Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к полимерглинистым растворам (ПГР) для бурения, используемым в условиях многолетнемерзлых пород. Техническим результатом является повышение эффективности бурения скважин в многолетнемерзлых породах за счет использования не замерзающего при отрицательных температурах ПГР, имеющего: улучшенные псевдопластические свойства, обеспечивающие повышение удерживающей и транспортирующей способностей и степени очистки стенок скважины, пониженную фильтрацию в результате высокой скорости формирования низкопроницаемой фильтрационной корки, препятствующей загрязнению пласта и способствующей сохранению его коллекторских свойств, сниженную скорость растепления многолетнемерзлых пород, что предотвращает кавернообразование и разрушение стенок скважины и, как следствие, обеспечивает длительное сохранение ствола скважины в устойчивом состоянии. ПГР для бурения скважин в многолетнемерзлых породах, состоящий из глины, стабилизатора в виде смеси полисахаридного реагента и структурообразователя, углеводородного антифриза и воды, содержит в качестве полисахаридного реагента биополимер Acinetobacter Sp., а в качестве структурообразователя - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: глина 6-8, КССБ 4-6, биополимер Acinetobacter Sp. 2-4, углеводородный антифриз 7-19, вода - остальное, причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:1-3 соответственно. В качестве углеводородного антифриза он содержит карбамид или глицерин. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к полимерглинистым растворам (ПГР) для бурения, используемым в условиях многолетнемерзлых пород.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

известен буровой раствор для бурения скважин в условиях Севера, содержащий следующие компоненты, мас.%:

Глина бентонитовая	5-6
Карбоксиметицеллюлоза-600	1-1,2
Ацетат натрия	16-17
Вода	Остальное

(см. а.с. СССР №812823 от 09.04.1979 г., кл. С 09 К 7/02, опубл. в ОБ №10, 1981 г.). Ацетат натрия является антифризом.

Недостатком указанного бурового раствора является невысокая эффективность бурения скважин в многолетнемерзлых породах. Обусловлено это следующими причинами: буровой раствор характеризуется ухудшенными псевдопластическими свойствами, обуславливающими пониженные удерживающую и транспортирующую способности, степень очистки и выноса выбуренной породы из скважины. Это обусловлено невысокими структурно-реологическими свойствами (статическим и динамическим напряжением сдвига). Буровой раствор характеризуется повышенной фильтрацией в результате замедленного формирования фильтрационной корки, являющейся к тому же высокопроницаемой. Обусловлено это недостаточным содержании карбоксиметицеллюлозы-600 в растворе при высоком содержании ацетата натрия. Происходит проникновение жидкой фазы и твердых частиц бурового раствора в пласт и, как следствие, загрязнение и снижение его коллекторских свойств. Повышенная скорость растепления многолетнемерзлых пород в приствольной зоне обусловлена компонентным составом, в частности наличием большего содержания антифриза - ацетата натрия, достаточно снижающим температуру замерзания раствора и взаимодействующего со льдом с разрушением последнего, а также низким содержанием карбоксиметицеллюлозы-600, что может привести к образованию каверн и нарушению целостности стенок скважины. В свою очередь последнее не обеспечивает длительное сохранение ствола скважины в устойчивом состоянии;

известен буровой раствор, содержащий следующие компоненты, мас.%:

Глина	28-49
Реагент-стабилизатор	0,3-2,0
Отход производства глицерина на завершающей стадии	0,25-3,00
Вода	Остальное

(см. а.с. СССР №1640137 от 01.06.1988 г., кл. С 09 К 7/02, опубл. в ОБ №13, 1991 г.). Используют реагент - стабилизатор в виде смеси конденсированной сульфит - спиртовой барды КССБ-2 и карбоксиметилцеллюлозы.

Недостатком указанного бурового раствора является невысокая эффективность бурения скважин в многолетнемерзлых породах. Обусловлено это следующими причинами: к недостаткам бурового раствора относятся его повышенная фильтрация (до 20 см³) и высокая скорость растепления многолетнемерзлых пород. Несмотря на высокие реологические показатели (условную вязкость и статическое напряжение сдвига), достаточные псевдопластические свойства, обусловливающие удерживающую и транспортирующую способности, применение его является нецелесообразным для бурения скважин в многолетнемерзлых породах. Высокие значения фильтрации связаны с низкой скоростью формирования фильтрационной корки и приводят к потере некоторого объема раствора за счет фильтрации в пласт, что, помимо загрязнения последнего и снижения его коллекторских свойств, загущает буровой раствор и вызывает осложнения при его прокачивании. При высокой исходной плотности раствора (до 1450 кг/м³) в связи с потерей жидкой фазы за счет фильтрации его плотность еще более увеличивается, способствуя росту динамических сопротивлений при прокачивании и затруднениям в работе оборудования. Высокая плотность раствора активизирует процесс проникновения фильтрата в поровое пространство многолетнемерзлых пород, увеличивает площадь и глубину его физико-химического воздействия на лед, тем самым способствуя разупрочнению породы, потере устойчивости и разрушению стенок скважины. Высокая скорость растепления многолетнемерзлых пород обусловлена также недостаточным количеством стабилизатора в составе бурового раствора, снижающего коэффициент теплообмена. Кроме того, низкое содержание антифриза-отхода производства глицерина в составе бурового раствора не обеспечивает необходимой температуры его замерзания. Последнее приводит к кавернообразованию и разрушению стенок скважины и, как следствие, не обеспечивает длительное сохранение ствола скважины в устойчивом состоянии, что указывает на проблематичность применения этого бурового раствора для проводки скважин в многолетнемерзлых породах;

известен способ бурения скважин в многолетнемерзлых породах с использованием бурового раствора, содержащего следующие ингредиенты, мас.%:

Глина бентонитовая	5,5
Реагент-диспергатор
(этиленгликоль)	5,6
Биополимер Xanthomonas campestris,
сшитый хром-алюминиевым агентом	0,5
Вода	Остальное

(см. патент США №3633689 от 27.05.1970 г., кл. Е 21 В 21/04, опубл. 11.01.1972 г).

Недостатком указанного бурового раствора является невысокая эффективность бурения скважин в многолетнемерзлых породах. Обусловлено это следующими причинами: несмотря на низкую температуру замерзания буровой раствор имеет пониженные псевдопластические свойства. Недостаточно высокие псевдопластические свойства раствора обусловлены низким содержанием глины и биополимера в составе, что не позволяет обеспечить необходимых реологических показателей для реализации удерживающей и транспортирующей способностей бурового раствора и высокой степени очистки скважины от выбуренной породы за счет выравнивания профиля скоростей течения жидкости в межтрубном пространстве. Повышенная фильтрация бурового раствора связана с низкой скоростью формирования фильтрационной корки, являющейся высокопроницаемой как из-за недостаточного содержания биополимера, так и из-за применения его в сшитом хром-алюминиевыми катионами виде, что затрудняет диффузию этого компонента и его адсорбцию на стенках скважины. Повышенная скорость растепления многолетнемерзлых пород обусловлена физико-химическим взаимодействием применяемого этиленгликоля со льдом, что вызывает разрушение последнего даже при отрицательных температурах. При этом в результате оттаивания льда, слагающего стенки скважины, происходит их разрушение с образованием каверн, что не обеспечивает сохранение ствола скважины в устойчивом состоянии. Кроме того, к недостаткам указанного бурового раствора относится высокая стоимость и ферментативная неустойчивость биополимера Xanthomonas campestris, требующая дополнительного введения бактерицидов, что приводит к увеличению затрат на приготовление раствора.

Данный ПГР не указан в качестве ближайшего аналога - прототипа ввиду того, что в патенте не представлены показатели статического напряжения сдвига и фильтрации ПГР, скорости разрушения льда при воздействии ингредиентов ПГР. Испытание рецептуры данного аналога в лабораторных условиях заявителя для сравнения с заявляемым техническим решением без знания сведений типа "ноу-хау" не представляется возможным. В этой связи приведенная ниже оценка технологических свойств рассматриваемого аналога проводилась по имеющимся в описании патента данным и предполагаемым показателям, теоретически обоснованным из представленных в описании сведений о ПГР.

в качестве прототипа взят ПГР для бурения скважин в многолетнемерзлых породах, содержащий глинопорошок, стабилизатор в виде смеси полисахаридного реагента - карбоксиметилцеллюлозы КМЦ-600 и структурообразователя - карбоната натрия, углеводородный антифриз и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глинопорошок	3,0
Карбоксиметицеллюлоза-600	0,2-0,5
Карбонат натрия	0,2
Карбамид	5,0-26,4
Вода	Остальное

(см. Промывочные среды для бурения скважин в мерзлых породах и льдах. / В.К.Чистяков, П.Г.Талалай, А.А.Яковлев, A.M.Яковлев. - Обз. информ. Сер. Техника, технология и организация геологоразведочных работ. - М.: ЗАО "Геоинформмарк", 1999. - Вып.2. - С.28-29).

Недостатком указанного ПГР является невысокая эффективность бурения скважин в многолетнемерзлых породах. Обусловлено это следующими причинами: несмотря на низкую температуру его замерзания раствор имеет пониженные псевдопластические свойства. Низкие псевдопластические свойства обусловлены его реологическими показателями: низкими значениями пластической вязкости, а также динамического и статического напряжения сдвига, что не обеспечивает реализации удерживающей и транспортирующей способностей указанного раствора, очистку скважин от выбуренной породы. Количественный состав и соотношение ингредиентов раствора позволяют получить не замерзающую при отрицательных температурах систему, которая тем не менее отличается повышенной фильтрацией (до 10 см³/30 мин). Формирование проницаемой фильтрационной корки, образующейся из частиц дисперсной фазы, происходит довольно медленно из-за низкого содержания глинопорошка и стабилизатора, особенно входящего в его состав полиса-харидного реагента - карбоксиметицеллюлозы-600, которая препятствует процессу проникновения фильтрата в мерзлую породу и эрозии оттаявших частиц при гидродинамическом воздействии циркуляционного потока на стенки скважины. В результате происходит загрязнение пласта фильтратом и твердыми частицами дисперсной фазы - снижение его коллекторских свойств и производительности скважины. Высокая скорость растепления многолетнемерзлых пород при циркуляции ПГР обусловлена используемой комбинацией ингредиентов: карбамида и карбоната натрия, каждый из которых является антифризом. Интенсивность разрушения льда, определяющая скорость растепления многолетнемерзлых пород, значительно возрастает в присутствии соли-карбоната натрия, что приводит к разупрочнению полидисперсных многолетнемерзлых пород, потере их устойчивости и связности. Возникают явления просадочности, суффозии, приводящие к образованию каверн, разрушению стенок скважины, что не обеспечивает сохранение ствола скважины в устойчивом состоянии. Кроме того, происходят прихваты инструмента и обсадных труб, снижается выход и качество керна.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, заключается в повышении эффективности бурения скважин в многолетнемерзлых породах за счет использования не замерзающего при отрицательных температурах ПГР, имеющего:

- улучшенные псевдопластические свойства, обеспечивающие повышение удерживающей и транспортирующей способностей и степени очистки стенок скважины;

- пониженную фильтрацию в результате высокой скорости формирования низкопроницаемой фильтрационной корки, препятствующей загрязнению пласта и способствующей сохранению его коллекторских свойств;

- сниженную скорость растепления многолетнемерзлых пород, что предотвращает кавернообразование и разрушение стенок скважины и, как следствие, обеспечивает длительное сохранение ствола скважины в устойчивом состоянии.

Технический результат достигается с помощью известного полимерглинистого раствора для бурения скважин в многолетнемерзлых породах, состоящего из глины, стабилизатора в виде смеси полисахаридного реагента и структурообразователя, углеводородного антифриза и воды, который в качестве полисахаридного реагента содержит биополимер Acinetobacter Sp., а в качестве структурообразователя - КССБ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина	6-8
КССБ	4-6
Биополимер Acinetobacter Sp.	2-4
Углеводородный антифриз	7-19
Вода	Остальное

причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:1-3 соответственно. В качестве углеводородного антифриза он содержит карбамид или глицерин.

Заявляемый состав соответствует условию "новизна".

Глину используют первого или второго сорта с расходом 57-97 кг/м³ и выходом раствора 17,5-10,8 м³/т, КССБ - по ТУ 39-094-75, карбамид - по ГОСТу 2081-92, глицерин - по ГОСТу 6259-75.

Используют биополимер Acinetobacter Sp. в виде культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter Sp. под названием "Симусан" по ТУ 64-13-127-88, под названием "Ритизан" по ТУ 9291-001-58114197-2003. Действие их в ПГР равнозначное.

Биополимер Acinetobacter Sp. представляет собой вязкую гелеобразную дисперсную систему светло-кремового цвета со слабым специфическим запахом и рН в пределах 5-7, содержит в среднем 1% (но не менее 0,5%) экзогенного высокомолекулярного (5-8 млн. ед.) полисахарида, около 0,25% биомассы (клеточного вещества продуцента), а также моносахара, жирные кислоты, соль виноградной кислоты (пируват), остаток солей, автолизат, формалин и воду. Масса сухого остатка - 2%.

Совместное применение используемых ингредиентов способствует получению ПГР, обладающего комплексом физико-химических и технологических свойств, обеспечивающих повышение эффективности бурения скважин в многолетнемерзлых породах. Это обусловливается следующими процессами.

Реологические характеристики большинства буровых растворов значительно отличаются от Бингамовских жидкостей, особенно в нижнем диапазоне относительных скоростей сдвига. Для характеристики работы бурового раствора наиболее подходящими являются константы степенного закона течения, например показатель нелинейности (псевдопластичности) n, характеризующий степень отклонения реологических свойств рассматриваемой жидкости от ньютоновской жидкости. Для ньтоновских жидкостей, таких как вода, нефть, глицерин и др., n=1. Для псевдопластических жидкостей 0<n<1, и чем меньше n, тем больше жидкость проявляет псевдопластические свойства. Это значит, что вязкость такой жидкости уменьшается с повышением относительных скоростей сдвига и, наоборот, вязкость увеличивается с уменьшением относительных скоростей сдвига. Уменьшение константы n позволяет улучшить вынос породы и очистку скважины за счет выравнивания (уплощения) профиля скоростей течения жидкости в межтрубном пространстве.

Параболическое распределение скоростей в потоке, характерное для ньютоновских жидкостей (n=1), способствует образованию закручивающего эффекта взвешенных частиц выбуренной породы и выталкивает их в области с пониженными скоростями. Результатом этого является рециркуляция твердых частиц вдоль всего жидкостного потока и, как следствие, низкая эффективность очистки скважины. Псевдопластическая жидкость с величиной 0<n<1 имеет более плоский профиль скоростей, что снижает закручивающий эффект, а значит и рециркуляцию твердой фазы, и вытесняет ее равномерно вверх по стволу скважины. Пониженные значения n обеспечивают более плоский профиль скоростей и способствуют ламинарности потока и стабильности работы скважины.

Значения n рассчитывают на основе двух любых показаний вискозиметра для двух различных скоростей оборотов ротора по формуле

где R₁ - показания вискозиметра при N₁ об/мин;

R₂ - показания вискозиметра при N₂ об/мин.

(см. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. - М.: Недра, 1985. - С.190-193).

Компонентный состав предлагаемого ПГР обладает пониженными значениями показателя нелинейности n (0<n≤0,5), что с учетом вышесказанного свидетельствует о его высоких псевдопластических свойствах. Псевдопластичность ПГР обусловлена используемым в буровом растворе стабилизатором в виде смеси биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ.

Микроорганизмы Acinetobacter Sp. способны накапливать в культуральной жидкости полисахарид, обладающий существенными преимуществами по сравнению с известными биополимерами (ксантан, склероглюкан и др.). Источником углеводного питания микроорганизмов Acinetobacter Sp. является глюкозно-этанольная среда, для которой в отличие от углеводного сырья растительного происхождения, используемого в производстве ксантана, характерны стабильный состав, отсутствие примесей, асептика, низкая стоимость, простота и удобство транспортировки, хранения и дозировки. Биополимер, синтезируемый Acinetobacter Sp., сочетает структурные элементы, химические и реологические свойства ксантана и эмульсана. С одной стороны, это кислый разветвленный полисахарид, имеющий основную цепь как у ксантана, с другой, - в его состав, подобно эмульсану, входят остатки высших жирных кислот, в результате этерификации которых он обладает заметной поверхностной активностью. Это способствует улучшению структурно-реологических свойств заявляемого ПГР, дисперсная фаза которого содержит гидратированные частицы глинистых минералов с развитой поверхностью.

Наличие большого числа химически активных функциональных группировок (гидроксильных, карбоксильных, ацетальных и др.) обусловливает возможность получения различных модификаций биополимера и образования на его основе композиций с другими химическими соединениями.

В этой связи совместное применение биополимера Acinetobacter Sp. с КССБ как стабилизатора является основным фактором, обусловливающим повышение структурно-реологических показателей ПГР (пластической вязкости, динамического напряжения сдвига), что оказывает положительное влияние на его псевдопластические свойства, способствующие повышению удерживающей и транспортирующей способностей и степени очистки стенок скважины.

Проявление этих свойств связано с образованием сложных высокомолекулярных соединений - полимеров трехмерной структуры из полисахаридов, биомассы культуральной жидкости и низкомолекулярных фракций лигносульфонатов посредством конденсирующего действия поливалентных ионов минерального фона остатка питательной среды, содержащей CaCl₂, KH₂PO₄, MgSO₄, Fe₂(SO₄)₃. В состоянии покоя длинные цепи образующихся высокомолекулярных соединений беспорядочно ориентированы (спутаны), так как между молекулами действуют преимущественно отталкивающие силы электростатики. При перемешивании ПГР цепи имеют тенденцию выстраиваться параллельно направлению течения, и эта тенденция усиливается с увеличением скорости сдвига, что обусловливает ламинарный режим течения циркуляционного потока и стабильную работу скважины.

Образование высокомолекулярных соединений разветвленной структуры из биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ способствует лучшему удерживанию воды в суспензии ПГР и снижению его фильтрации как за счет повышения вязкости жидкой фазы в результате появления гелеобразных продуктов реакций, так и за счет повышения скорости формирования низкопроницаемой фильтрационной корки из ПГР при участии карбамида или глицерина. Так, например, содержащийся в КССБ формальдегид способен вступать в реакцию конденсации с карбамидом с образованием карбамидной смолы, а глицерин как трехатомный спирт в результате реакции этерификации с лигносульфоновыми кислотами КССБ образует полиэфиры сложной структуры. При этом содержание свободной воды в ПГР уменьшается и его фильтрационная способность значительно снижается, что в свою очередь, препятствует загрязнению пласта и способствует сохранению его коллекторских свойств.

При бурении многолетнемерзлых пород, в которых хотя бы часть влаги находится в твердом состоянии, следует принимать меры по предотвращению их оттаивания, поскольку оттаивание льда, содержащегося в породе как отдельные включения, может привести к нарушению устойчивости ствола скважины в виде размывов и обвалов с образованием каверн. С целью предотвращения кавернообразования и разрушения стенок скважины при бурении скважин и снижения скорости растепления многолетнемерзлых пород ПГР содержит ингредиенты, являющиеся углеводородными антифризами - противоморозными добавками, но при этом отличающиеся неодинаковым физико-химическим воздействием на лед и мерзлую породу в целом.

Скорость растепления многолетнемерзлых пород, характеризуемая скоростью разрушения льда, снижается в результате гидрофобизации его поверхности биополимером Acinetobacter Sp. и КССБ, при которой происходит снижение интенсивности поверхностного взаимодействия льда и углеводородного антифриза - карбамида или глицерина, вызывающего разрушение льда даже при отрицательных температурах. Кроме того, снижению скорости разрушения льда способствует более высокое содержание глины в ПГР. При этом происходит снижение интенсивности теплообменных процессов, а следовательно, и скорости таяния льда.

При бурении и промывке скважины ПГР с высокими структурно-реологическими свойствами (повышенными значениями статического напряжения сдвига) поток занимает только часть сечения кольцевого пространства, образуя у стенок скважины малоподвижную зону. Эта зона предохраняет мерзлые породы от механического абразивного разрушения и препятствует развитию процессов эрозии (разрушения) льда и растепления многолетнемерзлых пород.

Достижение технического результата от применения предлагаемого ПГР для бурения скважин в многолетнемерзлых породах обусловлено комплексом его физико-химических и структурно-реологических характеристик, реализующихся благодаря ингредиентному составу и их количественному соотношению, обеспечивающих высокие псевдопластические свойства ПГР, пониженные фильтрацию и скорость растепления многолетнемерзлых пород, что в совокупности способствует повышению эффективности бурения скважин в многолетнемерзлых породах.

Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.

Содержание в ПГР глины в количестве менее 6 мас.%, КССБ - менее 4 мас.%, биополимера Acinetobacter Sp. - менее 2 мас.%, а углеводородного антифриза - менее 7 мас.% ухудшает псевдопластические свойства (показатель псевдопластичности n увеличивается), повышает фильтрацию ПГР и скорость растепления, что не обеспечивает эффективного бурения скважин в многолетнемерзлых породах.

Содержание в ПГР глины в количестве более 8 мас.%, КССБ - более 6 мас.%, биополимера Acinetobacter Sp. - более 4 мас.%, а углеводородного антифриза - более 19 мас.% нецелесообразно, так как существенного повышения технологических свойств ПГР не происходит.

Содержание в ПГР стабилизатора в виде смеси биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ с соотношением, мас.ч.: биополимер Acinetobacter Sp. и КССБ менее 1:1 соответственно, повышает фильтрацию и снижает псевдопластические свойства ПГР (показатель псевдопластичности n увеличивается), что приводит к загрязнению пласта, ухудшению выносной способности ПГР и очистки скважины от выбуренной породы.

Содержание в ПГР стабилизатора в виде смеси биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ с соотношением мас.ч. биополимер Acinetobacter Sp. и КССБ более 1:3 соответственно нецелесообразно, так как существенного повышения технологических свойств ПГР не происходит.

Анализ изобретательского уровня показал следующее:

известно, что порошкообразный биополимерный продукт "Ритизан" является загустителем промывочных жидкостей (см. Биостабильность биополимерных растворов в присутствии бактерицидов / О.М.Щербаева, Ю.Н.Мойса, Е.Ю.Камбулов, В.А.Шаветов // Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин: Сб.науч.тр. - Вып.10. - Краснодар, НПО "Бурение", с.72);

известно использование биополимера Acinetobacter Sp. - "Симусан":

в составе для увеличения нефтеотдачи пласта с целью повышения эффективности состава при упрощении приготовления и снижения токсичности (см. патент РФ №2055982 от 20.08.1990 г., кл. Е 21 В 43/22, опубл. в ОБ №7, 1996 г.);

в составе для извлечения нефти с целью повышения эффективности извлечения нефти из обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки (см. патент РФ №2122631 от 03.10.1996 г., кл. Е 21 В 43/22, опубл. в ОБ №33, 1998 г.);

в способе разработки нефтяного месторождения с целью повышения эффективности способа путем снижения водопроницаемости промытых зон пласта, улучшения отмывающих свойств и повышения нефтеотдачи (см. патент РФ №2136869 от 21.07.1998 г., кл. Е 21 В 43/22, С 12 N 1/26, опубл. в ОБ №25, 1999 г.);

в составе для заводнения нефтяного пласта с целью повышения эффективности состава для нефтевытеснения за счет улучшения вязкостных его свойств (см. патент РФ №2140530 от 05.05.1998 г., кл. Е 21 В 43/22, С 12 Р 19/04, опубл. в ОБ №30, 1999 г.);

в способе разработки нефтяного месторождения с целью повышения эффективности способа за счет улучшения реологических свойств полимера в минерализованной воде и образования микроэмульсии на границе нефть - раствор (см. патент РФ №2132941 от 02.09.1997 г., кл. Е 21 В 43/22, опубл. в ОБ №19,1999 г.);

в способе вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта с целью повышения эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки путем перераспределения фильтрационных потоков, оптимизации процесса гелеобразования, улучшения процесса заводнения за счет применения продуктов микробного синтеза (см. патент РФ №2156354 от 02.03.2000 г., кл. Е 21 В 43/22, С 12 Р 19/04, опубл. в ОБ №26, 2000 г.);

в способе разработки водонефтяной залежи с целью повышения эффективности нефтеизвлечения пластов, снижения обводненности и снижения себестоимости добычи нефти за счет экономии энергозатрат и снижения металлоемкости оборудования для добычи нефти (см. патент РФ №2190092 от 27.03.2001 г., кл. Е 21 В 43/22, опубл. в ОБ №27, 2002 г.);

в способе изоляции притока пластовых вод с целью повышения эффективности способа за счет увеличения размера изолирующего экрана (см. а.с. СССС №1726732 от 08.08.1989 г., кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ №14, 1992 г.).

Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый ПГР соответствует условию "изобретательский уровень".

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Пример (промысловый).

Вертикальная скважина Ямбургского НГКМ строится с целью эксплуатации сеноманских отложений. Используют буровую установку Уралмаш 3Д-76 с типовой системой очистки бурового раствора.

Исходные данные

Кондуктор	324 мм
Глубина спуска кондуктора	550 м
Эксплуатационная колонна	219 мм
Глубина спуска эксплуатационной колонны	1400 м
Высота подъема цементного раствора
за кондуктором и эксплуатационной колонной	До устья

Для бурения скважины Ямбургского НГКМ под кондуктор диаметром 324 мм, спускаемый на глубину 550 м в условиях ММП, предлагаемый ПГР в объеме 100 м³ (65 м³ +35 м³), определяемом по формуле

V_ПГР=V_скв+V_цс,

где V_скв - объем скважины за вычетом объема металла бурильных труб, м³;

V_цс - объем циркуляционной системы, м³, готовят по 10 м за цикл и перекачивают в насосно-емкостной блок.

Для приготовления 10 м³ ПГР при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глинопорошок	6
КССБ	4
Биополимер Acinetobacter Sp.	2
Антифриз-карбамид	15
Вода	73

с соотношением мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ 1:2 соответственно, в глиномешалку Г2-10, заполненную водой в объеме 7,87 м (73 мас.%) последовательно вводят расчетные количества биополимера Acinetobacter Sp. (204 л "Ритизана" плотностью 1060 кг/м³ (2 мас.%) и 431 кг КССБ (4 мас.%), перемешивают в течение 1 ч для взаимодействия ингредиентов и образования однородного раствора. Затем добавляют 647 кг глины (6 мас.%), перемешивают в течение 2 ч и оставляют для набухания на 1 сут. По истечении этого времени вводят 1617 кг углеводородного антифриза - карбамида (15 мас.%) и перемешивают суспензию до однородного состояния. ПГР, готовый к применению, перекачивают в насосно-емкостной блок. Таким образом готовят весь объем ПГР для бурения скважины под кондуктор.

ПГР имеет следующие технологические свойства: ρ=1078 кг/м³, Ф₃₀=5 см³, η=14,22 мПа·с, τ₀=111,9 дПа, θ_1/10=22/41 дПа, n=0,39, С_р.л.=5,12 г/ч, Т_з=-9°С.

Бурение под кондуктор в зоне ММП осуществляют роторным способом с использованием компоновки низа бурильной колонны: долото диаметром 393,7 мм + УБТ-203 длиной 50 м + бурильные трубы ТБПК-127х9 - остальное. Бурение ведут с механической скоростью 18 м/ч при производительности бурового насоса УНБ - 600, равной 0,045 м³/с, что при данных структурно-реологических параметрах ПГР обеспечивает ламинарный режим его течения в кольцевом пространстве скважины.

В процессе бурения должна обеспечиваться очистка ПГР от выбуренной породы. Для этих целей целесообразно использовать вибросита, а не гидроциклоны (песко- и илоотделители), в которых образовавшаяся при взаимодействии биополимера и КССБ структура ВМС может разрушаться, что неизбежно приведет к снижению псевдопластических свойств ПГР (увеличению значений и), а следовательно, к ухудшению его удерживающей и транспортирующей способностей, а также повышению фильтрации. При бурении параметры ПГР поддерживаются на уровне регламентированных введением дополнительных количеств культуральной жидкости биополимера и КССБ по мере необходимости.

По окончании бурения интервала 0-550 м под кондуктор с использованием ПГР производят операции по цементированию кондуктора.

Далее бурение под эксплуатационную колонну до проектной глубины осуществляют на буровом растворе с рецептурой, предусмотренной проектом на строительство скважины.

Применение ПГР при бурении скважин в условиях ММП со стабильными структурно-реологическими, псевдопластическими и фильтрационными свойствами предотвращает возникновение осложнений, связанных с нарушением устойчивости ствола скважин.

Пример 1 (лабораторный)

Для приготовления 1000 г в 660 мл (66 мас.%) воды при перемешивании вводят 38 мл биополимера Acinetobacter Sp. марки "Ритизан" (ρ=1060 кг/м³), что составляет (4 мас.%) и 40 г (4 мас.%) КССБ. Соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. марки "Ритизан" и КССБ 1:1 соответственно. После перемешивания в течение 0,5 ч добавляют 70 г (7 мас.%) глины, перемешивают еще 0,5 ч оставляют на 1сут для набухания глины. По истечении 1 сут вводят 190 г (19 мас.%) карбамида и перемешивают на мешалке до его полного растворения и получения однородного состава ПГР.

При бурении мерзлых пород с повышенной льдистостью используют ПГР, охлажденный до необходимой отрицательной температуры. При этом скорость разрушения льда минимальна, т.к. наблюдается почти полное прекращение его оттаивания.

При бурении малольдистых мерзлых пород при положительном температурном режиме циркуляции ПГР (например, при температуре 3-6°С) происходит физико-механическая и тепловая эрозия мерзлых пород, сопровождающаяся таянием льда с определенной скоростью.

С учетом этого как наиболее жесткий для разрушения льда взят положительный температурный режим воздействия на него ПГР со средней температурой 4°С, при которой определены основные технологические свойства ПГР.

Определение реологических показателей ПГР производят на реовискозиметре "Fann". Скорость разрушения льда в ПГР определялась по потере его массы в единицу времени.

ПГР имеет следующие свойства: плотность ρ=1112 кг/м³, фильтрация за 30 мин Ф₃₀=6,0 см³, пластическая вязкость η=18,96 мПа·с, динамическое напряжение сдвига τ₀=126,3 дПа, статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин θ_1/10=22/35 дПа, показатель псевдопластичности n=0,19, скорость разрушения льда С_р.л.=5,67 г/ч, температура замерзания Т_з=-12°С.

Пример 2

Готовят 1000 г ПГР, г/ мас.%:

Глина	60/6
Биополимер Acinetobacter Sp.-	20/ 2 (используют 19 мл,
"Ритизан"	ρ=1060 кг/м3)
КССБ	40/4
Карбамид	150/15
Вода	730/73

причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:2 соответственно. Проводят все операции, как в примере 1.

ПГР имеет следующие свойства: ρ=1078 кг/м³, Ф₃₀=5,0 см³, η=14,22 мПа·с, τ₀=111,9 дПа, θ_1/10=22/41 дПа, n=0,39, С_р.л.=5,12 г/ч, Т_з=-9°С.

Пример 3

Готовят 1000 г ПГР, г/ мас.%:

Глина Биополимер Acinetobacter Sp.-	80/8
"Симусан"	30/3 (используют 28 мл,
	ρ=1080 кг/м3)
КССБ	60/6
Карбамид	70/7
Вода	760/76

причем соотношение мас. ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:2 соответственно. Проводят все операции, как в примере 1.

ПГР имеет следующие свойства: ρ=1090 кг/м, Ф₃₀=3,5 см, η=22,38 мПа·с, τ₀=86,1 дПа, θ_1/10=16/25 дПа, n=0,46, С_р.л.=4,27 г/ч, Т_з=- 5°С.

Пример 4

Готовят 1000 г ПГР, г/ мас.%:

Глина	60/6
Биополимер Acinetobacter Sp.-
"Симусан"	25/2,5 (используют 23 мл,
	p=1080 кг/м3)
КССБ	50/5
Карбамид	100/10
Вода	765/76,5

причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:2 соответственно. Проводят все операции, как в примере 1.

ПГР имеет следующие свойства: ρ=1072 кг/м, Ф₃₀=4,5 см³, η=14,22 мПа·с, τ₀=94,7 дПа, θ_1/10=28/41 дПа, n=0,36, С_р.л.=4,83 г/ч, Т_з=-7°С.

Пример 5

Готовят 1000 г ПГР, г/ мас.%:

Глина Биополимер Acinetobacter Sp.-	70/7
"Ритизан"	20/2 (используют 19 мл,
	ρ=1060 кг/м3
КССБ	60/6
Карбамид	120/12
Вода	730/73,

причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:3 соответственно. Проводят все операции, как в примере 1.

ПГР имеет следующие свойства: ρ=1084 кг/м³, Ф₃₀=6,0 см³, η=15,80 мПа·с, τ₀=77,5 дПа, θ_1/10=22/32 дПа, n=0,41, С_р.л.=4,87 г/ч, Т_з=-9°С.

Пример 6

Готовят 1000 г ПГР, мас.%:

Глина	70/7
Биополимер Acinetobacter Sp.-
"Ритизан"	40/4 (используют 38 мл,
	ρ=1060 кг/м3)
КССБ	40/4
Глицерин	190/19 (используют 148 мл,
	ρ=1280 кг/м3)
Вода	660/66

причем соотношение мас. ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:1 соответственно. Проводят все операции, как в примере 1.

ПГР имеет следующие свойства: ρ=1090 кг/м³, Ф₃₀=3,5 см³, η=14,70 мПа·с, τ₀=43,1 дПа, θ_1/10=44/54 дПа, n=0,46, С_р.л.=6,64 г/ч, Т_з=-7°С.

Пример 7

Готовят 1000 г ПГР, г/ мас.%:

Глина	60/6
Биополимер Acinetobacter Sp.-"Ритизан"	20/2	(используют 19 мл
		ρ=1060 кг/м3)
КССБ	40/4
Глицерин	150/15	(используют 117 мл
		ρ=1280 кг/м3)
Вода	730/73

причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:2 соответственно. Проводят все операции, как в примере 1.

ПГР имеет следующие свойства: ρ=1084 кг/м³, Ф₃₀=5,5 см³, η=14,22 мПа·с, τ₀=66,0 дПа, θ_1/10=28/44 дПа, n=0,36, С_р.л.=6,02 г/ч, Т_з=5°С.

Пример 8

Готовят 1000 г ПГР, г/ мас.%:
Глина	80/8
Биополимер Acinetobacter Sp.-
"Симусан"	30/3 (используют 28 мл,
	ρ=1080 кг/м3)
КССБ	60/6
Глицерин	70/7 (используют 55 мл,
	ρ=1280 кг/м3)
Вода	760/76

причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:2 соответственно. Проводят все операции, как в примере 1.

ПГР имеет следующие свойства: ρ=1066 кг/м³, Ф₃₀=4,5 см³, η=12,64 мПа·с, τ₀=31,6 дПа, θ_1/10=19/28 дПа, n=0,38, С_р.л.=3,98 г/ч, Т_з=-3°С.

Пример 9

Готовят 1000 г ПГР, г/ мас.%:

Глина	60/6
Биополимер Acinetobacter Sp.-	25/2,5	(используют 23 мл,
"Симусан"		ρ=1080 кг/м3)
КССБ	50/5
Глицерин	100/10	(используют 78 мл,
		ρ=1280 кг/м3)
Вода	765/76,5	,

причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:2 соответственно. Проводят все операции, как в примере 1.

ПГР имеет следующие свойства: ρ=1076 кг/м, Ф₃₀=3,5 см³, η=14,22 мПа·с, τ₀=57,4 дПа, θ_1/10=35/57 дПа, n=0,47, С_р.л.=5,11 г/ч, T_з=-4°C.

Пример 10

Готовят в 1000 г ПГР, г/ мас.%:

Глина	70/7
Биополимер Acinetobacter Sp.-
"Ритизан"	20/2	(используют 19 мл,
		ρ=1060 кг/м3)
КССБ	60/6
Глицерин	120/12	(используют 94 мл,
		ρ=1280 кг/м3)
Вода	730/73

причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:3 соответственно. Проводят все операции, как в примере 1.

ПГР имеет следующие свойства: ρ=1078 кг/м³, Ф₃₀=4,5 см³, η=12,64 мПа·с, τ₀=54,3 дПа, θ_1/10=32/47 дПа, n=0,37, С_р.л.=5,37 г/ч, Т_з=-5°С.

Таким образом заявляемое техническое решение соответствует условию "новизны, изобретательского уровня, промышленной применимости", то есть является патентоспособным.

1. Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах, состоящий из глины, стабилизатора в виде смеси полисахаридного реагента и структурообразователя, углеводородного антифриза и воды, отличающийся тем, что он в качестве полисахаридного реагента содержит биополимер Acinetobacter Sp., а в качестве структурообразователя - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина	6-8
КССБ	4-6
Биополимер Acinetobacter Sp.	2-4
Углеводородный антифриз	7-19
Вода	Остальное

причем соотношение мас.ч. биополимера Acinetobacter Sp. и КССБ составляет 1:1-3 соответственно.

2. Полимерглинистый раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородного антифриза он содержит карбамид или глицерин.