EA008440B1

EA008440B1 - Применение карбоксиметилцеллюлозы в буровых растворах

Info

Publication number: EA008440B1
Application number: EA200600788A
Authority: EA
Inventors: Петер Мартен Ван Дер Хорст
Original assignee: Акцо Нобель Н.В.
Priority date: 2003-10-17
Filing date: 2004-10-15
Publication date: 2007-06-29
Also published as: EP1682630A1; US20070135311A1; CN1882672A; NO20062010L; WO2005040301A1; DE602004007285D1; BRPI0415522A; CA2542713A1; EP1682630B2; CA2542713C; EA200600788A1; ATE365784T1; EP1682630B1; US7939469B2

Abstract

Изобретение относится к композиции бурового раствора на водной основе, содержащей карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), причем КМЦ отличается гелеобразованием при 25°С после растворения в условиях высокого сдвига в 0,3 мас.% водного раствора хлорида натрия, причем конечное содержание КМЦ в водном растворе хлорида натрия составляет 1 мас.% для КМЦ со степенью полимеризации DP>4000, 1,5 мас.% для КМЦ с DP>3000-4000, 2 мас.% для КМЦ с DP 1500-3000 и 4 мас.% для КМЦ с DP<1500, причем гель является жидкостью с динамическим модулем накопления при сдвиге (G'), превышающим модуль потерь (G'') во всем диапазоне частот 0,01-10 Гц, при измерении на колебательном реометре, работающем при нагрузке 0,2.

Description

Настоящее изобретение относится к композициям буровых растворов на водной основе, содержащих карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ). Эти композиции буровых растворов применяются при операциях бурения скважин.

Успех операции бурения скважин зависит от многих факторов, но ни один из них не является столь важным, как композиция бурового раствора (известного также как грязевой раствор). Композиции буровых растворов выполняют множество функций, которые влияют на скорость бурения, стоимость, эффективность и безопасность работы. Более конкретно, композиции буровых растворов предотвращают затекание пластовых флюидов в ствол скважины, герметизируют открытые проницаемые пласты, чтобы предотвратить втекание бурового раствора в пласт, поддерживают стабильность открытых пластов, охлаждают и смазывают бур и бурильную колонну, удерживают противодавление и стабилизируют пласт, например ингибирование глинистых сланцев. Кроме того, буровой раствор должен иметь такой реологический профиль, который позволяет выносить выбуренную породу к поверхности. То, насколько хорошо композиция бурового раствора выполняет эти требования, очень влияет на стоимость работы и продуктивность скважины.

Во время работы композиции буровых растворов закачиваются в полую бурильную колонну через насадки бурового долота на дно скважины и возвращаются по кольцевому пространству, образованному стволом или обсадными трубами и бурильной колонной, к поверхности. Достигнув поверхности, буровой раствор проходит через ряд вибрационных сит, отстойников, гидроциклонов и центрифуг для удаления пустой породы пласта, вынесенной на поверхность. Затем он обрабатывается добавками, чтобы получить желаемый комплекс свойств, опять закачивается в скважину, и цикл повторяется.

Композиции бурового раствора обычно состоят из жидкостей, например воды, минеральных масел, синтетических масел и других органических жидкостей, растворенных неорганических и органических добавок и суспендированной, тонко измельченной твердой фазы различного типа. Буровые растворы классифицируют по природе непрерывной фазы; так, существует четыре основных типа: газообразные (в том числе пены), на водной основе, на основе масла или синтетические. Растущее беспокойство государственных органов и органов охраны окружающей среды о воздействии буровых растворов на окружающую среду привело в промышленности к существенному увеличению доверия к растворам на водной основе. Фактически, около 85% всех композиций буровых растворов, использующихся в настоящее время, являются системами на водной основе. Тип зависит от состава водной фазы (рН, содержание ионов и т.д.), загустителей (глины, полимеры или их комбинация), агентов регулирования фильтрации (глины, полимеры или их комбинация) и других агентов регулирования реологии (дефлокулянты или диспергаторы (с.|у)). Вообще имеется шесть основных категорий или типов композиций буровых растворов на водной основе:

На пресной воде.

Растворы на пресной воде варьируются от чистой воды, не содержащей никаких добавок, до высокоплотных буровых растворов, содержащих глины, барит и различные органические добавки. Состав раствора определяется типом пласта, который нужно бурить. Когда требуется вязкий раствор, добавляют глины и/или водорастворимые полимеры (с.|у). Пресная вода идеальна для составления стабильных композиций буровых растворов, так как многие добавки в раствор наиболее эффективны в системе с низкой ионной силой. Неорганические и/или органические добавки регулируют реологическое поведение глин, особенно при повышенных температурах. Набухающие в воде и водорастворимые полимеры и/или глины могут применяться для регулирования фильтрации. Значение рН раствора обычно щелочное, и фактически, агенты регулирования вязкости типа монтмориллонитовых глин наиболее эффективны при рН>9. Гидроксид натрия, безусловно, является наиболее широко использующимся агентом регулирования щелочности. Растворы на пресной воде могут быть утяжелены нерастворимыми добавками до желаемой плотности, требующейся для регулирования давления в пласте.

На морской воде.

Многие морские скважины бурят с применением систем на основе морской воды из-за ее легкой доступности. Растворы на морской воде обычно составляют и эксплуатируют тем же образом, что и растворы на пресной воде. Однако из-за присутствия в морской воде растворенных солей нужны более стойкие к электролитам добавки, чтобы достичь желаемых характеристик потока и фильтрации (с.|у).

На соленой воде.

Во многих местах бурения, как на суше, так и на море, проходка идет через слои соли или соляные пласты. Насыщенные солевые растворы применяются для снижения расширения скважины, которое может произойти в результате растворения пластовой соли при контакте с недонасыщенной жидкостью. В США соляные пласты образованы главным образом из хлорида натрия. В других местах, например в Северной Европе, соль может быть образована из смеси солей, преимущественно хлоридов магния и калия. Стало совсем обычным применять буровые растворы с высоким содержанием соли (20-23 мас.% №1С1) в скважинах, которые бурят в глубоководных (глубина воды >500 м) районах Мексиканского залива. Причин две: стабилизация чувствительных к воде глинистых сланцев и подавление образования газовых гидратов. Высокая соленость буровых растворов на соленой воде может потребовать глин и органических добавок, отличных от тех, что применяются в растворах на пресной или морской воде. Буровые рас

- 1 008440 творы на соленой воде, содержащие глину и органические полимеры, влияют на вязкость. Фильтрационные свойства подбирают, применяя крахмал (с|\) или полимеры на основе целлюлозы. рН варьируется от значения для подпиточного рассола, который может быть слегка кислым, до 9-11 путем применения гидроксида натрия или извести.

Обработанные кальцием.

Бурильные растворы на пресной или морской воде могут быть обработаны гипсом или известью для облегчения проблем при бурении, которые могут возникнуть из-за чувствительных к буровому раствору глинистых сланцев или глинистых пластов. Гипсовые буровые растворы (с добавками гипса) обычно поддерживают на уровне рН 9-10, а известковые буровые растворы (с добавками извести) составляют рН 12-13. Обработанные кальцием растворы обычно требуют больше добавок для регулирования характеристик потока и фильтрационных свойств, чем растворы без гипса или извести.

Обработанные калием.

Обычно системы, обработанные калием, содержат одновременно один или более полимеров и источник ионов калия, в первую очередь хлорид калия, чтобы предупредить проблемы, связанные с бурением определенных глинистых сланцев, чувствительных к воде. Характеристики потока и фильтрационные свойства могут быть совершенно другими, чем у других растворов на водной основе. Калийные буровые растворы применялись в районах мира с наиболее активным бурением. Природоохранное законодательство в США ограничило применение калийных буровых растворов при бурении на море из-за токсичности высоких уровней калия, проявленной в биологическом тесте, требуемом для разрешения на сброс.

С низким содержанием твердой фазы.

Пресная вода, глина и полимеры для усиления вязкости и регулирования фильтрации образуют растворы с низким содержанием твердой фазы и так называемые недиспергированные полимерные буровые растворы. Буровые растворы с низким содержанием твердой фазы составляют, используя минимальные количества глины, и они требуют удаления почти всего количества выбуренной породы. Буровые растворы с низким содержанием твердой фазы могут быть утяжелены до высоких плотностей, но применяются главным образом в неутяжеленном состоянии. Главное преимущество таких систем состоит в высокой скорости бурения, что может быть достигнуто благодаря пониженному содержанию коллоидных твердых частиц. Полимеры используются в этих системах, чтобы обеспечить желаемую реологию; эффективным агентом, суспендирующим твердую фазу, показал себя, в частности, ксантан. Буровые растворы с низким содержанием твердой фазы применяются обычно в твердых пластах, где увеличение скорости проходки может значительно снизить стоимость бурения и тенденция повышения содержания твердой фазы минимальна.

В буровых композициях, как описано выше, двумя из наиболее широко применяемых анионных полимеров, которые служат для регулирования вязкости и скорости фильтрации, являются натрий карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) и полианионная целлюлоза (ПАЦ), причем КМЦ имеет степень замещения (Ό8) обычно выше 1,0. КМЦ с более высокой Ό8 (например ПАЦ) обеспечивает хорошее понижение водоотдачи в системе, содержащей электролит с глиной типа смектита, такой как бентонит. Однако эффективность КМЦ, которая является полиэлектролитом, как загустителя имеет свои ограничения, так как ее эффективность снижается с увеличением концентрации электролита. Таким образом, стандартная КМЦ подходит главным образом для композиций буровых растворов с низким содержанием электролитов, таких как композиции буровых растворов на основе пресной воды. Хотя КМЦ и ПАЦ с высокой ΌΡ используются в качестве агентов повышения вязкости (загустители), стандартные сорта не имеют хорошей способности выносить суспензию (высокая вязкость при малом сдвиге), которые необходимы для эффективного выноса выбуренной породы на поверхность.

Альтернативно, в качестве загустителя и суспендирующего агента применяется ксантановая смола. Ксантановая смола имеет очень хорошие реологические свойства. Она образует гель в течение короткого времени после того, как циркуляция бурового раствора замедлена или прекращена. Это делает возможным обездвиживание диспергированных твердых частиц в композициях бурового раствора. После возобновления циркуляции гель легко трансформируется в текучий флюид, сохраняя тем самым хорошее распределение твердых частиц, содержащихся в композиции бурового раствора.

Однако ксантановая смола относительно дорога. Более того, она стабильна только при температурах ниже примерно 120°С, что делает ее менее пригодной для бурения при температурах, превышающих 120°С. Кроме того, многие сорта ксантана содержат очень мелкий нерастворимый материал, обычно остатки от производственного процесса брожения. Эти нерастворимые материалы нежелательны для операций бурения, так как они приводят, например, к более трудной очистке скважины. Только более дорогие сорта ксантана не содержат этих нерастворимых примесей.

Задачей настоящего изобретения является предоставить композицию бурового раствора на водной основе, содержащую карбоксиметилцеллюлозу, которая имеет улучшенную псевдоэластическую вязкость и гелеобразующие свойства по сравнению с обычной КМЦ.

Эта задача решается предоставлением композиции бурового раствора на водной основе, содержащей карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), причем КМЦ отличается образованием геля при 25° после раство

- 2 008440 рения при высоком сдвиге в 0,3 мас.% водного раствора хлорида натрия, причем конечное содержание КМЦ в водном растворе хлорида натрия составляет 1 мас.% для КМЦ со степенью полимеризации ΌΡ>4000, 1,5 мас.% для КМЦ с ΌΡ>3000-4000, 2 мас.% для КМЦ с ΌΡ 1500-3000 и 4 мас.% для КМЦ с ΌΡ<1500, причем гель является жидкостью, имеющей динамический модуль при сдвиге (С), превышающий модуль потерь (С) во всем диапазоне частот 0,01-10 Гц, измеренный на колебательном реометре, работающем при нагрузке 0,2.

Композиция бурового раствора по настоящему изобретению имеет хорошие гелеобразующие свойства, так как она образует гель в течение первых 10 с после того, как циркуляция композиции бурового раствора была замедлена или прекращена. Предельное статическое напряжение сдвига достаточно высоко, чтобы позволить обездвижить твердые частицы, содержащиеся в композиции бурового раствора, и сохранить таким образом их распределение. Когда циркуляция возобновляется, гель легко превращается в жидкость, что позволяет буровому раствору течь. Профиль реологии КМЦ согласно изобретению обнаруживает псевдоэластическое (= разжижение при сдвиге) поведение, что делает эту КМЦ очень подходящей добавкой для регулирования реологических и суспендирующих свойств раствора. В контексте настоящего описания термин реологический профиль относится к профилю вязкости как функции скорости сдвига. Следующее преимущество композиции бурового раствора согласно изобретению состоит в том, что КМЦ по изобретению объединяет хороший реологический профиль с хорошим понижением водоотдачи. Водоотдача близка или даже меньше, чем наблюдаемая для стандартной КМЦ.

В отличие от стандартной КМЦ, КМЦ согласно изобретению имеет улучшенные гелеобразующие свойства при применении в композициях растворов, содержащих электролиты, что делает эту КМЦ пригодной для применения в буровых растворах, содержащих, например, соль или электролит.

В отличие от стандартной КМЦ, КМЦ согласно изобретению имеет менее зависящие от температуры вязкостные свойства. Стандартные КМЦ отличаются сильным уменьшением вязкости при высоких температурах, тогда как КМЦ согласно изобретению имеет более плоский реологический профиль, измеренный как функция температуры. Это очень заманчиво для буровых растворов.

Определение геля может быть дано также в терминах угла потерь, дельта, который может быть рассчитан по формуле: 070-тангенс дельта. КМЦ для применения в соответствии с настоящим изобретением имеет дельта меньше 45°.

КМЦ согласно изобретению приобретает наивысшую вязкость и гелеобразующие свойства, если ее растворяют при смешении в условиях высокого сдвига. Буровые растворы обычно готовят в таких условиях смешения высокого сдвига. Для многих процедур испытания растворов применяются высокоэффективные мешалки НашШои Веасб. Другие аппараты для растворения в условиях высокого сдвига известны среднему специалисту в данной области техники. Растворение в условиях высокого сдвига обычно достигается при использовании смесителя Ааппд или ибта-Тштах. Эти аппараты работают при скорости около 10000 об./мин или более.

В контексте настоящего описания сокращение КМЦ относится к карбоксиметилцеллюлозе, а также к солям карбоксиметилцеллюлозы, таким, например, как натрий карбоксиметилцеллюлоза.

КМЦ для применения в соответствии с настоящим изобретением могут быть получены способами, описанными Ό.Γ 81ккеша и Н. 1ап88еп в Масгошо1еси1е8, 1989, 22, 364-366, или способом, описанным в АО 99/20657. Процедуры и аппараты для применения являются обычными для данной области, и эти известные процедуры могут быть легко изменены специалистом в данной области, используя обычное экспериментирование. В частности, авторы изобретения обнаружили, что важными параметрами для получения КМЦ согласно настоящему изобретению являются количество воды, используемой в процессе, и температура при подщелачивании. Обычно используется 20-40 мас.% (конечное содержание) водного раствора гидроксида щелочного металла (например водный раствор гидроксида натрия).

Характеристика КМЦ зависит главным образом от реологических измерений, в частности измерения вязкости. См. например, Ι.Ο. АеЧга. Мастошо1еси1е8, 1989, 22, 367-370. В этой ссылке проанализированы свойства КМЦ, полученных способом, описанным 81ккеша и 1ап88еп в Мастошо1еси1е8, 1988, 22, 364-366. Важными свойствами КМЦ являются ее вязкость, тиксотропия и эффект разжижения при сдвиге.

Реология водных растворов КМЦ согласно изобретению довольно сложная и зависит от ряда параметров, в том числе степени полимеризации (ΌΡ) целлюлозы, степени замещения (Ό8) карбоксиметильных групп и однородности или неоднородности замещения, т.е. распределения карбоксиметильных групп по полимерным цепям целлюлозы.

Степень полимеризации (ΌΡ) КМЦ для применения в соответствии с настоящим изобретением может варьироваться в широком диапазоне. Следует отметить, что термин степень полимеризации специалист в области техники поймет как относящийся к средней степени полимеризации, которая означает среднее число звеньев глюкозы в полимерной цепи целлюлозы. В контексте настоящего изобретения различают следующие диапазоны ΌΡ: >4000>3000-4000, 1500-3000 и <1500. Обычно КМЦ готовят из хлопковой целлюлозы (типичные ΌΡ>4000-7000), древесной целлюлозы (типичные ΌΡ 1500-4000) или деполимеризованной древесной целлюлозы (типичные ΌΡ<1500). В зависимости от требуемых характеристик и выполняемых функций бурового раствора могут применяться КМЦ согласно изобретению с

- 3 008440 определенным значением ΌΡ. Различные значения ΌΡ будут давать разную псевдоэластичность, предельное статическое напряжение сдвига и характеристики загущения.

КМЦ для применения в соответствии с настоящим изобретением обычно имеет Ό8 по меньшей мере 0,6, предпочтительно по меньшей мере 0,7, наиболее предпочтительно по меньшей мере 0,8 и типично не более 1,3, наиболее предпочтительно не более 1,2.

Вязкость по Брукфилду (Брукфилд, модель ЬУБ, шпиндель 4, 50 об./мин, 25°С) измеряют после растворения при высоком сдвиге (с применением, например, смесителя ХУаппд) КМЦ по настоящему изобретению в 0,3 мас.% водного раствора хлорида натрия, причем конечное содержание КМЦ в водном растворе хлорида натрия составляет 1 мас.% для КМЦ со степенью полимеризации ΌΡ>4000, 1,5 мас.% для КМЦ с ΌΡ>3000-4000, 2 мас.% для КМЦ с ΌΡ 1500-3000 и 4 мас.% для КМЦ с ΌΡ<1500. Предпочтительна КМЦ с вязкостью более 9000, более предпочтительно более 9500, еще более предпочтительно более 10000 мПа-с.

Водные растворы КМЦ для применения в соответствии с настоящим изобретением являются тиксотропными. Тиксотропия может быть определена путем приготовления водного раствора КМЦ концентрации 1 мас.% и измерения вязкости как функции скорости сдвига (т.е. 0,01-300 с^-1) на реометре с регулируемой скоростью или регулируемым напряжением в режиме вращения при 25°С, используя геометрию с конусом и пластинкой, параллельной пластинкой или поплавком и чашкой. Записывается нарастающая кривая, на которой скорость сдвига возрастает от 0,01 до 300 с^-1 в течение 3 мин, за чем непосредственно следует запись спадающей кривой, на которой скорость сдвига падает в том же диапазоне за то же время. Для КМЦ согласно настоящему изобретению нарастающая кривая соответствует более высокому уровню вязкости, чем спадающая кривая, и площадь между двумя площадями является мерой тиксотропии, называемой также площадью тиксотропии. Обычно о тиксотропном растворе говорят, когда площадь имеет значение 5 Па-с-с^-1 или более при измерении в пределах от 2 до 4 ч после приготовления водного раствора.

Следует отметить, что композиции буровых растворов согласно настоящему изобретению способны образовать гель с желательным предельным статическим напряжением сдвига в течение первых 10 с после того, как циркуляция композиции раствора замедлена или прервана. Не привязываясь к теории, полагают, что быстрое образование предельного статического напряжения сдвига у композиции бурового раствора в первые 10 с после замедления или прерывания циркуляции бурового раствора обусловлено присутствием мало- или незамещенных участков КМЦ согласно изобретению, причем эти участки легко доступны и легко взаимодействуют друг с другом. Предельное статическое напряжение сдвига через 10 с после замедления или прерывания циркуляции может быть повышено, если в композиции бурового раствора присутствуют соли или электролиты.

КМЦ по настоящему изобретению может применяться в самых различных композициях буровых растворов, которые известны в данной области.

Композиции буровых растворов по настоящему изобретению могут дополнительно содержать различные другие ингредиенты, применяемые обычно в растворах на водной основе. Например, такие дополнительные ингредиенты могут включать обычные органические полимерные добавки, или любую обычно используемую глину, или то и другое. Глина используется по большей части в комбинации с полимерами. Имеются также не содержащие глину системы, так называемые полимерные буровые растворы. Примерами таких органических полимерных добавок являются обычная КМЦ, ПАЦ, крахмал, модифицированный крахмал, ксантан. Примерами глины являются глины типа смектита, такие как монтмориллонит, бентонит, смешанный слоистый гидроксид металлов, аттапульгит и сепиолит. Из этих глин наиболее предпочтителен бентонит.

Кроме того, буровые растворы по настоящему изобретению могут содержать другие обычные добавки, такие как утяжелители, разбавители, ингибиторы, электролиты, агенты регулирования рН и т.д.

Значение рН буровых растворов согласно настоящему изобретению предпочтительно поддерживается на уровне рН 2-13, предпочтительно 8-11, наиболее предпочтительно 8,5-10,5. Если в композиции бурового раствора по настоящему изобретению используется глина, такая как бентонит, предпочтителен последний диапазон рН.

В большинстве бурильных работ композиция бурового раствора испытывает высокий сдвиг. Это особенно благоприятно, если в таких композициях растворов применяются КМЦ согласно изобретению, так как эти КМЦ, будучи подвержены высокому сдвигу, образуют гель. Применение высокого сдвига существенно улучшает гелеобразующие свойства КМЦ.

Гелеобразующие свойства КМЦ по настоящему изобретению могут быть улучшены также тепловой обработкой. Предпочтительно, КМЦ обрабатывают при 50°С или выше, более предпочтительно при 60°С или выше, наиболее предпочтительно при 70°С или выше.

Композиция бурового раствора по изобретению может использоваться в операциях бурения до температуры примерно 140°С. Выше этой температуры КМЦ по изобретению обычно разлагается. По сравнению с композициями растворов, содержащих ксантановую смолу (которая разрушается выше температуры примерно 120°С), при применении композиции бурового раствора по настоящему изобретению

- 4 008440 могут быть проведены более глубокие бурильные работы при более высоких температурах.

Количество КМЦ, которое должно использоваться в соответствии с настоящим изобретением, переменно и зависит от состава композиции бурового раствора и назначения использования композиции бурового раствора. Обычно используется количество по меньшей мере 0,05 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 0,1 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 0,2 мас.% и не более 3 мас.%, предпочтительно не более 2 мас.%, наиболее предпочтительно 1 мас.%, в расчете на общую массу композиции бурового раствора. КМЦ согласно изобретению может иметь функцию, отличную от стандартной КМЦ, и может применяться в комбинации со стандартной КМЦ или другими полимерами. Она может также служить для полной или частичной замены традиционно применяющихся загустителей, таких как ксантановая смола. Оптимальное количество КМЦ, которое нужно использовать в соответствии с настоящим изобретением, может быть определено специалистом в данной области путем стандартного экспериментирования.

КМЦ для применения в соответствии с настоящим изобретением обычно добавляют как сухой порошок, но она может также быть поставлена в виде суспензии или водного раствора. Кроме того, КМЦ согласно изобретению может быть очищенной или технического сорта (содержит побочные продукты ΝαΟί и гликоляты натрия).

Примеры

Были приготовлены различные буровые растворы, содержащие морскую воду и загуститель. Во всех буровых растворах загуститель присутствовал в количестве 0,5 мас.% в расчете на общую массу бурового раствора. Морскую воду готовили добавлением компонентов из табл. 1 в воду в заданном количестве.

Таблица 1

Компонент	Количество (г/л)
ЫаНСОз	0,206
Νβ₂5Ο₄	3,400
МдС1₂’бН₂О	11,786
СаС1₂’бН₂О	1,595
5гС1₂’6Н₂О	0,021
КС1	5,801
ЫаС1	25,402

В качестве загустителя применяли три вида КМЦ, которые соответствуют изобретению, а именно КМЦ-А, КМЦ-В и КМЦ-С. КМЦ-А, КМЦ-В, и КМЦ-С являются видами КМЦ, соответствующими настоящему изобретению, т.е. они образуют гель при 25°С при растворении в количестве 0,3 мас.% водного раствора хлорида натрия в условиях высокого сдвига.

КМЦ-А: получена из хлопковой целлюлозы. ΌΡ=6500. Ό8=1,08.

Водный раствор этого продукта концентрации 1 мас.% имеет вязкость по Брукфилду (модель БУР, шпиндель 4, 30 об./мин, 25°С) 5840 мПа-с при использовании мешалки Не10о1рИ при 2000 об./мин. КМЦ-А имеет слабую псевдоэластическую и тиксотропную реологию, которая становится сильнее в солесодержащих растворах. 1 мас.% КМЦ-А в 0,3 мас.% водного раствора ΝαΟ1 имеет вязкость по Брукфилду (модель БУР, шпиндель 4, 30 об./мин, 25°С) 7200 мПа-с при применении мешалки Не10о1рй при 2000 об./мин и 5000 мПа-с при применении смесителя Ааппц при скорости 10000 об./мин (т.е. высокий сдвиг). Водный раствор ΝαΟ1 концентрации 5 мас.%, содержащий 1 мас.% КМЦ-А, имеет вязкость по Брукфилду (модель БУР, шпиндель 4, 30 об./мин, 25°С) 7460 мПа-с при использовании мешалки Не10о1рИ при скорости 2000 об./мин и 9980 мПа-с при использовании смесителя Ааппц при скорости 10000 об./мин.

КМЦ-В: приготовлена из хлопковой целлюлозы. ΌΡ=6500. Ό8=1,06.

Водный раствор этого продукта концентрации 1 мас.% имеет вязкость по Брукфилду (модель БУР, шпиндель 4, 30 об./мин, 25°С) 5480 мПа-с при использовании мешалки Не10о1рИ при скорости 2000 об./мин. КМЦ-В имеет слабую псевдоэластическую и тиксотропную реологию, которая становится сильнее в солесодержащих растворах. 1 мас.% КМЦ-В в 0,3 мас.% водного раствора ΝαΟ1 имеет вязкость по Брукфилду (модель БУР, шпиндель 4, 30 об./мин, 25°С) 4500 мПа-с при использовании мешалки Не10о1рИ при скорости 2000 об./мин и 4360 мПа-с при использовании смесителя Ааппц при скорости 10000 об./мин. Водный раствор №С1 концентрации 5 мас.%, содержащий 1 мас.% КМЦ-В, имеет вязкость по Брукфилду (модель БУР, шпиндель 4, 30 об./мин, 25°С) 5580 мПа-с при использовании мешалки Не10о1рИ при скорости 2000 об./мин и 7600 мПа-с при использовании смесителя Ааппц при скорости 10000 об./мин.

КМЦ-С: получена из хлопковой целлюлозы. ΌΡ=6500. Ό8=0,95.

- 5 008440

Водный раствор этого продукта концентрации 1 мас.% имеет вязкость по Брукфилду (модель БУР, шпиндель 4, 30 об./мин, 25°С) 4980 мПа-с при использовании мешалки Не1бо1рН при скорости 2000 об./мин. КМЦ-С имеет слабую псевдоэластическую и тиксотропную реологию, которая становится сильнее в солесодержащих растворах. 1 мас.% КМЦ-С в 0,3 мас.% водного раствора Ναϋ1 имеет вязкость по Брукфилду (модель БУР, шпиндель 4, 30 об./мин, 25°С) 4500 мПа-с при использовании мешалки Не1бо1рН при скорости 2000 об./мин и 4000 мПа-с при использовании смесителя Шаппд при скорости 10000 об./мин. Водный раствор №С1 концентрации 5 мас.%, содержащий 1 мас.% КМЦ-С, имеет вязкость по Брукфилду (модель БУР, шпиндель 4, 30 об./мин, 25°С) 6560 мПа-с при использовании мешалки Не1бо1рН при скорости 2000 об./мин и 5460 мПа-с при использовании смесителя Шаппд при скорости 10000 об./мин.

Для сравнения были приготовлены буровые растворы, содержащие обычные загустители, а именно стандартную ПАЦ, именно 8Еайо ге§и1аг™ (производства ΆΡζο Νο^1), и два имеющихся в продаже ксантана, а именно Хапу18™ и Кекап ХСИ™ (оба производства нефтепромысловой группы Ке1со 011).

Реологические свойства этих буровых растворов были определены с использованием стандартных методов, таких, как описанные в ΑΡΙ Кесоттепбеб Ргасйсе: 8Еапбагб Ргосебигез £ог Р1е1б Тезйпд; ШаЕегВазеб Ότΐ11ΐη§ Р1шбз, КР 13В-1, 1зЕ еб., ,1ипе 1990, Атег. РеР Ιπδΐ. Реологические свойства составных буровых растворов были измерены с использованием стандартного вискозиметра Фанна. Пластическая вязкость бурового раствора (обозначенная РУ) была получена вычитанием показаний при значении 300 об./мин из показаний при значении 600 об./мин, а предел текучести (обозначенный УР) раствора был определен вычитанием значения РУ из показания при 300 об./мин. Кроме того, были измерены предельное статическое напряжение сдвига через 10 с и предельное статическое напряжение сдвига через 10 мин при использовании вискозиметра Фанна при вращении со скоростью 600 об./мин до тех пор, пока не были получены стабильные показания. Затем вискозиметр останавливали на 10 с и измеряли вязкость при вращении со скоростью 3 об./мин. Максимальное показание вискозиметра принимается за предельное статическое напряжение сдвига через 10 с. Аналогично предельное статическое напряжение сдвига через 10 мин было измерено при скорости вращения 600 об./мин до тех пор, пока не были достигнуты стабильные показания. Затем вискозиметр останавливали на 10 мин и измеряли вязкость при скорости вращения 3 об./мин. Максимальное показание дает предельное статическое напряжение сдвига через 10 мин.

Вышеназванные реологические свойства различных растворов на морской воде, измеренные с применением вискозиметра Фанна, показаны в табл. 2.

Таблица 2

Продукт	Показания вискозиметра Фанна (об/мин)	Αν (Па)	ρν (мПа’с)	ΥΡ (Па)	Предельное статическое напряжение сдвига (Па)
3	6	300	600	10 сек	10 мин
5Еа£1о геди1аг	2	4	65	98	49	33 .	32	2,2	2,3
А	4	7	74	107	54	33	41	2,4	3,7
В	5	8	81	116	58	35	46	4,7	4,9
С	6	9	87	124	62	37	50	5	5,4
Хаггчтз	11	14	37	53	27	16	21	6,4	27,5
Ке1гап ХСО	10	12	37	53	27	16	21	9,2	18,8

Из табл. 2 можно сделать вывод, что КМЦ по настоящему изобретению дают буровые растворы, имеющие хорошее начальное предельное статическое напряжение сдвига, которое лишь незначительно изменяется со временем, тогда как буровые растворы, содержащие ксантан, обнаруживают заметное увеличение предельного статического напряжения сдвига в пределах 10 мин. Кроме того, показано, что у буровых растворов, содержащих КМЦ согласно изобретению, предел текучести (УР) выше, чем у буровых растворов, содержащих ксантан или стандартную КМЦ, что дает буровым растворам согласно изобретению улучшенную способность выносить высверленную породу.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Композиция бурового раствора на водной основе, содержащая воду и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), причем КМЦ характеризуется образованием геля при 25°С после растворения при высоком сдви

- 6 008440 ге в 0,3 мас.% водного раствора хлорида натрия, причем конечное содержание КМЦ в водном растворе хлорида натрия равно 1 мас.% для КМЦ со степенью полимеризации (ΌΡ) >4000, 1,5 мас.% для КМЦ с ΌΡ 3000-4000, 2 мас.% для КМЦ с ΌΡ 1500-<3000 и 4 мас.% для КМЦ с ΌΡ<1500, причем гель является жидкостью с динамическим модулем накопления при сдвиге (С), который превышает модуль потерь (С) во всем диапазоне частот 0,01-10 Гц при измерении на колебательном реометре, работающем при нагрузке 0,2.
2. Композиция бурового раствора по п.1, в которой КМЦ имеет вязкость по Брукфилду более 9000 мПа-с после растворения при высоком сдвиге в 0,3 мас.% водного раствора хлорида натрия, причем конечное содержание КМЦ в водном растворе хлорида натрия составляет 1 мас.% для КМЦ со степенью полимеризации (ΌΡ) >4000, 1,5 мас.% для КМЦ с ΌΡ>3000-4000, 2 мас.% для КМЦ с ΌΡ 1500-3000 и 4 мас.% для КМЦ с ΌΡ <1500.
3. Композиция бурового раствора по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащая глину типа смектита.
4. Композиция бурового раствора по любому из предыдущих пунктов, в которой глина типа смектита выбрана из группы, состоящей из бентонита, смешанного слоистого гидроксида металлов, аттапульгита, сепиолита и их смеси.