БУРОВОЙ РАСТВОР
DRILLING MUD

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях высоких забойных температур до 220°C.
Из уровня техники известен раствор на водной основе, содержащий 35% глины, 0,2% хромпика с добавлением лигносульфонатов и акрилатов, обладающий высокой термостойкостью (Кистер Э.Г., Химическая обработка буровых растворов, М., Недра, 1972, с.283-285, табл.22). Однако раствор обладает низкими ингибирующими свойствами, а введение даже небольших количеств электролитов приводит к ухудшению его показателей. Известный раствор также имеет высокое значение показателя фильтрации при забойных температурах более 90-100°C.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому буровому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и стабилизатор глин ВПК-402 (описан в RU 2148702 C1, E21B 33/13, С09К 7/02, 10.05.2000).
Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, высокое значение показателя фильтрации, низкая соле- и термоустойчивость.
Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно, повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости.
Для получения дополнительного технического результата, повышения плотности, буровой раствор утяжеляется баритовым концентратом.
10
16
Технический результат предлагаемого изобретения достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок и полиэлектролит ВПК-402, дополнительно содержится жидкий парафин C-C и пеногаситель MAC-200 при следующем соотношении компонентов, масс.%:
Глинопорошок
3,3-5,3;
ВПК-402
1,4-2,4;
жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub>
5,3-8,8;
Пеногаситель MAC-200
0,06-0,2;
Вода
остальное.
10
16
Кроме жидкого парафина C-C можно использовать или многоатомный спирт, или талловое масло, или смесь таллового масла с многоатомным спиртом.
В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор с плотностью от 1000 до 2200 кг/м3. В качестве утяжелителя может применяться, в частности, барит. Причем экспериментальные данные (см. табл.3) позволяют судить о том, что показатели фильтрации в условиях воздействия температуры до и после термостатирования не меняются в зависимости от наличия или отсутствия утяжелителя.
Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 3,3% до 5,3%. С ухудшением марки глинопорошка концентрация увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе, не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.
Полиэлектролит ВПК - 402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмоний-хлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.
5
4
6
Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·10. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 10 до 10.
Пеногаситель MAC-200 - термостойкий реагент, который нашел широкое применение при бурении скважин на нефть и газ и может быть использован при бурении скважин на термальные воды и перегретый пар. Пеногаситель MAC-200 представляет собой высокодисперсный пирогенный кремнезем (аэросил) с модифицированной поверхностью. Основой аэросила является чистая аморфная непористая двуокись кремния в виде мелкодисперсных частиц сферической формы, сохраняющая работоспособность в диапазоне температур от - 40° до 250°C.
10
16
10
16
10
16
10
16
В предлагаемом буровом растворе, в отличие от существующих, предусматривается использование катионного полимера ВПК-402 в такой концентрации, при которой обеспечивается управление полярностью связей молекул воды, что приводит к формированию устойчивого водо-катионнополимерного каркаса и снижению показателя фильтрации. Цикличность и катионный заряд в каждом мономерном звене полимера придают полимеру высокую термо- и солеустойчивость. При этом одновременно повышаются ингибирующие свойства раствора. Использование в указанных концентрациях катионного полимера в составе бурового раствора исключительно меняет межчастичное взаимодействие в растворе за счет изменения полярности связей воды. Водная фаза, поляризованная катионным полимером, практически не реагирует на ввод электролитов с одно- и поливалентными катионами вплоть до насыщения. Таким образом, при вскрытии солевых отложений предлагаемый раствор не требует дополнительной обработки и перерасхода материалов, особенно понизителей фильтрации. При увеличении забойной температуры в процессе углубления необходимо произвести несложную химобработку, которая заключается во вводе жидкого парафина C-C в указанном количестве. Жидкий парафин C-C в составе бурового раствора входит в ячейки сформированного водо-катионнополимерного каркаса и тем самым повышает их устойчивость настолько, что они сохраняются в виде структур даже при 200°-220°C. Выбор жидкого парафина от C до C объясняется следующим: с уменьшением длины цепи менее C возрастает пожароопасность, а с увеличением более C наблюдается возрастание вязкости вплоть до непрокачиваемого состояния.
Предлагаемый буровой раствор отличается от известных простотой состава, управлением технологическими показателями, ингибирующими свойствами, соле- и термоустойчивостью и низкими значениями показателя фильтрации при забойных высокотемпературных условиях.
Изобретение поясняется Таблицами 1, 2, и 3.
В таблице 1 отражаются результаты исследований по влиянию концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых пород в сравнении с известным раствором.
пл
0
2
2
4
3
В таблице 2 приведены технологические показатели буровых растворов: показателей фильтрации (ПФ), пластической вязкости (η) и динамического напряжения сдвига (τ) до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C. В таблице 2 также приведены показатели буровых растворов, включающих в качестве добавки такие соли, как NaCl, CaCl, Al(SO).
В таблице 3 приведены результаты экспериментальных исследований, отражающие изменение показателей фильтрации (ПФ), в условиях воздействия температуры до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C.
В таблицах 1, 2, 3 приведены примеры, подтверждающие осуществление изобретения. Аналогичные результаты были получены для многоатомных спиртов, таллового масла и их смесей.
3
3
Из таблиц 1-3 следует, что при содержании ВПК-402 ниже 1,4% показатель фильтрации ПФ [см за 30 мин] более 10 см (табл.2, п.2), а после термостатирования ПФ имеет неприемлемые значения (табл.2, пп.2, 3), и при этом устойчивость глин не обеспечивается (табл.1, п.3). Причем эксперименты проводились при температуре 25°C и ΔP=0,75 МПа.
Таким образом, минимально допустимое содержание ВПК-402 в предлагаемом растворе составляет 1,4%, что приводит к снижению показателя фильтрации, позволяет управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород.
10
16
10
16
10
16
Повышение термостойкости до 220°C и снижение показателя фильтрации в забойных условиях обеспечивается вводом жидких парафинов C-C. При уменьшении жидкого парафина C-C (менее 5,3%) (табл.2, п.3) показатель фильтрации после термостатирования увеличивается, а при увеличении жидкого парафина C-C (более 8,8%) (табл.2, п.7) наблюдается перерасход при незначительном изменении показателя фильтрации.
10
16
Дополнительно проверялась термостойкость утяжеленного раствора путем термостатирования при 220°C в течение 36 часов. Буровой раствор при указанных концентрациях компонентов в составе раствора полностью восстанавливается после термостатирования при 220°C (табл.2, п.4-7). Кроме того, при содержании в составе раствора жидкого парафина C-C снижается показатель фильтрации при высоких забойных температурах, например при 130°C и 220°C (табл.3).
Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка солей натрия, кальция, алюминия и др. практически не влияет на технологические показатели бурового раствора (табл.2, п.п.8-10 и табл.3, п.7).
10
16
Данный буровой раствор может быть приготовлен, например, следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его полного распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402 и жидкий парафин C-C, и затем вводят пеногаситель MAC-200.
В случае необходимости увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита до требуемой плотности бурового раствора.
В отличие от всех существующих буровых растворов на водной основе, используемых при строительстве скважин, pH среды практически не оказывает влияние на ингибирующие и термосолестойкие свойства, а также на технологические показатели предлагаемого бурового раствора и поэтому его регулирование не производится.
Таблица 1
Влияние концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых пород
№
Состав раствора
Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 10 сут
Известный раствор (прототип)
1
94,34% Вода +5,6% Глинопорошок +0,06% ВПК-402
набухание и разрушение
2
94,1%) Вода +5,6% Глинопорошок +0,3% ВПК-402
набухание и разрушение
Предлагаемый раствор
3
87%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С<sub>10</sub>-С<sub>16</sub> +0,1% МАС-200
незначительное набухание
4
86,8%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,4% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С<sub>10</sub>-С<sub>16</sub> +0,2% МАС-200
набухание отсутствует
5
86,7%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,6% ВПК-402 +7,4% Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub>+ 0,2% МАС-200
Набухание отсутствует
6
86,6% Вода +3,9% Глинопорошок +2,1% ВПК-402 +7,2%о Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub> +0,2% МАС-200
набухание отсутствует
7
86,5% Вода +3,9% Глинопорошок +2,4% ВПК-402 +7% Жидкий парафин С<sub>10</sub>-С<sub>16</sub> +0,2% МАС-200
набухание отсутствует
Таблица 2
Технологические показатели буровых растворов до и после термостатирования
№
Состав раствора, масс.%
Добавка соли, %
ПФ
Показатели раствора
при 25°C
при 82°C
η<sub>пл</sub>
τ<sub>0</sub>
η<sub>пл</sub>
τ<sub>0</sub>
1
94,1% Вода +5,6% Глинопорошок+0,3% ВПК-402
75
10
17,1
6
11,7
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч
>100
раствор расслоился
2
94% Вода +4,5% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +0,2% МАС-200
11
18
5,4
13
3,7
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч
>40
16
3,4
9
2,8
Предлагаемый раствор
3
89,74% Вода +4,3% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +4,6% Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub> +0,06% МАС-200
7
20
5,7
14
4,4
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч
25
16
5,4
12
4,4
4
89,94% Вода +3,3% Глинопорошок +1,4% ВПК +5,3% Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub> +0,06% МАС-200
4
28
8,4
15
6,2
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч
6
16
5,4
12
4,4
5
87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub> +0,2% МАС-200
3,5
40
8,4
16
6,2
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч
4,5
23
5,8
13
4,8
6
85,1% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +8,8% Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub> +0,2% МАС-200
3
44
9,6
16
6,6
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч
4
25
6,2
15
5,2
7
82% Вода +3,8% Глинопорошок +1,7% ВПК +12,3% Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub> +0,2% МАС-200
3
55
10,8
25
9,4
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч
4
38
10,2
24
8,8
8
87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub> +0,2% МАС-200
30% NaCl
4
35
8,2
18
5,8
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч
5
26
6,2
16
5,2
9
87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub> +0,2% МАС-200
30% CaCl<sub>2</sub>
4
48
7,4
26
5,8
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч
6
46
6,4
22
6,0
10
87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C<sub>10</sub>-C<sub>16</sub> +0,2% МАС-200
15% Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)3
4
38
6,4
23
6,4
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч
4,5
44
8,4
26
7,8