БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2000 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам буровых растворов, применяемым для вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением - АВПД.

Вскрытие таких пластов требует использования растворов высокой плотности (1,8 -1,9 г/см³), обладающих удовлетворительными реологическими параметрами при высокой температуре (100-130^oC), минимально воздействующих на коллекторские свойства пласта, способствующих восстановлению первоначальной проницаемости пласта после воздействия кислотой.

Применение для этих целей инвертно-эмульсионных растворов не решает всех проблем [1] . Эти растворы нетехнологичны в процессе утяжеления, пожароопасны, вредны для окружающей природы.

Наиболее близким аналогом к заявляемому буровому раствору является буровой раствор для вскрытия пласта с аномально высоким пластовым давлением, содержащий воду, акриловый полимер "Унифлок", триполифосфат натрия, наполнитель - гидролизный лигнин и утяжелитель ЖРК-1 [2].

Недостатком известного раствора является его малая плотность (1150 кг/м³), не позволяющая вскрывать пласты с АВПД. Попытка дальнейшего утяжеления известной системы не приводит к положительным результатам, термостатирование таких растворов при 110^oC вызывает оседание утяжелителя (табл. 1, поз. 2.3).

Задача, стоящая при создании изобретения, - увеличение производительности скважины после вскрытия пласта с АВПД.

Технический результат, достигаемый данным изобретением, - создание экологически чистого раствора высокой плотности.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что буровой раствор для вскрытия пласта с аномально высоким пластовым давлением, содержащий воду, наполнитель, акриловый полимер, утяжелитель ЖРК-1, полученный из титано-магнетитовых руд, в качестве наполнителя содержит бентонитовый глинопорошок и дополнительно комплексный реагент - карболигносульфонат пековый КЛСП при следующем соотношении компонентов, мас.%:
бентонитовый глинопорошок - 3
акриловый полимер - 0,2-0,4
указанный комплексный реагент - 0,3-0,5
вода - остальное
указанный утяжелитель - до 150% сверх 100%.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый буровой раствор отличается от известного тем, что содержит в качестве наполнителя бентонитовый глинопорошок и дополнительно реагент КЛСП, не содержит ТПФН, количественные соотношения оставшихся реагентов имеют другие значения. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна".

В предлагаемом изобретении заявляемый состав ингредиентов в заявляемом соотношении позволяет получить раствор плотностью до 1900 кг/м³, термостойкий при 130^oC с другими технологическими параметрами, соответствующими условиям бурения (вязкость, фильтрация). В то же время этот раствор не уступает раствору прототипа по проницаемости фильтрационной корки, ее кислоторастворимости. Противоизносные свойства заявляемого раствора также находятся на уровне раствора прототипа и даже превосходят его по снижению скорости износа несмотря на содержание абразивного утяжелителя (табл.2). Очевидно, синергетическое действие компонентов друг на друга с получением эффекта, позволяющего решить поставленную задачу. Использование компонентов - акрилового полимера, КЛСП отдельно друг от друга в суммарном количестве не позволяет получить утяжеленные растворы с удовлетворительными параметрами (в первом случае раствор имеет высокую вязкость, структуру, во втором - очень высокое значение фильтрации). Это показала экспериментальная проверка (см. табл. 1, поз. 10.11). Таким образом, заявляемый состав придает буровому раствору новые качества, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.

Карболигносульфонат пековый КЛСП в данном растворе выполняет функцию стабилизатора, регулятора структурно-реологических показателей противоизносной добавки, снижает проницаемость глинистой корки при высокой температуре.

В экспериментах использован КЛСП, производимый Архангельским ЦБК следующего состава, мас.%: талловый пек - 33, лигносульфонат технический - 33, карбоксиметилцеллюлоза - 21, NaOH - 9, вода - 4. Вышеупомянутые функции реагента усиливаются сочетанием его с акриловым полимером. В экспериментах использован полимер "Унифлок" (Навоиазот). Он может быть заменен другим, относящимся к полиакрилонитрильным производным (ПАН, гипан, ВПРГ или их импортные аналоги).

ЖРК-1 выполняет функцию кислоторастворимого утяжелителя системы, понизителя проницаемости фильтрационной корки, его получают из титано-магнетитовых руд на Качканарском ГОК по ТУ 0803-21-0158754-95.

В качестве наполнителя использован бентонитовый глинопорошок хорошей коллоидальности (с выходом > 12 м³/т). Его функция - создание первоначальной структуры раствора, необходимой для удержания утяжелителя, образование фильтрационной корки.

Для экспериментальной проверки заявляемого раствора в лабораторных условиях были приготовлены восемь составов (см. табл. 1, поз. 4-11). Технология их приготовления сводится к следующему: наполнитель (бентонитовый глинопорошок) оставляется для гидратации 24 ч в воде, далее в суспензию вводится акриловый полимер и комплексный полимер КЛСП и все перемешивается 1 ч на миксере "Воронеж" со скоростью 3000 об/мин, затем вводится утяжелитель, перемешивание продолжается еще 1 ч. Технологические параметры получаемых растворов замеряются на стандартных приборах. Раствор прототипа приготовлен согласно [2]. Результаты представлены (см. табл. 1, поз. 1-3).

Противоизносные свойства заявляемых составов оценены на машине трения МТ-2 (Уфимский нефтяной институт) (см. табл. 2). Проницаемость фильтрационной корки, сформированной на приборе ВМ-6, определяется расчетным путем при повторной фильтрации через нее дистиллированной воды по формуле:

где K' - проницаемость, дарси или мкм²,
V - объем фильтрата за время см³/с,
η - абсолютная вязкость фильтрата, сП,
Δl - толщина глинистой корки, см,
F - фильтрующая поверхность, см²,
ΔP - перепад давления, кг/см².

Анализ табл. 1 показывает, что оптимальное значение технологических параметров утяжеленного раствора при сохранении проницаемости фильтрационной корки или даже ее уменьшении в сравнении с прототипом, кислоторастворимости достигается при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Бентонитовый глинопорошок - 3
Акриловый полимер - 0,2-0,4
Указанный комплексный реагент - 0,3-0,5
Вода - Остальное
Указанный утяжелитель ЖРК-1 - До 150% сверх 100%.

Из табл. 2 видно, что противоизносные характеристики (скорость износа, коэффициент трения) заявляемого раствора практически соответствуют таковым для раствора прототипа.

Источники информации
1. Бирюкова Н.В. и др. Разработка составов и исследование инвертно-эмульсионных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов. РНТС Бурение, М., ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 9, с.5.

2. Патент РФ N 2105782, 27.02.1998.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к составам растворов на водной основе, применяемым при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением - АВПД. Буровой раствор для вскрытия пласта с АВПД, содержащий воду, наполнитель, акриловый полимер и утяжелитель ЖРК-1, полученный из титаномагнетитовых руд, в качестве наполнителя содержит бентонитовый глинопорошок и дополнительно комплексный реагент карболигносульфонат пековый - КЛСП при следующем соотношении компонентов, мас.%: бентонитовый глинопорошок 3, акриловый полимер 0,2 - 0,4, указанный комплексный реагент 0,3 - 0,5, вода остальное, указанный утяжелитель до 150% сверх 100%. Техническим результатом является увеличение производительности скважины после вскрытия пласта с АВПД, создание экологически чистого раствора высокой плотности. 2 табл.

Буровой раствор для вскрытия пласта с аномально высоким пластовым давлением, содержащий воду, наполнитель, акриловый полимер, утяжелитель ЖРК-1, полученный из титано-магнетитовых руд, отличающийся тем, что в качестве наполнителя он содержит бентонитовый глинопорошок и дополнительно - комплексный реагент - карболигносульфонат пековый - КЛСП при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Бентонитовый глинопорошок - 3
Акриловый полимер - 0,2 - 0,4
Указанный комплексный реагент - 0,3 - 0,5
Вода - Остальное
Указанный утяжелитель - До 150% сверх 100%.