БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 1996 года по МПК C09B7/02 

Изобретение относится к бурению скважин на нефть, газ и воду, в частности к глинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов в условиях, осложненных осыпями и обвалами глин и аргиллитов и поступлением в ствол скважины высокоминерализованных пластовых вод.

Известен буровой раствор, содержащий бентонит, полиакриламид, воду и реагент-стабилизатор, в качестве которого используют продукт гидролиза мокрых отходов волокна нитрон с содержанием роданистого натрия 2 6 при следующем соотношении ингредиентов, мас. бентонит 2,0 5,0; полиакриламид (ПАА) 0,1 0,5; продукт гидролиза мокрых отходов волокна нитрон с содержанием роданистого натрия 2 6 0,02 0,1 и вода остальное (см. авт. св. СССР N 969709, кл. С 09 К 7/02, 1982).

Указанный известный буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации, высокие структурно-механические свойства (СНС_1/10 10 40/16 84 дПа), обладает крепящими свойствами по отношению к неустойчивым глинистым отложениям.

Однако этот известный буровой раствор имеет низкую устойчивость к воздействию полисолевой минерализации и уже при небольшой минерализации по хлоридам кальция или магния гидролизованный полиакриламид и щелочной реагент-стабилизатор, находящиеся в этом растворе, высаливаются и теряют свои стабилизирующие свойства, в результате чего буровой раствор теряет свои структурные свойства и у него резко возрастает фильтрация.

Наиболее близким по совокупности признаков из числа известных к заявляемому техническому решению является буровой раствор, содержащий глинопорошок, ПАА, реагент-стабилизатор карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), хлористый калий и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас. глинопорошок 2,0 4,0; КМЦ 0,5 1,0; ПАА 0,1 0,3; хлористый калий 0,5 - 1,0 и вода остальное (см. авт. св. СССР N 1141109, кл. С 09 К 7/02, 1982).

Указанный известный буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации, высокие ингибирующие свойства по отношению к глинистым породам, слагающим стенки скважины, устойчив к воздействию полисолевой минерализации, т.е. сохраняет низкие значения показателя фильтрации и после ввода 12 хлорида кальция.

Однако этот известный буровой раствор имеет низкие структурно-механические свойства и низкую выносную способность, что может привести к накоплению выбуренной породы на забое скважины, вызвать осложнения, связанные с затяжками и прихватами инструмента. Кроме того, регулирование фильтрационных и реологических свойств этого известного бурового раствора достигается только при повышенном расходе дорогостоящих полимерных реагентов -- ПАА и КМЦ.

Заявляемое изобретение решает техническую задачу повышения структурно-механических свойств бурового раствора при одновременном снижении расхода полиакриламида.

Поставленная техническая задача достигается тем, что известный буровой раствор, включающий глинопорошок, полиакриламид, реагент-стабилизатор и воду, в качестве реагента-стабилизатора содержит лигносульфонатный раствор при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Глинопорошок 6,0 25,0
Полиакриламид 0,008 0,08
Лигносульфонатный реагент 1,5 4,0
Вода Остальное.

Благодаря введению в буровой раствор, содержащий глинопорошок, ПАА, реагент-стабилизатор и воду, в качестве реагента-стабилизатора лигносульфонатного реагента в предложенном количественном соотношении ингредиентов, оказалось возможным повысить его структурно-механические свойства при одновременном сокращении расхода дорогостоящего полимера ПАА.

Это обусловлено, по-видимому, тем, что при смешивании водных растворов глины и ПАА в предложенном их количественном соотношении происходит повышенная адсорбция ПАА на глине с образованием глино-полимерных соединений, а при последующем вводе в эту смесь лигносульфонатного реагента последний взаимодействует с функциональными группами ПАА, в результате чего резко возрастают структурно-механические свойства бурового раствора и одновременно повышается устойчивость глино-полимерных соединений к полисолевой агрессии.

Заявляемое сочетание ингредиентов и их количественное соотношение неизвестно ни из патентной, ни из научно-технической литературы. Следовательно: предлагаемое техническое решение отвечает критериям "новизна".

Кроме того, из существующего уровня техники неизвестно, что совокупность входящих в предлагаемый буровой раствор ингредиентов с очевидностью обеспечивает достижение поставленной технической задачи, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого бурового раствора критерию "изобретательский уровень".

Наряду с указанным, предлагаемое техническое решение отвечает критерию "промышленная применимость", т. к. предлагаемый буровой раствор может быть использован при строительстве скважин на предприятиях нефтедобывающей промышленности уже в настоящее время.

Для получения заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
техническая вода жесткость на более 5 мг-экв/л;
пластовая вода плотностью 1180 кг/м и общей минерализации 261,4 г/л при следующем содержании ионов, г/л: Ca⁺² 31,6; Mg⁺² 4,54; Na⁺ + K⁺ 61,22; Cl^- 163,61; SO2-4

0,207; HCO-3 0,256;
глинопорошок по ОСТ 39-202-86;
лигносульфонаты технические по ТУ 13-0281036-1090;
конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) ТУ 39-094-75;
полиакриламид (ПАА): Dk-Drill A-15 японского производства, POLYKEMD американского производства и FINNPOL 320 финского производства;
флотореагент Т-80 по ТУ 38-103429-80, пеногаситель.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример. Для приготовления заявляемого бурового раствора 61 г альметьевского глинопорошка, модифицированного кальцинированной содой, смешивали с 139 г технической воды на лабораторной мешалке в течение 30 мин, затем добавляли 4 г 0,5-ного раствора ПАА и перемешивали на миксере "Воронеж" в течение 6 мин, затем добавляли лигносульфонатный реагент, в частности 24 г 25 -ного раствора КССБ, и полученную смесь перемешивали 15 минут на лабораторной мешалке, получив в результате готовый буровой раствор. Затем в готовый буровой раствор добавили 24 г пластовой воды в качестве фактора воздействия на него полисолевой минерализации. В результате был получен предлагаемый буровой раствор со следующим содержанием ингредиентов, мас. глинопорошок 23,8; ПАА 0,008; КССБ 2,38 и вода остальное.

Для облегчения процесса приготовления предлагаемого бурового раствора после добавки лигносульфонатного реагента рекомендуется вводить пеногаситель.

Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным содержанием ингредиентов и видами лигносульфонатного реагента
КССБ или ЛСТ.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого бурового раствора: плотность (ρ, кг/см³), условную вязкость (УВ₁₀₀, с), показатель фильтрации (Ф, см³ за 30 мин), статические напряжения сдвига (СНС_1/10, дПА), динамическое напряжение сдвига (t_o, дПА), пластическую вязкость (η, мПА•с), рН жесткость фильтрата бурового раствора (Ж, мг-экв/л), стабильность (С, г/см³) и суточный отстой (О,).

Данные об ингредиентном составе и о показателях свойств заявляемого и известного (по прототипу) буровых растворов приведены в таблице.

Данные проведенных исследований показывают, что заявляемый буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации (Ф 3,0 10,0 см³ за 30 мин), высокие структурно-механические свойства (СНС_1/10 33 75 / 35 109 дПА, h= 10 22 мПа•с, τ_o 64,5 141 дПа) и высокую стабильность (С 0 г/см³) в условиях воздействия высокой минерализации при содержании в растворе 5 25 об. пластовой воды). ТТТ1

Использование: бурение скважин на нефть, газ и воду. Сущность: буровой раствор содержит, мас. %: глинопорошок 60 - 25,0, полиакриламид 0,008 - 0,80, лигносульфонатный реагент 1,5 - 4,0 и воду - остальное. 1 табл.

Буровой раствор, содержащий глинопорошок, полиакриламид, реагент-стабилизатор и воду, отличающийся тем, что он в качестве реагента-стабилизатора содержит лигносульфонатный реагент при следующем соотношении исходных ингредиентов, мас.

Глинопорошок 6,0 25,0
Полиакриламид 0,008 0,08
Лигносульфонатный реагент 1,5 4,0
Вода Остальное