безглинистый буровой раствор

Формула изобретения

1. Безглинистый буровой раствор для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств карбоксилметилкрахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Формиат натрия	13-44
Карбоксилметилкрахмал	3-5
Мраморный порошок	0-14
Вода	Остальное

2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,13-0,3 мас.% от массы бурового раствора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к безглинистым солёным растворам для вскрытия бурением зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий минерализованную воду, в качестве акрилового ингредиента - полиакриламид и дополнительно - длинноцепочечный полимер анионной целлюлозы и силикат натрия (патент RU 2170753 С2, С 09 К 7/02, 20.07.2001).

Известен безглинистый буровой раствор системы "Flo-Pro" фирмы M-I Drilling Fluids, включающий, мас.%: в качестве стабилизатора оксид магния - 0,4, регулятора реологических свойств - биополимер Flo-Vis Plus - 0,5, модифицированный крахмал Flo-Trol - 1,2, жидкий бактерицид M-I Cide - 0,05, наполнитель - мраморный порошок - 9,0, утяжелитель - хлорид калия - 3,0, воду остальное.

Однако при бурении скважин в карбонатных породах этот раствор неудовлетворительно очищается от выбуренной породы, что приводит к быстрому абразивному износу как забойного, так и бурового оборудования на поверхности, а также этот раствор химически агрессивен по отношению к оборудованию и экологически опасен по отношению к окружающей среде.

Наиболее близким аналогом является технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях АВПД и повышенных температур, включающая полисахаридный реагент или смесь полисахаридных реагентов, мас.%: 0,1 - 7,0, в качестве утяжелителя - соль муравьиной кислоты щелочного метала 45,0 - 83,0 и воду остальное (патент RU 2215016 С1, С 09 К 7/02, 27.10.2003).

Известная технологическая жидкость не обеспечивает требуемые флоккулирующие свойства раствора.

Задачей изобретения является сохранение первоначальных коллекторских свойств, продуктивных пластов коллекторов, сохранение от разуплотнения массива горных пород, как песчаника, так и глинистых сланцев.

Технический результат заключается в обеспечении высоких флоккулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высоких скоростей бурения, обеспечении высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии АВПД.

Безглинистый буровой раствор для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств карбоксилметилкрахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 13-44, карбоксилметилкрахмал 3-5, мраморный порошок 0-14, вода остальное. Безглинистый буровой раствор может дополнительно содержать в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,13-0,3 мас.% от массы бурового раствора.

Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая: карбоксилметилкрахмал (КМК) придаёт раствору необходимые реологические свойства и регулирует водоотдачу, а с добавкой формиата натрия эти свойства могут измениться, поэтому концентрацию КМК до 5% можно считать оптимальной. С увеличением концентрации формиата натрия усиливаются тиксотропные свойства, и полученный раствор лучше очищается от выбуренной породы. При этом получаемый эффект существует до концентрации формиата натрия 44%. Вводом в буровой раствор пеногасителя MAC 200, растворённого в дизельном топливе в соотношении 1:20, удаётся регулировать процесс пенообразования. Оптимальный эффект достигается при концентрации 0,3%. При необходимости добавляется до 14% мраморного порошка, который является инертным по отношению ко всем введённым реагентам и предназначен для дополнительного утяжеления бурового раствора и формирования фильтрационной корки.

В состав приготовляемого раствора входит формиат натрия /ТУ У З.50-14308351-130-99/, массовая доля 88%, массовая доля воды 0,66%. Известен как хороший пластификатор и консервант, применяется в строительстве и других отраслях народного хозяйства. В состав раствора входят также мраморный порошок, например, марки МР-2 (микромрамор молотый ТУ 5716-002-369-45182-2003), производитель "Спецбурматериалы", г. Москва, карбоксилметилкрахмал (КМК), широко применяется в бурении скважин (ТУ 2262-016-32957739-01, ТУ 2232-007-2957739-99), производитель "Спецбурматериалы", г. Москва, пеногаситель MAC 200 (ТУ 39-08-125-77), представляющий собой высокодисперсный пирогенный гидрофобизированный кремнезем, производитель "Спецбурматериалы", г. Москва.

Буровой раствор готовят следующим образом.

На требуемый объём безглинистого бурового раствора для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением набирается техническая вода, через глиномешалку по циклу, не через скважину, вводят 3% КМК, в технической (обсадной) колонне производят замену жидкости на приготовляемый раствор, через скважину водят 13% формиата натрия. Затем вводят по циклу по 1% КМК и добавляют формиат натрия, доводя до необходимой плотности безглинистый буровой раствор. При этом достигается насыщение формиатом натрия до 44%, а плотность возрастает до 1330 кг/м³. При необходимости при вскрытии проницаемых горных пород добавляется до 14% мраморного порошка, плотность возрастает до 1450 кг/м³. Толщину фильтрационной корки можно регулировать подбором мраморного порошка разной степени дисперсности. При приготовлении замеряют стандартные параметры раствора: плотность, условная вязкость, динамические напряжения сдвига, пластическая вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, водородный показатель среды, толщина фильтрационной корки, липкость и т.п.

Технологические параметры растворов приведены в таблице. Проведённые испытания показывают, что изменение содержания ингредиентов в меньшую сторону (состав №1) не обеспечивает необходимых технологических параметров, а в большую сторону (состав №15) экономически не выгодно, так как повышенный расход реагентов не приводит к ожидаемому эффекту.

Таблица Состав и свойства безглинистого бурового раствора
Номер опыта	Состав раствора, масс.%					Плотность кг/м3	Условная вязкость, сек	Пластическая вязкость мПа*с	ДНС дПа	Водоотдача см3 /30 мин
	Формиат натрия	КМК	Мраморный порошок МР-2	Пеногаситель MAC 200	Вода
1	0	3	0	0	97	1000	56	-	-	-
2	9,0	3	0	0	88	1050	30	-	-	-
3	13,0	5	0	0	82	1070	70	-	-	-
4	23,0	4	0	0	73	1150	90	-	-	-
5	30,0	4	0	0,13	65,87	1220	67	-	-	-
6	37,0	3	0	0,13	59,87	1270	62	-	-	-
7	39,0	3	0	0,24	57,76	1280	62	-	-	-
8	40,0	3	0	0,23	56,77	1295	63	39	134,1	-
9	42,0	3	0	0,22	55,78	1310	63	52	86,21	-
10	44,0	3	0	0,32	52,68	1330	63	53	91,0	3,2
11	41,0	3	6	0,32	49,68	1380	80	56	119,7	2,2
12	39,0	3	10	0,32	47,68	1400	100	62	-	4,6
13	38,0	3	12	0,32	46,68	1450	95	29	134	-
14	37,0	4	14	0,30	44,70	1450	100	-	-	-
15	39,0	4	14	0,30	42,7	1450	115	-	-	6