Буровой раствор для бурения скважин в условиях ММП

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - создание полимерных растворов на основе смеси пропиленгликоль-вода для сохранения устойчивости стенок скважины в сложных горно-геологических условиях многолетнемерзлых пород (ММП), в слабо консолидированных породах, а также сокращение объемов водопотребления, отходов бурения, расхода реагентов.

Известен буровой раствор (патент RU 2184756) с псевдопластичными свойствами, способный снижать растепляемость ММП даже при положительной температуре и содержащий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер Праестол (марок 2510 или 2515, или 2530, или 2540) и воду.

Недостатком известного бурового раствора является его механодеструкция. Буровой раствор сильно меняет свои реологические характеристики через несколько циклов циркуляции в скважине. Кроме того, известный буровой раствор не солестоек, а для некоторых месторождений севера Восточной Сибири (например, Красноярский край) характерно наличие засоленных ММП.

Также известен псевдопластичный раствор (патент RU 2254353) для разбуривания ММП, солестойкий и стойкий к механодеструкции, снижающий растепляемость ММП при положительной температуре в процессе бурения скважин, включающий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер Праестол марки 2530, полианионную целлюлозу высокой вязкости при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Этот раствор не обладает хорошими ингибирующими, по отношению к глинистым отложениям, а также смазывающими свойствами.

Наиболее близким к заявляемому раствору является полимерглинистый раствор (патент RU 2274651) для бурения скважин в ММП, состоящий из глины, стабилизатора в виде смеси полисахаридного реагента и структурообразователя, углеводородного антифриза и воды, в качестве полисахаридного реагента он содержит биополимер Acinetobacter Sp., а в качестве структурообразователя - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ.

Хотя этот раствор имеет улучшенные псевдопластичные свойства, низкую фильтрацию, низкую скорость растепления ММП, но его максимальная плотность составляет 1090 кг/м3, а высокие реологические показатели раствора не позволяют произвести ее дальнейшее увеличение. Существенным недостатком известного раствора является то, что для снижения температуры замерзания в состав реагента вводится углеводородный антифриз в количестве от 7 до 19 мас. %, что очень значительно удорожает раствор, а температура его замерзания снижается максимально до -12°С (примеры 1-10 описания к патенту RU 2274651), что явно недостаточно для условий Крайнего Севера.

Задача, стоящая при создании изобретения, - сохранение устойчивости стенок скважины при бурении ММП, а также пород, сложенных высококоллоидальными глинистыми отложениями и слабо консолидированными песчаными отложениями.

Технический результат, обеспечиваемый данным изобретением, -создание полимерного раствора на основе смеси вода-пропиленгликоль с псевдопластичными свойствами для сохранения устойчивости стенок скважины в условиях ММП, осложненных слабо консолидируемыми породами, и расширение области его применения для бурения подмерзлотных интервалов, сложенных высококоллоидальными глинистыми отложениями за счет дополнительного обеспечения высоких ингибирующих, смазочных и блокирующих свойств, технологичного в применении.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что полимерный водно-пропиленгликольный раствор для бурения в многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых породах, и слабо консолидированными песчаными отложениями, состоящий из пропиленгликоля (АО «ЭКОС-1», Россия), крахмала технического и ксантанового биополимера гаммаксана (Миррико, Россия) в качестве стуктурообразователей раствора, за счет своих физических свойств меньше воздействует на породу.

Состав раствора, мас. % содержит:

Лабораторные эксперименты по разработке заявляемого состава бурового раствора произведены с использованием следующих материалов и реагентов: в качестве основы для растворов использовался пропиленгликоль (АО «ЭКОС-1», Россия) ГОСТ 10164-75, исследования были проведены для полимерных растворов на водной основе, крахмал технический, ксантановый биополимер гаммаксан (Миррико, Россия). Для исследования набухания использовался бентонит марки ПБМА Черногорского месторождения. Минералогический состав глин Черногорского месторождения определен на основе данных рентгеноструктурного анализа, проведенного на дифрактометре фирмы Shinadzu XRD-6000. Минералогический состав бентонита (%): каолинит 7-8; монтмориллонит 75-85; гидрослюда 3-5; хлорит 1-2; кварц 7-8; полевой шпат 3-5; карбонаты 10-12; органическое вещество 1-2.

Исследование реологии буровых растворов проведено при помощи ротационного вискозиметра OFITE 900. Диапазон скорости сдвига: 0,01-1022 с-1. Точность поддержания скорости вращения 0,001 об/мин. Погрешность измерения коэффициента вязкости 2%. Исследования набухания проводили с использованием тестера продольного набухания в динамическом режиме фирмы OFITE.

Все измерения проведены при атмосферном давлении и температуре 298 K.

Для экспериментальной проверки заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были приготовлены 6 составов (см. табл. 1). Реологические и теплофизические характеристики буровых растворов с различными концентрациями крахмала и полимерными добавками приведены в табл. 1.

Реология рассматриваемых растворов была описана с помощью наиболее распространенных степенной (Power-law) и бингамовской (Bingham) моделей. В работе использованы следующие сокращения: крахмал (КХ), пропиленгликоль (ПГ), гаммаксан (ГМК).

В ходе лабораторных исследований было показано, что при концентрациях ниже 65 мас. % этиленгликоль оказывает слабое влияние на вязкость и реологические характеристики буровых полимерных растворов. В этом диапазоне концентраций влияние ПГ на реологические параметры раствора не превышает 30%. Таким образом, было установлено, что добавка этиленгликоля вплоть до высоких концентраций (65 мас. %) не ухудшает реологических свойств полимерных растворов. При более высоких концентрациях пропиленгликоля эффективная вязкость, предельные напряжения сдвига и показатель степенной модели раствора значительно увеличиваются.

Для проведения исследований по гидратации (набуханию) глинистых горных пород растворами с пропиленгликолем изготавливали таблетки из бентонита марки ПБМА Черногорского месторождения. Таблетки прессовали на компакторе OFITE при давлении 20,68 МПа в течение 30 минут, что позволяло получать таблетки с проницаемостью 2,08МД. Исследования проводили на тестере продольного набухания фирмы OFITE. Таблетки закладывали в испытательные ячейки и заливали испытуемым раствором.

На фиг. 1 представлены графические зависимости изменения линейных размеров глиняных таблеток в исследуемых растворах с различным содержанием пропиленгликоля. Было установлено, что с увеличением концентрации пропиленгликоля степень набухания глины монотонно снижается. При этом это снижение довольно существенное. Так при содержании пропиленгликоля в растворе 50 мас. % степень набухания уменьшается практически в три раза по сравнению с раствором на воде.

Согласно современным представлениям основной механизм действия гликолей на набухание глины заключается в том, что они препятствуют образованию водородных связей между водой и пластинками глины. Пропиленгликоль может также образовывать водородные связи с глинистыми минералами и вытеснять воду из кремнеземных и глиноземных групп, тем самым препятствует гидратации. Это также приводит к уменьшению скорости процесса набухания.

Уменьшение набухания глинистых минералов является одним из важнейших фактором, влияющих на устойчивость стенок скважины в процессе бурения ММП является процесс набухания. Проникновение воды, образовавшейся в результате растепления ММП и содержащейся в самом растворе, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению. В результаты чего формируются протяженные каверны и увеличивается диаметр ствола, что в дальнейшем создает проблемы при цементировании стенок скважины. Поэтому для увеличения устойчивости стенок скважины необходимо использовать буровые растворы, имеющие низкую степень набухания глин.

Теплопроводность растворов измерялась с использованием метода нагретой нити. Значение теплопроводности было определено как среднее из пяти измерений. Погрешность измерения коэффициента теплопроводности не более 3%. Измерения коэффициента теплопроводности и оценки теплоемкости буровых растворов с пропиленгликолем показали значительное снижение этих характеристик. Так при концентрации ПГ 65% в растворе коэффициент теплопроводности снижается на 75%, а теплоемкость на 35%. Оценки показали, что это приводит к снижению количества тепла, передаваемого от раствора к стенкам скважины, примерно на 60%.

Коэффициент теплоотдачи при течении бурового раствора скважине без учета его реологии можно оценить по формуле Михеева (1)

где Nu, Re, Pr - числа Нуссельта, Рейнольдса и Прандтля.

Не трудно показать, что в этом случае коэффициент теплоотдачи при фиксированном значении расхода бурового раствора будет пропорционален комплексу Согласно этим оценкам и данным приведенным в таблице 1, раствор с 65 масс. % пропиленгликоля, за счет снижения теплопроводности и теплоемкости и увеличения пластической вязкости бурового раствора, позволяет снизить коэффициент теплоотдачи от раствора к стенке скважины примерно в 1.92 раза. При этом с увеличением содержания пропиленгликоля уменьшается теплоемкость раствора, и соответственно происходит снижение количества поступающего в скважину тепла вместе с раствором (на 35% при содержании пропиленгликоля 65 мас. %).

Исходя из проведенных исследований, для практического применения лучшими реологическими свойствами обладает буровой раствор с содержанием пропиленгликоля в концентрации 50-65 мас. %, так как его использование приводит к значительному замедлению скорости процесса растепления ММП за счет снижения коэффициента теплоотдачи и количества тепла, поступающего в скважину.