RU2277569C1

RU2277569C1 - Буровой раствор

Info

Publication number: RU2277569C1
Application number: RU2004134762/03A
Authority: RU
Inventors: Василий Павлович Овчинников (RU); Василий Павлович Овчинников; Игорь Григорьевич Яковлев (RU); Игорь Григорьевич Яковлев; Андрей Андреевич Фролов (RU); Андрей Андреевич Фролов; Андрей Васильевич Будько (RU); Андрей Васильевич Будько; Сергей Васильевич Пролубщиков (RU); Сергей Васильевич Пролубщиков
Priority date: 2004-11-29
Filing date: 2004-11-29
Publication date: 2006-06-10
Also published as: RU2004134762A

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов, а также при бурении глин, склонных к разупрочнению при бурении растворами на водной основе и при проводке скважин в соленосных пластах. Технический результат заключается в обеспечении высоких флокулирующих свойств бурового раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высоких скоростей бурения. Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий в качестве утяжелителя формиат натрия и воду, дополнительно содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств комплексный реагент ПС и пеногаситель MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 10 - 33, комплексный реагент ПС 2,1 - 4, указанный пеногаситель 0 - 3, вода остальное. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов, а также при бурении глин, склонных к разупрочнению при бурении растворами на водной основе и при проводке скважин в соленосных пластах.

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 2170753 RU, 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 2051946 RU, МПК⁶ С 09 К 7/02, опубл. 1996/.

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.

Известна технологическая жидкость для бурения, закачивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях АВПД и повышенных температур, включающая мас.%: полисахаридный реагент или смесь полисахаридных реагентов 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 флоккулирующие свойства раствора.

Задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, 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 высоких скоростей бурения.

Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор содержит в качестве утяжелителя формиат натрия, в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств - комплексный реагент ПС и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 10 - 33, комплексный реагент ПС - 2,1 - 3, вода остальное. Кроме того, буровой раствор при необходимости дополнительно содержит пеногаситель MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0 - 0,3 мас.%.

Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая: комплексный реагент ПС придает раствору необходимые реологические свойства и регулирует водоотдачу, а с добавкой формиата натрия эти свойства могут измениться, поэтому концентрацию комплексного реагента ПС до 3 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 33 мас.%.

Состав раствора включает формиат натрия /ТУ У 3.50-14308351 - 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 буровой раствор входят также комплексный реагент ПС (ТУ 6-55-221-1399-95) - полимерная смесь производных полисахаридов, кислоторастворимый комплексный полимерный реагент, производитель «Спецбурматериалы», г. Москва, и, при необходимости, пеногаситель MAC 200 (ТУ 39-08-125-77), представляющих высокодисперсный пирогенный гидрофобизированный кремнезем, производитель «Спецбурматериалы», г. Москва.

Буровой раствор готовят следующим образом.

На требуемый объем бурового раствора с содержанием формиата натрия для вскрытия продуктивных пластов набирается техническая вода, через глиномешалку по циклу, не через скважину, вводят комплексный реагент ПС. В технической обсадной колонне производят замену жидкости на приготовляемый раствор, через скважину вводят формиат натрия, доводя до необходимой плотности буровой раствор. Насыщение формиатом натрия достигается при 33%, а плотность возрастает до 1230 кг/м³. Для регулирования процесса пенообразования можно ввести в раствор пеногаситель MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, где оптимальный эффект достигается при концентрации 0,2%.

При приготовлении замеряют стандартные параметры раствора, например, такие как плотность, условная вязкость, динамическое напряжение 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 содержания ингредиентов в меньшую сторону (состав №1) не обеспечивает необходимых технологических параметров, а в большую сторону (состав №8) экономически не выгодно.

Таблица

Номер опыта	Формиат натрия, мас.% по отношению к массе тех. воды	Комплексный реагент ПС, мас.% по отношению к массе тех. воды	Пеногаситель, мас.% по отношению к массе тех. воды	Вода техническая, мас.%	Плотность, кг/м³	Условная вязкость, с	Пластическая вязкость, мПа·с	ДНС, дПа	Водоотдача, см³/30 мин
1	0	3	0	97	1000	н/т	-	-	-
2	9,0	3	0	88	1050	н/т	-	-	-
3	16,0	2,4	0	81,6	1100	н/т	-	-	-
4	22,5	2,2	0,15	75,15	1150	260	-	-	-
5	28,0	2,1	0,14	69,76	1190	200	-	-	-
6	32,6	2,0	0,26	65,14	1230	36	24	38	3
7	32,4	2,6	0,30	64,70	1230	40	-	-	2
8	34,5	2,5	0,25	62,75	1260	18	-	-	20

Claims

Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий в качестве утяжелителя формиат натрия и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств комплексный реагент ПС и пеногаситель MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Формиат натрия 10 - 33 Комплексный реагент ПС 2,1 - 4 Указанный пеногаситель 0 - 3 Вода Остальное