Склад для приготування реагенту для обробки бурових розчинів

Корисна модель відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до складів хімічних реагентів для обробки бурових розчинів, а саме для отримування бурових розчинів з низьким вмістом твердої фази. Відомий малоглинистий буровий розчин, що містить глинопорошок, вуглелужний реагент, гідроксид натрію, сополімер метакрилату і метакрилової кислоти, дизельне паливо та воду [ав.св. SU №1326601 А1, С09: 7/02, Бюл. №28, 1987р.]. Цей буровий розчин, хоча за своєю рецептурою і має низьку концентрацію твердої фази, в процесі буріння свердловин збагачується вибуреною породою, внаслідок "самозамісу", що зумовлює негативний вплив на процес буріння та поглинання бурового розчину свердловиною через нездатність до хімічного самоочищення, тобто нездатність в процесі буріння свердловини зберігати та підтримувати низьку концентрацію твердої фази. Відомий також склад для приготування та обробки бурових розчинів, що містить водорозчинний акриловий полімер, лігносульфат модифікований конденсований сухий технічний (ЛМК-СТ) та луг. При цьому, як водорозчинний акриловий полімер використовують високомолекулярний поліакриламід (ПАА) у межах 0,5-25%, як луг - гідроксид калію у межах 0,5-15% та ЛМК-СТ у межах 0,1-25% або лігносульфат конденсовану сульфітспиртову барду (КССБ), крім того, містить 0,5-25% карбонату калію (поташ), 0,01-5% ксантанового біополімеру і решта поліамінної целюлози (ПАЦ). Причому із всіх вказаних компонентів готують суміш, яку при приготуванні бурового розчину та подальшому регулюванні його технологічних параметрів коректують по кількісному вмісту компонентів [патент України № 64667 А, Е21В21/00, С09К7/00, Бюл. №2, 2004р.]. Але цей склад для приготування та обробки бурових розчинів має високу собівартість, зумовлену кількісним вмістом різноманітних компонентів. Крім того, для збереження в процесі буріння свердловини концентрації твердої фази, реагент перед перемішуванням з буровим розчином необхідно попередньо коректувати, що зумовлює зниження швидкості буріння. Найбільш близьким за хімічним складом до корисної моделі, що заявляється, є склад для приготування реагенту для обробки бурових розчинів, що містить водорозчинний акриловий полімер, лігносульфат модифікований технічний (ЛМК-СТ) та луг, в якому як водорозчинний акриловий полімер використовують високомолекулярний співполімер акриламіду і акрилату натрію типу "Праестол", як луг - гідроксид натрію і додатково містить технічну воду при співідношенні компонентів, мас %: лігносульфат модифікований сухий технічний (ЛМК-СТ) в межах 20,0-25,0; високомолекулярний співполімер акриламіду і акрилату натрію типу "Праестол" в межах 1,0-1,5; гідроксид натрію в межах 10,0-15,0 і вода технічна решта, [патент України на корисну модель №8682, Е21В21/00, С09К7/00 Бюл. № 8, 2005p.]. Проте і ця композиційна суміш має обмежене застосування, зумовлене низьким кількісним вмістом основних компонентів, і як результат, невисокою здатністю композиційної суміші до забезпечення хімічного самоочищення свердловини, зберігання та підтримування низької концентрації твердої фази та покращення колекторських властивостей пласта. В основу корисної моделі поставлена задача створення ефективного складу для приготування реагенту для обробки бурових розчинів, придатного для швидкісного буріння свердловин, шляхом мінімізації необхідних компонентів та оптимального визначення їх кількісного співвідношення у складі, розширити асортимент реагентів для обробки бурових розчинів з низьким вмістом твердої фази (НВТФ) і здатністю впливати на покращення колекторських властивостей пласта. Поставлена задача вирішується тим, що в складі для приготування реагенту для обробки бурових розчинів, який містить як водорозчинний акриловий полімер високомолекулярний співполімер акриламіду і акрилату натрію типу "Праестал", лігносульфат модифікований конденсований сухий технічний (ЛМК-СТ) та технічну воду, за корисною моделлю, високомолекулярний співполімеру акриламіду і акрилату натрію типу "Праестал", лігносульфат модифікований конденсований сухий технічний (ЛМК-СТ) та технічну воду використовують при співвідношенні компонентів, мас. %: лігносульфат модифікований конденсований сухий технічний (ЛМК-СТ) в межах 25,0-30,0; високомолекулярний співполімер акриламіду і акрилату натрію типу "Праестол" в межах 5,0-8,0 і вода технічна решта. За рахунок сукупності ознак, а саме збільшення концентрації високомолекулярного співполімеру акриламіду і акрилату натрію типу "Праестал" і лігносульфату модифікованого конденсованого сухого технічного (ЛМК-СТ), у порівнянні з найближчим аналогом, маємо можливість вилучення використання у складі компонентів гідроксиду натрію при використанні зазначених компонентів із оптимально визначеним інтервалом їх місткості. Одночасно збільшенням вмісту використання високомолекулярного співполімеру акриламіду і акрилату натрію типу "Праестол", відомого своїм застосуванням для обробітку безглинистих і малоглинистих розчинів, як окремо, так і з іншими реагентами, для забезпечення високої в'язкості і у якості стабілізатора при бурінні свердловин, внаслідок його високих флокулюючих властивостей запобігають диспергуванню частинок вибуреної породи, безконтрольному утворюванню твердої фази в розчині і зміни в'язкості з відпаданням необхідності використання як лугу гідроксиду натрію для регулювання величини рН середовища. У той же час за рахунок запропонованого інтервалу підвищеного вмісту компонентів стало можливим одержання реагенту, який здатний в процесі буріння свердловин підтримувати низьку концентрацію твердої фази, а значить надавати буровому розчину властивостей та параметрів, що властиві розчинам з НВТФ, здатних покращувати колекторські властивості пласта, тобто маємо необхідне і достатнє рішення для вирішення поставленої задачі. Оптимальний вміст і співвідношення інтервалу місткості компонентів отримано лабораторним шляхом та підтверджено експериментальними дослідженнями, що пояснюється наступним: при зміні місткості одного із компонентів, що вводяться, в більшу або в меншу сторону від наведеного інтервалу, склад реагенту не відповідає вимогам щодо здатності отримувати бурові розчини з НВТФ та покращувати колекторські властивості пласта. Таким чином, вирішення поставленої задачі є комплексним: запропоновано новий хімічний реагент та приватний випадок його приготування, що дозволяє забезпечити розширення асортименту реагентів для обробки бурових розчинів. Запропонований склад для приготування реагентів обробки бурових розчинів готують так. Для приготування реагенту застосовують: лігносульфат модифікований конденсований сухий технічний (ЛМКСТ) за ТУ У 30406779-001-2000; високомолекулярний співполімер акриламіду і акрилату типу "Праестол" 2530, 2540 за ТУ 2216-001- 400910172-98 і воду технічну із вмістом твердих частинок не більше 0,1г/дм3 при температурі 20-30°С. Приклад У розрахункову кількість технічної води за допомогою вагового дозатора додають розрахункову кількість лігносульфату модифікованого конденсованого сухого технічного (ЛМК-СТ), перемішуючи упродовж 25-30 хвилин. Після цього за допомогою вагового дозатора проводять дозування розрахованої кількості високомолекулярного співполімеру акриламіду і акрилату натрію типу "Праестол" та перемішують до рівномірного розподілення компонентів у суміші. Підготовлений таким чином реагент має наступне співвідношення компонентів, мас. %: Склад реагенту за №1: Лігносульфат модифікований конденсований сухий технічний (ЛМК-СТ) Високомолекулярний співполімер акриламіду і акрилату натрію типу "Праестол" Вода технічна 25,0 5,0 Решта Склад реагенту за №2: Лігносульфат модифікований конденсований сухий технічний (ЛМК-СТ) Високомолекулярний співполімер акриламіду і акрилату натрію типу "Праестол" Вода технічна 27,5 6,5 Решта Склад реагенту за №3: Лігносульфат модифікований конденсований сухий технічний (ЛМК-СТ) Високомолекулярний співполімер акриламіду і акрилату натрію типу "Праестол" Вода технічна 30,0 8,0 Решта Приготовлений склад реагенту за №№1, 2 і 3 затарюють в герметичну тару і використовують у вигляді водного розчину, який готують на вузлах з приготування хімреагентів або безпосередньо на бурових за допомогою чотирьохкубової глиномішалки. Порівняльні дані із найближчим аналогом дозволяють зробити висновок, що запропонований реагент дає можливість приготувати буровий розчин з НВТФ та має необхідні технологічні параметри, які сприяють підвищенню швидкості буріння свердловин, та покращують колекторські властивості пласта (див. табл.). Лабораторні дослідження. Моделювання приготування та регулювання параметрів бурових розчинів проводилися в лабораторних умовах з застосуванням стандартного обладнання, а також автоклаву та фільтр-преса, які обумовлюють умови, подібні до реальних вибійних умов свердловини - тиск до 1000 атмосфер та температуру до 160°С. У якості бурового розчину в процесі моделювання використовували 2-ий % водний розчин бентонітового глинопорошка. Дані досліджень наведені в таблиці за такими показниками: фільтрація при нормальних умовах (Фну), фільтрація при 160°С (Ф160), умовна в'язкість (Т), статична напруга зсуву (СНЗ), а також кількість шламу, який внаслідок флокуляції випав в осад упродовж 10 хвилин після обробки (Ос.%). Таблиця №№ Склад для обробки з/п 1. 2-ий% р-н глинопорошка №1+склад за найближчим аналогом, 2. 16,0% №1+склад за найближчим аналогом, 3. 16,3% №1+склад за найближчим аналогом, 4. 16,5% 5. №1+склад за прикладом 1 6. №1+склад за прикладом 2 7 №1+склад за прикладом 3 ФН.У., СМ3 Ф160, см3 T, сек. См3, мг/см3 Ос.% >40 >40 30 20/35 0 5 7 59 65/74 40 4,5 6 51 42/57 42 4 5 63 57/79 45 2,5 2,3 2,1 3 2,5 2,2 65 67 69 62/73 63/74 65/76 30 32 35 Корисна модель забезпечує розширення асортименту реагентів для обробки бурових розчинів з низьким вмістом твердої фази (НВТФ) і з здатністю впливати на покращення колекторських властивостей пласта.