буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов

Формула изобретения

1. Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий воду, стабилизатор фильтрационных и структурно-реологических показателей и структурообразователь, отличающийся тем, что в качестве структурообразователя раствор содержит ксантановый биополимер, в качестве стабилизатора фильтрационных и структурно-реологических показателей - смесь триэтаноламина и таллового масла при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Биополимер	0,2-0,4
Триэтаноламин	5-10
Талловое масло	3-4
Вода	Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит карбонатный утяжелитель, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности при вскрытии продуктивных пластов.

Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов (патент РФ № 2179568, С09K 7/02, опубл. 2002.02.20), содержащий крахмал, биополимер, карбонатный утяжелитель, спирт, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду. Раствор содержит в качестве спирта полигликоль, в качестве ПАВ - гидрофибизирующее ПАВ - ПКД-515 и дополнительно смазочную добавку - реагент ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом - оксалем при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Крахмал - 1,0-1,5;

Биополимер - 0,2-0,3;

Карбонатный утяжелитель - 5-10;

Полигликоль - 3-5;

Указанное ПАВ - 1,5-2,0;

Указанная смазочная добавка - 0,5-1,0;

Вода - остальное.

Указанный раствор обеспечивает повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта. Недостатком данного раствора являются неудовлетворительные структурно-реологические характеристики при высоких температурах.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является буровой раствор (Ивачев Л.М. Промывочные жидкости. - М.: Недра, 1975, с.87-88), включающий глинопорошок - 4-5%, стабилизатор - до 15% и водную суспензию карбонатного утяжелителя. Однако известный раствор обладает неудовлетворительными структурно-реологическими характеристиками при низких скоростях течения раствора в температурном диапазоне от 20 до 90°С, что не обеспечивает вынос шлама на поверхность при бурении скважин больших диаметров.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов, обладающего улучшенными структурно-реологическими свойствами.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является устранение указанного недостатка, а именно улучшение структурно-реологических характеристик при низких скоростях течения раствора в температурном диапазоне от 20 до 90°С и снижение значения показателя фильтрации.

Указанный технический результат достигается за счет того, что буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий воду, стабилизатор фильтрационных и структурно-реологических показателей и структурообразователь, в качестве структурообразователя содержит биополимер, а в качестве стабилизатора фильтрационных и структурно-реологических показателей - смесь триэтаноламина и таллового масла, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Биополимер - 0,2-0,4;

Триэтаноламин - 5-10;

Талловое масло - 3-4;

Вода - остальное.

Кроме того, буровой раствор дополнительно содержит карбонатный утяжелитель, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности. В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов плотностью 1400÷1450 кг/м³. В качестве карбонатного утяжелителя может применяться, в частности, мраморная крошка. В качестве биополимера используют, например, ксантановый полимер, который является микробным экзополисахаридом и представляет собой ксантановую смолу высокой степени очистки, обладающую выраженными вязкоупругими свойствами. Ксантановые полимеры выпускаются под различными торговыми марками, например, «Сараксан», «Сараксан-Т», «Родопол» и имеют одни и те же физико-химические и технологические свойства. Достигаемый эффект обеспечивается комплексным воздействием всех компонентов, входящих в состав заявляемого бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов.

Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов готовят следующим образом.

Перемешивают воду и биополимер, например «Сараксан» или «Сараксан-Т», или «Родопол». Предварительно смешивают триэтаноламин и талловое масло, которые берут в количествах, необходимых для получения бурового раствора требуемой концентрации. Затем вводят указанную смесь в водный раствор биополимера с последующим перемешиванием до равномерного распределения смеси в растворе. При необходимости производят утяжеление мраморной крошкой до достижения плотности 1400÷1450 кг/м³. По изменению фильтрационных показателей и структурно-реологических свойств после нагревания бурового раствора по сравнению с показателями раствора после приготовления судят о его термостойкости. После выдерживания бурового раствора при температуре 120°С в течение 8 ч (термостатирования) его показатель фильтрации и структурно-реологические характеристики остаются стабильными. Показатели раствора до и после термостатирования приведены в таблице 1, где - плотность (кг/м³), - показатель фильтрации (см³ за 30 мин), _пл - пластическая вязкость (мПа·с), ₀ - динамическое напряжение сдвига (Па), Т - температура раствора на момент определения показателей (°С), БП - биополимер, МК - карбонатный утяжелитель (мраморная крошка), ТЭ - триэтаноламин, ТМ - талловое масло. Погрешность температуры допускается в пределах ±5°С. Показатель пластической вязкости определяют с помощью вискозиметра Chandler 3500 LS.

Аналогичным образом готовят растворы с различным соотношением компонентов. Затем свойства полученных буровых растворов исследуют в лабораторных условиях. При этом полученные данные характерны для всех растворов, приготовленных с использованием любого из биополимеров («Сараксан», «Сараксан-Т», «Родопол»), т.к. принципиальных отличий по технологическим свойствам между упомянутыми биополимерами нет.

В таблице 2 приведены данные об изменении структурно-реологических характеристик предлагаемого бурового раствора при различных соотношениях компонентов.

В таблице 3 приведены данные об изменении структурно-реологических характеристик предлагаемого бурового раствора при различных температурах. При этом эффективную вязкость ( _э, Па·с) вычисляют по формуле:

, где

- показатель шкалы вискозиметра;

n - частота вращения цилиндра вискозиметра, об/мин.

Данные, приведенные в таблице 2, показывают, что при содержании триэтаноламина ниже 5%, таллового масла ниже 3% и биополимера ниже 0,2% увеличивается показатель фильтрации (п.1 табл.2 и п.1 табл.3), а при содержании триэтаноламина более 10%, талового масла более 4% и биополимера более 0,4% ухудшаются структурно-реологические характеристики (п.7 табл.2 и п.6 табл.3).

Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что структурно-реологические характеристики при низких скоростях течения раствора имеют устойчивые значения в температурном диапазоне от 200 до 850°С при содержании талового масла от 2% до 4% (п.1, 2, 3, 4, 5 табл.3), однако при содержании талового масла 2% показатель фильтрации увеличивается и становится больше 30 (см³ за 30 мин) (п.1 табл.2 и п.1 табл.3). Содержание других компонентов больше или меньше указанных пределов также ухудшает структурно-реологические характеристики бурового раствора, поэтому указанные пределы содержания ингредиентов в буровом растворе являются оптимальными. Причем БП в п.1 табл.1 и п.1, 2 табл.2 - «Сараксан», в п.2 табл.1 и п.3, 4 табл. - «Сараксан-Т», выпускаемые по ТУ 2458-006-00480709-03, в п.3, 4 табл.1 и п.5, 6, 7 табл.2 - «Родопол», выпускаемый по ТУ 2458-001-5276120-08.

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет получить буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с улучшенными структурно-реологическими свойствами.

Таблица 1 Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
№	Состав раствора	Показатели раствора
термостатирование при 120°С 8 ч			Т	пл	0
1	91,6%вода+0,4%БП+5%ТЭ+3%ТМ	до	1020	8	25	22	9
		85	24	10
после	1020		25	20	8
		85	21	9
2	(90,8%вода+0,2%БП+5%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	до	1370	6	25	29	11
		85	26	17
после	1370	5	25	22	7
		85	26	9
3	(86,7%+0,3%БП+10%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	до	1420	6	25	26	8
		85	25	10
после	1420	5	25	25	10
		85	21	14
4	(85,7%+0,3%БП+10%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	до	1420	5	25	28	7
		85	20	8
после	1420	4	25	25	8
		85	22	9

Таблица 2 Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
№	Состав раствора			Т	пл	0
1	(93,9%вода+0,1%БП+4%ТЭ+2%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1410	>30	25	44	17
		85	39	19
2	91,6%вода+0,4%БП+5%ТЭ+3%ТМ	1020	8	25	22	9
		85	24	10
3	(91,7%вода+0,3%БП+5%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1410	6	25	37	13
		85	40	15
4	(90,8%вода+0,2%БП+5%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1370	6	25	29	11
		85	26	17
5	(86,7%вода+0,3%БП+10%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1420	6	25	26	8
		85	25	10
6	(85,7%вода+0,3%БП+10%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1420	5	25	28	7
		85	20	8
7	(82,5%вода+0,5%БП+12%ТЭ+5%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1420	4	25	28	8
		85	11	6

Таблица 3 Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
№ п/п	t	Скорость вискозиметра, об/мин
0,1	0,2	0,3	0,6	1	2	3	6	10	20	30	60	100	200	300	600
э
1		(85,9% вода+0,1%БП+4%ТЭ+2%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1410	>30
25	6000	4500	4000	2500	2100	1350	1000	650	480	315	240	165	126	93	79	62
85	36000	19500	13000	8000	5400	3450	2500	1600	960	495	340	200	144	98	79	59
2		91,6% вода+0,4%БП+5%ТЭ+3%ТМ	1020	8
25	10000	8500	7000	6500	4100	1350	1000	650	480	315	240	165	126	63	19	18
85	36000	19500	15000	11000	5400	3450	2500	1600	960	495	340	200	144	68	21	23
3		(91,7% вода+0,3%БП+5%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1410	6
25	8500	5000	3500	2500	2500	1200	650	350	240	135	130	50	48	50	43	35
85	19000	11500	8000	8000	6500	3400	2400	900	780	455	220	170	125	59	58	56
4		(86,7% вода+0,3%БП+10%ТЭ+3%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1420	6
25	7500	4500	3000	2000	1500	900	600	350	240	135	120	70	69	50	43	35
85	18000	10500	7000	7000	4500	2400	1600	800	480	255	190	110	87	59	46	36
5		(86,7% вода+0,3%БП+10%ТЭ+4%ТМ)+100%МК сверх 100% раствоpa	1420	5
25	4500	3000	2500	1500	1200	750	500	350	240	150	120	80	66	50	42	35
85	10500	6000	4000	2500	1500	825	600	300	210	120	120	70	57	44	36	28
6		(82,5% вода+0,5%БП+12%ТЭ+5%ТМ)+100%МК сверх 100% раствора	1420	5
25	4500	3000	2000	1500	1050	675	500	350	240	165	130	90	82	53	45	37
85	0	0	500	250	300	150	100	100	75	60	50	45	12	28	23	17