буровой раствор на водно-органической основе

Формула изобретения

Буровой раствор на водно-органической основе, содержащий гидроксиэтилцеллюлозу, ингибитор набухания - хлористую соль, хризотил-асбест, сульфат алюминия, смазочную добавку ФК-2000 и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве ингибитора набухания хлорид калия или хлорид натрия и дополнительно анионный эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлозу или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, водорастворимую органическую жидкость - N,N-диметилформамид или этилцеллозольв, гидроксид натрия или гидроксид калия и мел, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

указанный анионный эфир целлюлозы	1-1,25
гидроксиэтилцеллюлоза	0,4-0,8
указанная водорастворимая органическая жидкость	8-19
хризотил-асбест	0,4-0,6
сульфат алюминия	0,4-0,6
смазочная добавка ФК-2000	0,8-1,1
мел	0,2-0,4
гидроксид натрия или гидроксид калия	0,3-0,4
хлорид натрия или хлорид калия	5-19
вода	остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к технологии глубокого бурения и промывки скважин в процессе вскрытия бурением продуктивных отложений.

Назначение нефтяных и газовых скважин независимо от их конструкции (вертикальные, наклонные, горизонтальные) состоит в достижении ими максимальной производительности, что в значительной степени зависит от правильно выбранного типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов.

Считается [Касьянов Н.М., Штырлин В.Ф. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. - М.: Недра, 1969. - с.63-66], что задаче качественного вскрытия нефтяных пластов в наибольшей степени отвечают растворы на углеводородной основе (РУО), в которых дисперсионной средой служит нефть эксплуатируемого или разведываемого месторождения либо вторичные нефтепродукты - дизельное топливо, газойль, отработанные машинные масла.

Однако ряд негативных обстоятельств (пожаро- и взрывоопасность, токсичность, большая материалоемкость, высокая стоимость в случае дальних перевозок углеводородной жидкости) препятствует массовому применению РУО для вскрытия продуктивных отложений.

Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР) характеризуются теми же недостатками, что отмечены для РУО, то есть токсичностью, экологической вредностью, материалоемкостью, высокой стоимостью, и дополнительно имеют собственный существенный недостаток - седиментационную и фазовую нестабильность.

Поэтому в подавляющем большинстве случаев для промывки скважин, в том числе и при вскрытии продуктивных пластов, используют буровые растворы на водной основе.

Из существующего уровня техники известен буровой раствор, включающий компоненты, предназначенные для загущения и торможения фильтруемости бурового раствора в пористую среду, ингибирования процесса набухания глинистых минералов, снижения липкости бурового раствора и межфазного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - углеводородная жидкость, при следующем содержании, мас.%: гидроксиэтилцеллюлоза - 1,0-1,2, хлорид калия - 5-7, хризотил-асбест - 0,50-0,65, сульфат алюминия - 0,5-0,65, смазочная добавка ФК-2000 - 1,0-1,2, вода - остальное (Патент РФ № 2255104 С2, 27.06.2005, 6 с.). Недостатком данного раствора является то, что он способен растворять хлорид натрия и этим самым создавать большие каверны при промывке скважины в интервалах залегания пластов каменной соли. Кроме того, содержащиеся в буровом растворе компоненты не способны предотвращать гидратообразование, возможное при бурении газовых скважин в условиях многолетнемерзлых пород.

Для устранения указанных недостатков предлагается буровой раствор на водноорганической основе, также включающий в себя компоненты, предназначенные для загущения и торможения фильтруемости бурового раствора в трещинно-поровые среды, и дополнительно содержащий ингибиторы процессов растворения каменной соли, набухания ангидритов, внутри порового газогидратообразования.

Данная цель достигается тем, что буровой раствор на водноорганической основе, содержащий гидроксиэтилцеллюлозу, ингибитор набухания - хлористую соль, хризотил-асбест, сульфат алюминия, смазочную добавку ФК-2000 и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве ингибитора набухания хлорид калия или хлорид натрия и дополнительно анионный эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлозу или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, водорастворимую органическую жидкость - N,N-диметилформамид или этилцеллозольв, гидроксид натрия или гидроксид калия и мел, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

указанный анионный эфир целлюлозы	1-1,25
гидроксиэтилцеллюлоза	0,4-0,8
указанная водорастворимая органическая жидкость	8-19
хризотил-асбест	0,4-0,6
сульфат алюминия	0,4-0,6
смазочная добавка ФК-2000	0,8-1,1
мел	0,2-0,4
гидроксид натрия или гидроксид калия	0,3-0,4
хлорид натрия или хлорид калия	5-19
вода	остальное

В табл.1 и 2 приведены сведения о составе и свойствах раствора-прототипа и вариантов предлагаемого бурового раствора на водноорганической основе.

Видно, что в отличие от раствора-прототипа заявляемый буровой раствор (варианты) имеет ряд преимуществ.

Существенным отличием предлагаемого бурового раствора является то, что введение в его состав водорастворимой органической жидкости придает ему солезащитные свойства, то есть при промывке таким раствором ствола скважины в интервалах разбуривания мощных солей каменной соли не произойдет ее размывание и образование каверн вследствие того, что водная дисперсионная среда бурового раствора связана органической жидкостью и не способна растворять неорганические соли.

Для приготовления заявляемого бурового раствора используют доступные отечественные реагенты:

- карбоксиметилцеллюлоза, ТУ 2231-07508003-02;

- гидроксиэтилцеллюлоза (Сульфацелл), ТУ 6-55201-1407-95;

- карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза, ТУ 2231-001-32957739-98;

- хризотил-асбест, ГОСТ 12871-67;

- алюминий сернокислый, ГОСТ 3758-75;

- смазочная добавки ФК-2000, ТУ 2458-002-49472578-03;

- диметилформамид, ТУ 6-09-37020-79;

- этилцеллозольв, ТУ 6-09-322-79;

- строительный мел, ГОСТ 12085-88;

- едкий натрий, ГОСТ 4328-77;

- едкий калий, ГОСТ 24363-80;

- калий хлористый, ГОСТ 4568-95;

- натрий хлористый, ГОСТ 4233-77;

- вода техническая.

Ниже приводятся примеры приготовления и исследования свойств заявляемого бурового раствора.

Пример 1.

50 г хлористого калия и 4 г едкого калия растворяют в 660 мл воды. К этому раствору добавляют суспензию 12,5 г КМЦ и 7,5 г Сульфацелла в 190 г (200 мл) ДФА. Раствор перемешивают механической мешалкой до получения стабильного показателя условной вязкости.

В отдельной емкости растворяют 5 г (в расчете на безводную соль) сернокислого алюминия в 53 мл воды. В этот раствор при перемешивании засыпают 5 г асбеста. Суспензию асбеста в растворе сернокислого алюминия оставляют в покое на 8-12 часов для химического диспергирования, после чего ее подвергают механическому диспергированию в течение 3 мин при частоте вращения диспергирующего устройства 2-3 тыс. об/мин. К диспергированному асбесту добавляют 10 г смазочной добавки ФК-2000 и смесь повторно диспергируют при тех же условиях: 3 мин, 2-3 тыс. об/мин.

Полученную суспензию механохимически диспергированного и гидрофобизированного асбеста порционно вводят при интенсивном перемешивании в водноорганический полимерносолевой раствор (КМЦ+Сульфацелл+ДФА+KCl+КОН+вода). Затем к этому составу добавляют 3 г мела. Дополнительно перемешивают в течение 1 часа. Определяют технологические показатели (табл.2, раствор 2). Данный буровой раствор не применим для вскрытия засолоненных песчаников, так как он растворяет значительное количество каменной соли, но он пригоден для вскрытия глинистых песчаников благодаря ингибирующему действию катионов калия, присутствующих в нем. Наличие в составе бурового раствора ДФА и смазочной добавки ФК-2000 обеспечивает профилактику гидратообразования и прихвата.

Пример 2.

154 г хлористого натрия и 3 г едкого натрия растворяют в 600 мл воды. К этому раствору добавляют суспензию 10 г КМЦ с 8 г Сульфацелла в 150 г (158 мл) ДФА. Раствор перемешивают до получения стабильного показателя условной вязкости.

В отдельной емкости готовят раствор 6 г (в расчете на безводную соль) сернокислого алюминия в 52 мл воды. В этот раствор при перемешивании засыпают 6 г асбеста. Суспензию асбеста в растворе сернокислого алюминия оставляют в покое на 8-12 часов для химического диспергирования, после чего ее подвергают механическому диспергированию в течение 3 мин при частоте вращения диспергирующего устройства 2-3 тыс. об/мин. К диспергированному асбесту добавляют 11 г смазочной добавки ФК-2000 и смесь повторно диспергируют при тех же условиях: 3 мин, 2-3 тыс. об/мин.

Полученную суспензию механохимически диспергированного и гидрофобизированного асбеста порционно вводят при интенсивном перемешивании в водноорганический раствор (КМЦ+Сульфацелл+ДФА+NaCl+МаОН+вода). Затем к этому составу добавляют 3 г мела. Смесь перемешивают в течение 1,5-2 часов и определяют технологические показатели (табл.2, раствор № 3). Убыль галита после контакта со 100 г бурового раствора составляет 7,78 г. Плотность бурового раствора после контакта с галитом увеличилась на 20 кг/м³. Данный буровой раствор может использоваться для вскрытия слабо засолоненных продуктивных песчаников.

Пример 3.

150 г хлористого натрия и 3 г едкого натрия растворяют в 655 мл воды. К этому раствору добавляют суспензию 10 г КМЦ и 8 г Сульфацелла в 100 г (107,5 мл) ЭЦЗ. Раствор перемешивают до получения стабильного показателя условной вязкости.

В отдельной емкости готовят раствор 5 г (в расчете на безводную соль) сернокислого алюминия в 52 мл воды. В этот раствор при перемешивании засыпают 5 г асбеста. Суспензию асбеста в растворе сернокислого алюминия оставляют в покое на 8-12 часов для химического диспергирования, после чего ее подвергают механическому диспергированию в течение 3 мин при частоте вращения диспергирующего устройства 2-3 тыс. об/мин. К диспергированному асбесту добавляют 10 г смазочной добавки ФК-2000 и смесь повторно диспергируют при тех же условиях: 3 мин, 2-3 тыс. об/мин.

Полученную суспензию механохимически диспергированного и гидрофобизированного асбеста порционно вводят при интенсивном перемешивании в водноорганический раствор (КМЦ+Сульфацелл+ЭЦЗ+NaCl+NaOH+вода). Затем к этому составу добавляют 2 г мела. Смесь перемешивают в течение 1,5-2 часов и определяют технологические показатели (табл.2, раствор № 4). Убыль галита после контакта с 100 г бурового раствора в течение 6 часов при 20°С составляет 3,82 г. Плотность бурового раствора после контакта с галитом повысилась на 15 кг/м ³. Буровой раствор может использоваться для вскрытия засолоненных песчаников.

Пример 4. Раствор № 5 получают по аналогии с раствором № 3.

Пример 5. Раствор № 6 получают по аналогии с раствором № 4.

Пример 6. Раствор № 7 получают по аналогии с раствором № 5. Для загущения вместо КМЦ используют КМОЭЦ.

Технологические показатели буровых растворов определены с использованием стандартного оборудования в соответствии с РД 39-2-645-81, г.Краснодар, ВНИИКрнефть.

Таким образом, заявляемый буровой раствор на водноорганической основе обладает преимуществами по сравнению с известными техническими решениями и может быть особенно полезен при вскрытии газовых и газоконденсатных пластов, породы которых содержат в значительном количестве каменную соль и набухающие сульфатные минералы, а также при промывке геологических разрезов с многолетнемерзлыми породами.

Таблица 1 Состав буровых растворов на водноорганической основе
№ раствора	Массовое содержание компонентов в буровом растворе, %
Вода	Загустители	Органическая жидкость	Компоненты для синтеза кольматирующей твердой фазы	Минерализатор
КМЦ	ГЭЦ	ДФА	ЭЦЗ	Асбест	Al2 (SO4)3	ФК-2000	Мел	NaOH/KOH	NaCl	KCl
1 (прототип)	92,0	Нет	1,0	нет	нет	0,50	0,50	1,0	нет	нет	нет	5,0
2	71,3	1,25	0,75	19	нет	0,5	0,5	1,0	0,3	нет/0,4	нет	5,0
3	65,2	1,00	0,8	15	нет	0,6	0,6	1,1	то же	0,3/нет	15,4	нет
4	70,7	1,00	0,8	нет	10	0,5	0,5	1,0	0,2	0,3/нет	15,0	нет
5	63,5	1,25	0,75	19	нет	0,5	0,5	1,0	то же	0,3/нет	13,2	то же
6	69,1	1,20	0,4	нет	8	0,4	0,4	0,8	0,4	0,3/нет	19,0	то же
7	68,8	1,1*	0,5	нет	10	0,5	0,5	1,0	0,3	0,3/нет	17,0	то же
* КМОЭЦ по ТУ 2231-001-32957739.

Таблица 2 Свойства буровых растворов на водноорганической основе
№ раствора	рН	, г/см3	УВ500, с	Ф30, см3	Статическое напряжение сдвига, дПа	пл., мПа с	Ктрения	, мН/м
1 мин	10 мин
1 (прототип)	6,5	1,035	27	10,0	4	5	Не опред.	0,18	3,5
2	7,4	1,05	74	4,5	6	5	39,6	0,03	29,1
3	7,5	1,10	35	4,5	10	10	33,1	0,11	30,0
4	7,5	1,09	63	3,5	21	22	36,7	0,08	20,6
5	7,8	1,09	41	5,0	20	22	33,4	0,12	28,7
6	7,8	1,15	73	5,5	4	6	30,7	0,06	20,7
7	7,5	1,14	65	6,0	18	22	24,6	0,08	19,9