БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
DRILLING MUD FOR PRODUCTIVE FORMATION ENTERING

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.
3
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/м. 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.
3
3
3
пл
0
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/м. 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 ρ - плотность (кг/м), Φ - показатель фильтрации (см за 30 мин), η - пластическая вязкость (мПа·с), τ - 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.
э
В таблице 3 приведены данные об изменении структурно-реологических характеристик предлагаемого бурового раствора при различных температурах. При этом эффективную вязкость (η, Па·с) вычисляют по формуле:
, где
φ- 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).
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 (см 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 1Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
№
Состав раствора
Показатели раствора
термостатирование при 120°С 8 ч
ρ
Φ
Т
η<sub>пл</sub>
τ<sub>0</sub>
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 2Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
№
Состав раствора
ρ
Φ
Т
η<sub>пл</sub>
τ<sub>0</sub>
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 3Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов
№ п/п
t
Скорость вискозиметра, об/мин
ρ
Φ
0,1
0,2
0,3
0,6
1
2
3
6
10
20
30
60
100
200
300
600
η<sub>э</sub>
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