Результат интеллектуальной деятельности: Синтетический буровой раствор

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых отложений в условиях воздействия аномальных пластовых давлений, высоких температур и сероводородной агрессии.

Из уровня техники известен буровой раствор, включающий воду и глинопорошок. В качестве дополнительного загустителя и структурообразователя раствор содержит биополимер, позволяющий снизить содержание глинопорошка. Однако биополимер имеет низкую загущающую способность и подвержен биодеструкции, и без ввода бактерицидов раствор теряет свои свойства и показатели. Существенный недостаток известного бурового раствора, включающего биополимер и бактерициды, заключается в том, что бактерициды относятся к классу ядохимикатов (Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов, М.: Недра, 1972, с. 186).

Из уровня техники известен буровой раствор, принятый в качестве наиболее близкого аналога, прототипа, включающий мас.%: глинопорошок 2-5,46, катионный полимер ВПК-402 3-5, неионный водорастворимый эфир целлюлозы 0,2-0,5 и воду - остальное (пат. РФ №2567579 С1, кл. С09K 8/24, опубл. 10.11.2015). В качестве неионного водорастворимого эфира целлюлозы используется известный в бурении реагент - гидроксиэтилцеллюлоза ГЭЦ. Для повышения ингибирующих свойств раствора в него введены неорганические ингибиторы набухания глин - NaCl или CaCl₂. Известный раствор имеет неудовлетворительные структурно-реологические показатели и показатель фильтрации при бурении в солевых отложениях. Использование известного раствора требует дополнительных периодических химических обработок для перевода в соленасыщенную систему.

Приготовление соленасыщенных буровых растворов и управление их свойствами и технологическими показателями в процессе бурения имеют множество сложностей. Засолонение традиционных буровых растворов приводит к коагуляционному загущению с одновременным ухудшением всех технологических показателей до неприемлемых значений. Засолонение сменяется стабилизационным разжижением при дополнительном вводе стабилизатора. Коагуляция глинистой фазы, происходящая при засолонении, приводит к дестабилизации системы: возрастает величина показателя фильтрации, структурно-реологические показатели значительно ухудшаются и не поддаются управлению. Для стабилизации системы прибегают к разбавлению раствора и значительному повышению концентрации полимеров.

Задача, решаемая предлагаемым изобретением, состоит в создании бурового раствора, обладающего высокой совместимостью пресной и соленой сред, и устойчивостью к воздействию различных агрессивных факторов.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, состоит в снижении расхода химических реагентов при засолонении и улучшении показателя фильтрации и солестойкости раствора.

Технический результат достигается за счет того, что в состав бурового раствора, включающего воду, глинопорошок, в качестве стабилизатора и бактерицида содержит катионный полимер ВПК-402, в качестве структурообразователя содержит биополимер, в качестве соли, для предотвращения растворения солей при бурении в солевом интервале, содержит NaCl, для повышения крепящих свойств дополнительно введены крахмал, смазывающая добавка СМЭГ-5, общеулучшающий реагент Т-92, в качестве биополимера используют «Биоксан», при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Для нейтрализации сероводорода в раствор дополнительно может вводиться поглотитель сероводорода железный сурик ЖС-7 в количестве 5-7 мас.ч. на 100 мас.ч. раствора.

Полиэлектролит ВПК-402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.

Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой полидадмах и выпускается в виде однородной по консистенции жидкости без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3*10⁵. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 10⁴ до 10⁶.

В качестве глинопорошка могут использоваться различные марки: ПБМА, ГТБМБ, ПБМВ, ПБМГ, которые выпускаются в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок». Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 2,0 до 4,0%.

Повышение крепящих свойств раствора обеспечивает крахмал за счет увеличение водородных сеток между частицами неустойчивой породы. Дополнительное повышение крепящих свойств раствора производится путем ввода углеводородных компонентов, обеспечивающих заполнения ячеек водородных сеток.

Перевод на соленасыщеный (высокоминерализованный) катионный раствор производится вводом технической соли до насыщения, что составляет в среднем около 30 мас.%.

Высокомолекулярный базовый загущающий биополимер «Биоксан» выпускают по ТУ 2458-025-97457491-2010. Он обладает высокими реологическими характеристиками, высокой загущающей способностью при низких концентрациях. «Биоксан» благодаря тиксотропии позволяет получать буровые растворы с исключительно низким содержанием твердой фазы и великолепными объемными и суспендирующими характеристиками. Реагент использован в растворе на водной основе в широком диапазоне pH, минерализаций и температур. Он совместим с другими реагентами предлагаемого бурового раствора.

Жидкая смазочная добавка СМЭГ-5 представляет собой композицию растительных и минеральных масел, модифицированных различными присадками. Смазочная добавка СМЭГ-5 обеспечивает эффективное снижение коэффициента трения и не оказывает негативного влияния на свойства буровых растворов.

Вспенивание бурового раствора подавляется обработкой общеулучшающим реагентом Т-92, который также частично позволяет нейтрализовать сероводород и улучшает смазочные свойства бурового раствора, не увеличивая его структуру.

При необходимости плотность бурового раствора может быть повышена карбонатными утяжелителями, например, мелом, мраморной крошкой, доломитом, сидеритом, баритовым концентратом и галенитом.

Для нейтрализации сероводорода в раствор дополнительно вводится поглотитель сероводорода ЖС-7, который применяется для охраны окружающей среды и охраны здоровья обслужающего персонала при добыче и переработке сернистых нефти и газов на весь объем бурового раствора. Выпускается ЖС-7 по ТУ 2123-004-56864391-2009.

Для достижения дополнительного технического результата для контроля pH при разбурке цементного стакана производится обработка бурового раствора лимонной или уксусной кислотой. Во избежание коррозии при снижении pH ниже 6 в процессе бурения поддержание pH в диапазоне 6,5-7 производится триэталонамином.

Приготовить раствор можно. разбавляя катионный раствор в надсолевых отложениях рассолом хлорида натрия для снижения глинистой фазы, при этом производят насыщение хлоридом натрия всего объема раствора;

- после засолонения заготовки последовательно вводят ВПК-402, крахмал и биополимер «Биоксан»;

- после растворения полимеров и равномерного распределения вводят Т-92 и утяжеляют баритом до требуемой плотности;

- полученный раствор дообрабатывают смазывающей добавкой СМЭГ;

- при необходимости плотность бурового раствора повышают карбонатными утяжелителями (мел, мраморная крошка, доломит, сидерит), баритовым концентратом и галенитом.

Результаты опытов и сравнений предлагаемого раствора с известным раствором приведены в таблице 1. В табл. 2 приведены данные по обработке бурового раствора и его показатели в интервале бурения 2896-3828 м.

В таблицах 1-2 приняты следующие сокращения и обозначения: гл. - глина; БП - биополимер; крахм. - крахмал, ПФ - показатель фильтрации (см³); η_пл - пластическая вязкость (мПа⋅c); τ₀ - динамическое напряжение сдвига (Па); CHC_1/10 - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин, соответственно. СНС характеризует в буровых растворах статическое напряжение сдвига при остановке циркуляции, которое не позволяет выбуренной породе (шламу) выпадать из раствора, (дПа), Т - вязкость раствора (с - секунды), ρ - плотность раствора (кг/м³).

Из табл. 1 видно, что снижение концентрации реагентов ниже допустимых приводит к росту показателя фильтрации и снижению структурно-реологических показателей до не приемлемо низких значений (табл. 1, п. 3), увеличение содержания основных компонентов неэффективно (табл. 1, п. 14), так как приводит к перерасходу реагентов без уменьшения показателя фильтрации, но с увеличением структурно-реологических свойств. Согласно полученным результатам (табл. 1, пп. 4-13) видно, что синтетический буровой раствор обладает лучшими технологическими показателями до и после засолонения.

Перед началом бурения были определены методы управления технологическими показателями предлагаемого утяжеленного соленасыщенного катионного бурового раствора в процессе бурения в случае их ухудшения. На протяжении всего процесса бурения структурно-реологические и фильтрационные показатели оставались стабильными, поэтому не производилось их регулирование (табл. 2). Предлагаемый раствор не подвергался дополнительной обработке, что привело к снижению расхода химических реагентов при засолонении. Стоит отметить, что после утяжеления СНС раствора не изменились.

Кроме того, промысловые испытания на скважине №939 Астраханского ГКМ показали легкость засолонения раствора и простоту управления в процессе бурения.