Безглинистый буровой раствор
Владельцы патента RU 2277571:
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (RU)
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.
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 опыта | Состав раствора, масс.% | Плотность кг/м3 | Условная вязкость, сек | Пластическая вязкость мПа*с | ДНС дПа | Водоотдача см3/30 мин | ||||
| Формиат натрия | КМК | Мраморный порошок МР-2 | Пеногаситель MAC 200 | Вода | ||||||
| 1 | 0 | 3 | 0 | 0 | 97 | 1000 | 56 | - | - | - |
| 2 | 9,0 | 3 | 0 | 0 | 88 | 1050 | 30 | - | - | - |
| 3 | 13,0 | 5 | 0 | 0 | 82 | 1070 | 70 | - | - | - |
| 4 | 23,0 | 4 | 0 | 0 | 73 | 1150 | 90 | - | - | - |
| 5 | 30,0 | 4 | 0 | 0,13 | 65,87 | 1220 | 67 | - | - | - |
| 6 | 37,0 | 3 | 0 | 0,13 | 59,87 | 1270 | 62 | - | - | - |
| 7 | 39,0 | 3 | 0 | 0,24 | 57,76 | 1280 | 62 | - | - | - |
| 8 | 40,0 | 3 | 0 | 0,23 | 56,77 | 1295 | 63 | 39 | 134,1 | - |
| 9 | 42,0 | 3 | 0 | 0,22 | 55,78 | 1310 | 63 | 52 | 86,21 | - |
| 10 | 44,0 | 3 | 0 | 0,32 | 52,68 | 1330 | 63 | 53 | 91,0 | 3,2 |
| 11 | 41,0 | 3 | 6 | 0,32 | 49,68 | 1380 | 80 | 56 | 119,7 | 2,2 |
| 12 | 39,0 | 3 | 10 | 0,32 | 47,68 | 1400 | 100 | 62 | - | 4,6 |
| 13 | 38,0 | 3 | 12 | 0,32 | 46,68 | 1450 | 95 | 29 | 134 | - |
| 14 | 37,0 | 4 | 14 | 0,30 | 44,70 | 1450 | 100 | - | - | - |
| 15 | 39,0 | 4 | 14 | 0,30 | 42,7 | 1450 | 115 | - | - | 6 |
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 | 13-44 |
| Карбоксилметилкрахмал | 3-5 |
| Мраморный порошок | 0-14 |
| Вода | Остальное |
2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,13-0,3 мас.% от массы бурового раствора.
