Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
Владельцы патента RU 2277570:
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к солестойким растворам для вскрытия продуктивных пластов. Технический результат - обеспечение высоких флокулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечение высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально-высоким пластовым давлением. Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий в качестве утяжелителя формиат натрия, полимер, в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду, содержит в качестве полимера полимер Fito-PK при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 9-44, полимер Fito-PK 3-5, мраморный порошок 0-10, вода остальное. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к солестойким буровым растворам для вскрытия продуктивных пластов.
Известен безглинистый буровой раствор для бурения скважин с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД), включающий минерализованную воду, в качестве акрилового ингредиента - полиакриламид и дополнительно длинноцепочный полимер анионной целлюлозы и силикат натрия /патент RU 2170753, МПК7 С 09 К 7/02, опубл. 2001/.
Известен безглинистый буровой раствор, включающий органический стабилизатор КМЦ или ГИПАН, каустическую соду и в качестве минеральной добавки - оксид цинка /патент RU 2051946, МПК 6 С 09 К 7/02, опубл. 1996/.
Однако при бурении скважин в карбонатных породах известный раствор неудовлетворительно очищается от выбуренной породы, что приводит к быстрому абразивному износу как забойного, так и бурового оборудования на поверхности, а также он химически агрессивен по отношению к оборудованию и экологически опасен по отношению к окружающей среде.
Известна технологическая жидкость для бурения, закачивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях АВПД и повышенных температур, включающая мас.%: полисахаридный реагент 0,1 - 0,7, в качестве утяжелителя - соль муравьиной кислоты щелочного металла 45, 0 - 83,0, мраморную крошку 2 - 50 и воду остальное /патент RU 2215016, МПК7 С 09 К 7/02, опубл. 27.10.2003 - наиболее близкий аналог/.
Известная технологическая жидкость не обеспечивает требуемые флокулирующие свойства раствора.
Задачей изобретения является создание бурового раствора для сохранения первоначальных коллекторских свойств продуктивного пласта, обеспечение свойств раствора для качественного выноса бурового шлама с забоя, сохранение от разуплотнения массива горных пород как песчаника, так и глинистых сланцев, обеспечение высокой механической скорости бурения и увеличение стойкости забойного оборудования.
Технический результат заключается в обеспечении высоких флокулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии АВПД.
Указанный технический результат достигается тем, что солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов содержит в качестве утяжелителя формиат натрия, в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств - полимер Fito-PK, при необходимости в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 9 - 44, полимер Fito-PK 3 - 5, мраморный порошок 0 - 10, вода остальное.
Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая. Полимер Fito-PK придает раствору необходимые реологические свойства и регулирует водоотдачу, а с добавкой формиата натрия эти свойства могут измениться, поэтому концентрацию полимера Fito-PK - 5 мас.% 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 мас.%. В свою очередь, мраморный порошок (МР) может применяться как инертный наполнитель для утяжеления и создания плотной глинистой корки, при этом эффект существует при концентрации мраморного порошка до 10 мас.%.
В состав раствора входит формиат натрия (ТУ У 3.50-14308351-30-99), массовая доля 88%, массовая доля воды 0,66%. Известен как хороший пластификатор и консервант, применяется в строительстве и других отраслях народного хозяйства. В состав также входят мраморный порошок (МР) - микромрамор молотый (ТУ 5716-002-369-45182-2003), производитель «Спецбурматериалы», г. Москва, и полимер Fito-PK - крахмальный реагеагент, смесь полисахаридов растительного происхождения (C6H10O5)n, стабилизатор соленасыщенных систем (ТУ 10 РФ 1039-92), производитель «Спецбурматериалы», г. Москва.
Буровой раствор готовят следующим образом.
На требуемый объем солестойкого бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов набирается техническая вода. Через глиномешалку по циклу, не через скважину, вводят до 5 мас.% полимера Fito-PK. В технической обсадной колонне производят замену жидкости на приготовляемый раствор. Через скважину вводят формиат натрия до необходимой плотности. При этом достигается насыщение солестойкого бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов формиатом натрия до 44%, а плотность возрастает до 1360 кг/м3. При необходимости, при вскрытии проницаемых горных пород добавляется до 10 мас.% мраморного порошка (например, марки МР-2), плотность возрастает до 1380 кг/м3. Толщину фильтрационной корки можно регулировать подбором мраморного порошка разной степени дисперсности. При приготовлении замеряют стандартные параметры раствора, например, такие как плотность, условная вязкость, динамические напряжения сдвига, пластическая вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, водородный показатель среды, толщина фильтрационной корки, липкость и т.д.
В соответствии с приведенным примером были приготовлены различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.
Состав и свойства этих растворов приведены в таблице.
Проведенные испытания показывают, что изменение количественного содержания компонентов раствора в меньшую сторону (состав №1) не обеспечивает необходимых технологических параметров, а в большую сторону (состав №18) - экономически невыгодно, так как формиат натрия с концентрацией свыше 44 мас.% достигает насыщения, а МР свыше 10 мас.% образует уже рыхлую корку.
Таблица
| Номер состава | Состав раствора, мас.% | Плотность кг/м3 | Условная вязкость, сек | Пластическая вязкость мПа*с | ДНС дПа | Водоотдача см3/30 мин | |||
| Формиат натрия | Полимер Fito-PK | Вода техническая | Мраморный порошок | ||||||
| 1 | 0 | 5 | 95 | 0 | 1000 | 30 | - | - | - |
| 2 | 9 | 4 | 87 | 0 | 1045 | 42 | 25 | 47,9 | 9 |
| 3 | 16 | 5 | 79 | 0 | 1150 | 69 | - | - | - |
| 4 | 22 | 4,4 | 73,6 | 0 | 1180 | 72 | 45 | 105 | - |
| 5 | 27 | 4,1 | 68,6 | 0 | 1230 | 70 | 48 | 105 | 5 |
| 6 | 30 | 4,0 | 66 | 0 | 1250 | 72 | 56 | 67 | - |
| 7 | 32 | 3,8 | 64,2 | 0 | 1280 | 62 | 52 | 95,8 | 1,6 |
| 8 | 34 | 3,7 | 62,3 | 0 | 1295 | 63 | 50 | 129 | - |
| 9 | 36 | 3,6 | 60,4 | 0 | 1310 | 80 | 52 | - | - |
| 10 | 38 | 3,5 | 58,5 | 0 | 1320 | - | 53 | 119,7 | 1 |
| 11 | 40 | 3,4 | 56,6 | 0 | 1320 | - | 59 | 115 | - |
| 12 | 41 | 3,3 | 55,7 | 0 | 1330 | - | 61 | 119 | - |
| 13 | 43 | 3,2 | 53,8 | 0 | 1350 | - | 65 | 95,8 | - |
| 14 | 45 | 3,1 | 51,9 | 0 | 1360 | 24 | 67 | 100,6 | 2 |
| 15 | 42,3 | 3 | 49,7 | 5 | 1370 | - | 60 | 95,8 | - |
| 16 | 41 | 3 | 49 | 7 | 1380 | - | 58 | 100,2 | - |
| 17 | 40 | 3,3 | 46,7 | 10 | 1380 | - | 52 | 253 | - |
| 18 | 40 | 3,6 | 45 | 11,4 | 1420 | кристалл | - | - | - |
Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий в качестве утяжелителя формиат натрия, полимер, в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве полимера полимер Fito-PK при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Формиат натрия | 9-44 |
| Полимер Fito-PK | 3-5 |
| Мраморный порошок | 0-10 |
| Вода | Остальное |
