БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2018 года по МПК C09K8/08 

Изобретение относится к составам для бурения скважин, а именно к водным буровым составам для бурения скважин, содержащим природные возобновляемые ресурсы - органические соединения, и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Известен буровой раствор (RU 2235751 С1, МПК 7 C09K 7/02, опубл. 10.09.2004), содержащий в качестве структурообразователя глину, а в качестве стабилизатора карбоксиметилцеллюлозу КМЦ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глина 5-10 Реагент стабилизатор - КМЦ-900 0,2-0,3 KCl 3-5 Флокулянт - унифлок или праестол 0,001-0,004 ДСБ-4ТТП 0,3-0,5 КОН 0,2-0,3 КССБ-2М 0,2-0,3 Барит 30-65 Вода остальное

Недостатками такого раствора являются сложный состав и повышенная водоотдача, что может вызвать заклинивание бура во время процесса бурения скважины.

Известен буровой раствор (SU 1776689 А1, МПК 5 C09K 7/02, опубл. 23.11.1992), содержащий в качестве стабилизаторов карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу или оксиэтилцеллюлозу при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Бентонитовый глинопорошок 1,0-4,0 Акриловый полимер 0,1-0,4 Хлорид калия 1,0-2,0 Карбоксиметилцеллюлоза 0,1-0,2 Карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза или оксиэтилцеллюлоза 0,05-0,20 Баритовый утяжелитель 30,0-70,0 Вода остальное

Недостатком этого раствора является высокая водоотдача и низкое статическое напряжение сдвига, а также сложный состав и соответственно более трудоемкий и длительный по времени процесс приготовления раствора. Высокая водоотдача может вызвать заклинивание бура во время процесса бурения скважины.

Известен буровой раствор (RU 2103313 С1, МПК 6 C09K 7/02, опубл. 27.01.1998), содержащий в качестве структурообразователя глину, а в качестве стабилизатора полиакриламид со следующим содержанием компонентов, мас. %:

Глина 40-60 Полиакриламид 0,018 Кальцинированная сода 0,5 Вода остальное

Недостаткам этого бурового раствора является его нестабильность, что требует частых добавлений того или другого необходимого реагента. А это вызывает, в свою очередь, нарушение химического равновесия процессов кристаллизации двуводного гипса.

Известен буровой раствор (RU 2521259 C1, МПК C09K 8/36 (2006.01), опубл. 27.06.2014), выбранный в качестве прототипа, содержащий углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, минеральные соли, стабилизатор и воду. В качестве углеводородной фазы и поверхностно-активных веществ содержит добавку МУЛЬТИОЛ, в качестве стабилизатора - МУЛЬТИСТАР и ксантановую камедь и дополнительно гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Реагент МУЛЬТИОЛ 8,5-25 Стабилизатор МУЛЬТИСТАР 1,5-2,0 Ксантановая камедь 0,2-0,5 Карбонат кальция 5-20 Хлорид магния 4-15 Гидроксид натрия 1-2 Вода остальное

Этот буровой раствор имеет сложный состав.

Предлагаемый буровой раствор расширяет арсенал средств, используемых для приготовления водных составов для бурения скважин.

Буровой раствор аналогично приведенному прототипу содержит утяжелитель, ксантановую камедь в качестве стабилизатора и воду.

Согласно изобретению в качестве утяжелителя и структурообразователя содержит фторангидрит крупностью менее 40 мкм, а в качестве стабилизатора ксантановую камедь и сахарозу при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Фторангидрит 16,7-24,4 Ксантановая камедь 0,15-0,16 Сахароза 0,85-0,99 Вода остальное

Компоненты, входящие в состав предлагаемого бурового раствора в заявленном соотношении, обеспечивают технические характеристики, свойственные водным буровым растворам. Фторангидрит обладает как структурообразующими свойствами, так и пластифицирующими и вяжущими. Во время бурения фторангидрит пластифицирует и регулирует плотность раствора, а после оседания на стенках, схватываясь, выкристаллизовываясь в виде двуводного гипса, при этом захватывая попутно частички кремнезема, глины и другие минералы, перекрывает водоносные слои. Ксантановая камедь и сахароза являются стабилизаторами (загустителями), позволяющими регулировать вязкостные свойства бурового раствора в требуемых значениях. Сахароза в указанном количестве вводится дополнительно в буровой раствор для уменьшения расхода более дорогой ксантановой камеди.

При использовании фторангидрита с крупностью гранул выше 40,0 мкм раствор расслаивается, и значения по вязкости и условной вязкости увеличиваются, что приводит к ухудшению очистки забоя, снижению механической скорости бурения и росту гидравлических сопротивлений в скважине.

Плотность получаемого бурового раствора составляет 1,16-1,17 г/см³, его вязкость - 43 сР, а условная вязкость - 43 с/л.

Пример 1. В 82,15 г воды при перемешивании добавили 16,7 г фторангидрита (максимальный размер частиц 40,0 мкм), 0,16 г ксантановой камеди и 0,99 г сахарозы. После введения каждого компонента раствор перемешивали лабораторной мешалкой 10 мин до полного растворения всех водорастворимых компонентов.

Фторангидрит нужной крупности подготовили в пневмоизмельчителе.

Полученную суспензию перемешивали в течение 10 мин.

Технологические свойства полученного бурового раствора определили с помощью стандартных приборов согласно методике РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых растворов». Плотность этого бурового раствора составила 1,16 г/см³, вязкость - 43 сР, условная вязкость - 43 с/л, что соответствует технологическим требованиям, предъявляемым к буровым растворам.

Пример 2. В 79,5 г воды при перемешивании добавили 19,4 г фторангидрита (максимальный размер частиц 1,0 мкм), 0,16 г ксантановой камеди и 0,94 г сахарозы. После введения каждого компонента раствор перемешивали лабораторной мешалкой 10 мин до полного растворения всех водорастворимых компонентов.

После перемешивания буровой раствор обладал следующими техническими свойствами: плотность 1,16 г/см³, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л.

Пример 3. В 74,6 г воды при перемешивании добавили 24,4 г фторангидрита (максимальный размер частиц 0,5 мкм), 0,15 г ксантановой камеди и 0,85 г сахарозы. После введения каждого компонента раствор перемешивали лабораторной мешалкой 10 мин до полного растворения всех водорастворимых компонентов.

После перемешивания на протяжении 10 минут буровой раствор обладал следующими техническими свойствами: плотность 1,17 г/см³, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л.

Изобретение относится к составам для бурения скважин. Технический результат – расширение арсенала средств, получение бурового раствора со следующими свойствами: плотность 1,16-1,17 г/см³, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л. Буровой раствор содержит, мас.%: фторангидрит 16,7-24,4; ксантановую камедь 0,15-0,16; сахарозу 0,85-0,99; воду остальное. 3 пр.

Буровой раствор, содержащий утяжелитель, ксантановую камедь в качестве стабилизатора и воду, отличающийся тем, что в качестве утяжелителя и структурообразователя содержит фторангидрит крупностью менее 40 мкм, а в качестве стабилизатора ксантановую камедь и сахарозу при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Фторангидрит 16,7-24,4 Ксантановая камедь 0,15-0,16 Сахароза 0,85-0,99 Вода остальное