буровой раствор
Классы МПК: | C09K8/20 природные органические соединения или их производные, например полисахариды или производные лигнина |
Автор(ы): | Паникаровский Валентин Васильевич (RU), Романов Валерий Константинович (RU), Клещенко Иван Иванович (RU), Щуплецов Владимир Аркадьевич (RU), Мацук Станислав Никитич (RU), Кузьмич Людмила Ивановна (RU), Паникаровский Евгений Валентинович (RU), Романов Александр Валерьевич (RU) |
Патентообладатель(и): | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU) |
Приоритеты: |
подача заявки:
2006-06-13 публикация патента:
27.12.2007 |
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, конкретно, к составам буровых растворов, применяемых для вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением - АВПД. Технический результат - сохранение фильтрационных характеристик пород при вскрытии продуктивных пластов с АВПД. Буровой раствор для вскрытия пласта с АВДП содержит, мас.%: бентонитовый глинопорошок 4,00-5,00, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза 1,30-1,50, кремнийорганическая жидкость ГЮК-10 1,00-1,20, целлотон-Ф 1,00-1,10, нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ 0,01-0,05, высокодисперсный аэросил MAC-200 в дизельном топливе 0,50-0,70, баритовый утяжелитель 63,00-70,00, вода 20,45-29,19. 2 табл.
Формула изобретения
Буровой раствор для вскрытия пласта с аномально высоким пластовым давлением, содержащий бентонитовый глинопорошок, карбоксимети-локсиэтилцеллюлозу КМОЭЦ, баритовый утяжелитель, воду, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10, целлотон-Ф, нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ, высокодисперсный аэросил MAC-200 в дизельном топливе при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Бентонитовый глинопорошок | 4,00-5,00 |
Карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза КМОЭЦ | 1,30-1,50 |
Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 | 1,00-1,20 |
Целлотон-Ф | 1,00-1,10 |
Нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ | 0,01-0,05 |
Высокодисперсный аэросил MAC-200 в | |
дизельном топливе | 0,50-0,70 |
Баритовый утяжелитель | 63,00-70,00 |
Вода | 20,45-29,19 |
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, конкретно к составам буровых растворов, применяемых для вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
Вскрытие пластов с АВПД требует использования растворов высокой плотности от 1800 до 2000 кг/м3, обладающих хорошими реологическими свойствами при температурах от 100°С до 130°С, не ухудшающих фильтрационных характеристик пласта.
Известен состав бурового раствора, в котором основой является глинистая суспензия, обработанная амифолнейтрализованным аммиаком с добавками ДСБ-УТТ. А.Ч. (Патент СССР №1836405, кл. С09К 7/02).
Однако раствор такого состава плохо утяжеляется и имеет низкую плотность, а при увеличении плотности возрастает условная вязкость и раствор становится непрокачиваемым.
Наиболее близким к данному буровому раствору является буровой раствор высокой плотности, обладающий хорошими реологическими свойствами, содержащий глинопорошок, акриловый полимер, хлорид калия, карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, барит и воду (Авторское свидетельство СССР №1776689, С09К 7/02).
Недостатком данного раствора являются низкие фильтрационные характеристики пород в пластах с АВПД после проникновения водного фильтрата раствора в пласт. Это связано с тем, что данный раствор обладает высокой водоотдачей и низким статическим напряжением сдвига, что обуславливает образование значительных по размерам зон проникновения, более двух диаметров скважины.
Задача изобретения - сохранение продуктивности скважин, вскрывших пласты с АВПД.
Технический результат - сохранение фильтрационной характеристики пород при вскрытии продуктивных пластов с АВПД.
Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор для вскрытия пласта с аномально высоким пластовым давлением, содержащий бентонитовый глинопорошок, карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу КМОЭЦ, баритовый утяжелитель, воду, в отличии от известного раствор дополнительно содержит кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10, целлотон-Ф, нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ, высокодисперсный аэросил MAC-200 в дизельном топливе при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Бентонитовый глинопорошок | 4,00-5,00 |
Карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза КМОЭЦ | 1,30-1,50 |
Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 | 1,00-1,20 |
Целлотон-Ф | 1,00-1,10 |
Нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ | 0,01-0,05 |
Высокодисперсный аэросил MAC-200 в дизтопливе | 0,50-0,70 |
Баритовый утяжелитель | 63,00-70,00 |
Вода | 29,19-20,45 |
Бентонитовый глинопорошок ПБМА по ОСТ 39-202 или бентонитовый глинопорошок Бентокон-Супер по ТУ 5751-002-581-56178-02 используются как наполнители.
Карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза КМОЭЦ по ТУ 2231-001-32957739-98 - порошкообразный продукт с содержанием основного вещества до 70%. Применяется для регулирования свойств растворов.
Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 по ТУ 6-02-696-72. Водно-спиртовой раствор мононатриевой соли этилсилантриола. Применяется для регулирования рН-раствора, уменьшения темпа наработки глины.
Целлотон-Ф по ТУ 0392-002-32957739-98 - темно-коричневый порошок, хорошо совместимый с любыми типами буровых растворов, служит для повышения реологических характеристик.
Нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ по ТУ 6-09-5283-86 - кристаллический порошок, хорошо растворим в воде и органических растворителях. Применяется в качестве гидрофобизатора глинистых пород, повышает термостойкость буровых растворов.
Высокодисперсный аэросил MAC-200 по ТУ 39-888-83 - порошок плотностью 2200 кг/м 3. Применяется в качестве пеногасителя пресных растворов, повышает термостойкость химических реагентов.
Баритовый утяжелитель по ГОСТ 4682-84 поставляется в виде концентрата с содержанием BaSO4 - 88,0 мас.%, влажность не более 2,0%, плотность 4210 кг/м3.
В предлагаемом буровом растворе состав ингредиентов при данном соотношении позволяет получить раствор плотностью до 1920 кг/м 3, термостойкий при температуре 130°С, стабилен, обладает хорошими фильтрационными и реологическими характеристиками. В то же время раствор превосходит прототип по своим реологическим характеристикам, имеет низкую водоотдачу, высокое статическое напряжение сдвига и термостойкость. Заявляемое изобретение благодаря оптимальному соотношению компонентов позволяет сохранить фильтрационные характеристики пород (таблица 1).
Карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза КМОЭЦ обеспечивает регулирование фильтрационных и вязкостных свойств раствора.
Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 предотвращает гидратацию и набухание гидрофильных глинистых частиц, снижает темп наработки глинистого раствора.
Целлотон-Ф, производимый ЗАО «Полицелл» (г.Владимир), обеспечивает образование плотной корки, предотвращающей фильтрацию водного фильтрата раствора в пласт.
Использование в составе нитрилотриметилфосфоной кислоты НТФ и высокодисперсного гидрофобизированного аэросила MAC-200 в дизельном топливе - ингибитора (гидрофобизатора) глинистых пород позволяет понижать вязкость и фильтрацию пресных буровых растворов и повышает их термостойкость. В качестве наполнителя использован бентонитовый глинопорошок хорошей коллоидальности (с выходом более 12 м3/т), обеспечивающий создание первоначальной структуры раствора для удержания утяжелителя, образование фильтрационной корки.
Для экспериментальной проверки бурового раствора в лабораторных условиях был приготовлен состав. Технология его приготовления сводится к следующему: наполнитель (бентонитовый глинопорошок) оставляют на 24 ч в воде, далее в суспензию вводится карбоксиметилоксиметилцеллюлоза КМОЭЦ, кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10, целлотон-Ф и все перемешивают в течение 1 ч, вводят в раствор нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ и высокодисперсный аэросил MAC-200 в дизельном топливе и перемешивают в течение 30 мин, затем вводится баритовый утяжелитель и перемешивается в течение 1 ч. Технологические параметры раствора замеряются на стандартных приборах. Результаты представлены в таблице 2.
После приготовления раствора проводились эксперименты по оценке влияния проникновения водного фильтрата раствора на фильтрационные характеристики пород.
Анализ экспериментов показывает, что оптимальное значение технологических параметров и данные по изменению фильтрационной характеристики образца породы после прокачки через него водного фильтрата раствора, подтверждает необходимость использования бурового раствора при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Бентонитовый глинопорошок | 4,00-5,00 |
Карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза КМОЭЦ | 1,30-1,50 |
Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 | 1,00-1,20 |
Целлотон-Ф | 1,00-1,10 |
Нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ | 0,01-0,05 |
Высокодисперсный аэросил MAC-200 в | |
дизельном топливе | 0,50-0,70 |
Баритовый утяжелитель | 63,00-70,00 |
Вода | 29,19-20,45 |
Буровой раствор для вскрытия пластов с АВПД месторождений Ямальского и Уренгойского нефтегазоносных районов должен иметь плотность от 1800 до 2000 кг/м3 , так как пластовые давления изменяются от 42,0 до 56,0 МПа, а пластовые температуры от 100°С до 140°С.
Данные экспериментальных исследований, проведенных на образцах керна Ямбургского месторождения, показывают, что водный фильтрат заявляемого раствора незначительно ухудшает фильтрационные характеристики пород, и коэффициент восстановления проницаемости значительно выше по сравнению с известными.
Таблица 1 | |||||||
Номер раствора | Месторождение, скважина | Проницаемость, К, 1·10 -3 мкм2 | Пористость, % | Остаточная водонасыщенность, % | Проницаемость по керосину, К, 1·10-3 мкм2 | Коэффициент восстановления проницаемости, % | |
до опыта | после опыта | ||||||
1 | Ямбургское, 413, обр.75 | 14,8 | 15,5 | 39,2 | 5,57 | 5,56 | 99,0 |
Прототип | Ямбургское, 413, обр.119 | 14,2 | 14,3 | 43,7 | 4,34 | 1,22 | 28,0 |
Таблица 2 | ||||||||
Состав раствора мас.% | Параметры бурового раствора | |||||||
Плотность, кг/м 3 | Условная вязкость, с | Статическое напряжение сдвига , 1/10, дПа | Фильтрация, см 3/30 мин | Пластическая вязкость, мПа·с | Динамическое напряжение сдвига, дПа | рН | ||
Глинопорошок | 5,00 | |||||||
КМОЭЦ | 1,50 | |||||||
ГКЖ-10 | 1,00 | 1915 | 59,0 | 21,00/63,70 | 2,9 | 65,0 | 138,90 | 11,14 |
Целлотон-Ф | 1,00 | |||||||
НТФ | 0,01 | |||||||
MAC-200 в дизтопливе | 0,70 | |||||||
Баритовый утяжелитель | 70,00 | |||||||
Вода | 20,79 |
Класс C09K8/20 природные органические соединения или их производные, например полисахариды или производные лигнина