буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты

Формула изобретения

1. Буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты, содержащий глинопорошок, органический стабилизатор, понизитель температуры замерзания, полигликоль и воду, отличающийся тем, что в качестве органического стабилизатора используют полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу, а в качестве понизителя температуры замерзания ацетат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок	3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза
ФКМЦ	0,3-0,6
Полигликоль	0,3-0,5
Ацетат натрия	1,0-4,0
Вода	Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 774 г/моль при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок	3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза
ФКМЦ-774	0,4-0,6
Полигликоль	0,3-0,5
Ацетат натрия	1,0-4,0
Вода	Остальное

3. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 1334 г/моль при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок	3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза
ФКМЦ-1334	0,3-0,5
Полигликоль	0,3-0,5
Ацетат натрия	1,0-4,0
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к буровым растворам, предназначенным для использования в породах многолетней мерзлоты, в условиях Тундры и Тайги.

Основные технические решения передовых нефтедобывающих компаний по направлению разработки буровых растворов для пород в условиях многолетней мерзлоты направлены на улучшение их вязкостных и кольматирующих свойств, использование при низких температурах, исключение негативного воздействия на буровую технику.

Известны буровые растворы на водной основе, в которых для понижения температуры замерзания используют хлористые кальций, натрий или магний (бишофит), все хлориды предназначены для предупреждения замерзания буровых растворов и направления осмотических процессов из пласта в скважину [Рязанов Р.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург.: Летопись, 2005. - 250 с.].

Недостатками данных буровых растворов являются низкий уровень кольматирующей способности и негативное воздействие на буровую технику.

Известен промывочный раствор для бурения пород многолетней мерзлоты, который включает поваренную соль, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ и воду [Кудряшев Б.Б., Яковлев A.M. Новая технология бурения скважин в мерзлых породах. - М: Недра, 1973. - 102 с.].

Данный промывочный раствор обладает сильным воздействием на буровую технику.

Известен буровой раствор на водно-органической основе, состав которого включает карбоксиметилцеллюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу, N,N-диметилформамид, хризотил-асбест, сульфат алюминия, смазочную добавку ФК-2000, мел, гидроксид натрия или гидроксид калия, хлорид натрия или хлорид калия, воду [Патент РФ № 2352602, 7 МПК C09K 8/10, 2007 г.].

Данный буровой раствор слабоустойчив к низким температурам и обладает недостаточными кольматирующими свойствами.

Известен буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, в состав которого входят глинопорошок, мел, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ, конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ, акриловый полимер Унифлок , вода [Патент РФ № 2200180, 7 MПК C09K 7/02, 2000 г.].

Недостатком данного бурового раствора является высокая температура замерзания, что делает невозможным его использование в условиях многолетней мерзлоты.

Наиболее близким аналогом является буровой раствор для вскрытия многолетнемерзлых пород, в состав которого входят глинопорошок, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ, хлорид натрия, борат натрия, полигликоль и пластовая вода в заданном соотношении компонентов, мас%: глинопорошок - 3,0÷4,0, КМЦ - 0,10÷0,15, хлорид натрия - 1,5÷3,0, борат натрия - 0,2÷0,3, полигликоль - 0,3÷0,5 и пластовая вода - остальное [Патент РФ № 2285030, 7 МПК C09K 8/20, 2006 г.].

Недостатком данного бурового раствора является недостаточное обеспечение устойчивости к отрицательным температурам, высокая вязкость и недостаточно высокие кольматирующие свойства.

Целью предлагаемого изобретения является улучшение технологических свойств бурового раствора, а именно: повышение кольматирующих свойств, повышение устойчивости к низким температурам, снижение воздействия на буровую технику.

Техническим результатом изобретения является создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты.

Технический результат достигается в буровом растворе для использования в породах многолетней мерзлоты, содержащем глинопорошок, органический стабилизатор, понизитель температуры замерзания, полигликоль и воду, отличающемся тем, что в качестве органического стабилизатора используют полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу, а в качестве понизителя температуры замерзания ацетат натрия при следующем соотношении компонентов, мас%:

Глинопорошок	3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза
ФКМЦ	0,3-0,6
Полигликоль	0,3-0,5
Ацетат натрия	1,0-4,0
Вода	Остальное

Буровой раствор характеризуется тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 774 г/моль при следующем соотношении компонентов, мас%:

Глинопорошок	3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза
ФКМЦ-774	0,4-0,6
Полигликоль	0,3-0,5
Ацетат натрия	1,0-4,0
Вода	Остальное

Буровой раствор характеризуется тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 1334 г/моль при следующем соотношении компонентов, мас%:

Глинопорошок	3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза
ФКМЦ-1334	0,3-0,5
Полигликоль	0,3-0,5
Ацетат натрия	1,0-4,0
Вода	Остальное

Компоненты, входящие в состав заявленного бурового раствора в предлагаемом составе и представленном соотношении, усиливают свойства и способствуют получению технологичных буровых растворов, при этом глинопорошок является структурообразователем коллоидной фазы, полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза ФКМЦ - органическим стабилизатором, ацетат натрия и соли, находящиеся в составе пластовых вод, являются понизителями температуры замерзания, а полигликоль является смазочной незамерзающей добавкой.

Основными преимуществами предложенного бурового раствора для использования в породах многолетней мерзлоты являются высокие антифризные свойства и низкая вязкость. В таблице сравнения вязкостных свойств водного раствора полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ и обычной карбоксиметилцеллюлозы КМЦ приведены данные, которые показывают, что при одинаковых значениях вязкости буровых растворов в предлагаемом растворе возможно повышение содержания органического стабилизатора. Это позволяет обеспечить лучшую кольматацию при сохранении вязкостных свойств бурового раствора. Использование ацетата натрия позволяет снизить температуру замерзания и стоимость бурового раствора.

Таблица
Скорость сдвига, с-1	Вязкость 5% раствора, сП
	ФКМЦ-774	КМЦ-560	ФКМЦ-1334	КМЦ-1120
1000	2,4	5,8	6,3	14,4
900	2,5	5,8	6,3	14,4
700	2,7	5,8	6,9	14,5
500	2,8	5,8	7,2	14,6
300	2,9	6,2	7,5	15,6
200	3,6	6,6	9,3	16,6
100	4,0	7,5	11,2	18,7
50	7,0	9,0	19,3	22,5
20	18,0	25,0	41,2	62,0
10	25,0	40,0	59,8	98,3
0,1	1040	3220	2540	7630

Использование глинопорошка в массовом соотношении 3,0-5,0% позволяет достигать оптимальной структуры бурового раствора, при уменьшении концентрации глинопорошка ниже 3,0% происходит разжижение бурового раствора, что делает невозможным его использование, при увеличении концентрации глинопорошка выше 5,0% буровой раствор становится высоковязким, что также делает невозможным его использование.

Использование полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ в заявленном интервале позволяет регулировать вязкостные свойства бурового раствора, уменьшение концентрации полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ ниже предполагаемого интервала ведет к значительному снижению вязкости, что делает буровой раствор слишком жидким, а увеличение концентрации полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ выше предполагаемого интервала ведет к повышению вязкостных свойств, что делает буровой раствор непригодным для использования в выбранных условиях.

Использование полигликоля в массовом соотношении 0,3-0,5% позволяет регулировать структуру бурового раствора, понижая температуру замерзания, в то же время осуществляя смазку буровой техники. При уменьшении концентрации полигликоля ниже 0,3% не обеспечивает достаточный уровень смазки буровой техники, при увеличении концентрации полигликоля выше 0,5% не изменяет свойств бурового раствора, поэтому не ведет к дальнейшему улучшению свойств бурового раствора.

Использование ацетата натрия в массовом соотношении 1,0-4,0% позволяет понизить температуру замерзания бурового раствора до оптимальной температуры, равной -5°C, необходимой при работе с породой многолетней мерзлоты, приводит к уменьшению концентрации ацетата натрия ниже 1,0%, повышению температуры замерзания, а увеличение концентрации ацетата натрия выше 4,0% приводит к значительному снижению вязкости бурового раствора, что также делает невозможным его дальнейшее использование.

Предлагаемые варианты приготовления буровых растворов рассмотрены ниже:

Пример 1

Берут 93,2 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,4 г ФКМЦ-774 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 2,0 г ацетата натрия.

Пример 2

Берут 93,0 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,6 г ФКМЦ-774 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 2,0 г ацетата натрия.

Пример 3

Берут 91,3 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,3 г ФКМЦ-1334 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 4,0 г ацетата натрия.

Пример 4

Берут 91,1 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,5 г ФКМЦ-1334 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 4,0 г ацетата натрия.