Буровий розчин

Буровий розчин, який містить водорозчинні полімери як стабілізатор, неорганічні мінеральні солі (КСl), полігліколь, гідрофобізатор і воду, який відрізняє ться тим, що як структуроутворювач 3 29723 4 додатково містить реагент целюлозу (ПАЦ за ТУ 2231-01532957739-02, гідрофобізатор ДСБ-4 ТМП на Polypac L або R; гіпан, гіпанол, марки Celpol-SL основі моноетаноламінової солі виробництва фінської фірми "Metsa Serla"); і/або таллової олії та полігліколя 0,5 - 1,0, карбоксиметилцелюлозу (КМЦ за ТУ 6-55-40-90, вода - решта. ТУ 6-55-64-94, ТУ 6-55-221-1311-93, марки FinnfixУ буровому розчині за найближчим аналогом Bol виробництва фінскої фірми "Metsa Serla", великий вміст глинистої колоїдної фази, що Камцел, Tylose, Finnfix то що); і/або погіршує інгібуючі властивості та знижує механічні карбоксиметилоксіетилцелюлозу (CHR-1, CHR-6 показники буріння, і низький показник в'язкості та тощо); і/або оксіетилцелюлозу; і/або відповідно структурно-реологічних властивостей, гідролізований поліакрилонітрил (гіпан за ТУ У що негативно впливає на те хніко-економічні 31062554.02-2001) і їх різні модифікації і торгові результати буріння. Крім того, розчин за марки. Водорозчинні полімери виробляють і найближчим аналогом погіршує свої стр уктурнопостачають фірми "Метса Спешелті Кемікалз" реологічні властивості при підвищених (Фінляндія) і "М-І Drilling fluids" (США) у температурах. відповідності з сертифікатами якості. Задачею даної корисної моделі є підвищення - і лігносульфонати (наприклад, КССБ за ТУ інгібуючих властивостей бурових розчинів при 2454-325-05133190-2000, або КЛСТ за ТУУ бурінні свердловин у теригенних відкладах та 31062554.001-2000, лігносульфонати рідкі технічні забезпечення термостабільності розчину до 140°С - щілинок сульфітний концентрований за ТУ 13без погіршення його структурно-реологічних і 0281036-029-94, лігносульфанати технічні фільтраційних властивостей. порошкоподібні за ТУ 2455-002-00281039-00, ТУ Для вирішення поставленої задачі 2455-028-00279580-2004 або інші модифікації), які пропонується буровий розчин, який вміщує утворюють органічну колоїдну фазу у буровому водорозчинні полімери у якості стабілізатора, розчині і забезпечують йому додаткову неорганічні мінеральні солі (КСl), полігліколь, структурованість, а також слугують гідрофобізатор і воду, згідно корисної моделі, як антиоксидантами при термічній агресії відносно структуроутворювач містить лігносульфонати, як полімерних реагентів, що забезпечує буровому гідрофобізатор - солі жирних кислот (лабрикол або розчину більшу термостійкість. гідрофуз), при цьому додатково містить як За результатами лабораторних досліджень стабілізатор крохмаль і/або оксіетилцелюлоза, визначено, що при застосуванні водорозчинних і/або карбоксиметилоксіетилцелюлоза, і/або полімерів у низьких концентраціях у комбінації з гідролізований поліакрилонітрил, а як неорганічні лігносульфонатами в бурових розчинах мінеральні солі - NaCl і/або MgCl2 і/або СаСl2 і/або утворюється впорядкована структура, за рахунок бішофіт, при наступному співвідношенні чого підвищується в'язкість, покращуються компонентів, мас. %: структурно-реологічні властивості і підвищується водорозчинні полімери (біополімер термостабільність бурового розчину. ксантанового типу і/або крохмаль, Додатково ефект збільшення в'язкості і/або поліаніонна целюлоза, і/або бурового розчину відбувається за рахунок карбоксиметилцелюлоза, і/або часткового висолювання кальцієвих солей жирних оксіетилцелюлоза, і/або кислот. карбоксиметилоксіетилцелюлоза, В запропонованому буровому розчині як і/або гідролізований гідрофобізатор використовують: поліакрилонітрил) 0,4-2,5 - полігліколі - наприклад, поліетиленгліколь лігносульфонати 3,0-7,0 (ПЭГ-200, 300, 400, 600 по ТУ 2483-007-71150986полігліколі 0,5-1,5 2006; (поліетиленоксид) ПЭГ-1500 по ТУ 2483-008солі жирних кислот (лабрикол або 71150986-2006; (поліетиленоксид) ПЭГ-4000 ТУ 1,0-4,0 гідрофуз) 2483-008-71150986-2006; (поліетиленоксид) ПЭГнеорганічні мінеральні солі (КСl і/або 6000 2483-008-71150986-2006); NaCl і/або MgCl2 і/або СаСl2 і/або 3,0-40,0 - солі жирних кислот (наприклад, лабрикол або бішофіт) гідрофуз, або інш.). Реагент лабрикол являє собою вода решта. змащувальну домішку на жировій основі, яка Для створення основи бурового розчину, виробляється за ТУ У 24.6-32-028975-001. стабілізації і регулювання структурно-реологічних Гідрофуз представляє собою відхід виробництва властивостей, у т.ч. в'язкості бурового розчину, рослинної олії. запропоновано використовувати як В якості неорганічних інгібіторів в буровому структуроутворювачі: розчині запропоновано використовувати - водорозчинні полімери: а саме біополімери неорганічні мінеральні солі - КСl за ДОСТ 4568-95, ксантанового типу, які являють собою і/або NaCl за ДОСТ 13830-68, і/або СаСl2, і/або водорозчинний полісахарид (наприклад, Duo-vis, MgCl2 і/або бішофіт тощо), які крім того Flo-vis, Rado-pol, Zibozan, Bio-flo, і/або біополімер дозволяють регулювати густину бурового розчину. марки Kem-X виробництва американської фірми Приклад приготування (див. поз. №3 в таблиці "Kem-Tron"; і/або крохмаль їстівний за ТУ 24831) бурового розчину (далі - розчину). 002-41668452-97, модифікований крохмаль ДОСТ Приготування розчину відбувалось наступним 7698-93, екструзійний крохмаль ТУ 2483-002чином. У розрахованій кількості води розчиняли за 41686452-97, КМК ТУ 2262-01632957739-01 або допомогою перемішувача водорозчинні полімери інші модифікації крохмалю тощо; і/або поліаніонну (біополімерний реагент 0,3% і поліаніонну 5 29723 6 целюлозу 0,2%) і перемішували протягом 30 Термостабільність розчину визначали після хвилин зі швидкістю 1500об/хв, наступним термостатування в роликовій печі протягом 4 додавали лігносульфонати 5,0% і перемішували годин при температурі 140°С, після чого протягом 30 хвилин. Потім додавали солі жирних вимірювали стандартні параметри. кислот 1,0% і поліетиленгліколь 1,0%. Останнім Інгібуючі властивості (Кi) визначали за вводили 26,0% хлористого натрію для отримання стандартною методикою. необхідної густини розчину. Отриманий розчин У таблиці 2 (див. поз. №1-10) наведено перемішували ще протягом 30-45 хвилин, після показники технологічних властивостей розчинів, чого вимірювали його технологічні параметри. отриманих при нормальних умовах і після термостатування при різних співвідношеннях компонентів. Таблиця 1 Нижній поріг концентрації водорозчинних Приклади приготування бурового розчину при різних співвідношеннях компонентів полімерів 0,4% обумовлений мінімумом, який необхідний для утворення стабільної структури Склад бурового бурового мас. % розчину, розчину при відповідній кількості органічної колоїдної фази і задовільної фільтрації, ПАЦ/КМЦ/ №п/п Біопо- ЛігносульЖК/ NaCl/ а 2,5% обумовлений СаCl2/MgCl2/ економічною ОЕЦ/ КМОЕЦ/ Полігліколі верхній - Крохмаль лімер фонати СЖК KCl бішофіт доцільністю використання цих компонентів. ПАА Лігносульфонати в запропонованому - складі 1 0,2 7 0,2 0,5 2 3 2 0,3 6 0,3 1 бурового розчину - в комплексі з біополімером 1 5 утворювач, а- також 3 0,4 5 0,2 1 використовують як стр уктуро 26 1 1,5 4 0,3 5 0,2 0,5 для зниження фільтрації розчину при збільшенні 3 2,0 40 5 0,2 6 1,5 температурного діапазону використання до -140°С, 3 1,5 15 при цьому нижній поріг концентрації 6 6 0,4 1 лігносульфонатів - 3,0% - 5 4 це є мінімально 7 5 0,4 1 необхідною кількістю для 3 3 виконання функції 8 0,2 3 0,2 0,5 зниження водовіддачи розчину, а вер хній - -7,0% є 3 3 9 0,2 4 0,2 0,5 максимальним 3 3 для отримання задовільних 10 0,2 4 0,5 структурно-реологічних 4 1,5 10 при характеристик температурах до 140°С навіть при низьких концентраціях водорозчинного полімеру.Таблиця 2 Використання неорганічних мінеральних солей Технологічні параметри ібурового розчину1,0-40,0% в залежності від типу в концентрації інгібітору забезпечує надійне кріплення нестійких Параметри бурового розчину регулювати густин у бурового порід і дозволяє розчину. після прогріву протягом 4год при №п/п при температурі 20°C Застосування температурі 140°Сконцентрацій заявлених і солей Т, с Ф, мл СНЗ, дПа Кi,полігліколей (0,5-1,5%) Ф, мл жирних кислот (1,0% Т, с СНЗ, дПа 4,0) гідрофобізатору обґрунтоване тим, що 1 45 4 4/7 88 у якості 25 9,5 3/3 буровий розчин потрібно8,0 інтенсивно очищувати від 2 50 3 5/9 91 28 2/7 вибуреної породи. 3 70 3 15/25 92 45 6,5 5/8 4 85 5 18/34 90 Технічним результатом від використання 52 8,0 10/15 запропонованого бурового розчину є підвищення 5 60 4 12/18 95 40 9,0 5/12 техніко-економічних показників буріння, а саме 6 40 4,5 7/17 96 28 8,0 10/15 зниження витрат на приготування і регулювання 7 35 5 5/10 94,5 25 5/8 властивостей розчину 9,0 рахунок зменшення за 8 45 4 5/8 96 45 7,5 3/3 кількості обробок розчину та збільшення терміну 9 40 5 3/7 92 38 8,5 5/9 його використання внаслідок забезпечення 10 48 5 12/15 93 50 7,5 12/18 термостабільності розчину до 140°С без погіршення його структурно-реологічних і Аналогічно готували інші (див. поз. №1-10 в фільтраційних властивостей; зменшення таблиці 1) склади розчину з різними ускладнень при бурінні нестійких теригенних співвідношеннями компонентів. відкладів за рахунок підвищення інгібуючих Вимірювання основних технологічних властивостей розчину і покращення якості параметрів отриманого розчину здійснювалось на розкриття продуктивних пластів. стандартних приладах за загальноприйнятими методиками. Статична фільтрація визначалась на приладі фільтр-прес Фанн за стандартом Американского Нафтового інституту (АНІ). Структурно-реологічні властивості розчину визначали на восьмишвидкісному ротаційному віскозиметрі Фанн за стандартом Американського Нафтового інституту (АНІ). Фактичну густину розчину вимірювали на важільних терезах ВРП-1.