Ингибированный буровой раствор mudmax

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к ингибированным буровым растворам, которые применяются для бурения терригенных пород, сложенных неустойчивыми набухающими аргиллитами и глинами, склонными к обвалообразованию. Технический результат - минимизация рисков и повышение показателей при строительстве скважин с большим смещением по вертикали, повышение качества крепления эксплуатационных колонн с оптимизацией затрат на бурение скважин в осложненных горно-геологических условиях, повышенная способность очистки ствола скважины и ингибирования набухания глинистых сланцев, отсутствие ферментативного разложения полисахаридных составляющих раствора для бурения скважин. Ингибированный буровой раствор содержит, мас.%: соду каустическую 0,15-0,2; биополимер ксантанового ряда 0,25-0,3; крахмальный реагент 3-4; формиат натрия 20-35; стекло жидкое 1,5-2; смазывающую добавку 0,5-1,0; бактерицид 0,1-0,2; пеногаситель до 0,03; мраморную крошку до требуемой плотности; воду пресную остальное. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ингибированным буровым растворам, которые применяются для бурения терригенных пород, сложенных неустойчивыми набухающими аргиллитами и глинами, склонными к обвалообразованию.

Область применения бурового раствора - скважины со сложными горно-геологическими условиями, скважины с большим смешением по вертикали с различной степенью интенсивности набора зенитного угла, интервалы надпродуктивных и продуктивных горизонтов (в частности, горизонтальные скважины на девонские отложение ДI).

Цель применения раствора - минимизация рисков и повышение показателей при строительстве скважин с большим смещением по вертикали, оптимизация затрат на бурение скважин в осложненных горно-геологических условиях, повышения качества крепления эксплуатационных колонн.

Известна технологическая жидкость для бурения, закачивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях АВПД и повышенных температур, включающая мас.%: полисахаридный реагент 0,1-0,7, в качестве утяжелителя - соль муравьиной кислоты щелочного металла 45,0-83,0, мраморную крошку 2-50 и воду остальное (RU 2215016). Известная технологическая жидкость не обеспечивает требуемые флоккулирующие свойства раствора.

Известен буровой раствор, применяемый при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями (RU 2655276). Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор содержит, мас.%: формиат натрия 37-42; полисахарид ксанатанового типа «StabVisco-F» 0,27-0,32; модифицированный крахмал «МК-3» 0,84-1,06; гидрофобизирующая жидкость ГКЖ-11 0,69-1,01; смазывающую добавку «Экстра-С» 1,63-1,97; воду - остальное; утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель до плотности 1900-2600 кг/м³ сверх 100 мас.%.

Известен солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов (RU 2277570), включающий в качестве утяжелителя формиат натрия, полимер, в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду, содержащий в качестве полимера Fito PK при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 9-44; полимер Fito PK 3-5; мраморный порошок 0-10; вода - остальное.

Известен высокоминерализованный безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных коллекторов, а также при бурении глин, склонных к разупрочнению при бурении растворами на водной основе и при проводке скважин в соленосных пластах (RU 2277572). Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств сульфацелл при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 9-30, сульфацелл 2-3, мраморный порошок 0-12, вода остальное. Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор может дополнительно содержать в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,2-0,4 мас.% от массы бурового раствора.

Существенными недостатками известных растворов является низкая псевдопластичность и невысокие смазочные свойства, что не позволяет их эффективно использовать при бурении наклонно-направленных и горизонтальных стволов.

Данный раствор «MudMax» представляет собой безглинистый ингибированный буровой раствор. В основе композиции лежит сочетание высоко- и низкомолекулярного полимеров, биополимера, обеспечивающее необходимые реологические и фильтрационные характеристики. Молекулы полимера адсорбируются на стенках скважины, образуя тонкую малопроницаемую пленку, препятствующую проникновению фильтрата в поры горной породы. Адсорбция полимеров на частицах выбуренной породы изменяет вязкость раствора и вызывает флокуляцию, улучшая очистку раствора на поверхности.

Применение биополимера ксантанового ряда обуславливает нелинейность реологических свойств системы «MudMax». При этом раствор отличается повышенной удерживающей способностью в статическом состоянии и становится более текучим при увеличении скорости сдвига. Способность раствора «MudMax» приобретать свойства псевдопластичной жидкости обеспечивает хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы, а невысокие значения пластической вязкости - хорошую очистку бурового раствора от шлама на поверхности. Для предотвращения набухания глинистых сланцев в систему «MudMax» введен неагрессивный органический ингибитор - формиат натрия (Well Fix). Повышенное ингибирующее воздействие достигается за счет синергетического эффекта от совместной работы полимеров и ингибитора.

Особенность «MudMax» в применении в качестве ингибитора глин комплекса неорганических и органических солей, применение которой обеспечивает ингибирование набухания аргиллитов, предотвращает ферментативное разложение полисахаридных составляющих раствора. Ранее органические соли щелочных металлов не применялись как ингибиторы буровых растворов в условиях месторождений Республики Татарстан.

«MudMax» готовится на основе технической пресной воды, путем ввода обязательных структурообразователей, стабилизаторов и солей-ингибиторов до определенной плотности (около 1150 кг/м³). Это позволяет использовать для повышения плотности раствора карбонатный утяжелитель до 1450-1500 кг/м³. После производят ввод остальных ингредиентов. Структурообразователем является биополимер, обеспечивающий буровому раствору сильно выраженные псевдопластичные и выносящие свойства и устойчивость к агрессии рассолов солей.

В зависимости от соотношения количества и наименование солей можно варьировать свойства буровых растворов. Составы представленных растворов высокоэффективны при бурении скважин в породах склонных к осыпанию, а также для очистки горизонтальных стволов и вскрытия продуктивных пластов.

Рецептура, технологические пределы изменения показателей свойств «MudMax» показаны в таблицах 1, 2.

Таблица 1 – Рецептура бурового раствора «MudMах»

Компонент	Содержание, мас.%	Назначение компонента
Сода каустическая	0,15-0,2	Регулирование уровня рН
Биополимер	0,25-0,3	Структурообразователь
Крахмальный реагент	3-4	Контроль водоотдачи
Формиат натрия	20-35	Ингибитор глинистых сланцев
Стекло жидкое	1,5-2	Ингибитор глинистых сланцев
Смазывающая добавка	0,5-1	Смазывающая добавка
Бактерицид	0,1-0,2	Антиферментатор
Пеногаситель	До 0,03	Пеногаситель
Мраморная крошка	До требуемой плотности	Утяжелитель
Вода пресная	Остальное	Основа

Ингибированный буровой раствор, не подвергающийся ферментативному разложению полисахаридных составляющих раствора для бурения скважин, с повышенной способностью очистки ствола скважины, ингибирования набухания глинистых сланцев, содержащий компоненты, мас.%:

Сода каустическая	0,15-0,2
Биополимер	0,25-0,3
Крахмальный реагент	3-4
Формиат натрия	20-35
Стекло жидкое	1,5-2
Смазывающая добавка	0,5-1,0
Бактерицид	0,1-0,2
Пеногаситель	До 0,03
Мраморная крошка	До требуемой плотности
Вода пресная	Остальное