Буровий розчин

Буровий розчин, який містить глину бентонітову, гумати, полімерний понижувач показника фільтрації, хлориди лужних металів, бітумний компонент, вуглеводні і воду, який відрізняється тим, що додатково містить наповнювач органічного або неорганічного походження, гідроксид кальцію як регулятор лужності бурового розчину, фосфа тид або продукти на його основі як змащувальну домішку, причому як гумати містить вуглелужний U 2 (19) 1 3 38039 використання в якості гуматів милогуматного реагенту, а також недостатня здатність компонентів бурового розчину попереджувати забруднення продуктивних пластів з низькими тисками. Задачею даної корисної моделі є попередження спінювання бурового розчину та забруднення продуктивних пластів з низькими тисками. Для вирішення поставленої задачі пропонується буровий розчин, який містить глину бентонітову, гумати, полімерний понижувач показника фільтрації, хлориди лужних металів, бітумний компонент, вуглеводні і воду, згідно корисної моделі, додатково містить наповнювач органічного або неорганічного походження, гідроксид кальцію як регулятор лужності бурового розчину, фосфа тид або продукти на його основі як змащувальну домішку, при цьому як гумати містить вуглелужний реагент або гуматно-калієвий реагент, або полібур, або полігум тощо, при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: глина бентонітова 3,0 - 4,0 вуглелужний реагент або гуматнокалієвий реагент, або полібур, або полігум тощо 2,5 - 6,0 полімерний понижувач показника фільтрації 0,1 - 1,0 хлориди лужних металів 1.0 - 7,0 бітумний компонент 0,5 - 3,0 вуглеводні 2,0 - 12,0 наповнювач органічного або неорганічного походження (волокна целюлози або подрібнене лушпиння, або подрібнена шкарлупа, або ме2,0 - 5,0 лена крейда, або мелений мармур) гідроксид кальцію 0,1 - 2,0 фосфа тид або продукти на його основі 1,0 - 3,0 вода решта. У запропонованому складі бурового розчину наповнювач органічного (рослинного) або неорганічного походження призначений для захисту порового простору продуктивних пластів від фільтрату та колоїдних частинок бурового та тампонажного розчинів. Для цього використовують відходи відповідного виробництва, наприклад, волокна целюлози або подрібнене лушпиння насіння, або подрібнену шкарлупу горіхів, або мелену крейду, або мелений мармур. Гумати у запропонованому складі бурового розчину призначені для утворення синергетичної суміші з полімерами понижувача фільтрації та ефективного зниження показника фільтрації у присутності хлоридів лужних металів та гідроксиду кальцію. Як гумати використовують, наприклад, порошкоподібний вуглелужний реагент (ПВЛР) за ТУ У 36-01-247-76, або гуматно-калієвий реагент (ГКР) за ТУ У 26.8-23690792-002-2001, або полібур за ТУ У 24.6-32028975-003-2004, або полігум та інші модифікації, які виробляються вітчизняними виробниками. У запропонованому складі бурового розчину як полімерний понижувач фільтрації використовують, наприклад, карбоксиметилцелюлозу (КМЦ) за ТУ 6-55-40-90, ТУ 6-55-64-94, ТУ 6-55-221-1311-93, Камцел, TyIose, Finnfix то що, або поліаніонну це 4 люлозу (ПАЦ) за ТУ 2231-01532957739-02, або Polypac L або R; або гідролізований поліакрилонітрил (гіпан), або гіпанол, або лакрис, або полісахариди (наприклад, модифікований крохмаль за ДОСТ 7698-93, або екструзійний крохмаль за ТУ 2483-002-41686452-97, або біополімери ксантанового типу). Крім того, запропоновані полімери у складі бурового розчину виконують функцію регулятора в’язкості. Хлориди лужних металів у запропонованому складі бурового розчину використовують в якості неорганічних інгібіторів, як-то: КС1 за ДОСТ 456895 або NaCl за ДОСТ 13830-68. Присутність бітумного компоненту, наприклад високоокисленого бітуму (ВОБ) або сульфованого бітуму (СБ) у складі бурового розчину забезпечує додаткове інгібування стінок свердловини, а також захист пластів-колекторів від негативного впливу фільтрату. В Україні бітуми виробляють згідно з ДСТУ Б В.2.7-81-98 Будівельні матеріали. Бітуми нафтові дорожні в'язкі. Для полегшення диспергування бітумів у середовищі бурового розчину використовують вуглеводні (нафту, дизельне паливо, конденсат тощо). В Україні дизельне паливо виробляють згідно з державними стандартами (ДСТУ 3868-99, марки: Л - літнє, З - зимове) і технічними умовами України (ТУ У 22340203.019-2000, марки: Лнг - літнє, Знг зимове). Додавання до складу бурового розчину бентонітової глини полегшує регулювання показника фільтрації та в'язкості. В якості глини використовують бентонітові глинопорошки вітчизняного виробництва за ГОСТ 25795-83 та ТУ-39-01-08-15881. Як регулятор лужності у запропонованому складі бурового розчину використовують гідроксид кальцію (вапно). Виготовляють за ГОСТ 9179-77 Известь строительная. Технические условия 4.204-79 Материалы вяжущие: известь, гипс и вещества вяжущие на их основе. Гідроксид кальцію використовують також як неорганічний інгібітор диспергування глин і глинистих сланців. Як змащувальну домішку та гідрофобний інгібітор у запропонованому складі бурового розчину використовують фосфатид або продукти на його основі (наприклад, лабрикол за ТУ У 24.6-32028975-001, або гідрофуз - відхід виробництва рослинних олій). Приготування розчину здійснювали наступним чином (див. поз. №1 таблиці 1) бурового розчину (далі - розчину). У розрахованій кількості води розчиняли за допомогою перемішувача 3,0% глини бентонітової, наступним додавали 6,0% гуматів, (наприклад, ПВЛР) і перемішували 30-45% хвилин, потім додавали 1,0% полімерного понижувача показника фільтрації (наприклад, гіпана), і перемішували протягом 30 хвилин зі швидкістю 1500об/хв, наступним додавали 1,0% хлоридів лужних металів, (наприклад, КСІ), 2,0% наповнювача органічного або неорганічного походження (наприклад, волокна целюлози) і перемішували протягом 30 хвилин. Додавали 0,1% гідроксиду кальцію та 1,0% фосфатиду або продуктів на його основі, (наприклад, 5 38039 лабриколу) та перемішували. Останнім вводили розчиненого у 2,0% вуглеводнів (наприклад, дизпалива) 0,5% бітумного компоненту (наприклад, сульфованого бітуму). Отриманий розчин перемішували ще протягом 30-45 хвилин, після чого вимірювали його технологічні параметри. Приклади №№2-16. Готували буровий розчин аналогічно прикладу 1, змінюючи співвідношення компонентів. Дані по кількісному співвідношенню компонентів бурового розчину та показники технологічних параметрів розчинів, отриманих при нормальних умовах і після термостатування при різних співвідношеннях компонентів наведені в таблицях №№1 і 2. Вимірювання основних технологічних параметров отриманого розчину здійснювалось на стандартних приладах за загальноприйнятими методиками. Статична фільтрація визначалась на приладі фільтр-прес Фанн за стандартом Американського 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. Термостабільність розчину визначали після термостатування в роликовій печі протягом 4 годин при температурі 140°С, після чого вимірювали стандартні параметри. Інгібуючі властивості (Кі) визначали за стандартною методикою. Нижній поріг концентрації наповнювача органічного або неорганічного походження 2,0% обумовлений мінімумом, який необхідний для надійної кольматації проникних пластів, а верхній 5,0% обумовлений доцільністю використання даного компонента. Нижній поріг концентрації полімерного понижувача показника фільтрації 0,1% обумовлений мінімумом, що необхідний для пониження фільт 6 рації в даній системі, а верхній 1,0% обумовлений доцільністю використання даного компонента. Нижній поріг концентрації гуматів 2,5% обумовлений мінімумом, що необхідний для пониження фільтрації в даній системі, а верхній 6,0% обумовлений неконтрольованим погіршенням структурно-реологічних властивостей розчину (загущенням бурового розчину). Нижній поріг концентрації глини бентонітової 3,0% обумовлений мінімумом, що необхідний для пониження фільтрації і утворення структури в даній системі бурового розчину, а верхній 4,0% обумовлений структурно-реологічними властивостями розчину. Нижній поріг концентрації хлоридів лужних металів 1,0% обумовлений мінімумом, що необхідний для мінералізації розчину, а верхній 7,0% обумовлений оптимальною концентрацією даного інгібітору в розчині. Нижній поріг концентрації бітумного компонента 0,5% обумовлений мінімумом, необхідним для інгібування розчину, а вер хній 3,0% обумовлений оптимальною концентрацією даного інгібітору в розчині. Нижній поріг концентрації вуглеводнів 2,0% обумовлений мінімумом необхідним для диспергування бітумного компоненту, а вер хній 12,0% обумовлений оптимальною концентрацією для диспергування інгібітору в розчині. Нижній поріг концентрації фосфатиду або продуктів на його основі 1,0% обумовлений мінімумом необхідним для забезпечення змащувальних властивостей розчину, а вер хній 3,0% обумовлений доцільністю використання даного компонента. Нижній поріг концентрації гідроксиду кальцію 0,1% обумовлений мінімумом необхідним для регулювання лужності розчину, а вер хній 2,0% обумовлений доцільністю використання даного компонента. Таблиця 1 Приклади приготування бурового розчину при різних співвідношеннях компонентів Полімерний понижувач показника Бітумний Глина Вапно фільтрації компонент №№ бенХло- Вугле- Фосфа- НаповГума-ти Полі- риди водні тиди нювач п/п тоніКМЦ ПАЦ ГПАА гіпан ВОБ СБ сахатова риди 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1 3,0 6,0 1,0 1 2 1 2 0,5 0,1 2 3,0 6,0 0,5 1 2 1 2 1,5 0,2 3 3,0 5,0 0,5 2 2 1 2 3 0,5 4 3,0 5,0 0,3 3 3 1 2 3 1 5 3,0 5,0 0,2 0,2 3 4 1 3 3 2 6 3,0 4,0 0,2 0,2 3 5 2 3 3 2 7 3,0 4,0 0,2 0,3 5 12 2 3 3 2 8 3,0 4,0 0,3 0,2 5 10 2 3 3 1 9 4,0 3,0 1,0 5 10 2 4 3 1 10 4,0 3,0 0,3 0,3 5 10 2 4 3 0,5 11 4,0 3,0 0,5 0,3 5 10 2 4 2,5 0,5 12 4,0 2,5 0,5 0,2 6 8 3 5 2,5 0,5 7 38039 8 Продовження таблиці 1 1 13 14 15 16 2 4,0 4,0 4,0 4,0 3 2,5 2,5 6,0 6,0 4 5 6 0,2 7 0,5 0,3 0,1 0,2 8 0,2 9 6 7 7 7 0,3 10 6 6 6 6 11 3 3 3 3 12 5 5 2 2 13 2 2 2 2 14 15 0,5 0,5 0,5 0,5 Таблиця 2 Технологічні параметри бурового розчину №№ п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 r, кг/м 3 Т, с 1040 1040 1040 1040 1040 1040 1040 1040 1050 1050 1040 1040 1050 1050 1040 1040 Технологічні параметри бурового розчину Ф, см 3/хв СНЗ1/10 , дПа h, мПа*с 100 85 90 95 70 77 85 100 100 78 90 110 115 100 80 95 5 4 5 5 5 4 4 3 3 4 3,5 3,5 4 4 4 4 Технічним результатом від використання запропонованого бурового розчину є підвищення техніко-економічних показників буріння, а саме підвищення стійкості стінок свердловини, підви Комп’ютерна в ерстка С.Литв иненко 15/35 18/40 15/45 18/45 22/51 20/48 15/38 12/48 18/41 25/60 20/51 22/58 15/46 16/43 15/38 25/46 10 15 12 18 25 19 26 22 24 19 15 18 26 23 24 22 t, дПа рH 77 58 54 49 62 67 48 90 101 95 89 78 82 77 69 95 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 щення якості розкриття продуктивних пластів в умовах аномально-низьких пластових тисків, зменшення витрат на приготування і обробку бурових розчинів. Підписне Тираж 28 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601