буровой раствор без твердой фазы с улучшенными смазочными свойствами

Формула изобретения

Буровой раствор без твердой фазы, содержащий понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - хлористый натрий NaCl, структурообразователь - ксантановый биополимер Kem X и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
NaCl	5,0-25,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,3-0,4
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ	0,1-0,2
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам.

Известен буровой раствор без твердой фазы, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, ксантановый биополимер (Kem X), хлористый натрий и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.% (/1/ наиболее близкий аналог):

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
Хлористый натрий (NaCl)	5,0-25,0
Ксантановый биополимер (Kem X)	0,3-0,4
Вода	остальное

Данный буровой раствор обладает превосходными несущими и удерживающими свойствами как в динамическом, так и в статическом состоянии.

Недостатком известного бурового раствора, выбранного нами в качестве прототипа, являются неудовлетворительные триботехнические свойства, что особенно опасно при бурении глубоких наклонно направленных скважин с большим отклонением от вертикали и горизонтальных скважин.

Технический результат - получение экологически малоопасного морозоустойчивого малокомпонентного состава бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов, в том числе и горизонтальными скважинами, обладающего высокой удерживающей и выносящей способностью, а также улучшенной смазочной способностью.

Буровой раствор без твердой фазы, содержащий понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - хлористый натрий NaCl, структурообразователь - ксантановый биополимер Kem X и воду, дополнительно содержит смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
NaCl	5,0-25,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,3-0,4
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ	0,1-0,2
Вода	остальное

БИОЛУБ LVL - смазочная добавка, представляющая композицию природных высших жирных кислот на основе талового масла, полигликолей и модифицирующих жиров, выпускаемая в соответствии с ТУ №2458-001-74614597-04.

ГЛИТАЛ - смазочная добавка, представляющая композицию природных высших жирных кислот и полиалкиленгликолей, выпускаемая в соответствии с ТУ №2458-019-32957739-01.

Смазочные добавки используются в соотношениях БИОЛУБ LVL: ГЛИТАЛ 1:1, 2:1, 1:2. Технический результат достигается совместным использованием двух добавок.

Смазочные добавки способствуют снижению внутрискважинных сил трения, совместимы со всеми реагентами, применяемыми для химической обработки заявляемого бурового раствора. Всего 1,0-2,0 кг/м ³ требуется для достижения высоких смазочных свойств данного состава бурового раствора. Предлагаемые для введения в состав бурового раствора смазочные добавки обладают всеми основными требованиями, предъявляемыми к ним:

- адсорбироваться на глинистых поверхностях и трущихся элементах бурильного инструмента;

- сохранять свои свойства во всем диапазоне температур, в которых находится буровой раствор;

- не подвергаться гидролизу или реакциям разложения в водной среде и не оказывать отрицательного воздействия на показатели бурового раствора;

- не загрязнять окружающую среду.

Кроме того, использование в составе бурового раствора в качестве понизителя фильтрации карбоксиметилцеллюлозы, в частности Tyiose ЕС-7, повышает его термостойкость до 140°С, а наличие высококачественного ксантанового биополимера Kem X обеспечивает достаточные псевдопластические свойства, высокую удерживающую и выносящую способность. При этом NaCl не только обеспечивает необходимую плотность раствора и его морозоустойчивость, но и предотвращает биодеградацию смазочных добавок БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ, полимеров Kem X и Tyiose EC 7. Следовательно, использование бактерицидов в составе бурового раствора не обязательно.

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 Kem X и понизитель фильтрации Tyiose EC 7. Перемешивают до полного растворения полимеров, обычно 1-1,5 часа, затем вводят хлористый натрий (NaCl) и смазочные добавки БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ, тщательно перемешивают и замеряют параметры.

Замеры параметров производятся в соответствии с СТП 103-99: плотность - пикнометром, смазочную способность - на приборе фирмы OFI, США (EP/LUBRICITY TESTER model 21200) по коэффициенту трения пары «металл-металл» при нагрузке 1,03 МПа, условную вязкость - воронкой Марша (СПВ 5), показатель фильтрации - на фильтре-прессе, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость - вискозиметром Fann. 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 замеряется вязкость при низких скоростях сдвига - 0,051 сек"¹ (ВНСС). Оценка влияния бурового раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта определяется по коэффициенту восстановления проницаемости на установке FDTES-1 GO-140.

Составы бурового раствора, мас.%:

Пример 1 (минимум)

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8
Хлористый натрий NaCl	5,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,3
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ (1:1)	0,1
Вода	93,8

Пример 2

Карбоксиметилцеллюлоза	1,0
Хлористый натрий NaCl	15,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,35
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ (2:1)	0,15
Вода	83,5

Пример 3 (максимум)

Карбоксиметилцеллюлоза	1,2
Хлористый натрий NaCl	25,0
Ксантановый биополимер Kem X	0,4
Смазочные добавки БИОЛУБ LVL
и ГЛИТАЛ (1:2)	0,3
Вода	73,1

Предложенный буровой раствор при минимальном расходе и ассортименте используемых химических реагентов обладает требуемыми технологическими свойствами, превосходными несущими свойствами и дополнительно высокими смазочными свойствами, как в динамическом, так и в статическом состоянии. На это указывает высокое значение динамического напряжения сдвига, низкое пластической вязкости, высокое значение вязкости при низких скоростях сдвига (ВНСС) и низкий коффициент трения пары «металл-металл», обеспечивающий минимальное внутрискважинное трение при бурении скважин.

Использование предложенного бурового раствора.

Бурение скважины до кровли продуктивного пласта может осуществляться на любом традиционно используемом буровом растворе. В пробуренную скважину спускается техническая обсадная колонна и цементируется в соответствии с действующими регламентами. Для бурения в интервале продуктивных пластов (в том числе и при вскрытии их горизонтальными стволами) используется предлагаемый буровой раствор. Буровой раствор готовится следующим образом. В гидро- или глиномешалку, на 2/3 заполненную водой, вводят расчетное количество биополимера и карбоксиметилцеллюлозы и перемешивают до полного растворения. Затем добавляю необходимое количество NaCl. После растворения готовый биополимерный раствор сливают в чистую емкость. Бурение из-под технической колонны начинают на приготовленном биополимерном растворе. В процессе бурения биополимерный раствор обрабатывается смазочными добавками БИОЛУБ LVL и ГЛИТАЛ до концентрации, обеспечивающей коэффициент трения 0,07-0,14 в зависимости от технологических требований. С использованием современного оборудования должна обеспечиваться хорошая очистка бурового раствора от выбуренной породы. Параметры бурового раствора в процессе бурения поддерживаются на уровне регламентированных добавлением смазочной добавки и водных растворов биополимера и карбоксиметилцеллюлозы.

Технико-экономическая эффективность.

1. Обеспечение высокой смазочной способности за счет низкого коэффициента трения бурового раствора при бурении горизонтальных и сильно искривленных (пологих) скважин, где потенциально велики энергозатраты на преодоление сил трения колонны труб о стенки скважины.

2. Снижение или даже полное исключение осложнений, связанных с прихватами бурильного инструмента. Это обеспечивается рядом факторов, в том числе и за счет дополнительного заявляемого фактора в области повышения смазочной способности бурового раствора, взаимно усиливающих друг друга за счет синергетического эффекта. Во-первых, система не содержит твердой фазы и, следовательно, отсутствует абразивное трение. Во-вторых, водная основа минерализована, то есть система эффективно ингибирует процесс гидратации глинистой составляющей коллектора, сохраняя устойчивость пород, склонных к обвалообразованию. В-третьих, благодаря свойствам биополимера и высоким значениям ВНСС, фильтрация бурового раствора в пластовых условиях отсутствует или кратковременна, что резко снижает вероятность прилипания бурильного инструмента за счет перепада давления. Кроме того, данный фактор обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. В-четвертых, система содержит специальные смазочные добавки, адсорбируемые на стенках скважины, металлических трущихся поверхностях бурового инструмента, за счет чего резко снижается внутрискважинное трение бурильного инструмента и липкость полимерглинистой корки. Все вышеуказанные факторы в совокупности обеспечивают уникальные противоприхватные способности заявляемого раствора.

3. Увеличение механической скорости бурения и проходки на долото за счет повышения смазочной способности биополимерного раствора и отсутствия в системе раствора твердой тинистой фазы.

4. Снижение отрицательного влияния на окружающую природную среду за счет того, что не используются токсичные смазочные добавки типа нефти, все компоненты системы биоразлагаемы.

Экспериментальные испытания предложенного бурового раствора проведены при бурении более пятидесяти эксплуатационных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Все скважины пробурены без осложнений, механическя скорость бурения и проходка на долото в среднем возросли соответственно на 36% и 28%.

ИСТОЧНИК ИНФОРМАЦИИ

/1/ ПАТЕНТ RU №2208033 Буровой раствор без твердой фазы. / Маслов Ю.Н., Щавелев Н.Л., Лушпеева О.А., Лосева Н.Т., Проводников Г.Б., Диниченко И.К. по заявке №2001105228 от 23.02.2001, приоритет от 23.02.2001, опубл. 10.07.2003, бюл. №19