Буровой раствор для бурения наклонно-направленных скважин (варианты)


 


Владельцы патента RU 2440399:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - возможность безаварийного бурения наклонно-направленных скважин в осложненных горно-геологических условиях. По первому варианту буровой раствор содержит, мас.%: бентонит ПБМА 6,0-7,0; кальцинированную соду 0,1÷2,0; каустическую соду 0,1-0,5; Гивпан 0,2-0,3; Камцел ПАЦ-ВВ 0,1-0,3; смазочную добавку Лубриол 1,0; акрилатный лигносульфонатный реагент АЛС 0,2-0,3; пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине ПЭС 0,1-0,2. По второму варианту буровой раствор содержит, мас.%: бентонит ПБМА 5,0-6,0; кальцинированную соду 0,1÷2,0; каустическую соду 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. По третьему варианту буровой раствор содержит, мас.%: бентонит ПБМА 2,0; кальцинированную соду 0,1÷0,5; каустическую соду 0,1÷0,5; Камцел ПАЦ-ВВ 2,0; Камцел ПАЦ-СВ 2,0; АЛС 0,2÷0,3; ксантановую смолу 0,1. 3 н.п. ф-лы, 6 табл.

 

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.

Известна рецептура бурового раствора, содержащего, кг/м3: 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/см3
Условная вязкость, с Пластическая вязкость, мПа·с Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа Статическое напряжение сдвига (CHC1/10), 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/см3
Условная вязкость, с Фильтрация, см3/30 мин Пластическая вязкость, мПа·с Динамическое напряжение сдвига, дПа Статическое напряжение сдвига (СНС1/10), 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/см3
Условная вязкость, с Фильтрация, см3/30 мин Пластическая вязкость, мПа·с Динамическое напряжение сдвига, дПа Статическое напряжение сдвига (СНС1/10), дПа
1,06-1,08 30-45 <6 15 70-100 20-40/30-60

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора по первому варианту (плотность ρ=1,12 кг/м3) заключается в следующем. Для приготовления 1 м3 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.

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора по второму варианту (ρ=1,08÷1,12 кг/м3) сводится к следующему. Для приготовления 1 м3 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.

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора по третьему варианту (ρ=1,06÷1,08 кг/м3) может быть осуществлен следующим образом. Для приготовления 1 м3 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.

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/см3. При использовании раствора с плотностью менее 1,06 г/см3 могут возникать осыпи и обвалы, а при использовании раствора с плотностью более 1,12 г/см3 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.

Концентрация каустической соды зависит от необходимости связывания ионов Са2+, 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/см3
Условная вязкость, с Фильтрация, см3/30 мин Пластическая вязкость, мПа·с Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа Статическое напряжение сдвига (СНС1/10), 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.

Пример 2. При разбуривании вышеприведенных пород и значительном поступлении ионов Са2+ в 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/см3
Условная вязкость, с Фильтрация, см3/30 мин Пластическая вязкость, мПа·с Динамическое напряжение сдвига, дПа Статическое напряжение сдвига (CHC1/10), дПа
1,10-1,12 45-50 <12 <15 50-60 20-40/50-100

Использование раствора такого состава (содержащего значительное количество каустической соды) позволит связать ионы Са2+, 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/см3
Условная вязкость, с Фильтрация, см3/30 мин Пластическая вязкость, мПа·с Динамическое напряжение сдвига, дПа Статическое напряжение сдвига (CHC1/10), 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.

1. Буровой раствор для бурения наклонно-направленных скважин, содержащий бентонит, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, карбоксиметилцелюллозу, понизитель вязкости и стабилизатор, смазочную добавку Лубриол, пеногаситель и воду, при этом в качестве бентонита используется бентонит ПБМА, в качестве карбоксиметилцеллюлозы используется Камцел ПАЦ-ВВ, в качестве понизителя вязкости и стабилизатора - акрилатный лигносульфонатный реагент АЛС, а в качестве пеногасителя - 10%-ную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине ПЭС, при следующем соотношении ингредиентов, 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

2. Буровой раствор для наклонно-направленных скважин, содержащий бентонит, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, карбоксиметилцеллюлозу, понизитель вязкости и стабилизатор, смазочную добавку Лубриол, пеногаситель и воду, при этом в качестве бентонита используется бентонит ПБМА, в качестве карбоксиметилцеллюлозы используется Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, в качестве понизителя вязкости и стабилизатора - АЛС, а в качестве пеногасителя - ПЭС при следующем соотношении ингредиентов, 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

3. Буровой раствор для наклонно-направленных скважин, содержащий бентонит ПБМА, каустическую соду, кальцинированную соду, карбоксиметилцеллюлозу, понизитель вязкости и стабилизатор, биополимер и воду, при этом в качестве карбоксиметилцеллюлозы используется Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, в качестве понизителя вязкости и стабилизатора - АЛС, а в качестве биополимера - ксантановая смола при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Бентонит ПБМА 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


 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области бурения скважин в высококоллоидальных глинистых породах, в частности к полимерглинистым растворам. .
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при интенсификации притоков продукции пласта и, в частности, нефти и газа.

Изобретение относится к обработке подземных пластов. .

Изобретение относится к применению определенной группы алкоксилированных и/или ацилированных нечетвертичных азотсодержащих соединений в качестве противоагломератов для газовых гидратов.

Изобретение относится к быстросхватывающейся тампонажной смеси для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах от 20 до 55°С. .

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к структурированным буферным жидкостям с регулируемой плотностью, применяемым для разделения различных по составу и плотности тампонажного и бурового растворов и эффективного вытеснения последнего из интервала цементирования скважин с аномально пластовыми давлениями - АВПД.

Изобретение относится к химической технологии, а именно к способам утилизации отхода производства монохлоруксусной кислоты (МХУК), используемой в производстве карбоксиметилцеллюлозы, фармацевтических препаратов, пестицидов, этилендиаминтетрауксусной кислоты.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к способу обслуживания ствола буровой скважины и к композиции герметика для осуществления указанного способа. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для нефтеотдачи

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти

Изобретение относится к нефтегазовой области, к методам воздействия на нефтяные и газовые продуктивные пласты с помощью гидравлического разрыва
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленностям, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при изготовлении тампонажных растворов, предназначенных для крепления скважин

Изобретение относится к модификаторам буровых растворов, предназначенным для обработки стенок скважин при бурении минеральных пластов путем закачки растворов насосами
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата
Изобретение относится к способу технического обслуживания ствола скважины в подземной формации и к цементной композиции для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации
Наверх