реагента и структурообразователя, углеводородного антифриза и воды, в качестве полисахаридного реагента он содержит биополимер Acinetobacter Sp., а в качестве структурообразователя - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
глина
6,000-8,000;
КССБ
4,000-6,000;
биополимер Acinetobacter Sp.
2,000-4,000;
углеводородный антифриз (карбамид или глицерин)
7,000-19,000;
вода
остальное.
Причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:1 - 3 соответственно.
3
3
Хотя этот раствор имеет улучшенные псевдопластичные свойства, низкую фильтрацию, низкую скорость растепления ММП, но его максимальная плотность составляет 1090 кг/м (примеры 3, 6), а высокие реологические показатели раствора не позволяют произвести ее дальнейшее увеличение. Известно, что геолого-технические условия месторождений полуострова Ямал (Бованенково, Харасавэй) в интервале ММП осложнены газогидратными залежами, создающими в процессе гидраторазложения коэффициент аномальности до 1,35 /В.Л.Бондарев и др. Газохимическая характеристика надсеноманских отложений полуострова Ямал (на примере Бованенковского нефтегазоконденсатного местородждения). - Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №5, 2008. - С.22-33/. Для профилактики газопроявлений в этих условиях необходимо, чтобы буровой раствор обладал повышенной плотностью (до 1420 кг/м).
Кроме того, заявляемый раствор предназначается только для бурения в интервале 0-550 м (кондуктор), далее бурение до проектной глубины осуществляется с заменой бурового раствора (с.6 описания к патенту RU 2274651). Существенным недостатком известного раствора является то, что используемый в его составе биополимер представляет собой жидкость, что создает трудности при его транспортировке в труднодоступные северные районы проведения буровых работ, для которых характерно наличие ММП. Для снижения температуры замерзания в состав реагента вводится углеводородный антифриз в количестве от 7 до 19 мас.%, что очень значительно удорожает раствор, а температура его замерзания снижается максимально до -12°C (примеры 1-10 описания к патенту RU 2274651), что явно недостаточно для условий Крайнего Севера.
Задача, состоящая при создании изобретения, - сохранение устойчивости стенок скважины при бурении ММП, осложненных газогидратными залежами, а также пород, сложенных высококоллоидальными глинистыми отложениями.
Технический результат, обеспечиваемый данным изобретением, - создание полимерглинистого раствора с псевдопластичными свойствами и регулируемой плотностью для сохранения устойчивости стенок скважины в условиях ММП, осложненных газогидратными залежами, и расширение области его применения для бурения подмерзлотных интервалов, сложенных высококоллоидальными глинистыми отложениями за счет дополнительного обеспечения высоких ингибирующих, смазочных и блокирующих свойств, технологичного в применении.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что полимерглинистый раствор для бурения в многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых породах, состоящий из глинопорошка, биополимера и воды, в качестве биополимера включает КК Робус и дополнительно содержит натрийкарбоксиметилцеллюлозу, акриловый полимер Праестол 2530, жидкость гидрофобизирующую «Основа-ГС», смазочную добавку КСД и карбонатный и баритовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
глинопорошок
1,000-3,000;
биополимер КК Робус
0,300-0,100;
Na КМЦ
0,200-0,300;
Праестол 2530
0,010-0,015;
жидкость гидрофобизирующая «основа-ГС»
0,200-0,300;
смазочная добавка КСД
1,000-1,500;
вода
97,290-94,785;
карбонатный утяжелитель
37,000-0,000 сверх 100;
баритовый утяжелитель
14,000-62,000 сверх 100.
Заявляемый состав бурового раствора отличается от известного применением других компонентов в заявляемом соотношении, т.е. соответствует критерию «новизны».
3
В заявляемом составе полимерглинистого раствора с малым содержанием твердой фазы использован синергетический эффект взаимодействия реагентов полисахаридной природы (КК Робус, Na КМЦ), являющихся регуляторами реологических свойств, понизителями фильтрации, понизителями набухания глинистой фазы, а также стабилизирующий и недиспергирующий эффект акрилового полимера (Праестол 2530), гидрофобизирующей жидкости (Основа-ГС) и смазочной добавки КСД. Регулирование плотности раствора осуществляется карбонатным утяжелителем, который выполняет дополнительно функцию кольматирующего наполнителя с целью профилактики возможных поглощений и доутяжеления его баритовым утяжелителем для получения плотности более 1300 кг/м.
3
Лабораторные эксперименты по разработке заявляемого состава бурового раствора произведены с использованием следующих материалов и реагентов: глинопорошка «Бентокон-основа» с выходом 18,7 м/т по ТУ 5751-006-70896713-2005 ООО «Бентопром» (г.Старый Оскол), порошкообразного биополимера КК Робус по ТУ 2458-011-35944370-2007 ЗАО НПО «Промсервис» (Чувашия), натрий карбоксиметилцеллюлозы Полицелл КМЦ по ТУ 2231-017-32957739-02 ЗАО «Полицелл» (Владимир), сополимера акриламида Праестол 2530 ООО «Штокхаузен Евразия» «Техника и окружающая среда» по ТУ 2216-001-40910172-98, гидрофобизирующей жидкости Основа-ГС по ТУ 2229-002-70896713-2004 (30-60% раствор метилсиликатов калия или натрия) ООО «ХГ Основа» (г.Волжский), порошкообразной комплексной смазочной добавки КСД по ТУ 2458-013-35944370-2008 ЗАО «НПО Промсервис» (Чувашия), карбонатного утяжелителя на основе мрамора по ТУ 5716-003-52817785-03 ЗАО «Спецбурматериалы» (Люберцы) и баритового утяжелителя по ГОСТ 4682-84 ЗАО «Барит» (Хакасия).
0
тр
3
Для экспериментальной проверки заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были приготовлены 15 составов (смотри таблицу). Технология их приготовления сводится к следующему. В стакан смесительной установки «Воронеж» наливается 800 мл воды и вводится в нее расчетное количество глинопорошка. Раствор оставляется на 24 часа при комнатной температуре для гидратации и набухания глинистых частиц, затем перемешивается в течение одного часа при скорости 3000 об/мин. Полученная глинистая суспензия обрабатывается расчетным количеством полимеров с добавками и перемешивается на миксере при той же скорости в течение 30 минут, после чего обрабатывается утяжелителем и замеряются его технологические параметры на стандартных приборах при 20°C и после охлаждения (при +5°C). Параметры раствора прототипа взяты из описания изобретения (таблица, раствор 3). Анализ полученных результатов показывает, что при оптимальном соотношении компонентов (растворы 1, 2, 3) заявляемый состав бурового раствора является псевдопластичной жидкостью (n=0,49-0,5), обладающей высокими значениями реологических показателей (η=22-32; τ=158-229), которые возрастают при охлаждении до 1,7 раз. Это обстоятельство приводит к снижению эрозионного разрушения стенок скважины и снижает теплообмен между стенкой скважины и буровым раствором. При отсутствии циркуляции в таком растворе образуется структура, достаточно прочная для удержания во взвешенном состоянии шлама, создавая минимальное разрушение стенок скважины. При возникновении течения структура быстро разрушается и раствор снова приобретает низкую вязкость. Благодаря ламинарному режиму течения потока, раствор у стенок движется с меньшей скоростью и остается в покое (Джордж Р.Грей, Г.С.Г.Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. - М.: 1985. - с.192-193), образуя пристенный гелеобразный экран, снижающий теплообмен. Этот эффект усиливается охлаждением пристенного слоя бурового раствора при его соприкосновении с ММП, имеющими отрицательную температуру. Заявляемый раствор также обладает высокими смазочными свойствами (коэффициент липкости глинистой корки (φ=0,1-0,17), низкой фильтрацией (Ф=5,4-5,0), высокими ингибирующими свойствами по отношению к высококоллоидальным глинистым отложениям. Испытания ингибирующей способности разработанного состава раствора были произведены на тестере продольного набухания ОFITЕ в динамическом режиме при температуре 80°С на образце глины с выходом 2,4 м/т, по минералогическому составу близкой к глинам подмерзлотных отложений северных месторождений Западной Сибири. Результаты эксперимента представлены графически (рисунок). Наблюдается снижение степени набухания глины в растворе заявляемого состава в сравнении с водой в 4,0-3,5 раза за 60-420 минут процесса, что позволяет говорить о его хороших ингибирующих и недиспергирующих свойствах.
3
Разработанные составы бурового раствора имеют плотность 1310-1420 кг/м, что позволяет их использовать при разбуривании ММП, осложненных газогидратными залежами.
В таблице также представлены экспериментальные данные, иллюстрирующие факт невозможности достижения технологических показателей, присущих заявляемому составу, использованием отдельных ингредиентов рецептуры (растворы 10-15). Это позволяет сделать утверждение о взаимном влиянии отдельных компонентов в смеси и их синергетическом влиянии на глинистую суспензию.
Сравнение заявляемого состава с протопитом показывает, что он не уступает известному раствору по псевдопластичности, имеет более высокие реологические и структурные показатели, более технологичен в применении (биополимер КК Робус порошкообразный продукт), более экономичен, так как имеет меньший суммарный расход реагентов, и может быть применен при бурении подмерзлотных интервалов за счет присущих ему дополнительных смазочных и ингибирующих свойств. За счет высокой плотности этот раствор также может быть применен при разбуривании ММП на полуострове Ямал, осложненных газогидратными залежами, что приобретает особую актуальность в связи с началом массового разбуривания этих месторождений.
Таблица
Составы растворов и их технологические показатели
Состав раствора
Технологические параметры
ρ, кг/м<sup>3</sup>
T, с
CHC<sub>1/10</sub>, дПа
Ф, см<sup>3</sup>/30 мин
K, мм
φ<sub>тр</sub>
η, мПа·с
τ<sub>0</sub>, дПа
pH
n
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1. Состав прототипа: глина - 8%; биополимер - 3%; КССБ - 6%; карбамид - 7%; вода - 76% (описание) при +4°C
1090
-
16/25
3,5
-
-
22,38
86,1
-
0,46
2. Раствор 1 заявляемого состава: г/п - 1%; КК Робус - 0,3%; Na КМЦ - 0,2%; Праестол 2530 - 0,01%; основа-ГС - 0,2%; КСД -  1,0%; вода - 97,29%; карбонатный утяжелитель - 37% (сверх 100); баритовый утяжелитель 14% (сверх 100) (при 20°C)
1310
60
65/75
5,5
1,0
0,10
22,00
158,0
9,90
0,49
3. Раствор 2 при +5°C
-
102
86/95
-
-
-
37,00
249,0
-
0,50
4. Раствор 2 заявляемого состава: г/п - 2%; КК Робус - 0,2%; Na КМЦ - 0,25%; Праестол 2530 - 0,012%; основа-ГС - 0,25%; КСД - 1,2%; вода - 96,088, карбонатный утяжелитель - 22% (сверх 100); утяжелитель баритовый - 32% (сверх 100) (при 20°C)
1350
63
55/77
5,4
1,1
0,17
32,00
168,0
8,76
0,50
5. Раствор 4 при +5°C
-
134
84/90
-
-
-
46,00
259,0
-
-
6. Раствор 3 заявляемого состава: г/п - 3%; КК Робус - 0,1%; Na КМЦ - 0,3%; Праестол 2530 - 0,015%; основа-ГС - 0,3%; КСД - 1,5%; вода - 94,785%; барит - 62% (сверх 100) (при 20°C)
1420
89
77/89
5,0
1,0
0,10
32,50
229,9
9,61
0,49
7. Раствор 6 при +5°C
-
193
95/115
-
-
-
47,00
278,0
-
-
8. Раствор 4 заявляемого состава: г/п - 0,5%; КК Робус - 0,4%; Na КМЦ - 0,1%; Праестол 2530 - 0,005%; основа-ГС - 0,1%; КСД - 0,5%; вода - 98,395%; карбонатный утяжелитель - 42% (сверх 100); баритовый утяжелитель - 12% (сверх 100) (при 20°C)
1370
102
81/104
10,0
1,5
0,30
16,00
162,0
6,77
0,40
9. Раствор 8 при +5°C
-
н/т
не измеримо
-
-
-
не измеримо
не измеримо
-
-
10. Раствор 5 заявляемого состава: г/п - 4%; КК Робус - 0,05%; Na КМЦ - 0,35%; Праес тол 2530 - 0,02%; основа-ГС - 0,35%; КСД - 2%; вода - 93,23%; барит - 70% (сверх 100) (при 20°C)
1470
н/т
не измеримо
4,0
1,5
0,20
не измеримо
не измеримо
9,95
0,55
11. Г/п - 3%; вода - 98%; барит - 62% (сверх 100)
1420
18
3/5
>40,0
5,0
>1,0
6,50
125,0
8,95
0,78
12. Г/п - 3%; КК Робус - 0,1%; вода - 96,9%; барит - 62% (сверх 100)
1420
40
48/53
13,2
1,2
0,50
8,00
53,0
9,80
0,50
13. T/п - 3%; Na КМЦ - 0,3%; вода - 96,7%; барит - 62% (сверх 100)
1420
22
14/38
7,8
1,0
0,45
23,00
36,0
8,60
0,82
14. Г/п - 3%; Праестол 2530 - 0,015%; вода - 96,985%; барит - 62% (сверх 100)
1420
19
3/5
15,2
1,5
0,50
5,00
34,0
9,49
0,50
15. Г/п - 3%; основа-ГС - 0,3%; вода - 96,7%; барит - 62% (сверх 100)
1420
16
0/24
14,8
1,7
1,00
4,00
5,1
-
0,54
16. Г/п - 3%; КСД - 1,5%; вода - 95,5%; барит - 62% (сверх 100)
1420
19
34/43
13,8
2,0
0,30
6,00
33,5
9,94
0,55
Примечание - ρ - плотность, T - условная вязкость, СнС<sub>1/10</sub> - статическое напряжение сдвига, Ф - фильтрация, K - толщина корки, φ<sub>тр</sub> - коэффициент трения, η - пластическая вязкость, τ<sub>0</sub> - предельно динамическое напряжение сдвига, pH - водородный показатель, n - коэффициент нелинейности.