БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2004 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки нефтяных, газовых и других скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивных пластов, в том числе для вскрытия продуктивных пластов горизонтальными стволами.

Известны буровые растворы на водной основе для проводки скважин, содержащие в своем составе полиакриламид, сшивающие реагенты, в качестве которых используются соли поливалентных металлов.

Аналогом из вышеуказанных к заявляемому является безглинистый буровой раствор, имеющий в своем составе акриловый полимер (например, полиакриламид), соль трехвалентного металла и воду [I].

Указанный раствор имеет хорошие показатели фильтрации, высокую флокулирующую способность. Устойчив к воздействию выбуренной породы, т.е. восстанавливает технологические свойства после удаления ее из раствора.

Однако известный буровой раствор имеет низкую шламоудерживающую и шламовыносящую способность, обусловленную невысокими структурно-механическими свойствами. Особенно это проявляется при бурении скважин в сложных горно-геологических условиях, сильноискривленных скважин и, особенно, при бурении скважин с горизонтальным окончанием ствола, когда основной технологической проблемой является обеспечение качественной очистки ствола скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является безглинистый буровой раствор, содержащий в своем составе полиакриамид, сульфат алюминия и воду, а также другие компоненты [2].

Известный раствор имеет достаточно высокие структурно-механические и реологические характеристики, а также хорошие кольматирующие свойства в отношении высокопроницаемых пород. Создается кольматирующий экран после воздействия бурового раствора.

Наряду со всеми достоинствами наличие в составе раствора карбоксиметилцеллюлозы имеет тот недостаток, что отсутствует возможность существенно повысить динамическое напряжение сдвига (ПДНС) и статическое напряжение сдвига (СНС) без повышения при этом пластической вязкости. Поэтому повышение шламоудерживающей и шламовыносящей способности для данного раствора будет сопровождаться повышением гидродинамического давления при циркуляции, что снижает КПД процесса промывки скважины и отрицательно сказывается на сохранении проницаемости призабойной зоны пласта.

Кроме того, наличие в растворе нефти искажает показания газового каротажа, что ограничивает применение данной рецептуры раствора при бурении скважин в сложных горно-геологических условиях, которые характеризуются ближним расположением в разрезе к продуктивному пласту газо- и водоносных пластов.

Задачей изобретения является создание оптимальной структуры бурового раствора, направленной на снижение гидродинамического давления циркуляции, позволяющего обеспечить высокие шламоудерживающие и шламовыносящие способности бурового раствора при одновременном сохранении проницаемости пласта.

Поставленная задача решается тем, что в буровой раствор, содержащий полиакриламид, сульфат алюминия и воду, дополнительно вводятся биополимер, например ксантан (целлюлоза с трисахаридными боковыми цепями) и карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полиакриламид 0,2 - 0,5

Ксантан 0,2 - 0,4

Сульфат алюминия 0,02 - 0,04

Карбонат кальция 2 - 5

Вода Остальное

а также дополнительно содержит хлорид калия в количестве 3-20 мас.%.

Благодаря введению в состав безглинистого бурового раствора ксантана образуется объемносшитая структура, при которой оказалось возможным значительно повысить предельное динамическое и статистическое напряжение сдвига бурового раствора, а следовательно, способность бурового раствора удерживать шлам при остановке циркуляции и выносить его в процессе циркуляции из скважины (см. табл.1).

Для повышения качества вскрытия продуктивного пласта в качестве коркообразующей и кольматирующей добавки содержится карбонат кальция с дисперсными частицами определенного фракционного состава, при этом создается тонкий, легко удаляемый кольматационный экран. Фракционный размер частиц карбоната кальция определяется на основании исследований структуры поровых каналов продуктивных пластов, таким образом, чтобы размеры дисперсных частиц были способны блокировать поровые каналы во всем диапазоне их размеров. Для повышения ингибирующих свойств и плотности в составе бурового раствора содержится также хлорид калия.

Достигаемый использованием описываемого бурового раствора эффект обеспечивается комплексным воздействием всех компонентов системы.

Удерживающая способность бурового раствора по отношению к выбуренной породе определялась по изменению величины плотности бурового раствора через 24 часа после введения 5%-ной выбуренной породы (см. табл.2). Как видно из таблицы, при добавлении в заявляемый раствор известковой муки стабильность раствора высокая.

Таким образом, компонентный состав раствора обеспечивает селективную очистку от тонкодисперсной глинистой твердой фазы, что подтверждается опытами и практическим использованием раствора при бурении горизонтальных стволов в Татарии и Удмуртии. В данном случае обеспечивается сохранение естественной проницаемости ПЗП и высокие технико-экономические показатели бурения.

Использование раствора по сравнению с глинистыми растворами позволило поднять производительность в 10 раз, увеличить скорость проходки в 2 раза.

Использование изобретения позволяет так же уменьшить расход составляющих реагентов по массе (по сравнению с прототипом).

Испытание нового бурового раствора проводилось следующим образом. На исходный объем воды при перемешивании добавлялся полиакриламид и ксантан, которые сшиваются сульфатом алюминия, затем хлорид калия и карбонат кальция. После 2-4 ч перемешивания лабораторной мешалкой со скоростью 2000 мин^-1 замерялись показатели свойств бурового раствора. Результаты анализов технологических свойств подобранных оптимальных рецептур бурового раствора показали, что структурно-механические свойства бурового раствора можно регулировать в широких пределах. Пластическая вязкость бурового раствора регулируется в пределах 10-20 мПа·с, при этом предельное динамическое напряжение сдвига составляет 3-9 Па. Статическое напряжение сдвига, замеренное через 1 и 10 мин составляет от 1,5 до 5 Па. Показатель фильтрации бурового раствора, измеренный на приборе ВМ-6, составляет 2-4 см³/30 мин. Плотность бурового раствора легко регулируется добавлением карбоната кальция в пределах от 1000 до 1220 кг/м. При изменении плотности остальные технологические свойства бурового раствора практически не изменяются.

Таким образом, предложенный буровой раствор имеет оптимальную структуру, которая позволяет решить комплексную задачу повышения выносной способности раствора, при одновременном сохранении проницаемости призабойной зоны пласта, добиться качественного вскрытия последнего, особенно при бурении скважин с горизонтальным окончанием ствола.

Источники информации

1. Патент РФ № 1556099 “Безглинистый буровой раствор”, МПК⁷ С 09 К 7/02 - аналог.

2. Патент РФ № 2061731 “Безглинистый буровой раствор”, МПК⁷ С 09 К 7/02 - прототип.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки нефтяных, газовых и других скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивных пластов, в том числе горизонтальными стволами. Техническим результатом является снижение гидродинамического давления циркуляции, обеспечение высоких шламоудерживающих и шламовыносящих способностей бурового раствора при одновременном сохранении проницаемости пласта. Безглинистый буровой раствор, содержащий полиакриламид, сульфат алюминия и воду, дополнительно содержит биополимер, например ксантан (целлюлозу с трисахаридными боковыми цепями) и карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,2-0,5, ксантан 0,2-0,4, карбонат кальция 2-5, сульфат алюминия 0,02-0,04, вода остальное. Буровой раствор может дополнительно содержать хлорид калия в количестве 3-20 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Безглинистый буровой раствор, содержащий полиакриламид, сульфат алюминия и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит биополимер, например ксантан - целлюлозу с трисахаридными боковыми цепями, и карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, маc.%:

Полиакриламид 0,2-0,5

Ксантан 0,2-0,4

Карбонат кальция 2-5

Сульфат алюминия 0,02-0,04

Вода Остальное