безглинистый буровой раствор

Формула изобретения

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

Описание изобретения к патенту

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 (V_ф -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 ( , 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 ( _пл, мПа·с), динамическое напряжение сдвига ( ₀, 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/м 3	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, см 3	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, П 0, 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.