буровой раствор

Классы МПК:C09K8/04 водные составы для бурения скважин
Автор(ы):, , , ,
Патентообладатель(и):ОАО НПО "Буровая техника" (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2004-06-07
публикация патента:

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к буровым растворам на водной основе. Техническим результатом является повышение ингибирующей способности бурового раствора при одновременном улучшении технологических параметров раствора. Буровой раствор содержит, мас.%: глину - 1,5-3,0, карбоксиметилцеллюлозу - 0,1-0,3, карбоксиметилкрахмал - 0,75-1,5, смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов - 0,75-1,0, продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции С13 -C15 - 0,75-1,5, смазочную добавку - 0,5-3,0, воду - остальное. 2 табл.

Формула изобретения

Буровой раствор, включающий глину, карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую добавку, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит регулятор структурно-механических свойств - карбоксиметилкрахмал и эмульгатор - смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов, а в качестве ингибирующей добавки - продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции С13-C15 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина1,5-3,0
Карбоксиметилцеллюлоза0,1-0,3
Карбоксиметилкрахмал 0,75-1,5
Смесь эфиров и амидов жирных кислот 
и этаноламидов0,75-1,0
Продукт ректификации олигомеров 
пропилена изоолифинового типа  
фракции С13 -C15 0,75-1,5
Смазочная добавка 0,5-3,0
Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к буровым растворам на водной основе.

Для бурения в глинисто-песчаных породах разработаны различные составы и рецептуры ингибированных буровых растворов на водной основе, включающие ингибирующие добавки: NaCl, KCl, CaCl2, Са(ОН)2, 4СаОАl2 O3·12Н2O, 6СаО3SiO 2·2H2O, Na2SiO3 , К2SiO3 и другие полиэлектролиты, а также кремнийорганические жидкости ГКЖ-10, 11, полигликоли и др. (Э.Г.Кистер "Химическая обработка буровых растворов". М., Недра, 1972 г.). Разработанные ингибированные буровые растворы уменьшили гидратацию глинистых минералов, однако не решили в полной мере проблемы устойчивости стенок скважин и снижения осложнений в процессе строительства скважин в глинисто-песчаном комплексе пород.

Кремнийорганические жидкости, силикаты натрия, калия и их водные растворы обладают высокой щелочностью, что снижает ингибирующую способность на глинистые пласты.

Ближайшим техническим решением, выбранным за прототип, является буровой раствор, содержащий глину, карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую добавку, смазочную добавку и воду (патент РФ №2174996, кл. С 09 К 7/02 от 12.01.2000 г.).

Однако данный состав бурового раствора обладает невысокой ингибирующей способностью, вследствие чего может возрастать интенсивность перехода глинистой твердой фазы в буровой раствор, в связи с чем потребуются дополнительные затраты реагентов-понизителей вязкости и реологических параметров раствора, либо многократное разбавление технической водой с последующей обработкой реагентами-стабилизаторами для снижения фильтрации.

Задача изобретения - повышение ингибирующей способности бурового раствора при одновременном улучшении технологических параметров раствора.

Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор, включающий глину, карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую добавку, смазочную добавку и воду, дополнительно содержит регулятор структурно-механических свойств - карбоксиметилкрахмал и эмульгатор - смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов, а в качестве ингибирующей добавки - продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции С1315 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

глина1,5-3,0
карбоксиметилцеллюлоза0,1-0,3
карбоксиметилкрахмал 0,75-1,5
смесь эфиров и амидов жирных кислот 
и этаноламидов0,75-1,0
продукт ректификации олигомеров 
пропилена изоолифинового типа  
фракции С11 -C15 0,75-1,5
смазочная добавка 0,5-3,0
вода остальное

В качестве компонентов бурового раствора можно использовать

глину в виде глинопорошка (ТУ 39-0147001-105-93);

реагент-стабилизатор карбоксиметилцеллюлоза, например Камцел 3 (ТУ2231-002-50277563-00);

регулятор структурно-механических свойств карбоксиметилкрахмал, например КМЦ-БУР (ТУ2262-016-32957739-01);

ингибирующую добавку - продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции C13-C15 (ТУ 2411-020-05766801-94) - модификатор твердой фазы (МТФ);

эмульгатор, смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов (ТУ 6-14-1035-79);

смазочную добавку, реагент на основе моноэтаноламиновой соли таллового масла с растворителем СОНБУР 1101 (ДСБ-4ТТ) (ТУ2458-014-00151816-2001).

Сопоставительный анализ заявляемого изобретения с прототипом и аналогами позволяет сделать вывод, что предлагаемое техническое решение отвечает критерию "новизна" и "существенные отличия", так как в своем составе в качестве ингибитора твердой фазы содержит новый реагент - модификатор твердой фазы - продукт ректификации олигомеров пропилена изоолифинового типа фракции C13 -C15, кроме того, содержит эмульгатор - смесь эфиров и амидов жирных кислот и этаноламидов.

Примеры приготовления заявляемого раствора в лабораторных условиях

Пример 1. 15 г глинопорошка затворяют в 956,5 г пресной воды и перемешивают. В полученную глинистую суспензию вводят 1 г Камцел 3 и перемешивают 20 мин, после чего вводят 7,5 г КМК-БУР и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 7,5 г МТФ с введенным в него 7,5 г эмульгатора; перемешивают и вводят 5 г СОНБУР 1101 (ДСБ-4ТТ). После перемешивания в течение 30 мин раствор считается приготовленным.

Пример 2. 22,5 г глинопорошка затворяют в 926,75 г пресной воды и перемешивают. В полученную глинистую суспензию вводят 2 г Камцел 3 и перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 11,25 г МТФ с введенным в него 8,75 г эмульгатора; перемешивают и вводят 17,5 г СОНБУР 1101 (ДСБ-4ТТ). После перемешивания в течение 30 мин раствор считается приготовленным.

Пример 3. 30 г глинопорошка затворяют в 897 г пресной воды и перемешивают. В полученную глинистую суспензию вводят 3 г Камцел 3, перемешивают, вводят 15 г КМК-БУР и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 15 г МТФ с введенным в него 10 г эмульгатора; перемешивают и вводят 30 г СОНБУР 1101 (ДСБ-4ТТ). После перемешивания в течение 30 мин раствор считается приготовленным.

В таблице 1 приведены компонентные составы заявляемого раствора (составы 1, 2, 3) и прототипа (составы 4. 5, 6).

Технологические параметры растворов замерялись с помощью стандартных приборов и методик в соответствии с Инструкцией по методам контроля качества буровых растворов, М., ВНИИБТ, 1972 г.

Ингибирующие свойства растворов определялись по показателю увлажняющей способности в соответствии с РД39-2-813-82, Краснодар, ВНИИКрнефть, учитывающий влияние капиллярной пропитки, диффузии, осмотического массопереноса на процесс гидратации глинистой фазы. Чем меньше значение показателя (По), тем выше ингибирующая способность раствора.

Смазывающие свойства растворов, характеризующие трение между фильтрационной коркой на стенке скважины и бурильными трубами, определяли по коэффициенту сдвига корки КСК с помощью прибора КСК - ВНИИБТ. Чем меньше его значение, тем меньше липкость глинистой корки и, следовательно, выше смазывающие и противоприхватные свойства раствора.

В таблице 2 приведены результаты проведенных исследований.

Таблица 1
№ составаКомпонентный состав, мас.%.
  ГлинаКМЦКМК-БУР Ингиби рующая добавкаЭмульгатор Смазочная добавка Ингнби рующая добавка -полигликольКМЦ Ингиби рующая добавка - KCl Смазочная добавкаВода
Состав 11,50,1 0,750,75 0,750,5- --- остальное
Состав 2 2,250,21,12 1,120,871,75 --  -остальное
Состав 33,0 0,31,5 1,51,03,0 --- -остальное
Состав 45,0- -- --3 0,2050,50 остальное
Состав 5 10,0-- --- 40,357 0,75остальное
Состав 615,0- -- --5 0,5091,00 остальное

Таблица 2
№ составаТехнологические параметры растворов
плотность, г/см3условная вязкость, споказатель фильтрации, см3СНС, дПАКСК По, мм/ч рН
За 1 мин за 10 мин
Состав 1 1,01264,2 14,526,10,105 0,2609,5
Состав 21,02 283,521,8 37,50,0960,258 9,7
Состав 3 1,0232 3,12949,3 0,0870,2579,9
Состав 41,02 235 4,47,80,28 0,398,2
Состав 51,0826 46,510,2 0,250,378,6
Состав 6L14 35314,4 20,20,230,36 8,9

Как следует из анализа данных таблицы 2, заявляемый раствор (составы 1-3) обладает значительно лучшими технологическими параметрами, ингибирующйми и смазывающими свойствами по сравнению с раствором-прототипом (составы 4-6), что обеспечит технологическую эффективность его применения при бурении скважин в интервалах потенциально неустойчивых глинисто-песчаных пород.

Применение предлагаемого раствора позволяет благодаря уменьшению гидратации глинистой составляющей пласта его водной фазой исключить кавернообразование, прихват бурильного инструмента, сохранить устойчивость ствола скважины.

Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2268909

patent-2268909.pdf

Класс C09K8/04 водные составы для бурения скважин

способ получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе -  патент 2491411 (27.08.2013)
высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов -  патент 2453576 (20.06.2012)
способы и композиции для обработки подземных участков -  патент 2361897 (20.07.2009)
вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах -  патент 2356929 (27.05.2009)
способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации -  патент 2351627 (10.04.2009)
цвиттерионные полимеры, содержащие звенья типа бетаина, и применение цвиттерионных полимеров в промывочной жидкости -  патент 2333225 (10.09.2008)
реагент для обработки буровых растворов и способ его получения -  патент 2321611 (10.04.2008)
стабильная водомасляная эмульсия -  патент 2313567 (27.12.2007)
способ повышения вязкости и стабильности водомасляных эмульсий -  патент 2313566 (27.12.2007)
состав для приготовления гидрофобной эмульсии и гидрофобная эмульсия -  патент 2296791 (10.04.2007)
Наверх