буровой раствор на углеводородной основе

Формула изобретения

Буровой раствор на углеводородной основе, включающий нефть, кубовые остатки синтетических жирных кислот КОСЖК, гидроксид натрия и утяжелитель, отличающийся тем, что содержит в качестве утяжелителя барит и/или мел и дополнительно – структурообразователь - битум строительный и парафин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Битум строительный 5,0-10,0

Парафин 1,5-2,0

КОСЖК 1,0-1,5

Гидроксид натрия 0,7

Барит и/или мел 20,0-35,0

Нефть Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам буровых растворов, предназначенных для вскрытия продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами, бурения скважин с отбором оценочного кернового материала, а также для глушения нефтяных и газовых скважин.

Известен буровой раствор на углеводородной основе сложного состава, содержащий в качестве структурообразующей добавки алкилбензосульфонат кальция, изобутиловый спирт и глину (см. а.с. СССР № 1108097, кл.С 09 К 7/06,1984).

Недостатком этого бурового раствора являются высокие вязкостные и структурно-реологические свойства, структурирование в процессе бурения, неоправданный расход материалов и реагентов при регулировании параметров раствора.

Из существующего уровня техники известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий нефть или дизтопливо, минерализованную хлоридом магния воду, гидрооксохлорид магния, олигоалкоксиорганосилоксаны, КОСЖК, гидрооксид натрия и утяжелитель (см. а.с. 1383774).

Недостатком известного бурового раствора являются высокие значения условной вязкости и структурно-реологических свойств, рост их в процессе бурения за счет накопления в растворе выбуренной породы, а также недостаточная агрегативная устойчивость и стабильность, присущая эмульсионным растворам (обращение фаз).

Задачей настоящего изобретения является эффективное снижение вязкостных свойств бурового раствора на углеводородной основе, замедление или полное прекращение роста структурно-реологических свойств при обогащении бурового раствора выбуренной породой.

Поставленная задача решается тем, что буровой раствор на углеводородной основе, включающий нефть, кубовые остатки синтетических жирных кислот (КОСЖК), гидрооксид натрия и утяжелитель, содержит в качестве утяжелителя барит и/или мел и дополнительно структурообразователь - битум строительный и парафин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Битум строительный 5,0-10,0

Парафин 1,5-2,0

КОСЖК 1,0-1,5

Гидрооксид натрия 0,7

Барит и/или мел 20,0-35,0

Нефть Остальное

Из патентной и научно-технической литературы нам не известны буровые растворы, содержащие совокупность указанных выше компонентов в предложенном качественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого технического решения.

Парафин и строительный битум в данном растворе являются структурообразователями. Будучи низкомолекулярными продуктами переработки нефти они придают раствору низкие вязкостные и структурно-реологические свойства. Они не только обеспечивают необходимые уровни вязкости и статического напряжения сдвига, но и замедляют их рост при обогащении бурового раствора выбуренной породой. При этом исключается неконтролируемое повышение структурно-реологических свойств раствора в процессе промывки скважины. Сохранение прочности структуры в процессе бурения позволяет повысить эффективность применения раствора за счет экономии реагентов, входящих в его состав.

Из существующего уровня техники нам не известно, что компоненты, входящие в состав предлагаемого бурового раствора в данном сочетании, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию “изобретательский уровень”.

Методика приготовления бурового раствора на углеводородной основе в лабораторных условиях следующая.

Отмеренное количество нефти в термостойком стакане, помещенном в водяную баню, нагревают до 70-75°С при постоянном перемешивании перемешивающим устройством. Затем последовательно с небольшим интервалом в 5-10 минут добавляют измельченные битум строительный и парафин. Смесь перемешивают около 30 минут при постоянном поддержании температуры 70-75°С, после чего добавляют КОСЖК и продолжают перемешивать еще 15 минут. Омыление КОСЖК производят добавлением расчетного количества 48%-ного раствора гидрооксида натрия при перемешивании в течение 15 минут. Для утяжеления раствора добавляют барит или мел и перемешивают еще 15 минут.

Состав и свойства растворов на углеводородной основе представлены в таблице.

Как видно из данных таблицы, структурно-механические свойства раствора достаточны для обеспечения как утяжеления, так и удержания в нем во взвешенном состоянии выбуренной породы.

На скважине раствор готовят следующим образом.

Нефть, находящуюся в емкости, оборудованной перемешивающим устройством и парообогревом, предварительно нагревают до 75-80°С, закачивают в емкость объемом 6 м³, оборудованную парообогревом, обвязанную с фрезерно-струйной мельницей. Сюда же через мельницу вводят расчетное количество измельченного битума и парафина. Смесь перемешивают 30-40 минут, вводят кубовые остатки синтетических карбоновых жирных кислот (КОСЖК). После перемешивания в течение 15 минут в раствор вводят расчетное количество 48%-ного водного раствора гидроксида натрия. При поддержании температуры смеси около 75°С и одновременном перемешивании в течение 20 минут происходит омыление КОСЖК. Далее раствор перекачивают в емкость блока приготовления растворов. Аналогично описанному готовят следующие порции раствора на углеводородной основе и накапливают его в емкостях блока приготовления и хранения растворов.

Перед бурением с блока приготовления и хранения раствор перекачивают в насосно-емкостной блок и через эжекторную воронку утяжеляют баритом или мелом до необходимой плотности.

Раствор на углеводородной основе предложенного состава использовался при бурении оценочной скважины № 2002 куста 13 Южно-Вайнтойского месторождения ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”. Испытания показали высокую стабильность структурно-механических показателей, фильтратоотдачи и вязкости в процессе длительного использования раствора, высокий процент выноса керна (95-98 %), отвечающего всем требованиям, предъявляемым к оценочным кернам.

Таблица

Источники информации

1. А.с.СССР №1108097, кл. С 09 К 7/06, 1984.

2. А.с. СССР № 1383774 , кл. С 09 К 7/06, 1999.