БУРОВОЙ РАСТВОР БЕЗ ТВЁРДОЙ ФАЗЫ Российский патент 2003 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относятся к области горного дела, а именно к буровым растворам на водной основе без твердой фазы для бурения нефтяных и газовых скважин.

Известен буровой раствор без твердой фазы, представляющий собой водный раствор электролита - хлористого натрия (NaCl) [1, 2] (аналог).

Недостатком известного бурового раствора является его высокая фильтрация и низкая вязкость. Использовать такой буровой раствор можно только при вскрытии отложений каменной соли при отсутствии пропластков терригенных пород.

Известен также буровой раствор без твердой фазы, включающий, мас.%: воду или рассол, содержащий 10 хлористый натрий, 60-90 гетерополисахарида картофельного крахмала, 1-20 ксантанового биополимера, 1-20 карбоксиметилцеллюлозы [3] (прототип).

Недостатками известного бурового раствора, выбранного нами в качестве прототипа, являются многокомпонентность, недостаточная плотность и, что немаловажно, большой расход дорогостоящих реагентов, делающий нецелесообразным его применение в массовом бурении.

Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является получение экологически малоопасного малокомпонентного морозоустойчивого бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов (в том числе и горизонтальными скважинами), обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью.

Техническая сущность изобретения заключается в том, что для массового бурения предлагается буровой раствор без твердой фазы, включающий ксантановый биополимер, карбоксиметилцеллюлозу, хлористый натрий и воду, в качестве ксантанового биополимера он содержит Кеm Х при следующем соотношении ингредиентов, маc.%:
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,8-1,2
Хлористый натрий - 5,0-25,0
Указанный Kem X - 0,3-0,4
Вода - 73,4-93,9
Сопоставительный анализ известных составов [1-3] и заявляемого позволяет сделать вывод, что заявляемый состав бурового раствора отличается от прототипа [3] отсутствием гетерополисахарида картофельного крахмала, содержит новый реагент - биополимер Кеm X, а значит, соответствует критерию "новизна".

Кеm Х - высококачественный ксантановый биополимер в порошкообразной форме. Поставляется на Российский рынок фирмой Кеm Tron Ihk. Является природным высокомолекулярным полисахаридом. Обеспечивает требуемые реологические свойства бурового раствора, не содержащего в своем составе глин. Всего 1,4-2,9 кг/м³ требуется для достижения значений выхода раствора и прочности геля, эквивалентных значениям этих показателей в растворе, содержащем 58-116 кг/м³ высококачественного бентонита. Содержит в своем составе специальные добавки, которые фирмой-изготовителем не разглашаются. Преимуществом перед аналогичными реагентами является стабильность в насыщенных рассолах, в том числе и с высокой жесткостью, в диапазоне рН 4-12. Это позволяет использовать реагент для приготовления растворов различной плотности, морозоустойчивых до 30^oС. В связи с тем, что рабочий диапазон рН от 4 до 12, не требуется дополнительная обработка раствора щелочами, что делает безопасным процесс приготовления и применения бурового раствора.

Использование в составе бурового раствора в качестве понизителя фильтрации карбоксиметилцеллюлозы, в частности Tylos ЕС 7, повышает его термостойкость до 140^oС, а наличие NaCl не только обеспечивает необходимую плотность раствора и его морозоустойчивость, но и предотвращает биодеградацию полимеров Кеm Х и Tylose ЕС 7. Следовательно, использование бактерицидов в составе бурового раствора не обязательно. Научно обоснованная комбинация карбоксиметилцеллюлозы и ксантанового биополимера благодаря синергетическому эффекту обеспечивает достаточные фильтрационные и реологические свойства предлагаемого раствора, вследствие чего отпадает необходимость в использовании дополнительного компонента гетерополисахарида картофельного крахмала.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "изобретательский уровень" и промышленно применимо.

Для проверки эффективности действия предлагаемого бурового раствора были проведены лабораторные исследования.

В лабораторных условиях растворы готовят следующим образом. В воду при непрерывном перемешивании на лабораторной мешалке постепенно добавляют биополимер Кеm Х и понизитель фильтрации Tylose ЕС 7. Перемешивают до полного растворения полимеров, обычно 1-1,5 часа, затем вводят хлористый натрий (NaCl), тщательно перемешивают и замеряют параметры. Замеры параметров производят в соответствии с СТП 103-99: плотность - пикнометром, условную вязкость - воронкой Марша (СПВ 5), показатель фильтрации - на фильтре-прессе, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость - вискозиметром Fann, смазочную способность - на приборе фирмы OFI, США (ЕР/LUBRICITY TESTER model 21200) по коэффициенту трения пары "металл-металл" при нагрузке 1,03 МПа. Поскольку основным преимуществом биополимерных растворов является их способность обладать свойствами твердого тела при низких скоростях сдвига и при нахождении в покое, и свойствами жидкости при высоких скоростях (например при истечении из насадок долота), дополнительно на вискозиметре Брукфельда замерялась вязкость при низких скоростях сдвига - 0,051 сек^-1 (ВНСС). Оценка влияния бурового раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта производилась по коэффициенту восстановления проницаемости на установке FDES-650Z.

Составы бурового раствора при минимальном, оптимальном и максимальном соотношении ингредиентов, мас.%:
Пример 1 (минимум)
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,8
Хлористый натрий (NaCl) - 5,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,3
Вода - 93,9
Пример 2 (оптимум)
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,0
Хлористый натрий (NaCl) - 15,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,35
Вода - 83,65
Пример 3 (максимум)
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,2
Хлористый натрий (NaCl) - 25,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,4
Вода - 73,4
Пример 4 (до минимума)
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,5
Хлористый натрий (NaCl) - 3,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,2
Вода - 96,3
Пример 5 (сверх максимума)
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,5
Хлористый натрий (NaCl) - 27,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,5
Вода - 71,0
Технологические параметры приведены в таблице.

Из таблицы следует, что предложенный авторами буровой раствор при минимальном расходе и ассортименте используемых химических реагентов обладает требуемыми технологическими свойствами, превосходными несущими свойствами, как в динамическом, так и в статическом состоянии. На это указывает высокое значение динамического напряжения сдвига (τ₀), низкое значение пластической вязкости (η_пл) и высокое значение вязкости при низких скоростях сдвига (ВНСС).

Пример использования предложенного бурового раствора.

Бурение скважины до кровли продуктивного пласта может осуществляться на любом традиционно используемом буровом растворе. В пробуренную скважину спускается техническая обсадная колонна и цементируется в соответствии с действующими регламентами. Для бурения в интервале продуктивных пластов (в том числе и при вскрытии их горизонтальными стволами) используется предлагаемый авторами буровой раствор. Буровой раствор готовится следующим образом. В гидро- или глиномешалку на 2/3 заполненную водой вводят расчетное количество биополимера и карбоксиметилцеллюлозы и перемешивают до полного растворения. Затем добавляют необходимое количество NaCl. После растворения готовый биополимерный раствор сливают в чистую емкость. Бурение из-под технической колонны начинают на приготовленном биополимерном растворе. В процессе бурения должна обеспечиваться хорошая очистка бурового раствора от выбуренной породы. Желательно не использовать для этих целей гидроциклоны (песко- и илоотделители), так как длинноцепочные молекулы биополимера при воздействии больших нагрузок могут разрушаться, что неизбежно приведет к снижению ВНСС, удерживающей и выносящей способности раствора. Параметры бурового раствора в процессе бурения поддерживаются на уровне регламентированных добавлением водных растворов биополимера и карбоксиметилцеллюлозы.

Технико-экономическая или иная эффективность.

1. Обеспечение необходимой удерживающей и транспортирующей способности бурового раствора при бурении горизонтальных и сильно искривленных (пологих) скважин.

2. Снижение или даже полное исключение влияния раствора на коллекторские свойства пласта. Это объясняется рядом факторов. Во-первых, система не содержит глины, и, следовательно, отсутствует блокирование пор коллектора частицами твердой фазы. Во-вторых, водная основа минерализована, то есть система эффективно ингибирует процесс гидратации глинистой составляющей коллектора, сохраняя неизменной открытую пористость. В-третьих, благодаря уникальным свойствам биополимера и высоким значениям ВНСС, процесс фильтрации предлагаемого бурового раствора коренным образом отличается от фильтрации обычных глинистых или полимерглинистых растворов. В то время как радиус зоны проникновения фильтрата стандартных глинистых растворов линейно увеличивается в зависимости от времени контакта раствора с породой, фильтрат биополимерного раствора проникает в пласт только на определенную глубину, зависящую от пористости, проницаемости, перепада давления и величины ВНСС, а не от времени. При этом радиус зоны проникновения фильтрата безглинистых, не содержащих биополимер, глинистых или полимерглинистых растворов с водоотдачей равной или меньшей, чем у биополимерного, будет значительно выше. Таким образом, при фильтрации биополимерного раствора возникает понятие "критического радиуса" проникновения фильтрата в пласт, что позволяет говорить о лучшей по сравнению с другими растворами защите продуктивного горизонта.

3. Увеличение механической скорости бурения и проходки на одно долото за счет отсутствия в системе раствора твердой глинистой фазы.

4. Снижение отрицательного влияния на окружающую природную среду за счет того, что не используются токсичные смазочные добавки типа нефти, все компоненты системы биоразлагаемы.

Экспериментальные испытания предложенного бурового раствора при бурении пяти эксплуатационных скважин на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" позволило повысить механическую скорость проходки в среднем на 34,8% и получить прирост добычи нефти в среднем на 70-100%.

Источники информации
1. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. - М.: Недра, 1981, с. 69-78.

2. Clear fluids find more drilling uses. Orilling Contraktor, 1984, 11, v.40, 2, p.50-53.

3. Патент США 4422947, 27.12.1983, 7 с.

Изобретение относится к области горного дела, а именно к буровым растворам на водной основе без твердой фазы для бурения нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является получение экологически малоопасного малокомпонентного морозоустойчивого бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов, в том числе и горизонтальными скважинами, обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью. Буровой раствор без твердой фазы, включающий ксантановый биополимер, карбоксиметилцеллюлозу, хлористый натрий и воду, в качестве ксантанового биополимера он содержит Kem X - природный высокомолекулярный полисахарид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,8-1,2, хлористый натрий 5,0-25,0, указанный Kem X 0,3-0,4, вода 73,4-93,9. 1 табл.

Буровой раствор без твердой фазы, включающий ксантановый биополимер, карбоксиметилцеллюлозу, хлористый натрий и воду, отличающийся тем, что в качестве ксантанового биополимера он содержит Kem X - природный высокомолекулярный полисахарид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,8 - 1,2
Хлористый натрий - 5,0 - 25,0
Указанный Kem X - 0,3 - 0,4
Вода - 73,4 - 93,9и