[1]Изобретение относится к бурению газовых и нефтяных скважин, в том числе к разработке композиций буровых растворов низкой плотности для вскрытия трещиноватых интервалов с аномально низкими пластовыми давлениями.
[2]Известен безглинистый эмульсионный буровой раствор, применяемый для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением, а также трещиноватых пород с большим углом залегания, склонными к осыпям и обвалам, набуханию, диспергированию и кавернообразованию, в состав которого входят биополимер ксантанового типа, углеводородная основа, технологические добавки и водная фаза (RU 2698389 С1, «Высокоингибированный безглинистый эмульсионный буровой раствор», дата приоритета - 26.10.2018, патентообладатель - Общество с ограниченной ответственностью "НАЦИОНАЛЬНАЯ СЕРВИСНАЯ КОМПАНИЯ" (RU)). Известный буровой раствор обладает высокими триботехническими свойствами, низкими фильтрационными свойствами, высокой термостабильностью, а также высокой стабильностью во времени (сут.) и высокими технико-экономическими показателями бурения, что приводит к увеличению скорости бурения и проходки на долото, и как следствие, снижению сроков строительства скважины.
[3]Недостатком известного бурового раствора является отсутствие возможности оперативного регулирования нижнего предела диапазона плотностей, что значительно снижает граничные условия эффективности его применения.
[4]Известен безглинистый буровой раствор для бурения нефтяных и газовых скважин, в состав которого входят биополимер ксантанового типа, реагент гидрофобизирующий и вода, а также смазывающая добавка при необходимости (RU 2661172 С2, «БУРОВОЙ РАСТВОР», дата приоритета - 28.08.2015, патентообладатель - Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" (RU)).
[5]Недостатком известного бурового раствора является высокая вероятность поглощений при бурении интервалов с аномально низким пластовым давлением (АНОД).
[6]Технической задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является создание бурового раствора для вскрытия пластов с АНПД, предотвращающего развитие катастрофических поглощений, и при этом обладающего низкой плотностью, составляющей от 800 до 1000 кг/м3.
[7]Технический результат, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, состоит в нивелировании недостатков аналогов, сокращении времени строительства скважин и уменьшении затрат на материалы для борьбы с поглощениями за счет отсутствия катастрофических поглощений во время бурения, а также сохранении фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора за счет применения пенной структуры заявленного бурового раствора с биоразлагаемым кольматантом.
[8]Заявленный технический результат достигается за счет разработки бурового раствора, в состав которого входят понизитель фильтрации и стабилизатор бурового раствора - биополимер на основе ксантановой камеди Биоксан, реагент гидрофобизирующего действия на основе три(2-гидроксиэтил)амина и пропан-1,2-диола - Полифоб, вещество на основе гексагидро-1,3,5-трис(2-гидроксиэтил)-8-триазина для предотвращения деградации и разложения бурового раствора при длительном применении - Полибакцид, пенообразующие комплексные компоненты - комплекс на основе 1-гидроксиэтилендифосфоновой кислоты Полифоскор и композиция на основе алкил С10-16N,N-диметил-N-бензиламмоний хлорида - Полипрон-4, биоразлагаемый кольматант и понизитель фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов - торфощелочной реагент Полигум, а также пенообразующий компонент - органоминеральный комплекс поверхностно-активных веществ на основе 2-гидрокси-1,2,3-пропантрикарбоновой кислоты и трисульфата дижелеза - Полиреоцит, при следующем соотношении компонентов, мас., %: Биоксан: 0,25-0,50; Полифоб: 0,8-1,0; Полибакцид: 0,05-0,10; Полифоскор: 0,05-0,10; Полипрон-4: 0,1-0,2; Полигум: 4,5-6,5; Полиреоцит: 0,3-0,5; вода: остальное.
[9]Используемые для приготовления заявленного бурового раствора компоненты обладают следующими характеристиками:
[10]- Биоксан (ТУ 2454-025-97457491-2010), являющийся понизителем фильтрации и стабилизатором бурового раствора, обладает тиксотропными и псевдопластичными свойствами, используется в качестве загущающего биополимера на основе ксантановой камеди;
[11]- Полиреоцит (ТУ 2458-094-97457491-2013, РПБ №97457491-20-74543), регулятор вязкости, флокулянт, являющийся пенообразующим компонентом. Представляет из себя органоминеральный комплекс поверхностно-активных веществ на основе 2-гидрокси-1,2,3-пропантрикарбоновой кислоты и трисульфата дижелеза;
[12]- Полифоб (ТУ 2458-068-97457491-2012, РПБ №97457491-20-59.068), являющийся реагентом гидрофобизирующего действия на основе три(2- гидроксиэтил)амина и пропан-1,2-диола. Представляет собой гидрофобизатор многоцелевого действия для химической обработки буровых растворов, образует на поверхности защищаемых конструкций бесцветную полиалкилсиликоновую пленку, прочно химически связанную с защищаемым материалом, а также повышает морозостойкость, атмосферостойкость, долговечность и обеспечивает защиту от обрастания грибками и плесенью;
[13]- Полигум, являющийся комбинированным реагентом и понизителем фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов, представляет собой торфощелочной реагент, обладающий кольматирующим действием и являющийся, по сути, биоразлагаемым кольматантом. Технология приготовления реагента Полигум заключается в щелочном гидролизе исходного сырья (сушеного торфа) 2%-ным раствором едкого натрия при нагревании смеси до 80°С в течение 4-5 часов в смесителе с нагревательным устройством и установленным лопастным перемешивателем, приводящимся в действие электродвигателем. При производстве реагента Полигум используется смешение различных фракций исходного сырья в пропорциях, обеспечивающих наиболее широкий диапазон размеров частиц. Такой разнофракционный состав реагента позволяет получать наиболее эффективное снижение фильтрации бурового раствора;
[14]- Бактерицид полибакцид на основе гексагидро-1,3,5-трис(2-гидроксиэтил)-8-триазина (ТУ 2458-092-97457491-2013, РПБ №97457491-20-65890) используется для предотвращения деградации и бактериального разложения бурового раствора на водной основе при длительном применении;
[15]- Полипрон-4 (ТУ 2458-049-97457491-2011, ПБ №97457491.20.049), брейкерная композиция на основе хелатообразующих соединений и вспомогательных веществ - алкил С10-16N,N-диметил-N-бензиламмоний хлорида, предназначена для эффективного снижения кольматации продуктивного пласта-коллектора при вскрытии его системами буровых растворов на водной основе;
[16]- Полифоскор (ТУ 2458-087-97457491-2013, РПБ №97457491.20.59087), комплекс на основе 1-гидроксиэтилендифосфоновой кислоты. Предназначен для снижения вязкостных характеристик буровых растворов на водной основе, является эффективным дефлокулянтом, способствует нейтрализации щелочи и ионов кальция и магния.
[17]Заявленный буровой раствор обеспечивает изоляцию катастрофических поглощений промывочной жидкости (бурового раствора) при бурении скважины. По степени интенсивности поглощения делятся на частичные, интенсивные (полные) и катастрофические. Ключевыми физическими параметрами, определяющими выбор бурового раствора для изоляции катастрофических поглощений, являются фильтрация или фильтратоотдача (до 10 мл/30 мин) и возможный диапазон регулирования плотности. Если при частичном или полном поглощении превалирующим показателем эффективности буровых растворов является минимальная фильтрация раствора, то при катастрофическом поглощении основополагающим является диапазон плотностей, а точнее - нижняя граница регулировки плотности. То есть, чем ниже нижняя граница плотности бурового раствора, тем шире возможности по ее снижению в условиях возникновения катастрофических поглощений. Это, в свою очередь, создает условия для более эффективного снижения гидростатического противодавления на поглощающий пласт и нивелирует негативные последствия возникновения поглощений, что выражается в предупреждении потенциально больших объемов потерь бурового раствора и существенном снижении затрат. Кроме этого низкая граница по регулировке плотности бурового раствора, применимого при бурении в условиях поглощений, важна еще с точки зрения обеспечения времени на реализацию мероприятий по ликвидации поглощений, что также ведет к снижению затрат непроизводительного времени.
[18]Кроме того, показателями эффективности бурового раствора для изоляции катастрофических поглощений и для вскрытия трещиноватых интервалов с АНПД являются такие основные характеристики бурового раствора, как низкая условная вязкость, низкое статическое напряжение сдвига (СНС), низкая пластичная вязкость, низкая фильтратоодача композиции и высокое значение рН состава. Здесь следует отметить следующее.
[19]Минимальное значение условной вязкости бурового раствора снижает энергетические затраты на его циркуляцию, улучшает очистку забоя за счет возможности реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшает потери давления в кольцевом пространстве скважины.
[20]Наименьший показатель фильтратоотдачи (до 10 мл/30 мин) способствует минимальной степени гидратации глинистых частиц пропластков, тем самым снижая степень их диспергирования в буровом растворе и возможность неконтролируемого увеличения реологических параметров.
[21]Минимальное значение СНС способствует более эффективной очистке бурового раствора от шлама на поверхности, снижает величину импульсов давления на забой и стенки скважины при запусках буровых насосов, снижается вероятность гидроразрыва пласта и поглощений бурового раствора.
[22]Минимальные значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига (ДНС) способствуют более эффективной очистке ствола скважины от выбуренной породы, а также увеличению гидромониторного действия долота.
[23]Наибольшее значение рН позволяет более эффективно воздействовать полимерным реагентам на реологические характеристики бурового раствора.
[24]Испытания по определению оптимального компонентного и количественного состава бурового раствора проводились в два этапа. На первом этапе были приготовлены три партии буровых растворов, отличающихся количеством составляющих компонентов. Приготовление всех партий проводилось по общему алгоритму, в соответствие с которым все компоненты при нормальных условиях и перемешивании добавляют в воду.
[25]В таблице представлены количественные соотношения компонентов и результаты сравнения основных характеристик бурового раствора, полученного на их основе, влияющих на эффективность при вскрытии трещиноватых интервалов с АНПД. Наиболее оптимальным составом по величине плотности бурового раствора для достижения технического результата является буровой раствор №2, обладающий минимальной плотностью и оптимальными реологическими параметрами.
[26]На втором этапе испытаний оптимальный из вышеуказанных составов сравнивали с буровым раствором по патенту RU 2661172 С2. Результаты сравнения приведены в таблице, откуда следует, что основными характеристиками бурового раствора, обусловливающими его эффективность при вскрытии трещиноватых интервалов с АНПД, обладает заявленный буровой раствор, как имеющий более низкую плотность и коэффициент фильтратоотдачи.
[27]Стоит отметить, что не только показатель плотности и фильтратоотдачи являются основными показателями эффективности, но и другие реологические характеристики бурового раствора должны находится в технически оправданных пределах (граничные условия основных показателей приведены в таблице) и быть сопоставимы с буровым раствором по аналогу - патенту RU 2661172 С2, обеспечивая при этом значительное потенциальное снижение нижней границы плотности, расширяя диапазон регулировки допустимых параметров и обеспечивая высокую технологичность бурового раствора при борьбе с катастрофическими поглощениями.
[28]Использование заявленного бурового раствора обеспечивает сокращение времени строительства скважины и уменьшение затрат на расходные материалы для борьбы с поглощениями за счет предупреждения возникновения катастрофических поглощений во время бурения, что достигается сохранением фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора при использовании в составе бурового раствора биоразлагаемого полимера и кольматирующего наполнителя. Кроме того, высокое содержание водорастворимых солей гуминовых кислот способствует образованию устойчивой аэрированной системы с низкой плотностью, обеспечивая низкую вероятность поглощений в процессе бурения интервалов с АНПД. Так же использование заявленного бурового раствора обеспечивает длительное сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора за счет применения бурового раствора с биоразлагаемым кольматантом, имеющего пенную структуру.
[29]
