Полимер-глинистый буровой раствор

 

Использование: бурение нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам. Сущность: для улучшения ингибирующих и реологических свойств, сохранения стабильности при повышенной температуре и обеспечения селективности полимерного компонента для улучшения очистки от выбуренной породы с одновременным снижением стоимости предлагаемый буровой раствор содержит, мас.%: глина 3,0-10,0; реагент-стабилизатор 0,1-1,0; гивпан-гидролизованные в щелочи отходы тканей полиакрилонитрила 0,1-1,0; кремнефтористый аммоний 0,1-0,4 и вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к составу буровых растворов.

В последние десятилетия в практике строительства скважин широко используются ингибированные буровые растворы, которые позволяют максимально уменьшить диспергацию выбуренной породы, повысить устойчивость стенок скважин, улучшить очистку раствора от выбуренной породы, добиться стабилизации свойств бурового раствора.

В качестве ингибирующих добавок применяют нейтральные соли одновалентных (KCl, NaCl) и двухвалентных (CaSO₄, CaCl₂) металлов, силикаты одновалентных металлов (Na₂SiO₃nH₂O), гидроокси двухвалентных металлов (Ca(OH)₂), квасцы (KAl(SO₄)₂), а также мыла жирных кислот или кремнеорганические соединения (ГКЖ) [1] Известны, например, следующие составы ингибированных полимер-глинистых буровых растворов, мас.

по [2] глина 3-15; хлорид калия 1-6, углещелочной реагент 0,5-2,0; продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила 0,5-2,0; продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила 0,5^oC2,0; плав хлоридов, получаемый из твердых хлоридов производства четыреххлористого титана 0,5-4,0; вода остальное; по [3] глинопорошок 1-2; гидролизованный полиакрилонитрил 12,5-16,7; сульфат меди 0,8-1,2; хлорид натрия или сильвинит 2-25, вода остальное; по [4] бентонит 3-5; едкий калий 0,5-1,0; гипан 0,5-1,0; запечная пыль электрофильтров цементного производства 3-5; отход электролиза алюминиевого производства 1-3; вода остальное; по [5] глина 5-15; реагент НР на основе продукта щелочного гидролиза нитронного волокна 0,025-0,100; гидрофобизатор ИВВ-1 0,1-0,5; вода остальное.

Недостатками известных технических решений являются, во-первых, многокомпонентность составов и соответственно сложность их приготовления, и, во-вторых, повышенная степень загрязнения буровых растворов, обусловленная тем, что гидролизованный полиакрилонитрил, будучи щелочным, способствует сильной диспергации глинистых частиц и повышает вязкость бурового раствора. Предлагаемые добавки обладают слабыми ингибирующими и флокулирующими свойствами.

Аналогом к предлагаемому изобретению является буровой раствор по [6] состава, мас% Бентонит 2-5 Полиакриламид 0,1-0,5 Продукт гидролиза мокрых отходов волокна нитрон с содержанием роданистого натрия 2-6% 0,02-0,1 Вода Остальное Необходимо отметить, что буровой раствор по данному техническому решению обладает хорошими крепящими свойствами. Однако его недостатками являются повышенные значения реологических свойств и низкая селективность полимерного компонента, а также нестабильность параметров при повышенной температуре.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков и достигаемому эффекту является техническое решение по [7] в котором предлагается буровой раствор, содержащий следующие ингредиенты, мас.

Глина 4-10
Реагент-стабилизатор 0,5-1,0
Кремнефтористый аммоний (КФА) 0,1-0,5
Вода Остальное
В качестве реагента стабилизатора используют карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или реагент НР.

Недостатками известного технического решения являются высокий коэффициент коллоидальности бурового раствора и нестабильность его параметров при повышенной температуре, что может привести к осложнениям в процессе бурения.

Состав бурового раствора не позволяет эффективно и одновременно регулировать его фильтрационные и реологические свойства: увеличение концентрации полимера резко повышает реологические показатели раствора; если при этом увеличить содержание КФА, повышается коррозионная активность бурового раствора; уменьшение концентрации полимера приводит к увеличению показателя фильтрации.

В результате перечисленных свойств данный состав пригоден в большей степени для вторичного вскрытия и заканчивания, чем для бурения скважин.

Целью изобретения является улучшение технологических свойств: ингибирующих, реологических; сохранение стабильности при повышенной температуре и обеспечение селективности полимерного компонента для улучшения очистки бурового раствора от выбуренной породы и снижение стоимости.

Поставленная цель достигается тем, что полимер-глинистый раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор, КФА и воду, содержит дополнительно гивпан-гидролизованные в щелочи отходы тканей полиакрилонитрила при следующем соотношении компонентов, мас.

Глина 4,0-10,0
Реагент-стабилизатор 0,1-1,0
Кремнефтористый аммоний 0,1-0,4
Гивпан-гидролизованные в щелочи отходы тканей полиакрилонитрила 0,1-1,0
Вода остальное
Заявляемый буровой раствор отличается от известного введением Гивпана. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "Новизна".

Полимер Гивпан представляет собой гидролизованные в щелочи неутилизируемые отходы готовых тканей полиакрилонитрила, неизбежно образующиеся на текстильных и швейных предприятиях (ТУ-49560-04-02-90). Он принципиально отличается от Гивпана, получаемого гидролизом ценного полиарилонитрила сырья для производства искусственных волокон и от нитронного реагента НР, который получают в процессе гидролиза отходов волокна "Нитрон" на стадии его получения.

Изобретательный уровень предлагаемого технического решения заключается в том, что сочетание кремнефтористого аммония и реагентов-стабилизаторов (КМЦ или ПАА) неожиданно позволило получить полимерный агент селективного действия, который сохраняет свои свойства при повышенных значениях температуры благодаря добавке Гивпана.

Для приготовления буровых растворов заранее за 3 сут готовят 20%-ные растворы бетонита и гивпана, 10%-ный раствор КМЦ и 1%-ный раствор полиакриламида (ПАА). Смешав указанные растворы в необходимости соотношении с добавлением воды, полученную смесь перемешивают в течение 2 ч. Замеряют стандартные параметры: плотность (), условную вязкость (УВ), показатель фильтрации (ПФ), предельное напряжение сдвига (_o), пластическую вязкость (_пл). Кроме того, определяют содержание активной глинистой составляющей (C_к). В основу определения концентрации коллоидных частиц положен экспресс-метод определения бетонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (MC) [1]
После того, как замеряют все параметры, раствор помещают в водяную баню и прогревают в течение 2 ч при температуре 80^oC. Затем, не остужая, замеряют параметры бурового раствора при 80^oC.

Результаты сведены в таблицу.

Пример 1. Для приготовления бурового раствора с содержанием мас. глина 7; КМЦ 0,3; гивпан 0,2; КФА 0,4; вода остальное берут 350 г 20%-ного бентонитового раствора, 606 г воды, 30 г 10%-ного КМЦ, 10 г 20%-ного гивпана, 4 г КФА. Полученную смесь перемешивают в течение 2 ч.

Результаты замеров при 20 и 80^oC в таблицу (состав N 3).

Пример 2. Для приготовления бурового раствора с содержанием, мас. глина 7; ПАА 0,3; гивпан 0,2; КФА 0,4; вода остальное берут 350 г 20%-ного бентонитового раствора, 336 г воды, 30 г 1%-ного ПАА, 10 г 20%-ного гивпана, 4 г КФА. Полученную смесь перемешивают в течение 2 ч.

Результаты замеров при 20 и 80^oC в таблице (состав N 8).

При 20^oC составы по примерам 1 и 2 имеют соответственно показатели:
=1050 кг/м³;
;
;
;
;
.

Аналоги при 20^oC имеют показатели:
=1050 кг/м³;
УВ=67 с;
ПФ=5,0 см³;
h_пл=33,4 мПас;
_o=96,7 Н/м²;
С_к=3,00%
Прототип при 20^oC имеет показатели:
;
;
;
;
;
.

Предлагаемые составы, таким образом, технологичнее.

При 80^oC предлагаемый состав, в отличие от прототипа и аналога, не разжижается.

Известно, что рекомендуемые буровые растворы должны при плотности 1050 кг/м³ иметь содержание коллоидной глинистой составляющей (C_к) в пределах 2,63-2,80% [8] Увеличение C_к приводит к повышению структурно-механических свойств бурового раствора, уменьшению водоотдачи. Снижение C_к меньше допустимого может привести к нарушению устойчивости системы, повышению показателя фильтрации. Результаты исследования, приведенные в таблице, показывают, что прототип и аналог имеют повышенные значения C_к=2,95-3,05% вязкостные параметры: УВ= 34-67 с; _пл=16,3-33,4 мПас; _o=42,5-96,7 Н/м². Т.е при массовом бурении использование этих растворов может привести к осложнениям, затрудняет очистку скважин от выбуренной породы.

В то же время предлагаемый состав характеризуется селективностью полимерного компонента (таблица).

Таким образом, предлагаемый буровой раствор обладает лучшими технологическими свойствами, чем известный: удовлетворяет всем требованиям к буровым растворам, т.е. имеет оптимальные значения фильтрационных, вязкостных параметров, не подвержен температурным изменениям, обладает хорошими флокулирующими свойствами, что позволит обеспечить полную очистку бурового раствора от твердой фазы вырубленной породы. Пригоден для массового бурения.

Технологичность рекомендуемых составов, дешевизна и доступность используемых компонентов позволяет достичь высоких технико-экономических показателей бурения скважин.

Формула изобретения

Полимерглинистый буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор, кремнефтористый аммоний и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гивпангидролизованные в щелочи отходы тканей полиакрилонитрила при следующем соотношении компонентов, мас.

Глина 4,0 10,0
Реагент-стабилизатор 0,1 1,0
Кремнефтористый аммоний О,1 0,4
Гивпангидролизованные в щелочи отходы тканей полиакрилонитрила 0,1 - 1,0
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 21-2003

(73) Патентообладатель:
ООО "ЮганскНИПИ-нефть" (RU)

Договор № 16409 зарегистрирован 03.04.2003

Извещение опубликовано: 27.07.2003        

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:
ООО "Центр исследований и разработок ЮКОС"

(73) Патентообладатель:
Ковентри Лимитед (WS)

Договор № РД0002515 зарегистрирован 04.10.2005

Извещение опубликовано: 20.12.2005        БИ: 35/2005