Буровой раствор для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур
Владельцы патента RU 2728910:
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") (RU)
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокая седиментационная стабильность при повышенных температурах и возможность утяжеления бурового раствора до плотности 2,30 г/см3, термостабильность до 150°С, высокая ингибирующая способность процесса гидратации глин, устойчивость к биодеструкции, хорошие смазочные свойства. Буровой раствор для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур включает, мас.%: ксантановый биополимер 0,08-0,22; крахмальный реагент 0,28-0,76; лигносульфонат 0,30-0,82; хлорид калия 2,38-6,56; формиат калия 8,06-22,18; молотый мрамор 1,98-5,46; баритовый утяжелитель до 63,70; воду 23,22-63,92. 1 ил., 4 табл.
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе, применяемым при строительстве, заканчивании и капитальном ремонте скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур.
Известны буровые растворы, предназначенные для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и температур, содержащие формиаты щелочных металлов в качестве утяжеляющей добавки (патенты: RU 2215016, RU 2277570, RU 2277571, RU 2655276).
Недостатками указанных буровых растворов являются их недостаточная плотность (RU 2277570, RU 2277571) и/или высокие структурно-реологические свойства (RU 2215016, RU 2655276), что связано с большим содержанием формиата - 37,00-83,00 мас. % в зависимости от требуемой плотности раствора.
Состав бурового раствора по патенту RU 2215016, мас. %:
| Полисахаридный реагент или | |
| смесь полисахаридных реагентов | 0,10-7,00 |
| Соль муравьиной кислоты | |
| щелочного металла | 45,00-83,00 (плотность раствора 1,35-2,30 г/см3) |
| Вода | Остальное |
Состав бурового раствора по патенту RU 2277570, мас. %:
| Формиат натрия | 9,00-44,00 (плотность раствора до 1,42 г/см3) |
| Полимер Fito-PK | 3,00-5,00 |
| Мраморный порошок | 0,00-10,00 |
| Вода | Остальное |
Состав бурового раствора по патенту RU 2277571, мас. %:
| Формиат натрия | 13,00-4,00 (плотность раствора до 1,45 г/см3) |
| Карбоксилметилкрахмал | 3,00-5,00 |
| Мраморный порошок | 0-14,00 |
| Вода | Остальное |
Состав бурового раствора по патенту RU 2655276, мас. %:
| Формиат натрия | 37,00-42,00 |
| Полисахарид ксантанового типа | 0,27-0,32 |
| Модифицированный крахмал | 0,84-1,06 |
| Гидрофобизирующая жидкость | 0,69-1,01 |
| Смазывающая добавка | 1,63-1,97 |
| Галенитовый утяжелитель | сверх 100 мас. % (плотность раствора до 1,90-2,60 г/см3) |
Известен буровой раствор, содержащий в качестве основной утяжеляющей добавки поташ или формиат натрия, мраморный порошок для утяжеления и кольматации, баритовый утяжелитель для доутяжеления до требуемой плотности (патент RU 2440397).
Состав бурового раствора по патенту RU 2440397, мас. %:
| Соль щелочного металла органической кислоты - | |
| поташ или формиат натрия | 10,00-50,00 (достигаемая плотность раствора 1,22-1,80 г/см3) |
| Биополимер КК Робус | 0,40-0,45 |
| Модифицированный крахмал | |
| КРЭМ | 1,00-1,10 |
| Гидрофобизирующая жидкость | |
| Основа-ГС | 0,25-0,30 |
| Комплексная смазочная | |
| добавка КСД | 1,00-1,50 |
| Вода | 87,35-46,65 |
| Мраморный порошок | 30,00-65,00 сверх 100 |
| Баритовый утяжелитель | до 65,00 сверх 100 |
В известном буровом растворе (патент RU 2440397) формиат натрия применяется в большом количестве и в качестве основной утяжеляющей добавки. При этом максимальная плотность раствора составляет 1,60-1,80 г/см3 при содержании формиата натрия 40,00-50,00 мас. %.
Основными недостатками данного бурового раствора является недостаточная максимальная плотность и большое содержание формиата натрия, что приводит к увеличению стоимости раствора и ухудшению структурно-реологических свойств.
Наиболее близким к заявляемому технологическим решением является буровой раствор (RU 2291182), содержащий 1,00-3,00% глины, 10,00-60,00% барита, в качестве реагента-стабилизатора 10,00-30,00% формиата натрия, в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств 1,00-5,00% карбоксиметилированного крахмала, и воду - остальное. Этот буровой раствор предназначен для вскрытия бурением зон с аномально высокими пластовыми давлениями. Известный буровой раствор, по данным патентообладателя, обладает повышенными флокулирующими свойствами для удаления шлама при очистке, скоростями бурения и термостойкостью при вскрытии зон с аномально высокими пластовыми давлениями.
Недостатками данного бурового раствора являются высокие структурно-реологические свойства, в частности, высокая пластическая вязкость.
Аномально высоким пластовым давлениям зачастую сопутствуют повышенные пластовые температуры и минимальная разница между градиентами пластового давления и давления гидроразрыва пласта. По этим причинам применяемый буровой раствор должен обладать, кроме высокой плотности и термостабильности, еще и низкими гидравлическими сопротивлениями течению.
Известный буровой раствор не обеспечивает необходимые структурно-реологические свойства для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (таблица 2).
В таблице 1 приведены концентрации ингредиентов в заявленном и в известном буровых растворах.
В таблице 2 приведены параметры бурового раствора, измеренные у воспроизведенных составов, представленных в патенте прототипа, и параметры заявленного бурового раствора. Из данных таблицы 2 видно, что известный буровой раствор обладает неудовлетворительными структурно-реологическими свойствами. 
Задачей изобретения является создание бурового раствора с высокой плотностью и термостойкостью, высокой ингибирующей способностью, обладающего реологическими свойствами, позволяющими производить строительство скважин в условиях минимальной разницы между градиентами пластового давления и давления гидроразрыва пласта.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении безаварийного строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений, за счет получения оптимальных структурно-реологических свойств утяжеленного баритом бурового раствора, достигаемых при совместном применении формиата калия и хлорида калия, высокой плотности и термостабильности бурового раствора, седиментационной устойчивости и высокой ингибирующей способностью бурового раствора по отношению к процессу гидратации глин, устойчивости к биодеструкции и хороших смазочных свойств.
Указанный технический результат достигается тем, что раствор включает полимеры полисахаридной природы и лигносульфонат, баритовый утяжелитель, молотый мрамор, формиат калия, хлорид калия при следующем содержании компонентов, мас. %:
| Ксантановый биополимер | - 0,08-0,22 |
| Крахмальный реагент | - 0,28-0,76 |
| Лигносульфонат | - 0,30-0,82 |
| Хлорид калия- | 2,38-6,56 |
| Формиат калия | - 8,06-22,18 |
| Молотый мрамор | - 1,98-5,46 |
| Баритовый утяжелитель | - до 63,70 |
| Вода | - 23,22-63,92 |
Формиат калия в оптимальной концентрации обеспечивает седиментационную стабильность и термостабильность свойств раствора до 150°С, помимо этого, формиат калия придает раствору высокую ингибирующую способность по отношению к процессу гидратации глин и хорошие смазочные свойства. Оптимизация содержания формиата калия также позволяет обеспечить невысокую стоимость бурового раствора. Низкие гидравлические сопротивления течению раствора достигаются за счет применения ксантанового биополимера и крахмального реагента, придающих раствору псевдопластичные свойства, при которых вязкость раствора уменьшается при увеличении скорости сдвига, за счет чего раствор обладает высокой удерживающий и выносящей способностью. Для снижения гидравлических сопротивлений раствора, повышающихся при добавлении формиата калия, в раствор входит добавка хлорида калия, эффективно пептизирующая раствор и снижающая негативное влияние формиата калия на структурно-реологические свойства баритового раствора.
В состав заявленного раствора входят химические реагенты, представленные в таблице 3.
Состав заявленного бурового раствора представлен в таблице 4.
На фиг. 1 представлена комбинированная диаграмма для определения содержания баритового утяжелителя и воды в заявленном буровом растворе требуемой плотности.
Источники информации:
1. RU 2215016, 11.03.2002 г., C09K 7/02, опубл.27.10.2003 Бюл.№30;
2. RU 2277571, 06.12.2004 г., C09K 8/08, опубл. 10.06.2006 Бюл. №16;
3. RU 2277570, 26.11.2004 г., C09K 8/04, опубл. 10.06.2006 Бюл.№16;
4. RU 2655276, 29.03.2017 г., C09K 8/20, опубл. 24.05.2018 Бюл.№15;
5. RU 2440397, 29.03.2017 г., C09K 8/08, опубл. 20.01.2012 Бюл.№2
6. RU 2291182, 28.06.2005 г., C09K 8/20, опубл. 10.01.2007 Бюл.№1
Буровой раствор для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур, включающий полимеры полисахаридной природы и лигносульфонат, баритовый утяжелитель, молотый мрамор, формиат калия, хлорид калия при следующем содержании компонентов, мас.%:
| Ксантановый биополимер | 0,08-0,22 |
| Крахмальный реагент | 0,28-0,76 |
| Лигносульфонат | 0,30-0,82 |
| Хлорид калия | 2,38-6,56 |
| Формиат калия | 8,06-22,18 |
| Молотый мрамор | 1,98-5,46 |
| Баритовый утяжелитель | до 63,70 |
| Вода | 23,22-63,92 |
