БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2006 года по МПК C09K8/08 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к безглинистым солёным растворам для вскрытия бурением зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий минерализованную воду, в качестве акрилового ингредиента - полиакриламид и дополнительно - длинноцепочечный полимер анионной целлюлозы и силикат натрия (патент RU 2170753 С2, С 09 К 7/02, 20.07.2001).

Известен безглинистый буровой раствор системы "Flo-Pro" фирмы M-I Drilling Fluids, включающий, мас.%: в качестве стабилизатора оксид магния - 0,4, регулятора реологических свойств - биополимер Flo-Vis Plus - 0,5, модифицированный крахмал Flo-Trol - 1,2, жидкий бактерицид M-I Cide - 0,05, наполнитель - мраморный порошок - 9,0, утяжелитель - хлорид калия - 3,0, воду остальное.

Однако при бурении скважин в карбонатных породах этот раствор неудовлетворительно очищается от выбуренной породы, что приводит к быстрому абразивному износу как забойного, так и бурового оборудования на поверхности, а также этот раствор химически агрессивен по отношению к оборудованию и экологически опасен по отношению к окружающей среде.

Наиболее близким аналогом является технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях АВПД и повышенных температур, включающая полисахаридный реагент или смесь полисахаридных реагентов, мас.%: 0,1 - 7,0, в качестве утяжелителя - соль муравьиной кислоты щелочного метала 45,0 - 83,0 и воду остальное (патент RU 2215016 С1, С 09 К 7/02, 27.10.2003).

Известная технологическая жидкость не обеспечивает требуемые флоккулирующие свойства раствора.

Задачей изобретения является сохранение первоначальных коллекторских свойств, продуктивных пластов коллекторов, сохранение от разуплотнения массива горных пород, как песчаника, так и глинистых сланцев.

Технический результат заключается в обеспечении высоких флоккулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высоких скоростей бурения, обеспечении высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии АВПД.

Безглинистый буровой раствор для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств карбоксилметилкрахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 13-44, карбоксилметилкрахмал 3-5, мраморный порошок 0-14, вода остальное. Безглинистый буровой раствор может дополнительно содержать в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,13-0,3 мас.% от массы бурового раствора.

Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая: карбоксилметилкрахмал (КМК) придаёт раствору необходимые реологические свойства и регулирует водоотдачу, а с добавкой формиата натрия эти свойства могут измениться, поэтому концентрацию КМК до 5% можно считать оптимальной. С увеличением концентрации формиата натрия усиливаются тиксотропные свойства, и полученный раствор лучше очищается от выбуренной породы. При этом получаемый эффект существует до концентрации формиата натрия 44%. Вводом в буровой раствор пеногасителя MAC 200, растворённого в дизельном топливе в соотношении 1:20, удаётся регулировать процесс пенообразования. Оптимальный эффект достигается при концентрации 0,3%. При необходимости добавляется до 14% мраморного порошка, который является инертным по отношению ко всем введённым реагентам и предназначен для дополнительного утяжеления бурового раствора и формирования фильтрационной корки.

В состав приготовляемого раствора входит формиат натрия /ТУ У З.50-14308351-130-99/, массовая доля 88%, массовая доля воды 0,66%. Известен как хороший пластификатор и консервант, применяется в строительстве и других отраслях народного хозяйства. В состав раствора входят также мраморный порошок, например, марки МР-2 (микромрамор молотый ТУ 5716-002-369-45182-2003), производитель "Спецбурматериалы", г. Москва, карбоксилметилкрахмал (КМК), широко применяется в бурении скважин (ТУ 2262-016-32957739-01, ТУ 2232-007-2957739-99), производитель "Спецбурматериалы", г. Москва, пеногаситель MAC 200 (ТУ 39-08-125-77), представляющий собой высокодисперсный пирогенный гидрофобизированный кремнезем, производитель "Спецбурматериалы", г. Москва.

Буровой раствор готовят следующим образом.

На требуемый объём безглинистого бурового раствора для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением набирается техническая вода, через глиномешалку по циклу, не через скважину, вводят 3% КМК, в технической (обсадной) колонне производят замену жидкости на приготовляемый раствор, через скважину водят 13% формиата натрия. Затем вводят по циклу по 1% КМК и добавляют формиат натрия, доводя до необходимой плотности безглинистый буровой раствор. При этом достигается насыщение формиатом натрия до 44%, а плотность возрастает до 1330 кг/м³. При необходимости при вскрытии проницаемых горных пород добавляется до 14% мраморного порошка, плотность возрастает до 1450 кг/м³. Толщину фильтрационной корки можно регулировать подбором мраморного порошка разной степени дисперсности. При приготовлении замеряют стандартные параметры раствора: плотность, условная вязкость, динамические напряжения сдвига, пластическая вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, водородный показатель среды, толщина фильтрационной корки, липкость и т.п.

Технологические параметры растворов приведены в таблице. Проведённые испытания показывают, что изменение содержания ингредиентов в меньшую сторону (состав №1) не обеспечивает необходимых технологических параметров, а в большую сторону (состав №15) экономически не выгодно, так как повышенный расход реагентов не приводит к ожидаемому эффекту.

 
 
 
Таблица
Состав и свойства безглинистого бурового раствора Номер опытаСостав раствора, масс.%Плотность
кг/м³Условная вязкость, секПластическая вязкость мПа*сДНС
дПаВодоотдача см³/30 мин Формиат натрияКМКМраморный порошок МР-2Пеногаситель MAC 200Вода     1030097100056---29,030088105030---313,050082107070---423,040073115090---530,0400,1365,87122067---637,0300,1359,87127062---739,0300,2457,76128062---840,0300,2356,7712956339134,1-942,0300,2255,781310635286,21-1044,0300,3252,681330635391,03,21141,0360,3249,6813808056119,72,21239,03100,3247,68140010062-4,61338,03120,3246,6814509529134-1437,04140,3044,701450100--- 1539,04140,3042,71450115--6

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, в частности к безглинистым соленым растворам для вскрытия скважин с аномально высоким пластовым давлением АВПД. Технический результат заключается в обеспечении высоких флоккулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высоких скоростей бурения, обеспечении высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии АВПД. Безглинистый буровой раствор для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств карбоксилметилкрахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 13-44, карбоксилметилкрахмал 3-5, мраморный порошок 0-14, вода остальное. Безглинистый буровой раствор может дополнительно содержать в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,13-0,3 мас.% от массы бурового раствора. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Безглинистый буровой раствор для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств карбоксилметилкрахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Формиат натрия 13-44Карбоксилметилкрахмал 3-5Мраморный порошок 0-14Вода Остальное