БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2012 года по МПК C09K8/24 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности при вскрытии продуктивных пластов.

Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов (патент РФ №2179568, С09K 7/02, опубл. 2002.02.20), содержащий крахмал, биополимер, карбонатный утяжелитель, спирт, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду. Раствор содержит в качестве спирта полигликоль, в качестве ПАВ - гидрофибизирующее ПАВ - ПКД-515 и дополнительно смазочную добавку - реагент ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом - оксалем при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Крахмал - 1,0-1,5;

Биополимер - 0,2-0,3;

Карбонатный утяжелитель - 5-10;

Полигликоль - 3-5;

Указанное ПАВ - 1,5-2,0;

Указанная смазочная добавка - 0,5-1,0;

Вода - остальное.

Указанный раствор обеспечивает повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта. Недостатком данного раствора являются неудовлетворительные структурно-реологические характеристики при высоких температурах.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является буровой раствор (Ивачев Л.М. Промывочные жидкости. - М.: Недра, 1975, с.87-88), включающий глинопорошок - 4-5%, стабилизатор - до 15% и водную суспензию карбонатного утяжелителя. Однако известный раствор обладает неудовлетворительными структурно-реологическими характеристиками при низких скоростях течения раствора в температурном диапазоне от 20 до 90°С, что не обеспечивает вынос шлама на поверхность при бурении скважин больших диаметров.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов, обладающего улучшенными структурно-реологическими свойствами.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является устранение указанного недостатка, а именно улучшение структурно-реологических характеристик при низких скоростях течения раствора в температурном диапазоне от 20 до 90°С и снижение значения показателя фильтрации.

Указанный технический результат достигается за счет того, что буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий воду, стабилизатор фильтрационных и структурно-реологических показателей и структурообразователь, в качестве структурообразователя содержит биополимер, а в качестве стабилизатора фильтрационных и структурно-реологических показателей - смесь триэтаноламина и таллового масла, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Биополимер - 0,2-0,4;

Триэтаноламин - 5-10;

Талловое масло - 3-4;

Вода - остальное.

Кроме того, буровой раствор дополнительно содержит карбонатный утяжелитель, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности. В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов плотностью 1400÷1450 кг/м³. В качестве карбонатного утяжелителя может применяться, в частности, мраморная крошка. В качестве биополимера используют, например, ксантановый полимер, который является микробным экзополисахаридом и представляет собой ксантановую смолу высокой степени очистки, обладающую выраженными вязкоупругими свойствами. Ксантановые полимеры выпускаются под различными торговыми марками, например, «Сараксан», «Сараксан-Т», «Родопол» и имеют одни и те же физико-химические и технологические свойства. Достигаемый эффект обеспечивается комплексным воздействием всех компонентов, входящих в состав заявляемого бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов.

Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов готовят следующим образом.

Перемешивают воду и биополимер, например «Сараксан» или «Сараксан-Т», или «Родопол». Предварительно смешивают триэтаноламин и талловое масло, которые берут в количествах, необходимых для получения бурового раствора требуемой концентрации. Затем вводят указанную смесь в водный раствор биополимера с последующим перемешиванием до равномерного распределения смеси в растворе. При необходимости производят утяжеление мраморной крошкой до достижения плотности 1400÷1450 кг/м³. По изменению фильтрационных показателей и структурно-реологических свойств после нагревания бурового раствора по сравнению с показателями раствора после приготовления судят о его термостойкости. После выдерживания бурового раствора при температуре 120°С в течение 8 ч (термостатирования) его показатель фильтрации и структурно-реологические характеристики остаются стабильными. Показатели раствора до и после термостатирования приведены в таблице 1, где ρ - плотность (кг/м³), Φ - показатель фильтрации (см³ за 30 мин), η_пл - пластическая вязкость (мПа·с), τ₀ - динамическое напряжение сдвига (Па), Т - температура раствора на момент определения показателей (°С), БП - биополимер, МК - карбонатный утяжелитель (мраморная крошка), ТЭ - триэтаноламин, ТМ - талловое масло. Погрешность температуры допускается в пределах ±5°С. Показатель пластической вязкости определяют с помощью вискозиметра Chandler 3500 LS.

Аналогичным образом готовят растворы с различным соотношением компонентов. Затем свойства полученных буровых растворов исследуют в лабораторных условиях. При этом полученные данные характерны для всех растворов, приготовленных с использованием любого из биополимеров («Сараксан», «Сараксан-Т», «Родопол»), т.к. принципиальных отличий по технологическим свойствам между упомянутыми биополимерами нет.

В таблице 2 приведены данные об изменении структурно-реологических характеристик предлагаемого бурового раствора при различных соотношениях компонентов.

В таблице 3 приведены данные об изменении структурно-реологических характеристик предлагаемого бурового раствора при различных температурах. При этом эффективную вязкость (η_э, Па·с) вычисляют по формуле:

, где

φ- показатель шкалы вискозиметра;

n - частота вращения цилиндра вискозиметра, об/мин.

Данные, приведенные в таблице 2, показывают, что при содержании триэтаноламина ниже 5%, таллового масла ниже 3% и биополимера ниже 0,2% увеличивается показатель фильтрации (п.1 табл.2 и п.1 табл.3), а при содержании триэтаноламина более 10%, талового масла более 4% и биополимера более 0,4% ухудшаются структурно-реологические характеристики (п.7 табл.2 и п.6 табл.3).

Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что структурно-реологические характеристики при низких скоростях течения раствора имеют устойчивые значения в температурном диапазоне от 200 до 850°С при содержании талового масла от 2% до 4% (п.1, 2, 3, 4, 5 табл.3), однако при содержании талового масла 2% показатель фильтрации увеличивается и становится больше 30 (см³ за 30 мин) (п.1 табл.2 и п.1 табл.3). Содержание других компонентов больше или меньше указанных пределов также ухудшает структурно-реологические характеристики бурового раствора, поэтому указанные пределы содержания ингредиентов в буровом растворе являются оптимальными. Причем БП в п.1 табл.1 и п.1, 2 табл.2 - «Сараксан», в п.2 табл.1 и п.3, 4 табл. - «Сараксан-Т», выпускаемые по ТУ 2458-006-00480709-03, в п.3, 4 табл.1 и п.5, 6, 7 табл.2 - «Родопол», выпускаемый по ТУ 2458-001-5276120-08.

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет получить буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с улучшенными структурно-реологическими свойствами.

Таблица 1
Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов № Состав раствора Показатели раствора термостатирование при 120°С 8 ч ρ Φ Т η_пл τ₀ 1 91,6%вода+0,4%БП+5%ТЭ+3%ТМ до 1020 8 25 22 9     85 24 10 после 1020   25 20 8     85 21 9 2 (90,8%вода+0,2%БП+5%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора до 1370 6 25 29 11     85 26 17 после 1370 5 25 22 7     85 26 9 3 (86,7%+0,3%БП+10%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора до 1420 6 25 26 8     85 25 10 после 1420 5 25 25 10     85 21 14 4 (85,7%+0,3%БП+10%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора до 1420 5 25 28 7     85 20 8 после 1420 4 25 25 8     85 22 9

Таблица 2
Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов № Состав раствора ρ Φ Т η_пл τ₀ 1 (93,9%вода+0,1%БП+4%ТЭ+2%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1410 >30 25 44 17     85 39 19 2 91,6%вода+0,4%БП+5%ТЭ+3%ТМ 1020 8 25 22 9     85 24 10 3 (91,7%вода+0,3%БП+5%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1410 6 25 37 13     85 40 15 4 (90,8%вода+0,2%БП+5%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1370 6 25 29 11     85 26 17 5 (86,7%вода+0,3%БП+10%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1420 6 25 26 8     85 25 10 6 (85,7%вода+0,3%БП+10%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1420 5 25 28 7     85 20 8 7 (82,5%вода+0,5%БП+12%ТЭ+5%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1420 4 25 28 8     85 11 6

Таблица 3
Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов № п/п t Скорость вискозиметра, об/мин ρ Φ 0,1 0,2 0,3 0,6 1 2 3 6 10 20 30 60 100 200 300 600 η_э 1   (85,9% вода+0,1%БП+4%ТЭ+2%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1410 >30 25 6000 4500 4000 2500 2100 1350 1000 650 480 315 240 165 126 93 79 62 85 36000 19500 13000 8000 5400 3450 2500 1600 960 495 340 200 144 98 79 59 2   91,6% вода+0,4%БП+5%ТЭ+3%ТМ 1020 8 25 10000 8500 7000 6500 4100 1350 1000 650 480 315 240 165 126 63 19 18 85 36000 19500 15000 11000 5400 3450 2500 1600 960 495 340 200 144 68 21 23 3   (91,7% вода+0,3%БП+5%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1410 6 25 8500 5000 3500 2500 2500 1200 650 350 240 135 130 50 48 50 43 35 85 19000 11500 8000 8000 6500 3400 2400 900 780 455 220 170 125 59 58 56 4   (86,7% вода+0,3%БП+10%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1420 6 25 7500 4500 3000 2000 1500 900 600 350 240 135 120 70 69 50 43 35 85 18000 10500 7000 7000 4500 2400 1600 800 480 255 190 110 87 59 46 36 5   (86,7% вода+0,3%БП+10%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствоpa 1420 5 25 4500 3000 2500 1500 1200 750 500 350 240 150 120 80 66 50 42 35 85 10500 6000 4000 2500 1500 825 600 300 210 120 120 70 57 44 36 28 6   (82,5% вода+0,5%БП+12%ТЭ+5%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора 1420 5 25 4500 3000 2000 1500 1050 675 500 350 240 165 130 90 82 53 45 37 85 0 0 500 250 300 150 100 100 75 60 50 45 12 28 23 17

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности при вскрытии продуктивных пластов. Техническим результатом является улучшение структурно-реологических характеристик при низких скоростях течения раствора в температурном диапазоне от 20 до 90°С и снижение значения показателя фильтрации. Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий воду, стабилизатор фильтрационных и структурно-реологических показателей и структурообразователь, в качестве структурообразователя содержит ксантановый биополимер, в качестве стабилизатора фильтрационных и структурно-реологических показателей - смесь триэтаноламина и таллового масла, при следующем соотношении компонентов, мас.%: биополимер 0,2-0,4, триэтаноламин 5-10, талловое масло 3-4, вода - остальное. Причем дополнительно может содержать карбонатный утяжелитель, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий воду, стабилизатор фильтрационных и структурно-реологических показателей и структурообразователь, отличающийся тем, что в качестве структурообразователя раствор содержит ксантановый биополимер, в качестве стабилизатора фильтрационных и структурно-реологических показателей - смесь триэтаноламина и таллового масла при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Биополимер 0,2-0,4 Триэтаноламин 5-10 Талловое масло 3-4 Вода Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит карбонатный утяжелитель, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности.