Облегченный минерализованный буровой раствор


 


Владельцы патента RU 2486224:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-Производственный Центр "ГеоТехРесурс" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении толщи соленосных, а также терригенно-карбонатных отложений поисково-разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Технический результат - снижение плотности. Минерализованный буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 4-6, стабилизатор - солестойкая карбоксиметилцеллюлоза 0,3-1, модифицированный крахмал 0,8-1,2, хлористый натрий 1-20, хлористый калий 3-7, щелочь 0,01-0,02, лигносульфонатный реагент 1-2, силикатные микросферы 4,5-6, вода остальное. 5 пр., 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении толщи соленосных, терригенно-карбонатных отложений поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, а также для вскрытия продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Известен буровой раствор, содержащий бентонит, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, гидролизированный полиакрилонитрил «унифлок», ксантановый биополимер, гидрофобизатор, алюмосиликатные микросферы, вода. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит карбоксиметилированный крахмал.

Недостатком известных буровых растворов является неустойчивость бурового раствора к солевой агрессии.

Наиболее близким техническим решением является буровой раствор, содержащий солестойкую глину, хлорид калия, гидроксид бария, крахмал, конденсированную сульфит спиртовую барду - КССБ, оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ и воду. Повышение прочности, водоустойчивости глинистых пород, в том числе соленасыщенных межсолевых увлажненных глин, предупреждение осложнений из-за осыпей, обвалов, течения пластичных глинистых пород, сужение ствола при бурении скважин решается тем, что буровой раствор дополнительно содержит гидроксид бария.

Однако известное техническое решение не способствует уменьшению плотности бурового раствора, следовательно, исключает возможность его использования при АНПД. Введение неорганических солей, являющихся ингибиторами набухания глин и текучести солей, наоборот ведет к увеличению плотности бурового раствора.

Предлагаемое техническое решение позволяет легко контролировать технологические параметры и снижать плотность минерализованного бурового раствора.

Поставленная задача достигается тем, что облегченный минерализованный буровой раствор, содержащий глинопорошок, стабилизатор - солестойкую карбоксиметилцеллюлозу, модифицированный крахмал, минеральную соль - хлористый натрий, щелочь, лигносульфонатный реагент и воду; дополнительно содержит хлористый калий и силикатный материал для снижения плотности бурового раствора - силикатные микросферы при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: глинопорошок - 4-6; солестойкая карбоксиметилцеллюлоза - 0,3-1; модифицированный крахмал - 0,8-1,2; минеральная соль - хлористый натрий NaCl - 1-20 и ингибитор гидратации - хлористый калий KCl - 3-7; щелочь - 0,01-0,02; лигносульфонатный реагент - 1,5-2; силикатные микросферы - 4,5-6; вода - остальное.

Заявленный раствор готовят в следующем порядке: глинопорошок затворяют пресной водой и перемешивают до полного диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор - солестойкую карбоксиметилцеллюлозу и вновь перемешивают, затем - модифицированный крахмал, перемешивают, вводят KCl, перемешивают, затем добавляют NaCl, лигносульфонатный реагент и щелочь. Все реагенты вводят в сухом виде. Облегчают микросферами до нужной плотности, вновь перемешивают, и буровой раствор считается готовым.

Пример 1. Готовят глинистую суспензию 4 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС 1 мас.%, МК-Ф 1,2 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят КССБ-2М 1,5 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 5 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.

Пример 2. Готовят глинистую суспензию 4 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС 0,3 мас.%, КМК-Бур1 0,8 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят КССБ-2М 2 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 5 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.

Пример 3. Готовят глинистую суспензию 5 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС - 1 мас.%, МК-Ф - 1,2 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят ФХЛС-М 1 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 5 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.

Пример 4. Готовят глинистую суспензию 5 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС 0,5 мас.%, МК-Ф - 1 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят КССБ-2М 2 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 4,9 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.

Пример 5. Готовят глинистую суспензию 6 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС 0,3 мас.%, МК-Ф - 0,8 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят КССБ-2М 2 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 4,7 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.

Состав и свойства этих растворов приведены в таблице № 1,2.

В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.

В качестве стабилизатора бурового раствора используют солестойкую карбоксиметилцеллюлозу с различными степенями полимеризации, например КМЦ-ТС (ТУ 2231-034-97457491-2010). Реагент представляет собой мелкозернистый порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде. Экологически безвреден, нетоксичен. Использование КМЦ-ТС менее 0,3 мас.% приводит к увеличению водоотдачи, уменьшению вязкости и стабильности раствора. Увеличение значения более 1 мас.% приводит к значительному увеличению вязкости.

Для снижения фильтрации используют модифицированный крахмал, например, КМК-Бур, МК-Ф (ТУ 2262-016-32957739, ТУ 9187-002-00343094-2005) и др. Использование модифицированного крахмала менее 0,8 мас.% приводит к увеличению водоотдачи. Увеличение значения более 1,2 мас.% приводит к значительному увеличению вязкости.

В качестве структурообразователя применяется глинопорошок (ТУ 2164-41219638-2005), также другие ГОСТ и ТУ. Глинопорошок использовали в пределах 4-6 мас.%. Уменьшение содержания глинопорошка менее 4 мас.% приводит к нулевым значениям СНС. Увеличение процентного содержания глинопорошка увеличивает вязкость раствора, что приводит к увеличению корки, прихватам, плохой проходке.

Техническая соль хлорид натрия выпускается по ТУ 2152-067-002-09527-98 и др.

Ингибитор гидратации хлорид калия представляет собой мелкокристаллический белый порошок с ρ-1,98 г/см3, в соответствии с ГОСТ 4568-95, ТУ 2152-018-00203944-95 и др.

Введение NaCl до 20 мас.% и KCl от 3 до 5 мас.% при бурении толщи соленосных, а также терригенно-карбонатных отложений будет предотвращать разрушение ствола скважины. Увеличение общей минерализации выше 25 мас.% будет приводить к выпадению соли в раствор.

Для поддержания рН бурового раствора используют щелочь - гидроксид натрия и (или) гидроксид калия. Оптимальные концентрации гидроксидов щелочных металлов находятся в пределах 0,01-0,02 мас.%. Уменьшение или увеличение щелочи приводит соответственно к снижению или увеличению рН раствора.

В качестве регулятора реологических свойств применяют лигносульфонатный реагент, например конденсированную сульфит-спиртовую барду для минерализованных растворов КССБ-2М (ТУ 2454-325-05133190-2000), которая представляет собой продукт конденсации в кислой среде технических лигносульфонатов. По внешнему виду КССБ-2М - порошок коричневого цвета. Растворимость в воде не менее 90%, величина снижения фильтрации не менее 50%, водородный показатель 7-9. Добавление КССБ-2М более 2 мас.% приводит к вспениванию бурового раствора. Ввод КССБ-2М ниже 1 мас.% неэффективно снижает водоотдачу и СНС. Также возможно применение ФХЛС и аналогов зарубежных производителей.

Для снижения плотности бурового раствора используют силикатные микросферы, имеющие истинную плотность - 0,32-0,6 г/см3, насыпную плотность - 0,19-0,43 г/см3, прочность на сжатие 136-1224 атм, стабильность до 600°С, например, HGS5000. Микросферы HGS5000 производят из натрий-боросиликатного стекла, что делает их химически стойкими, нерастворимыми в воде и углеводородах, экологически безопасными. Также возможно использование других силикатных микросфер близких по свойствам.

Ввод силикатных микросфер 4,5-6 мас.% обеспечивает оптимальную плотность бурового раствора.

Использование предлагаемого облегченного минерализованного бурового раствора в сложных горно-геологических условиях, например, при бурении толщи соленосных отложений в условиях АНПД позволяет регулировать плотность бурового раствора.

Таблица 1
Состав облегченного минерализованного бурового раствора
№ состава Компонентный состав, мас.%
Глина КМЦ ТС МК-Ф КМК-Бур1 NaOH КССБ-2М ФХЛС-М KCl NaCl Микросфера HGS5000 Вода
1 3 1,2 1,2 - 0,02 2 - 5 20 5 61,58
2 4 1 1,2 - 0,02 1,5 - 5 20 5 60,29
3 4 0,3 - 0,8 0,02 2 - 5 20 5 59,89
4 5 1 1,2 - 0,02 - 1 5 20 5,5 57,78
5 4,5 1 1,2 - 0,02 2 - 5 20 4,9 56,38
6 5 0,7 1,2 - 0,02 - 1 5 20 4,5 55,38
7 6 0,3 0,8 - 0,02 2 - 5 20 4,7 54,18
8 6,5 0,3 0,8 - 0,02 2 - 5 20 4,5 52,68
9 5 0,3 1,2 - 0,02 2 - 5 20 5 52,48
10 5 0,2 1,2 - 0,02 2 - 5 20 6 51,58
11 5 1,2 1,2 - 0,02 2 - 5 20 5 49,58
12 5 0,5 1 - 0,02 2 - 5 20 4,9 49,98
13 5 0,5 1,5 - 0,02 2 - 5 20 6 47,98
14 5 0,5 0,8 - 0,02 2 - 5 20 5 47,68
15 5 0,5 1 - 0,02 0,5 - 5 20 5 47,98
16 5 0,5 1 - 0,02 1,5 - 5 20 5 45,98
17 5 0,5 1 - 0,02 2,5 - 5 20 5 43,98
18 4 0,3 0,8 - 0,02 2 - 5 1 6 63,38
Таблица 2
Параметры облегченного высокоминерализованного бурового раствора
Состав Плотность, г/см3 Условная вязкость, с Показатель фильтрации, см3 СНС, дПа рН
за 1 мин за 10 мин
1 1,06 26 6,5 0 11 9
2 1,06 31 5 27 42 9
3 1,06 36 4,3 35 47 9
4 1,06 30 4,5 34 45 9
5 1,06 34 5 32 49 9
6 1,06 39 3 35 65 9
7 1,06 45 4 47 76 9
8 1,06 50 4 53 82 9
9 1,06 29 4,5 22 38 9
10 1,06 23 6 17 29 9
11 1,06 72 3 51 79 9
12 1,06 36 8,5 33 62 9
13 1,06 55 2,5 38 69 9
14 1,06 38 5 34 63 9
15 1,06 47 8 50 73 9
16 1,06 43 5 41 69 9
17 1,06 31 2,5 23 49 9
18 0,92 43 5 30 44 9

Минерализованный буровой раствор, содержащий глинопорошок, солестойкую карбоксиметилцеллюлозу, модифицированный крахмал, щелочь, хлористый натрий NaCL, лигносульфонатный реагент и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит силикатный материал для снижения плотности бурового раствора - силикатные микросферы и ингибитор гидратации - хлористый калий KCL при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глинопорошок 4-6
Стабилизатор - солестойкая карбоксиметилцеллюлоза 0,3-1
Модифицированный крахмал 0,8-1,2
Хлористый натрий NaCL 1-20
Хлористый калий KCL 3-7
Щелочь 0,01-0,02
Лигносульфонатный реагент 1-2
Силикатные микросферы 4,5-6
Вода Остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .
Изобретение относится к производству керамических проппантов для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов, а именно к утилизации некондиционных керамических проппантов.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано на нефтяных промыслах для защиты оборудования.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12,0 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений способом заводнения.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области производства добавок для получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначается для гидравлического разрыва пласта, а жидкость-песконоситель можно использовать при гидропескойструйной перфорации.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для глушения высокотемпературных скважин, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные скважины.

Изобретение относится к тампонажному материалу, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин, и к способу его получения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки

Изобретение относится к способам и составам для обработки подземных формаций, в частности для разрушения загущенных жидкостей, используемых при воздействии на подземную формацию при гидроразрыве пласта (ГРП)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам и блокирующим составам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющими производить вскрытие и временную блокаду продуктивных пластов в условиях поглощения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам и блокирующим составам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющими производить вскрытие и временную блокаду продуктивных пластов в условиях поглощения
Наверх