Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
Владельцы патента RU 2461601:
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)
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.
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), ηпл - 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 (ηэ, 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 | ηпл | 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 | ηпл | 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 | |
| ηэ | ||||||||||||||||
| 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 |
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.
