Бурова промивальна рідина

Реферат: Бурова промивальна рідина містить хлорид кальцію (СаCl2), оксид магнію (MgO), гідроксид натрію (NaOH), глинопорошок, піногасник Defoam-X™, змащувальну домішку Лабрикол, антиферментатор М-І Cide, реагент Лігнопол-С, РВ-СМ та воду. UA 89470 U (12) UA 89470 U UA 89470 U 5 10 15 20 25 30 35 Корисна модель належить до будівництва нафтових і газових свердловин, а саме до бурових промивальних рідин із підвищеними структурно-реологічними показниками, які використовують під час поглиблення свердловин в хемогенних нижньопермських відкладах. Відомий склад для приготування та обробки бурових розчинів (Справочник инженера по бурению: У 2 т. Τ І. / А.И.Булатов., А.Г.Аветисов. - М.: "Недра", 1985. - 414 с.), що містить, мас. %: MgCl2 (MgSO4) 30,0-28,0 NaOH 1,5-2,0 Mg(OH)2 aбo MgO 5,0-10,0 КМЦ 2,0-2,5 КССБ-4 3,0-5,0 вода 0,85-0,80. Недоліками бурового розчину є підвищена аерація, відсутність у складі рецептури змащувальної домішки. Найбільш близьким до бурової промивальної рідини, що заявляється, є буровий розчин (А. с. СРСР № 977471, МПК С09К7/02, бюл. № 44, 1982 p.), що містить, мас. %: MgCl2 15,0-28,0 СаCl2 9,0-30,0 MgO 0,5-1,0 крохмаль 0,5-1,0 вода решта. Недоліками бурового розчину є схильність до бактеріального забруднення, відсутність у рецептурі змащувальної домішки, підвищена аерація, що ускладнює процес приготування та регулювання параметрів розчину, через те що спінені бурові промивальні рідини важко піддаються природній дегазації через високу стійкість утвореної піни. В основу корисної моделі поставлена задача створення бурової промивальної рідини, стійкої до біологічної деструкції, з покращеними псевдопластичними, змащувальними та антиспінюючими властивостями шляхом додавання антиферментатора, піногасника та змащувальної домішки. Поставлена задача вирішується тим, що бурова промивальна рідина, що містить хлорид кальцію (СаCl2), оксид магнію (MgO) і воду, згідно з корисною моделлю, додатково містить глинопорошок, піногасник Defoam-X™, змащувальну домішку Лабрикол, антиферментатор М-І Cide, гідроксид натрію (NaOH), реагент Лігнопол-С, РВ-СМ при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: глинопорошок 1,0-2,0 хлорид кальцію (СаCl2) 0,3-0,5 оксид магнію (MgO) 0,5-0,7 піногасник Defoam-X™ 0,08-0,09 змащувальна домішка 1,7-1,9 Лабрикол антиферментатор М-І Cide 0,05-0,07 гідроксид натрію (NaOH) 0,2-0,3 реагент Лігнопол-С 1,5-1,7 РВ-СМ 0,7-1,3 вода решта. Сукупність суттєвих ознак корисної моделі дозволяє вирішити поставлену задачу. Так, зменшення піноутворення відбувається за рахунок додавання до складу бурової промивальної рідини піногасника Defoam-X™. Піногасник Defoam-X™ є продуктом компанії М-І Drilling Fluids (США), виготовлений згідно зі стандартом АНІ. Піна, що утворюється при взаємодії бурової промивальної рідини із солями-електролітами: як із тими, що знаходяться в частках вибуреної породи або пластових водах, так і з тими, що потрапляють під час інгібування промивальних рідин, складається із газових бульбашок, розділених тонкими плівками рідини, блокованих колоїдними частинками. Задачею корисної моделі є зниження стійкості плівки, змінюючи її природу. Додавання піногасника Defoam-X™ призводить до деаерації бурової промивальної рідини, що у свою чергу забезпечує стабільність основних показників, а в окремих випадках покращання реологічних характеристик. Оксид магнію (MgO) - регулятор водневого показника бурової промивальної рідини виготовляється згідно з ГОСТ 844-79. 1 UA 89470 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 РВ-СМ - розріджувач високотемпературний солестійкий, виготовляється згідно з ТУ У 24.632028975-004. Основне призначення зниження в'язкості, СНЗ, прісних і мінералізованих бурових промивальних рідин. Реагент Лігнопол-С є солестійкою порошкоподібною сумішшю, виготовляється згідно з ТУ У 24.6-32374539-004:2007. Регулює показник фільтрації та інші технологічні параметри, при взаємодії з іншими реагентами уповільнює розміцнення стінок стовбура свердловини, тим самим забезпечує цілісність стінок стовбура. Антиферментатор М-І Cide призначений для попередження бактеріального розкладу органічних компонентів промивальних рідин на водній основі. Продукт компанії М-І Drilling Fluids (США), виготовлений згідно зі стандартом АНІ. Змащувальна домішка Лабрикол виготовляється на основі продуктів рослинного походження з додаванням сульфатного мила, виробляється згідно з ТУ У 24.6-32028975-001. Лабрикол призначений для стабілізації параметрів бурової промивальної рідини, покращення її змащувальних властивостей з метою зниження ймовірності виникнення прихоплень під час буріння. Хлорид кальцію (СаCl2) одержують під час виробництва кальцинованої соди, випускають згідно з ГОСТ 450 і застосовують як інгібітор гідратації і набухання глинистих порід. Гідроксид натрію (NaOH) - регулятор водневого показника (рН) бурової промивальної рідини - виготовляється згідно з ГОСТ 2263. Глинопорошок є продуктом переробки природних бентонітових глин. Виготовляють його згідно з ТУ У 14.2-00223941-007 і використовують для утворення у воді структурної дисперсійної системи з мінімальним вмістом твердої фази. Бурову промивальну рідину готують наступним чином. Сухі компоненти суміші подають у запропонованому співвідношенні у спеціалізований вузол змішування з наступним перемішуванням до отримання однорідної суміші. Бурову промивальну рідину готують у такій послідовності: проводять гідратацію глинопорошку, після чого у суспензію з вмістом rM глинопорошку від 1,0 до 2,0 мас. % вводять антиферментатор М-І Cide, піногасник Defoam-X і перемішують протягом 5 хв. Наступним кроком є додавання оксиду магнію (MgO) + гідроксиду натрію (NaOH). Після перемішування протягом 5 хв. додають хлорид кальцію (СаCl2), а після перемішування протягом 30 хв. додають Лігнопол-С. Після перемішування протягом 60 хв. для зменшення коефіцієнта тертя кірки додають змащувальну домішку Лабрикол. Останнім кроком для регулювання структурно-реологічних показників є додавання РВ-СМ. Результати досліджень запропонованої бурової промивальної рідини та її властивостей порівняно з прототипом наведено у таблиці. Кількість піногасника Defoam-X™ 0,08 мас. % слід вважати нижньою межею, тому що при використанні меншої кількості в даній системі не повною мірою забезпечується попередження m аерації бурової промивальної рідини, а кількість піногасника Defoam-X більша ніж 0,09 мас. % призводить до нераціонального використання реагенту, тому оптимальна концентрація tM піногасника Defoam-X становить 0,08-0,09 %. Вміст глинопорошку (за ТУ У 14.2-00223941-007) від 1,0 до 2,0 мас. % достатній для кіркоутворення в цій системі. Збільшення вмісту твердої фази більше 2,0 мас. % негативно впливає на густину бурового розчину і швидкість буріння. Менше 0,3 % хлориду кальцію - СаCl2 послаблює інгібуючі характеристики, а додавання більше 0,5 % призводить до збільшення витрат реагентів-стабілізаторів. Вміст хлориду кальцію в кількості від 0,3 % до 0,5 % є оптимальним для забезпечення блокування переходу активної вибуреної породи у бурову промивальну рідину. Концентрацію реагенту Лігнопол-С 1,5 мас. % слід вважати нижньою межею, тому що 3 підвищення показника фільтрації вище 5,5 см за 30 хв. в окремих випадках може призвести до порушення цілісності стінок свердловини. Збільшувати концентрацію реагенту Лігнопол-С вище 3 1.7 мас. % економічно недоцільно, тому що показник фільтрації вже дорівнює 3,8 см за 30 хв. та піднімаються структурно-реологічні показники. Концентрацію змащувальної домішки Лабрикол 1,7 мас. % слід вважати нижньою межею, тому що підвищення показника коефіцієнта тертя кірки (КТК) вище 0,10 в окремих випадках може призвести до ускладнень у свердловині. Збільшувати концентрацію змащувальної домішки Лабрикол вище 1,9 мас. % економічно недоцільно, тому що показник КТК вже дорівнює 0,05. Концентрацію РВ-СМ на рівні 0,7 мас. % слід вважати нижньою межею, тому що 3 підвищувати показник фільтрації вище 6,0 см /хв. не можна (дослід 4 таблиці). Збільшувати концентрацію РВ-СМ вище 1,3 мас. % економічно недоцільно, тому що показник фільтрації вже дорівнює 3,8, і для регулювання структурно-реологічних показників такі межі є достатніми. 2 UA 89470 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Для регулювання водневого показника розчину концентрацію гідроксиду натрію (NaOH) та оксиду магнію (MgO) вибирають (згідно з лабораторними дослідженнями) для регулювання водневого показника (рН) у межах 0,2-0,3 мас. % для гідроксиду натрію (NaOH) та 0,5-0,7 мас. % для оксиду магнію (MgO). Концентрації антиферментатора М-1 Cide для забезпечення стійкості бурової промивальної рідини до бактеріального забруднення використовують в межах від 0,05 до 0,07 мас. %, згідно з ГОСТ 9.085-78 "Біостійкість бурового розчину". Кількість мікроорганізмів у буровій промивальній 5 рідині не повинна перевищувати 10 кл/мл (клітин у 1 мл). Приклад 1 приготування запропонованої бурової промивальної рідини (дослід 4 таблиці). У 400 мл води проводять гідратацію 5 г глинопорошку. Далі при перемішуванні додають 0,25 г антиферментатора М-І Cide, 0,4 г піногасника Defoam-X™ і перемішують протягом 5 хв. Наступним кроком є додавання 2,5 г оксиду магнію (MgO) + 1 г гідроксиду натрію (NaOH). Після перемішування протягом 5 хв. додають 1,5 г хлориду кальцію (СаCl2). Далі після перемішування протягом 30 хв. вводять 7,5 г Лігнопол-С, а після перемішування протягом 60 хв. для зменшення КТК додають 7,5 г змащувальної домішки Лабрикол. Останнім кроком для регулювання структурно-реологічних показників є додавання 3,5 г РВ-СМ у вигляді водного розчину, тобто (3,5 г РВ-СМ + кількість води, яка необхідна для досягнення рівня 500 мл) і перемішування 3 протягом 30 хв. Параметри бурової промивальної рідини стали: густина - 1020 кг/м , умовна 3 в'язкість - 99 с., показник фільтрації- 5,0 см /30 хв., СНЗ1/10-78/139 дПа, КТК - 0,10. Приклад 2 приготування бурової промивальної рідини (дослід 5 таблиці). У 400 мл води проводять гідратацію 10 г глинопорошку. Далі при перемішуванні додають 0,35 г антиферментатора М-І Cide, 0,45 г піногасника Defoam-X™ і перемішують протягом 5 хв. Наступним кроком є додавання 3,5 г оксиду магнію (MgO) + 1,5 г гідроксиду натрію (NaOH). Після перемішування протягом 5 хв додають 2,5 г хлориду кальцію (СаCl2). Після перемішування протягом 30 хв. додають 8,5 г Лігнопол-С, а після перемішування протягом 60 хв для зменшення коефіцієнта тертя кірки додають 9,5 г змащувальної домішки Лабрикол. Останнім кроком для регулювання структурно-реологічних показників є додавання 6,5 г РВ-СМ у вигляді водного розчину, тобто (6,5 г РВ-СМ + кількість води, яка необхідна для досягнення рівня 500 мл) і перемішування протягом 30 хв. Параметри бурової промивальної рідини стали: 3 3 густина - 1040 кг/м , умовна в'язкість -150 с., показник фільтрації - 3,8 см /30 хв., СНЗ1/10-99/156 дПа, КТК - 0,05. Моделювання, приготування та регулювання параметрів бурової промивальної рідини проводили в лабораторних умовах із застосуванням стандартного обладнання і методик. З наведених прикладів приготування бурової промивальної рідини і даних таблиці видно, що параметри регулюються у технологічно необхідних межах без перевитрати реагентів. Мінімальне значення густини дозволяє застосовувати бурову промивальну рідину в умовах низьких пластових тисків. Досягнуто високих деаеруючих показників. Піноутворюючу активність запропонованого складу бурової промивальної рідини визначали в лабораторних умовах порівняно із промивальною рідиною за прототипом (дослід 7 таблиці). За результатами досліджень встановлено, що запропонована бурова промивальна рідини має кращі антиспінюючі показники. Таким чином, використання запропонованої бурової промивальної рідини дозволяє досягти технічного результату: підвищення стійкості бурової промивальної рідини до біологічної деструкції, покращення псевдопластичних, змащувальних та антиспінюючих властивостей завдяки додаванню антиферментатора, піногасника та змащувальної домішки. 3 UA 89470 U Таблиця Склад і властивості створеної бурової промивальної рідини Склад бурової промивальної рідини, мас. % Номер Лігн Defoam- М-І ЛабриРВдосліду опол - NaOH MgO СаCl2 X™ Cide кол см С 1 2 3 4 5 6 7 Глиниста суспензія 1 % концентрації Глиниста суспензія 2 % концентрації 0,07 0,02 1,1 0,1 1,5 0,3 № 1+ запропонований склад № 2+ запропонований склад 0,08 0,05 1,5 0,2 1,7 0,5 № 1+ запропонований склад № 2+ запропонований склад 0,09 0,07 1,7 0,3 1,9 0,7 №1+ запропонований склад № 2+ запропонований склад 0,1 0,1 2,0 0,4 2,3 1,0 0,1 0,3 0,3 0,7 0,5 1,3 0,7 1,6 № 1+ запропонований склад № 2+ запропонований склад Склад бурової промивальної рідини за прототипом, мас. % хлорид магнію хлорид кальцію крохмаль 28 9 0,5 Властивості бурової промивальної рідини Реологічні Ф, властивості ГустиСНЗ, см3/ K КТК рН 3 T, с на кг/м дПа η, τ, 30хв. n k мПа•с дПа 1010 20 10/36 26,0 2,0 1020 22 23/49 21,5 2,5 технологічний у приготуванні в умовах свердловини 1020 88 57/99 7,0 0,7 0,16 9,5 24.5 109 0,429 1,72 1030 95 60/103 6,5 0,5 0,12 9,45 25,3 119 0,397 2,24 технологічний у приготуванні в умовах свердловини 1020 99 78/139 5,0 0,3 0,10 10,1 22,8 162 0,313 4,37 1030 110 77/141 4,5 0,3 0,09 10,0 21,6 169 0,264 6,03 технологічний у приготуванні в умовах свердловини 1030 120 82/146 4,0 0,3 0,06 10,8 23,3 171 0,312 4,55 1040 150 99/156 3,8 0,3 0,05 10,7 25,6 162 0,343 3,75 нетехнологічний у приготуванні в умовах свердловини 40 1030 170/>300 4,0 пл 0,05 ПЛ 13 351 кп 1040 нт 179/>300 3,5 пл 0,05 11,0 8,75 373 Властивості бурової промивальної рідини за прототипом 1350 38 0,5/0,5 3,0 6 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 5 Бурова промивальна рідина, що містить хлорид кальцію (СаCl2), оксид магнію (MgO) і воду, яка відрізняється тим, що додатково містить глинопорошок, піногасник Defoam-X™, змащувальну домішку Лабрикол, антиферментатор М-І Cide, гідроксид натрію (NaOH), реагент Лігнопол-С, РВ-СМ при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: глинопорошок 1,0-2,0 хлорид кальцію (СаCl2) 0,3-0,5 оксид магнію (MgO) 0,5-0,7 піногасник Defoam-X™ 0,08-0,09 змащувальна домішка Лабрикол 1,7-1,9 антиферментатор М-І Cide 0,05-0,07 гідроксид натрію (NaOH) 0,2-0,3 реагент Лігнопол-С 1,5-1,7 РВ-СМ 0,7-1,3 вода решта. Комп’ютерна верстка О. Рябко Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4