Результат интеллектуальной деятельности: ТОРФОЩЕЛОЧНОЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению скважин в многолетнемерзлых породах (ММП), особенно в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД).

В процессе бурения скважин нередко наблюдаются различные осложнения. Несмотря на накопленный опыт бурения скважин в различных горно-геологических условиях, затраты времени на борьбу с осложнениями при проводке скважин остаются значительными (до 7-10%), что обусловлено усложнением условий бурения, увеличением числа наклонных и горизонтальных скважин. На ликвидацию осложнений, связанных с неустойчивостью горных пород при бурении, затрачивается более 50% аварийного времени. Возникающие при этом осложнения труднее прогнозировать и предотвращать без применения физико-химических методов взаимодействия промывочной жидкости с породой [Басарыгин Ю.М. и др. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра», 2000. - 680 с.], [Вафин P.M. и др. Выбор бурового раствора для проводки скважин в осложненных горно-геологических условиях // Нефтяное хозяйство. 2013. №1. - С .53-55].

Осыпи и обвалы стенок скважин, в основном, происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. Это объясняется тем, что в процессе бурения происходит увлажнение их фильтратом бурового раствора, что в конечном итоге снижает предел прочности этих пород. Обвалам чаще всего способствует набухание горных пород. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в буровых промывочных жидкостях, в горизонты, сложенные глинистыми породами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и, в конечном счете, к обрушению на забой.

При проектировании и строительстве эксплуатационных или разведочных скважин обычно стремятся учесть влияние набухания глинистых пород на ход и результаты бурения. При этом важно заранее иметь данные прямых экспериментальных оценок набухаемости образцов разбуриваемой породы в средах предлагаемых буровых растворов.

Торф, представляющий собой отложения органического происхождения, является экологически чистым материалом, достаточно дешевым, весьма доступным и при этом обладает свойствами, позволяющими получать высококачественные буровые растворы при минимальных расходах химических реагентов из числа наименее токсичных, т.е. является достойной заменой традиционно используемым глинистым материалам.

Торфяные буровые растворы экологически безвредны, легко очищаются от шлама, после использования они могут применяться для рекультивации нарушенных земель как в виде растворов, так и образовавшихся неиспользованных остатков торфа на скважинах.

В состав торфа входит целый комплекс веществ, весьма ценных с позиций буровых растворов. Это гуминовая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже используются для регулирования свойств буровых растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления.

Известны безглинистые буровые растворы, приготовленные путем обработки водной торфяной суспензии щелочными агентами, в качестве которых используются гидроксиды, карбонаты, силикаты щелочных металлов [Буровые растворы для осложненных условий / O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков - М.: Недра, 1988].

Недостатком трехкомпонентных растворов (торф-вода-щелочной реагент) является высокая фильтрация и низкая технологичность получаемой системы. Применение таких растворов ограничено интервалами, сложенными рыхлыми поглощающими породами.

Известен буровой раствор, в котором торфощелочная суспензия, с целью снижения вязкости, статического напряжения сдвига в условиях полиминеральной агрессии, содержит следующие ингредиенты (% мас.): гуматосодержащее вещество - 4-8; щелочной электролит - 0,2-1,5; гелеобразователь - 1-3; органический стабилизатор - 0,1-1; ингибитор - 1-4 и воду - остальное [А.С. СССР N 945163, кл. C09K 7/02, опубл. 23.07.82 г.].

Недостатком такого раствора является низкая флоккулирующая способность и, несмотря на наличие в составе ингибитора, неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами. Следствием указанных недостатков является нарушение устойчивости ствола скважины, обогащение бурового раствора частицами шлама, в том числе мелкодисперсными, что в конечном итоге приводит к изменению структурно-механических параметров.

Известен буровой раствор, содержащий торфощелочной реагент, полиакриламид (ПАА), водорастворимый метасиликат, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, в котором с целью уменьшения структурной вязкости в качестве ПАВ используется сульфанол или ОП-10 [Патент РФ №2041907, кл. C09K 7/02, Андресон Б.А., Абдрахманов Р.Г, Бочкарев Г.П., Шарипов А.У., Рекин А.С., Лабазов А.В., 1995 г.].

Недостатком раствора является высокое пенообразование при приготовлении, что снижает удельный вес раствора.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду. В качестве щелочного модификатора применяется калийносодержащий щелочной реагент, в качестве ингибитора - хлористый калий, в качестве флоккулянта - полиакриламид (ПАА) при следующем соотношении компонентов, % мас.: торф - 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; хлористый калий 1-3; ПАА - 0,002-0,004; вода - остальное [Патент РФ №2102429, кл. C09K 7/02, Анисимов А.А.; Воробьева Н.М.; Авдеева Н.Д.; Демидова О.В.; Захаров Б.И. Научно-исследовательский и проектный институт «СеверНИПИгаз», 1998 г.].

Недостатком прототипа является высокое пенообразование. Несмотря на наличие в составе ингибитора и ПАА отмечаются неудовлетворительные ингибирующие свойства при применении данного раствора для разбуривания интервалов, сложенных глинистыми породами, особенно в зонах ММП при АНПД.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности бурения скважин в горных породах, сложенных глинистыми породами, особенно в зонах ММП при АНПД.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в разработке торфощелочного бурового раствора, обладающего высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистым породам и невысоким пенообразованием.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном торфощелочном буровом растворе для бурения скважин в многолетнемерзлых породах, включающем торф, щелочной модификатор, ингибитор, флокулянт и воду, в отличие от прототипа он дополнительно содержит понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем в качестве понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве пеногасителя МАС-200М, при следующем соотношении компонентов, % мас.: торф - 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; ингибитор - хлористый калий 1-3; полимерный флокулянт и понизитель водоотдачи Polydia - 0,1-0,5; пеногаситель МАС-200М - 1-3; вода - остальное.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах отличается от известного тем, что он дополнительно содержит пеногаситель, причем в качестве флоккулянта и понизителя водоотдачи применяется полимер Polydia, а в качестве пеногасителя - МАС-200М.

Полимер Polydia, используемый в качестве понизителя водоотдачи, представляет собой прошок модифицированного полиакриламида низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда от белого до кремового цвета. Предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, для модификации проницаемости порового коллектора. Изготавливается по ТУ.

Показатели качества полимера Polydia

Флокулянт - реагент, необходимый для стабилизации набухающих в воде и диспергирующихся глин.

Флокулянт воздействует на частицы твердой фазы без изменения электрических свойств, образуя мостики из макромолекул полимера между частицами твердой фазы за счет адсорбционных сил.

Флокулянт - это в большинстве случаев водорастворимые полимеры с большой молекулярной массой, имеющие анионный, катионный или нейтральный заряд как природного, так и искусственного происхождения. Не все полимеры могут быть эффективными флокулянтами. Это зависит от химического состава макромолекул, наличия и числа ионогенных групп в нем, активность которых зависит даже от структуры и электрического заряда поверхности частиц флокулируемой твердой фазы. При определенном сочетании этих и других факторов могут возникать достаточно прочные мостиковые связи полимера и частиц твердой фазы, образуя совместные агломераты. Непременным условием флокуляции является возможность адсорбции уже закрепленных макромолекул на свободной поверхности других частиц.

Продукт МАС-200М используется для обработки буровых растворов. Физико-химические свойства разрешают использовать его в качестве пеногасителя водных растворов и стабилизатора растворов на углеводной основе. Пеногаситель не растворяется в водных и углеводных средах, сохраняет технологические свойства в диапазоне температур от 40 до 250°C.

Механизм пеногашения в глиняных суспензиях базируется на эффекте присоединения гидрофобной частью реагента воздушных глобул, содействия их каолесценции, укрупнению и флотации на поверхность. После разрушения пузырьков воздуха на поверхности частичка пеногасителя, не теряя активности, снова включается в работу. Многократное использование каждой частицы обуславливает незначительные потери реагента.

Непосредственно в полевых условиях при исполнении буровых работ на базе порошкового реагента МАС-200М можно приготовить пеногаситель буровых растворов, водостойкие смазки, моющие средства для обезжиривания деталей машин и механизмов, очистить воду от нефтепродуктов. Этот реагент целесообразно использовать также для пеногашения в процессах производства целлюлозно-бумажной промышленности и в технологии очистки промышленных сточных вод в нефтеперерабатывающей промышленности.

Изобретение соответствует критерию «изобретательский уровень», так как приведенное сочетание и соотношение компонентов в заявляемом безглинистом буровом растворе является неочевидным для специалиста в данной области знаний.

Для оценки эффективности разрабатываемых составов торфощелочного бурового раствора проведена серия экспериментов по определению показателя набухаемости глинистых брикетов в средах исследуемых растворов. Экспериментальные работы проводились на установке продольного набухания глинистых брикетов компании OFITE.

Прибор компании «OFITE» предназначен для исследований взаимодействия между буровыми промывочными жидкостями, находящимися в движении, и пробами неорганических пород, содержащих химически активные глины, при заданных пластовых условиях. Измеренные характеристики набухаемости используются для оценки и устранения часто возникающи проблем при бурении скважин, сложенных из глинистых пород.

При приготовлении растворов использовались следующие химические реагенты:

- Торф - органическая дисперсная фаза.

- КОН - калийносодержащий щелочной модификатор.

- КСl - ингибитор набухания глин - хлористый калий.

- Polydia (аналог КМЦ) - Полимер Polydia - флоккудянт и понизитель водоотдачи раствора.

- Пеногаситель МАС-200М.

Составы исследуемых растворов представлены в таблице 1.

Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия.

Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия.

Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного бурового раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.

Для изготовления брикетов был использован бентонитовый глинопорошок Зыряновского месторождения Курганской области. Навески массой 15 г были помещены в компактор высокого давления, где под давлением 6000 psi (~ 41,3 МПа) и в течение 30 мин были приготовлены образцы для исследований.

После приготовления образцы помещались специальные цилиндры, в которые вводились исследуемые составы, и выдерживали в течение 4-х часов.

Результаты испытаний растворов по прототипу и по предлагаемым составам представлены на фиг.

Анализируя полученные результаты, можно констатировать, что разрабатываемые растворы 2, 3 и 4 показали высокие ингибирующие свойства по сравнению с раствором 1, взятым за прототип.

Однако недостатком раствора 2 является его повышенная условная вязкость, равная 2100 с. На наш взгляд, состав такого раствора в дальнейшем можно рекомендовать в качестве вязкоупругого состава (ВУС) при глушении нефтяных скважин.

Условная вязкость растворов 3 и 4 равна 114 с и 30 с, соответственно. Таким образом, анализируя полученные результаты и выводы исследований, при бурении нефтяных и газовых скважин в интервалах, сложенных глинистыми породами, можно рекомендовать безглинистый буровой раствор, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер Polydia и воду.

Заявляемый раствор обеспечивает повышение ингибирующих свойств и обладает невысокими пенообразующими свойствами, что позволяет использовать его при бурении скважин в горных породах, сложенных глинистыми породами, особенно в зонах ММП при АНПД.