[2]Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению скважин в многолетнемерзлых породах (ММП), особенно в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД).
[3]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].
[4]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.
[5]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.
[6]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.
[7]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.
[8]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.
[9]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].
[10]Недостатком трехкомпонентных растворов (торф-вода-щелочной реагент) является высокая фильтрация и низкая технологичность получаемой системы. Применение таких растворов ограничено интервалами, сложенными рыхлыми поглощающими породами.
[11]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.].
[12]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.
[13]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.].
[14]Недостатком раствора является высокое пенообразование при приготовлении, что снижает удельный вес раствора.
[15]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.].
[16]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.
[17]Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности бурения скважин в горных породах, сложенных глинистыми породами, особенно в зонах ММП при АНПД.
[18]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.
[19]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.
[20]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.
[21]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.
[22]Показатели качества полимера Polydia
[23]
[24]Флокулянт - реагент, необходимый для стабилизации набухающих в воде и диспергирующихся глин.
[25]Флокулянт воздействует на частицы твердой фазы без изменения электрических свойств, образуя мостики из макромолекул полимера между частицами твердой фазы за счет адсорбционных сил.
[26]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.
[27]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.
[28]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.
[29]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.
[30]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.
[31]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.
[32]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.
[33]При приготовлении растворов использовались следующие химические реагенты:
[34]- Торф - органическая дисперсная фаза.
[35]- КОН - калийносодержащий щелочной модификатор.
[36]- КСl - ингибитор набухания глин - хлористый калий.
[37]- Polydia (аналог КМЦ) - Полимер Polydia - флоккудянт и понизитель водоотдачи раствора.
[38]- Пеногаситель МАС-200М.
[39]Составы исследуемых растворов представлены в таблице 1.
[40]
[41]Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы безглинистого раствора ионами калия.
[42]Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия.
[43]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.
[44]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.
[45]После приготовления образцы помещались специальные цилиндры, в которые вводились исследуемые составы, и выдерживали в течение 4-х часов.
[46]Результаты испытаний растворов по прототипу и по предлагаемым составам представлены на фиг.
[47]Анализируя полученные результаты, можно констатировать, что разрабатываемые растворы 2, 3 и 4 показали высокие ингибирующие свойства по сравнению с раствором 1, взятым за прототип.
[48]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.
[49]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.
[50]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.
