БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2006 года по МПК C09K8/04 

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к буровым растворам на водной основе.

Для бурения в глинисто-песчаных породах разработаны различные составы и рецептуры ингибированных буровых растворов на водной основе, включающие ингибирующие добавки: NaCl, KCl, CaCl₂, Са(ОН)₂, 4СаОАl₂O₃·12Н₂O, 6СаО₃SiO₂·2H₂O, Na₂SiO₃, К₂SiO₃ и другие полиэлектролиты, а также кремнийорганические жидкости ГКЖ-10, 11, полигликоли и др. (Э.Г.Кистер "Химическая обработка буровых растворов". М., Недра, 1972 г.). Разработанные ингибированные буровые растворы уменьшили гидратацию глинистых минералов, однако не решили в полной мере проблемы устойчивости стенок скважин и снижения осложнений в процессе строительства скважин в глинисто-песчаном комплексе пород.

Кремнийорганические жидкости, силикаты натрия, калия и их водные растворы обладают высокой щелочностью, что снижает ингибирующую способность на глинистые пласты.

Ближайшим техническим решением, выбранным за прототип, является буровой раствор, содержащий глину, карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую добавку, смазочную добавку и воду (патент РФ №2174996, кл. С 09 К 7/02 от 12.01.2000 г.).

Однако данный состав бурового раствора обладает невысокой ингибирующей способностью, вследствие чего может возрастать интенсивность перехода глинистой твердой фазы в буровой раствор, в связи с чем потребуются дополнительные затраты реагентов-понизителей вязкости и реологических параметров раствора, либо многократное разбавление технической водой с последующей обработкой реагентами-стабилизаторами для снижения фильтрации.

Задача изобретения - повышение ингибирующей способности бурового раствора при одновременном улучшении технологических параметров раствора.

Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор, включающий глину, карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую добавку, смазочную добавку и воду, дополнительно содержит регулятор структурно-механических свойств - карбоксиметилкрахмал и эмульгатор - смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов, а в качестве ингибирующей добавки - продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции С₁₃-С₁₅ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

глина1,5-3,0карбоксиметилцеллюлоза0,1-0,3карбоксиметилкрахмал0,75-1,5смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов0,75-1,0продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции С₁₁-C₁₅0,75-1,5смазочная добавка0,5-3,0водаостальное

В качестве компонентов бурового раствора можно использовать

глину в виде глинопорошка (ТУ 39-0147001-105-93);

реагент-стабилизатор карбоксиметилцеллюлоза, например Камцел 3 (ТУ2231-002-50277563-00);

регулятор структурно-механических свойств карбоксиметилкрахмал, например КМЦ-БУР (ТУ2262-016-32957739-01);

ингибирующую добавку - продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции C₁₃-C₁₅ (ТУ 2411-020-05766801-94) - модификатор твердой фазы (МТФ);

эмульгатор, смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов (ТУ 6-14-1035-79);

смазочную добавку, реагент на основе моноэтаноламиновой соли таллового масла с растворителем СОНБУР 1101 (ДСБ-4ТТ) (ТУ2458-014-00151816-2001).

Сопоставительный анализ заявляемого изобретения с прототипом и аналогами позволяет сделать вывод, что предлагаемое техническое решение отвечает критерию "новизна" и "существенные отличия", так как в своем составе в качестве ингибитора твердой фазы содержит новый реагент - модификатор твердой фазы - продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции C₁₃-C₁₅, кроме того, содержит эмульгатор - смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов.

Примеры приготовления заявляемого раствора в лабораторных условиях

Пример 1. 15 г глинопорошка затворяют в 956,5 г пресной воды и перемешивают. В полученную глинистую суспензию вводят 1 г Камцел 3 и перемешивают 20 мин, после чего вводят 7,5 г КМК-БУР и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 7,5 г МТФ с введенным в него 7,5 г эмульгатора; перемешивают и вводят 5 г СОНБУР 1101 (ДСБ-4ТТ). После перемешивания в течение 30 мин раствор считается приготовленным.

Пример 2. 22,5 г глинопорошка затворяют в 926,75 г пресной воды и перемешивают. В полученную глинистую суспензию вводят 2 г Камцел 3 и перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 11,25 г МТФ с введенным в него 8,75 г эмульгатора; перемешивают и вводят 17,5 г СОНБУР 1101 (ДСБ-4ТТ). После перемешивания в течение 30 мин раствор считается приготовленным.

Пример 3. 30 г глинопорошка затворяют в 897 г пресной воды и перемешивают. В полученную глинистую суспензию вводят 3 г Камцел 3, перемешивают, вводят 15 г КМК-БУР и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 15 г МТФ с введенным в него 10 г эмульгатора; перемешивают и вводят 30 г СОНБУР 1101 (ДСБ-4ТТ). После перемешивания в течение 30 мин раствор считается приготовленным.

В таблице 1 приведены компонентные составы заявляемого раствора (составы 1, 2, 3) и прототипа (составы 4. 5, 6).

Технологические параметры растворов замерялись с помощью стандартных приборов и методик в соответствии с Инструкцией по методам контроля качества буровых растворов, М., ВНИИБТ, 1972 г.

Ингибирующие свойства растворов определялись по показателю увлажняющей способности в соответствии с РД39-2-813-82, Краснодар, ВНИИКрнефть, учитывающий влияние капиллярной пропитки, диффузии, осмотического массопереноса на процесс гидратации глинистой фазы. Чем меньше значение показателя (П_о), тем выше ингибирующая способность раствора.

Смазывающие свойства растворов, характеризующие трение между фильтрационной коркой на стенке скважины и бурильными трубами, определяли по коэффициенту сдвига корки КСК с помощью прибора КСК - ВНИИБТ. Чем меньше его значение, тем меньше липкость глинистой корки и, следовательно, выше смазывающие и противоприхватные свойства раствора.

В таблице 2 приведены результаты проведенных исследований.

Таблица 1№ составаКомпонентный состав, мас.%. ГлинаКМЦКМК-БУРИнгиби рующая добавкаЭмульгаторСмазочная добавкаИнгнби рующая добавка -полигликольКМЦИнгиби рующая добавка - KClСмазочная добавкаВодаСостав 11,50,10,750,750,750,5----остальноеСостав 22,250,21,121,120,871,75-- -остальноеСостав 33,00,31,51,51,03,0----остальноеСостав 45,0-----30,2050,50остальноеСостав 510,0-----40,3570,75остальноеСостав 615,0-----50,5091,00остальное

Таблица 2№ составаТехнологические параметры растворовплотность, г/см³условная вязкость, споказатель фильтрации, см³СНС, дПАКСКП_о, мм/чрНЗа 1 минза 10 минСостав 11,01264,214,526,10,1050,2609,5Состав 21,02283,521,837,50,0960,2589,7Состав 31,02323,12949,30,0870,2579,9Состав 41,022354,47,80,280,398,2Состав 51,082646,510,20,250,378,6Состав 6L1435314,420,20,230,368,9

Как следует из анализа данных таблицы 2, заявляемый раствор (составы 1-3) обладает значительно лучшими технологическими параметрами, ингибирующйми и смазывающими свойствами по сравнению с раствором-прототипом (составы 4-6), что обеспечит технологическую эффективность его применения при бурении скважин в интервалах потенциально неустойчивых глинисто-песчаных пород.

Применение предлагаемого раствора позволяет благодаря уменьшению гидратации глинистой составляющей пласта его водной фазой исключить кавернообразование, прихват бурильного инструмента, сохранить устойчивость ствола скважины.

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к буровым растворам на водной основе. Техническим результатом является повышение ингибирующей способности бурового раствора при одновременном улучшении технологических параметров раствора. Буровой раствор содержит, мас.%: глину - 1,5-3,0, карбоксиметилцеллюлозу - 0,1-0,3, карбоксиметилкрахмал - 0,75-1,5, смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов - 0,75-1,0, продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции С₁₃-C₁₅ - 0,75-1,5, смазочную добавку - 0,5-3,0, воду - остальное. 2 табл.

Буровой раствор, включающий глину, карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую добавку, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит регулятор структурно-механических свойств - карбоксиметилкрахмал и эмульгатор - смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов, а в качестве ингибирующей добавки - продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции С₁₃-C₁₅ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина1,5-3,0Карбоксиметилцеллюлоза0,1-0,3Карбоксиметилкрахмал0,75-1,5Смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов0,75-1,0Продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции С₁₃-C₁₅0,75-1,5Смазочная добавка0,5-3,0ВодаОстальное