БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ДЛЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях.

Буровой раствор для бурения пологих и горизонтальных скважин должен характеризоваться следующими свойствами:
- псевдопластическими реологическими характеристиками для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора;
- высокими смазочными и гидрофобизирующими свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны и предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины;
- высокими ингибирующими и кольматирующими свойствами, низкой скоростью фильтрации бурового раствора в пласт, низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважины; предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.

В настоящее время основной объем бурения горизонтальных и сильно искривленных скважин ведется с промывкой буровыми растворами, в которых регулятором псевдопластических свойств являются биополимерные реагенты.

Известен безглинистый буровой раствор, содержащий следующие компоненты, мас. %: биополимер 0,5-0,6; неорганическую соль (хлорид кальция) 14-18; вода остальное (см., например, патент РФ 1774946, кл. С 09 К 7/02, 1990).

Известный раствор имеет высокие реологические и структурно-механические свойства, низкий коэффициент псевдопластичности "n", что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способности при бурении горизонтального участка ствола скважины.

В то же время этот известный 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.

Вместе с этим указанный известный раствор имеет повышенные значения показателя фильтрации при повышенных перепадах давления. Наряду с указанным, технология приготовления этого раствора длительна по времени (не менее суток).

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по назначению и технической сущности является биополимерный безглинистый буровой раствор для бурения горизонтальных скважин, содержащий следующие ингредиенты, мас.%: биополимер (XCD) 0,143-0,285; полианионную целлюлозу (PolyPAC) 0,285; щелочную добавку (КОН) 0,071-0,143; бентонит (MI-Gel) 2,853; кольматант - карбонат кальция LO-WATE 5,706; смазочную добавку LUBE-167 2,0; воду остальное, (см., например, Теория и практика заканчивания скважин: В 5 т. /А.И.Булатов, П.П. Макаренко, В. Ф. Будников и др. ; Под ред. А.И.Булатова. - М.: ОАО Изд-во "Недра", 1997, т. 1, с. 109).

Известный буровой раствор имеет необходимые для проводки горизонтальных скважин структурные и реологические свойства при низких значениях коэффициента псевдопластичности "n", а также низкие значения показателя фильтрации и высокие смазочные свойства.

Недостатком известного бурового раствора является то, что необходимые структурно-механические, реологические и фильтрационные свойства обеспечиваются за счет обязательного добавления в раствор твердой фазы, представленной глинистыми и карбонатными частицами, что отрицательно сказывается на показателях работы долот за счет присутствия в растворе твердой фазы, при этом ограничиваются возможности использования трех- и четырехступенчатой системы очистки из-за необходимости сохранения в буровом растворе кольматирующей добавки карбоната кальция. Для разрушения зоны кольматации в продуктивном пласте, сформированной известным раствором в процессе бурения, с целью восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении скважины необходимо обязательно проводить обработку специальными кислотными составами. В то же время при взаимодействии с кислотными составами компонентов бурового раствора, сконцентрированных в зоне кольматации, может произойти дополнительное снижение проницаемости призабойной зоны пласта за счет образования осадков и эмульсий, особенно в терригенных заглинизированных коллекторах.

Наряду с указанным, известный раствор неустойчив к хлоркальциевой агрессии, т. к. при поступлении в раствор пластовой воды хлоркальциевого типа или попадании хлорида кальция происходит резкое снижение реологических и структурно-механических показателей, увеличение показателя фильтрации и снижение смазочной способности бурового раствора, что может привести к возникновению осложнений в процессе бурения.

Кроме того, фильтрационная корка известного бурового раствора, формирующаяся в процессе бурения, неустойчива к воздействию минерализованной пластовой воды, что также может привести к осложнениям в процессе бурения.

Существенным недостатком известного бурового раствора, содержащего биополимер, является низкая ферментативная устойчивость, поэтому для повышения стабильности известного бурового раствора, содержащего биополимер, необходимо постоянно вводить специальные бактерицидные добавки.

Технической задачей, решаемой настоящим изобретением, является обеспечение стабильности фильтрационных, структурно-реологических и смазочных свойств бурового раствора в условиях полисолевой минерализации и в широком диапазоне температур (до 90^oС) при одновременном обеспечении формирования в процессе бурения низкопроницаемой и устойчивой к воздействию минерализованных пластовых вод фильтрационной корки и зоны кольматации, а также снижении затрат на приготовление и регулирование свойств бурового раствора за счет снижения общего расхода реагентов, повышения ферментативной устойчивости и устойчивости технологических показателей бурового раствора к пластовым флюидам и выбуренной породе в широком диапазоне температур.

Указанная техническая задача решается тем, что по первому варианту в известном буровом растворе преимущественно для бурения горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, включающем биополимер, полисахарид, гидроксид щелочного металла, смазочную добавку и воду, новым является то, что в качестве полисахарида раствор содержит модифицированный крахмал, в качестве смазочной добавки поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ и дополнительно водорастворимую соль кремниевой кислоты при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Биополимер - 0,05-0,2
Модифицированный крахмал - 1,15-2,0
Гидроксид щелочного металла - 0,045-0,16
Водорастворимая соль кремниевой кислоты - 0,23-1,2
Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0
Вода - Остальное
при этом массовое соотношение гидроксида щелочного металла и водорастворимой соли кремниевой кислоты составляет 1:2,5-15,0 соответственно.

По второму варианту указанная техническая задача решается тем, что в известном буровом растворе преимущественно для бурения горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, включающем биополимер, полианионную целлюлозу, гидроксид щелочного метала, смазочную добавку и воду, новым является то, что в качестве смазочной добавки раствор содержит поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ и дополнительно модифицированный крахмал и водорастворимую соль кремниевой кислоты при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Биополимер - 0,05-0,2
Модифицированный крахмал - 1,15-2,0
Полианионная целлюлоза - 0,1-0,25
Гидроксид щелочного металла - 0,045-0,16
Водорастворимая соль кремниевой кислоты - 0,23-1,2
Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0
Вода - Остальное
при этом массовое соотношение гидроксида щелочного металла и водорастворимой соли кремниевой кислоты составляет 1:2,5-15,0 соответственно.

Решение поставленной технической задачи изобретения обеспечивается, по-видимому, благодаря следующему. Повышение солестойкости и ферментативной устойчивости обеспечивается за счет частичного экранирования силикатами свободных гидроксильных групп в основной β-1,4 гликозидной цепи макромолекулы биополимера, а также за счет образования конгломератов макромолекул биополимера с более солестойким амилопектином, входящим в состав модифицированного крахмала.

Кроме того, благодаря введению в предлагаемый раствор концентрата ПАВ МИГ в предложенном количественном соотношении обеспечивается придание раствору повышенных смазочных, гидрофобных и ингибирующих свойств в условиях полисолевой минерализации и в широком диапазоне изменения температур, а также обеспечивается снижение поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью.

Для получения предлагаемого безглинистого бурового раствора повышенной плотности по обоим вариантам предлагается в него дополнительно вводить утяжелитель, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности, и выбранный из группы следующих веществ: неорганические соли - хлориды натрия, кальция, калия или карбонатный утяжелитель или бентонит.

Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
1. Крахмал модифицированный, ТУ 9187-012-53501222-2000.

2. Биополимеры марки Rhodopol 23P, Duovis.

3. Полианионная целлюлоза марки Celpol RX или ЭКСПАК.

4. Натрий кремнекислый мета, 9-водный, ГОСТ 4239-77.

5. Гидроксид натрия, ТУ 6-01-204-847-06-90.

6. ПАВ-МИГ - поверхностно-активное вещество на основе продукта омыления кубовых остатков производства синтетических жирных кислот гидроксидом калия, дополнительно содержащее неионогенное ПАВ, выпускается по ТУ 2482-014-53501222-2000.

7. Вода пластовая плотностью 1176 кг/м³ с общей минерализацией 258 г/л и содержанием Ca²⁺ 26,5 г/л.

8. Вода техническая.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.

Пример 1 (по первому варианту). Для получения заявляемого бурового раствора к 404 г технической воды добавляли 23 г модифицированного крахмала, 10,58 г щелочной добавки при массовом соотношении гидроксид натрия : натрий кремнекислый 1:6,67; 5 г ПАВ МИГ и 1,0 г биополимера; перемешивали в течение 1,0 часа, затем добавляли 556,42 г пластовой воды и после перемешивания в течение 1,0 ч получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: биополимер 0,2; крахмал 1,15; гидроксид натрия 0,069; натрий кремнекислый 0,46; ПАВ МИГ 0,5; техническая вода 40,4 и пластовая вода - остальное.

Пример 2 (по второму варианту). Для получения заявляемого бурового раствора к 657,7 г технической воды добавляли 20 г модифицированного крахмала, 5 г ПАВ МИГ; 2,5 г полианионной целлюлозы, 12,8 г щелочной добавки при массовом соотношении гидроксид натрия : натрий кремнекислый 1:15 и 2,0 г биополимера; перемешивали в течение 1,0 часа, затем добавляли 300 г CaCl₂ и после перемешивания в течение 1,0 ч получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: биополимер 0,2; крахмал 2,0; гидроксид натрия 0,08; натрий кремнекислый 1,2; ПАВ МИГ 0,3; CaCl₂ 30,0, техническая вода остальное.

Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов.

Для получения заявляемого бурового раствора необходимой плотности использовали такой известный прием, как дополнительное введение в него утяжелителя: неорганических солей хлоридов натрия, кальция, калия и их смеси, или карбонатного (кислоторастворимого) утяжелителя, или бентонита.

В лабораторных условиях исследовали следующие свойства заявляемого и известных по прототипу буровых растворов:
- показатель фильтрации (Ф₃₀, см³ при перепаде давления 0,1 и 0,7 МПа) замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFI при температуре 20^oС и 90^oС;
- структурно-реологические свойства: пластическую вязкость (η, мПа•с), динамическое напряжение сдвига (τ₀, дПа), прочность геля (Gel_10c/10мин, ft/100lb²) замеряли на вискозиметре фирмы OFI;
- статическое напряжение сдвига (CHC_1/10мин, Па) замеряли на приборе СНС-2;
- смазочные свойства изучали на приборе "Extreme Pressure and Lubricity Testes Complete" фирмы OFI;
- показатель псевдопластичности "n" и показатель консистенции "К" вычисляли по известным стандартным формулам;
- поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью (керосином) определяли на усовершенствованном приборе для определения межфазного поверхностного натяжения на границе жидкость-жидкость (см., например, Н.Е.Шептала. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов. - М.: Недра, 1974, с. 87-91).

Проницаемость фильтрационной корки по пластовой воде определяли по следующей методике. Через воронку Шотта с диаметром пор фильтра 40 мкм фильтровали буровой раствор (объемом 25 см³) при перепаде давления 0,1 МПа в течение 30 мин, затем буровой раствор выливали, в воронку наливали пластовую воду и фильтровали при перепаде давления 0,1 МПа в течение 30 мин. По количеству отфильтровавшейся пластовой воды судили об устойчивости фильтрационной корки и зоны кольматации к воздействию высокоминерализованной пластовой воды.

Способность к восстановлению проницаемости зоны кольматации определяли по следующей методике. Через воронку Шотта с диаметром пор фильтра 40 мкм фильтровали буровой раствор (объемом 25 см³) при перепаде давления 0,1 МПа в течение 30 мин, затем буровой раствор выливали, в воронку наливали деструктор, в качестве которого использовали 0,5%-ный водный раствор пероксигидрата мочевины, выдерживали в течение 5 ч, выливали его и фильтровали пластовую воду при перепаде давления 0,1 МПа. По скорости отфильтровывания пластовой воды судили о восстановлении проницаемости зоны кольматации после обработки деструктором.

По изменению фильтрационных показателей и структурно-реологических свойств после нагревания раствора в течение 2-х часов при температуре +90^oС и последующего охлаждения до +20-22^oC по сравнению с показателями раствора после приготовления судили о стабильности технологических свойств безглинистого бурового раствора при термовоздействии.

В таблице 1 приведены данные об ингредиентном составе заявляемого и известных по аналогу и прототипу буровых растворов.

В таблице 2 приведены данные о показателях свойств заявляемого и известных по аналогу и прототипу буровых растворов.

В таблице 3 приведены данные по проницаемости фильтрационной корки для пластовой воды после фильтрации заявляемого и известного по прототипу буровых растворов и после обработки фильтрационной корки деструктором.

Данные, приведенные в таблицах 1-3, показывают, что заявляемый буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации при ΔР=0,1 МПа (Ф=1,5-3,0 см³) и ΔР=0,7 МПа (Ф=3,0-6,0 см³), технологически необходимые для проводки горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона структурно-реологические характеристики в условиях высокой полисолевой минерализации (η= 11,5-23,0 мПа•с; τ₀ =57,0-150,0 Па, Gel_10c/10мин= 3,5-12,0/5,0-24,0 ft/100lb², CHC_1/10= 0,4-1,2/0,5-2,4 Па); оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент n= 0,4-0,48) и более низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции К=0,31-1,15); при этом безглинистые высокоминерализованные буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (К_тр= 0,10-0,15), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (σ =0,75-0,95 мН/м), после прогрева показатели бурового раствора остаются практически без изменений.

Наряду с указанным, фильтрационная корка и зона кольматации, формирующиеся при фильтрации заявляемого бурового раствора, характеризуются низкой проницаемостью в условиях полисолевой минерализации (через фильтрационную корку отфильтровывается 0,2-0,5 см³ пластовой воды).

После обработки деструктором зона кольматации, созданная предлагаемым раствором, разрушается, в результате чего полностью восстанавливается проницаемость фильтра.

Указанные технические преимущества заявляемого бурового раствора позволят
- предупредить осложнения при бурении горизонтального участка ствола скважин и скважин с большим углом отклонения за счет сохранения высокой выносной и удерживающей способностей бурового раствора, низких значений показателя фильтрации, высокой смазывающей способности бурового раствора в условиях полисолевой минерализации;
- предупредить осложнения при бурении неустойчивых пород за счет высоких ингибирующих и гидрофобизирующих свойств буровых растворов;
- повысить качество вскрытия продуктивных пластов за счет предупреждения глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт ввиду более высокой скорости формирования низкопроницаемой и устойчивой в условиях полисолевой минерализации фильтрационной корки и зоны кольматации и низкого поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью;
- снизить затраты времени и средств на приготовление и регулирование свойств буровых растворов в процессе бурения ввиду их более высокой ферментативной устойчивости и термостабильности; более высокой устойчивости в условиях полисолевой минерализации, в результате чего сокращается число дополнительных обработок бурового раствора для поддержания необходимых параметров;
- повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности бурового раствора в условиях полисолевой минерализации и отсутствия твердой фазы в составе бурового раствора.