буровой раствор на углеводородной основе

Формула изобретения

Буровой раствор на углеводородной основе, включающий углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, утяжелитель и структурообразователь, отличающийся тем, что в качестве структурообразователя содержит атактический полипропилен и парафин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Углеводородная основа - 65-80

Синтетическая жирная кислота - 0,7-2,8

Гидроксид натрия - 0,60-2,40

Атактический полипропилен - 1,4-5,0

Парафин - 0,70-3,0

Утяжелитель - Остальноеу

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям, применяемым при вскрытии и гидроразрыве продуктивных пластов, для глушения скважин при капитальном ремонте, а также к бурению оценочных скважин с пониженным пластовым давлением с отбором керна, с естественной нефтеводонасыщенностью.

Известен раствор на нефтяной основе известково-битумный (Рязанов Я.А. "Справочник по буровым растворам". - М.: "Недра", 1979, с.54-59), состоящий из дизельного топлива, негашеной извести, барита, высокоокисленного битума, поверхностно-активного вещества, нефти, воды.

Недостатком вышеуказанного раствора являются большие затраты времени на операции, связанные с разогревом при растворении битума в дизельном топливе. Как показывает практика, на приготовление вышеуказанного раствора с использованием высокоокисленного битума в объеме 150 м³ на скважинах затрачивается 10-12 суток, из этого 80% времени расходуется на растворение битума.

Наиболее близким решением является "Буровой раствор на углеводородной основе" (а. с. 1263705, С 09 К 7/06, прототип), состоящий из углеводородной основы, высокоокисленного битума, синтетической жирной карбоновой кислоты, полиорганоалкоксисиланов и силоксанов, гидроксида натрия, глинопорошка, утяжелителя.

Недостатком вышеуказанного решения является то, что процесс получения бурового раствора на углеводородной основе технологически неудобный и трудоемкий, кроме того, используются сложное оборудование и токсичные материалы.

Для устранения перечисленных выше недостатков, повышения стабильности бурового раствора на углеводородной основе при высоких температурах и улучшения реологических характеристик предлагаем буровой раствор на углеводородной основе, включающий синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, утяжелитель и структурообразователь, где в качестве которого используются атактический полипропилен и парафин при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Углеводородная основа - 65 - 80

Синтетическая жирная кислота - 0,7 - 2,8

Гидроксид натрия - 0,60 - 2,40

Атактический полипропилен - 1,4 - 5,0

Парафин - 0,70 - 3,0

Утяжелитель - Остальное

Приготовление бурового раствора на углеводородной основе осуществляется следующим образом.

В небольшом количестве углеводородной основы, например дизельного топлива, разогретой до температуры 60-70^oС, растворяют синтетическую жирную кислоту (далее по тексту - СЖК) и парафин, отдельно растворяют атактический полипропилен также в небольшом количестве углеводородной основы с температурой 60-70^oС. После этого растворенные ингредиенты бурового раствора на углеводородной основе вводят в оставшуюся часть углеводородной основы, которая предварительно налита в перемешивающее устройство, перемешивают 5-10 мин. Затем в смесь добавляют гидроксид натрия - водный раствор каустической соды, перемешивая при этом всю композицию. В процессе 10-минутного перемешивания СЖК вступает в реакцию с гидроксидом натрия, образуя мыла. Совместный ввод атактического полипропилена и парафина приводит к синергетическому эффекту увеличения вязкости, т.е. проявляется логарифмическая аддитивность вязкости, тиксотропных свойств. Это позволяет значительно сократить расход атактического полипропилена и существенно влиять на структурно-механические свойства раствора. После этого раствор утяжеляют до необходимой плотности (удельного веса) утяжелителем, например баритом. Весь буровой раствор на углеводородной основе перемешивают еще 10 минут. Общее время приготовления 40-50 минут. Готовый буровой раствор на углеводородной основе оставляют на сутки в покое для "созревания", т.е. полного набора структурных и реологических характеристик. Через сутки производят замер технологических параметров.

Пример

В 20-40 мл дизельного топлива, разогретого до температуры 60-70^oС, раздельно растворяют 3 г (0,92%) СЖК, 3 г (0,92%) парафина и 6 г (1,84%) атактического полипропилена. Затем растворенные ингредиенты бурового раствора на углеводородной основе смешивают с 258 мл дизельного топлива с температурой 20^oС и все перемешивают 5-10 мин. После этого в смесь добавляют 1,6 мл (0,74%) гидроксида натрия - 50%-ного водного раствора каустической соды для омыления СЖК, интенсивно перемешивая в течение 10 минут всю композицию. В полученную смесь вводят 27 г (8,31%) утяжелителя, например барита, постоянно перемешивая еще не менее 10 мин.

В табл. 1 приведены различные составы бурового раствора на углеводородной основе, влияние состава на свойства раствора приведено в табл. 2.

Как видно из табл. 1 и 2, предлагаемый буровой раствор на углеводородной основе при высоких температурах свыше 100^oС с количеством атактического полипропилена меньше 1,4% имеет неудовлетворительные реологические характеристики: низкую вязкость, низкие структурно-механические свойства, высокие значения показателя фильтрации (свыше 10 см³ за 30 мин), все это не обеспечивает термостабильность раствора и ведет к выпадению в осадок утяжелителя, а снижение концентрации парафина меньше 0,7% приводит к получению неудовлетворительных технологических параметров: значения вязкости превышают 150 с; высокие значения статистического и динамического напряжения сдвига, что приводит к возрастанию начального давления промывки скважины вплоть до технически невозможного.

Введение в раствор количества атактического полипропилена больше 5% приводит к резкому загущению раствора, при этом условная вязкость превышает значения 160 с (оптимальные значения 50-150 с при температуре 15-20^oС), кроме того, возрастает динамическое напряжение сдвига, что отрицательно сказывается на условиях промывки скважины, приводит к росту давления прокачки раствора в скважину вплоть до значений, делающих технически невозможным выполнение операций по промывке скважины, а увеличение концентрации парафина больше 3% приводит к получению растворов, имеющих значения вязкости ниже 50 с, низкие структурно-механические свойства и высокие показатели фильтрации до 4 см³ и более за 30 мин. Такой раствор становится седиментационно нестабильным при высоких температурах свыше 100^oС, расслаивается по плотности в покое и не пригоден для утяжеления.

Анализ известных показаний и эффектов каждого из компонентов показал, что применение их единичного или в произвольной комбинации не приводит к получению ожидаемого эффекта при использовании предлагаемого бурового раствора на углеводородной основе при высоких температурах свыше 100^oС.

Экспериментально установлено, что заявляемый состав компонентов, каждый из которых потенцирует эффект другого, в указанных количественных соотношениях обеспечивает достижение синергетического эффекта, т.е. проявления логарифмической аддитивности вязкости, тиксотропных свойств. Таким образом, по сравнению с отдельными компонентами их смесь обладает новыми свойствами, приводящими к достижению указанного выше результата.