буровой раствор без твёрдой фазы
Классы МПК: | |
Автор(ы): | Маслов Ю.Н., Щавелев Н.Л., Лушпеева О.А., Лосева Н.Т., Проводников Г.Б., Диниченко И.К. |
Патентообладатель(и): | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" |
Приоритеты: |
подача заявки:
2001-02-23 публикация патента:
10.07.2003 |
Изобретение относится к области горного дела, а именно к буровым растворам на водной основе без твердой фазы для бурения нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является получение экологически малоопасного малокомпонентного морозоустойчивого бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов, в том числе и горизонтальными скважинами, обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью. Буровой раствор без твердой фазы, включающий ксантановый биополимер, карбоксиметилцеллюлозу, хлористый натрий и воду, в качестве ксантанового биополимера он содержит Kem X - природный высокомолекулярный полисахарид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,8-1,2, хлористый натрий 5,0-25,0, указанный Kem X 0,3-0,4, вода 73,4-93,9. 1 табл.
Рисунок 1
Формула изобретения
Буровой раствор без твердой фазы, включающий ксантановый биополимер, карбоксиметилцеллюлозу, хлористый натрий и воду, отличающийся тем, что в качестве ксантанового биополимера он содержит Kem X - природный высокомолекулярный полисахарид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:Карбоксиметилцеллюлоза - 0,8 - 1,2
Хлористый натрий - 5,0 - 25,0
Указанный Kem X - 0,3 - 0,4
Вода - 73,4 - 93,9и
Описание изобретения к патенту
Изобретение относятся к области горного дела, а именно к буровым растворам на водной основе без твердой фазы для бурения нефтяных и газовых скважин. Известен буровой раствор без твердой фазы, представляющий собой водный раствор электролита - хлористого натрия (NaCl) [1, 2] (аналог). Недостатком известного бурового раствора является его высокая фильтрация и низкая вязкость. Использовать такой буровой раствор можно только при вскрытии отложений каменной соли при отсутствии пропластков терригенных пород. Известен также буровой раствор без твердой фазы, включающий, мас.%: воду или рассол, содержащий 10 хлористый натрий, 60-90 гетерополисахарида картофельного крахмала, 1-20 ксантанового биополимера, 1-20 карбоксиметилцеллюлозы [3] (прототип). Недостатками известного бурового раствора, выбранного нами в качестве прототипа, являются многокомпонентность, недостаточная плотность и, что немаловажно, большой расход дорогостоящих реагентов, делающий нецелесообразным его применение в массовом бурении. Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является получение экологически малоопасного малокомпонентного морозоустойчивого бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов (в том числе и горизонтальными скважинами), обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью. Техническая сущность изобретения заключается в том, что для массового бурения предлагается буровой раствор без твердой фазы, включающий ксантановый биополимер, карбоксиметилцеллюлозу, хлористый натрий и воду, в качестве ксантанового биополимера он содержит Кеm Х при следующем соотношении ингредиентов, маc.%:Карбоксиметилцеллюлоза - 0,8-1,2
Хлористый натрий - 5,0-25,0
Указанный Kem X - 0,3-0,4
Вода - 73,4-93,9
Сопоставительный анализ известных составов [1-3] и заявляемого позволяет сделать вывод, что заявляемый состав бурового раствора отличается от прототипа [3] отсутствием гетерополисахарида картофельного крахмала, содержит новый реагент - биополимер Кеm X, а значит, соответствует критерию "новизна". Кеm Х - высококачественный ксантановый биополимер в порошкообразной форме. Поставляется на Российский рынок фирмой Кеm Tron Ihk. Является природным высокомолекулярным полисахаридом. Обеспечивает требуемые реологические свойства бурового раствора, не содержащего в своем составе глин. Всего 1,4-2,9 кг/м3 требуется для достижения значений выхода раствора и прочности геля, эквивалентных значениям этих показателей в растворе, содержащем 58-116 кг/м3 высококачественного бентонита. Содержит в своем составе специальные добавки, которые фирмой-изготовителем не разглашаются. Преимуществом перед аналогичными реагентами является стабильность в насыщенных рассолах, в том числе и с высокой жесткостью, в диапазоне рН 4-12. Это позволяет использовать реагент для приготовления растворов различной плотности, морозоустойчивых до 30oС. В связи с тем, что рабочий диапазон рН от 4 до 12, не требуется дополнительная обработка раствора щелочами, что делает безопасным процесс приготовления и применения бурового раствора. Использование в составе бурового раствора в качестве понизителя фильтрации карбоксиметилцеллюлозы, в частности Tylos ЕС 7, повышает его термостойкость до 140oС, а наличие NaCl не только обеспечивает необходимую плотность раствора и его морозоустойчивость, но и предотвращает биодеградацию полимеров Кеm Х и Tylose ЕС 7. Следовательно, использование бактерицидов в составе бурового раствора не обязательно. Научно обоснованная комбинация карбоксиметилцеллюлозы и ксантанового биополимера благодаря синергетическому эффекту обеспечивает достаточные фильтрационные и реологические свойства предлагаемого раствора, вследствие чего отпадает необходимость в использовании дополнительного компонента гетерополисахарида картофельного крахмала. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "изобретательский уровень" и промышленно применимо. Для проверки эффективности действия предлагаемого бурового раствора были проведены лабораторные исследования. В лабораторных условиях растворы готовят следующим образом. В воду при непрерывном перемешивании на лабораторной мешалке постепенно добавляют биополимер Кеm Х и понизитель фильтрации Tylose ЕС 7. Перемешивают до полного растворения полимеров, обычно 1-1,5 часа, затем вводят хлористый натрий (NaCl), тщательно перемешивают и замеряют параметры. Замеры параметров производят в соответствии с СТП 103-99: плотность - пикнометром, условную вязкость - воронкой Марша (СПВ 5), показатель фильтрации - на фильтре-прессе, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость - вискозиметром Fann, смазочную способность - на приборе фирмы OFI, США (ЕР/LUBRICITY TESTER model 21200) по коэффициенту трения пары "металл-металл" при нагрузке 1,03 МПа. Поскольку основным преимуществом биополимерных растворов является их способность обладать свойствами твердого тела при низких скоростях сдвига и при нахождении в покое, и свойствами жидкости при высоких скоростях (например при истечении из насадок долота), дополнительно на вискозиметре Брукфельда замерялась вязкость при низких скоростях сдвига - 0,051 сек-1 (ВНСС). Оценка влияния бурового раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта производилась по коэффициенту восстановления проницаемости на установке FDES-650Z. Составы бурового раствора при минимальном, оптимальном и максимальном соотношении ингредиентов, мас.%:
Пример 1 (минимум)
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,8
Хлористый натрий (NaCl) - 5,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,3
Вода - 93,9
Пример 2 (оптимум)
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,0
Хлористый натрий (NaCl) - 15,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,35
Вода - 83,65
Пример 3 (максимум)
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,2
Хлористый натрий (NaCl) - 25,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,4
Вода - 73,4
Пример 4 (до минимума)
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,5
Хлористый натрий (NaCl) - 3,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,2
Вода - 96,3
Пример 5 (сверх максимума)
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,5
Хлористый натрий (NaCl) - 27,0
Ксантановый биополимер (Кеm X) - 0,5
Вода - 71,0
Технологические параметры приведены в таблице. Из таблицы следует, что предложенный авторами буровой раствор при минимальном расходе и ассортименте используемых химических реагентов обладает требуемыми технологическими свойствами, превосходными несущими свойствами, как в динамическом, так и в статическом состоянии. На это указывает высокое значение динамического напряжения сдвига
![буровой раствор без твёрдой фазы, патент № 2208033](/images/patents/262/2208033/964.gif)
![буровой раствор без твёрдой фазы, патент № 2208033](/images/patents/262/2208020/951.gif)
1. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. - М.: Недра, 1981, с. 69-78. 2. Clear fluids find more drilling uses. Orilling Contraktor, 1984, 11, v.40, 2, p.50-53. 3. Патент США 4422947, 27.12.1983, 7 с.