Безглинистый буровой раствор
Владельцы патента RU 2318855:
Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" (RU)
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и наклонно-направленных скважин с отходом от вертикали более 1000 м, представленных карбонатными и терригенными коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных геологических условиях. Технический результат - низкие скорости фильтрации бурового раствора в пласт и высокие поверхностно-активные свойства по отношению к пластовому флюиду. Безглинистый буровой раствор содержит, мас.%: биополимер АСГ-1 или Ритизан-М 0,3-0,8, модифицированный крахмал 1,0-2,5, органическую ингибирующую добавку ФК-2000 Плюс М 8-12, хлорид калия 1,5-3,0, мраморную крошку 1,5-3,0, воду остальное. 1 табл.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и наклонно-направленных скважин с отходом от вертикали более 1000 м, представленных карбонатными и терригенными коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных геологических условиях.
Буровые растворы для бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин с отходом от вертикали свыше 1000 м должны обладать следующими характеристиками:
- стабильными структурно-реологическими свойствами для обеспечения необходимой выносящей и удерживающей способности, предотвращающей образование эффекта Байкота;
- низкой скоростью фильтрации бурового раствора в пласт, способствующей снижению скин-фактора при первичном вскрытии;
- высокими ингибирующими свойствами глинистых составляющих коллектора;
- высокими поверхностно-активными свойствами, а именно: низкими значениями межфазного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - углеводород; значения краевого угла смачивания должен быть более 100°;
- смазочными свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны и предотвращения прихватов;
- устойчивостью к полиминеральной агрессии.
Основной объем бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин с большим отходом от вертикали ведется с промывкой буровыми растворами на основе биополимеров.
Известен безглинистый буровой раствор, содержащий биополимер, неорганическую соль и воду [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 выносящую и удерживающие способности при бурении горизонтального участка скважины.
В то же время этот раствор имеет низкие смазочные свойства. Кроме того, при высоких реологических и структурно-механических свойствах известный буровой раствор характеризуется предельно высоким показателем консистенции «К» и, следовательно, большими гидравлическими сопротивлениями.
Буровые растворы на углеводородной основе обладают высокими смазочными и поверхностно-активными свойствами, имеют максимальное сродство с пластовым флюидом, но недостаточную удерживающую и выносящую способности. Наличие в растворе углеводородных составляющих искажает показания газового каротажа, что ограничивает применение раствора при бурении скважин в сложных горно-геологических условиях, которые характеризуются ближним расположением в разрезе к продуктивному пласту газо- и водоносных пластов.
Известен раствор на основе водомасляной эмульсии, включающий глину, каустическую соду, карбоксиметилцеллюлозу, многофункциональные поверхностно-активные вещества, полимер и воду [RU 2231534, кл. С09К 7/02]. Известный раствор обладает низким показателем фильтрации, хорошими смазочными свойствами, но недостаточной выносящей способностью. Наличие в растворе твердой фазы отрицательно сказывается на показателях работы долот.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является безглинистый буровой раствор на водной основе, содержащий биополимер, хлорид калия, модифицированный крахмал, карбонат кальция и воду [см. патент США №4098700 от 04.07.78 г.].
Недостатком указанного раствора является использование в его составе импортного биополимера, что увеличивает стоимость раствора, недостаточно высокая ингибирующая способность, низкие поверхностно-активные и триботехнические свойства.
Технической задачей, решаемой настоящим изобретением, является получение ингибирующего безглинистого псевдопластичного бурового раствора на водной основе с низкими скоростями фильтрации в пласт и высокими поверхностно-активными свойствами по отношению к пластовому флюиду, обеспечивающего качество первичного вскрытия на уровне скин-фактора, не превышающего +1.
Указанная техническая задача решается тем, что заявляемый безглинистый буровой раствор, содержащий биополимер, хлорид калия, модифицированный крахмал, карбонат кальция и воду, в качестве биополимера содержит химический реагент АСГ-1 или Ритизан-М, в качестве карбоната кальция - мраморную крошку и дополнительно содержит органическую ингибирующую добавку ФК-2000 Плюс М при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| биополимер | 0,3-0,8 |
| хлорид калия | 1,5-3 |
| модифицированный крахмал | 1,0-2,5 |
| мраморная крошка | 1,5-3 |
| органическая ингибирующая добавка ФК-2000 Плюс М | 8-12 |
| вода | остальное |
Наличие в буровом растворе биополимера в совокупности с другими ингредиентами обеспечивает низкие скорости фильтрации (Vф-10-7 м/с) благодаря псевдопластичным и тиксотропным свойствам фильтрата бурового раствора, которые связаны как с разрушением структуры всей системы, так и с накоплением высокоэластичных деформаций. Эти деформации и разрушения претерпевает пространственная суперсетка, узлы которой образованы перехлестами единичных цепей макромолекул биополимера. Высокие ингибирующие свойства предлагаемого биополимерного бурового раствора усиливаются при совместном присутствии хлористого калия и, например, ФК-2000 Плюс М, что свидетельствует о разном механизме ингибирования глинистых составляющих. Если катион калия (К+) влияет главным образом на осмотические процессы и капиллярную пропитку путем блокирования межслоевых каналов кристаллической решетки глинистых минералов, то ингибирующая составляющая ФК-2000 Плюс М, являющаяся смазочной добавкой, в заявляемой композиции проявляет дополнительные ингибирующий свойства и за счет адсорбционных и хемосорбционных эффектов снижает диффузионные процессы поверхностной гидратации, а дополнительное введение понизителя фильтрации препятствует проникновению фильтрата в породу.
Для обеспечения сродства фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом и снижения межфазного натяжения на границе «фильтрат промывочной жидкости - углеводород» (что особенно важно для первичного вскрытия продуктивного пласта) использовалась комплексная органическая ингибирующая добавка ФК-2000 Плюс на основе жирных кислот триглицеридов, в состав которой дополнительно входят соли жирных кислот.
Для приготовления заявляемого бурового раствора были использованы следующие материалы и химреагенты:
1. Биополимер АСГ-1, ТУ 2231-001-49472578-01.
2. Ритазан-М, ТУ 9291-002-58114197-2004.
3. Крахмал модифицированный, ТУ 2262-016-32957739-01.
4. Органический ингибитор ФК-2000 Плюс М, ТУ 2458-002-49472578-03.
5. Хлористый калий, ТУ 2152-013-00203944-95.
6. Мраморная крошка, ТУ 5716-006-49119346-01.
7. Вода техническая.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.
Пример 1. Для получения заявляемого бурового раствора к 877 г технической воды добавляли 3 г биополимера АСГ-1, 10 г модифицированного крахмала, перемешивали до полного растворения реагентов, затем добавляли 15 г хлористого калия, 15 г мраморной крошки со средним медиальным диаметром частиц от 45 до 100 мк, перемешивали в течение 0,5 ч и добавляли 80 г ингибирующей добавки ФК-2000 Плюс М. Через 0,5 ч перемешивания получали состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: АСГ-1 0,3%, модифицированный крахмал 1%, хлористый калий 1,5%, мраморная крошка 1,5%, ингибирующая добавка ФК-2000 Плюс М 8%, вода остальное.
Пример 2. Для получения заявляемого бурового раствора к 788 г технической воды добавляли 8 г биополимера АСГ-1, 25 г модифицированного крахмала, перемешивали до полного растворения реагентов, затем добавляли 30 г хлористого калия, 30 г мраморной крошки со средним медиальным диаметром частиц от 45 до 100 мк, перемешивали в течение 0,5 ч и добавляли 120 г ингибирующей добавки ФК-2000 Плюс М. Через 0,5 ч перемешивания получали состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: АСГ-1 0,8%, модифицированный крахмал 2,5%, хлористый калий 3%, мраморная крошка 3%, ингибирующая добавка ФК-2000 Плюс М 12%, вода остальное.
Пример 3. Буровой раствор готовили аналогично примеру 1, но вместо биополимера АСГ-1 брали Ритизан-М.
Пример 4. Буровой раствор готовили аналогично примеру 2, но вместо биополимера АСГ-1 брали Ритизан-М.
Свойства полученных буровых растворов были проанализированы в лабораторных условиях.
Поверхностное натяжение (σ, мН/м) фильтрата бурового раствора измеряли на сталагмометре УфНИИ по отрыву капли на границе «фильтрат-углеводород».
Триботехнические (смазочные) свойства бурового раствора определяли на приборе фирмы «Baroid» по коэффициенту трения пары металл-металл при нагрузке 150 фунт/дюйм2.
Ингибирующую способность, которая характеризуется показателям увлажняющей способности (П0), определяли на образцах прессованного саригюхского бентонита диаметром 20 мм и высотой 32 мм по РД 39-00147001-773-2004.
Структурно-реологические характеристики: пластическую вязкость (ηпл, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа), прочность геля (Gels 10''/10', дПа) замеряли на вискозиметре Fann 35SA, показатель псевдопластичности «n» и показатель консистенции «К» вычисляли по известным стандартным формулам.
Показатель фильтрации (Ф30, см3) замеряли на фильтр-прессе фирмы Fann при температуре 20°С и 90°.
В таблице приведены данные о показателях свойств заявляемого раствора при минимальном и максимальном соотношении ингредиентов.
| Структурно-реологические свойства | Пример 1 | Пример 2 | Пример 3 | Пример 4 |
| Условная вязкость, 700/500 с | 34 | 45 | 28 | 40 |
| Плотность, кг/м3 | 1020 | 1050 | 1020 | 1050 |
| Пластическая вязкость, мПа·с | 12 | 16 | 17 | 17 |
| Вязкость при низких скоростях сдвига (ВНСС), мПа·с | 1100 | 1500 | 1000 | 1300 |
| Статическое напряжение сдвига 10''/10', дПа | 35/45 | 60/70 | 30/40 | 50/65 |
| Динамическое напряжение сдвига, дПа | 138 | 194 | 158 | 184 |
| Показатель нелинейности | 0,39 | 0,39 | 0,44 | 0,4 |
| Коэффициент консистенции, Па·сn | 1,75 | 2,47 | 1,58 | 2,23 |
| Фильтрационные свойства | ||||
| Показатель фильтрации при 20°С, см3 | 4 | 2,5 | 4 | 3 |
| Показатель фильтрации при 90°С, см3 | 6 | 4 | 7 | 5 |
| Скорость фильтрации в пласт, Vф, 10-7 м/ч | 5 | 4 | 5,5 | 4 |
| Триботехнические свойства | ||||
| Коэффициент трения | 0,12 | 0,10 | 0,12 | 0,10 |
| Ингибирующие и поверхностно-активные свойства | ||||
| Коэффициент поверхностного натяжения, мН/м | 5 | 3 | 6 | 3 |
| Краевой угол смачивания, град | 113 | 128 | 111 | 131 |
| Увлажняющая способность, П0, см/ч | 1,6·10-3 | 1,2·10-3 | 1,56·10-3 | 1,28·10-3 |
Данные, приведенные в таблице, показывают, что заявляемый раствор имеет низкие значения показателя фильтрации, технологически необходимые для бурения горизонтальных и наклонно-направленных с большим углом отклонения от вертикали скважин структурно-реологические характеристики раствора, обеспечивающие степень очистки ствола более 85%, улучшенные смазочные свойства, позволяющие избежать затяжек и прилипания инструмента, высокие ингибирующие свойства, предотвращающие гидратацию и набухание глинистых составляющих коллектора, фильтрат бурового раствора имеет низкие значения поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью, низкие скорости фильтрации обеспечивают минимальное негативное влияние на пласт.
Заявляемый раствор был применен при бурении более 30 скважин на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Все скважины без задержки вышли на рабочий режим с ожидаемыми дебитами.
Безглинистый буровой раствор, содержащий биополимер, хлорид калия, модифицированный крахмал, карбонат кальция и воду, отличающийся тем, что в качестве биополимера содержит химический реагент АСГ-1 или Ритизан-М, в качестве карбоната кальция - мраморную крошку и дополнительно содержит органическую ингибирующую добавку ФК-2000 Плюс М при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| биополимер | 0,3-0,8 |
| хлорид калия | 1,5-3,0 |
| модифицированный крахмал | 1,0-2,5 |
| мраморная крошка | 1,5-3,0 |
| органическая ингибирующая добавка | |
| ФК-2000 Плюс М | 8-12 |
| вода | остальное |
