Утяжеленный буровой раствор

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, используемым при бурении в сложных геологических условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально-высоких давлений АВПД. Технический результат - повышение эффективности бурения в условиях АВПД, улучшение качества бурового раствора высокой плотности путем снижения фильтрационных, улучшения реологических и седиментационных свойств. Утяжеленный буровой раствор содержит, мас.%: структурообразователь - глину 3-6; реагент стабилизатор высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 0,3-0,8; хлористый калий KCl 3-7; гидроксид калия КОН 0,2-0,3; лигносульфонатный реагент - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М 2-2,5; феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1-2,5; пеногаситель Santi F 0,2-0,3; смазочную добавку ДСБ-4ТТП 1,5-2,0; баритовый утяжелитель КБ-3 30-50; водорастворимый солевой утяжелитель - формиат натрия или калия 12-15; железистый утяжелитель - гематит или железорудный концентрат ЖКР 10-25; воду остальное. 2 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, используемым при бурении в сложных геологических условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально-высоких пластовых давлений, где горно-геологические условия предполагают использование буровых растворов высокой плотности (до 2500 кг/м3).

Известен состав бурового раствора, содержащий опоку, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-900, хлорид кальция, флотореагент Т-80, гидроксид калия, смазочную добавку СМАД, унифлок, КССБ-2М, барит и воду [1].

Недостатком известного бурового раствора являются высокая водоотдача за счет содержания Са2+, низкие значения смазочных свойств и стабильности бурового раствора; высокий коэффициент сдвига корки, что приводит к необходимости значительных усилий для перемещения бурильных труб, осложнениям в виде затяжек и прихватов, а так же недостаточная плотность бурового раствора - не более 1870 кг/м3.

Известен так же буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор КМЦ-900, минеральную соль - KCl, флокулянт, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, КССБ-2М, гидроксид калия, барит и воду [2].

Однако известное техническое решение не способствует достижению необходимой плотности бурового раствора, сохраняя структурно-механические и фильтрационные свойства бурового раствора на оптимальном уровне.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является буровой раствор, содержащий формиат натрия; полисахарид ксанатанового типа «StabVisco-F»; модифицированный крахмал «МК-3»; гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11; смазывающую добавку «Экстра-С»; утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель и воду [3].

Недостатками данного бурового раствора является то, что из-за отсутствия в своем составе минерального структурообразователя (глины и др.), оптимизация структурных и реологических свойств бурового раствора достигается путем применения специальных добавок, а именно полимеров полисахаридного ряда. При этом возможно выпадение утяжелителя в осадок при высокотемпературной или солевой деструкции полимера и, как следствие, возникновение осложнений и аварийных ситуаций на скважине. Так же неизбежно постоянное поддержание достаточно высокой концентрации полимеров в составе бурового раствора, что влечет за собой увеличение стоимости бурового раствора.

Кроме того, используемый в качестве утяжеляющей добавки галенит (сульфид свинца) дефицитный и дорогостоящий материал. Вредное воздействие на организм человека и отсутствие опыта применения сдерживает его использование для буровых работ.

Предлагаемое техническое решение улучшает качество бурового раствора за счет улучшения структурно-механических и фильтрационных свойств и повышения стабильности бурового раствора при его утяжелении до плотности 2500 кг/м3.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности бурения в условиях аномально-высоких пластовых давлений, улучшение качества бурового раствора при высоких плотностях путем улучшения реологических и фильтрационных свойств, а так же стабилизации других параметров бурового раствора.

Технический результат достигается тем, что утяжеленный буровой раствор, содержащий структурообразователь - глину, минеральную соль - хлористый калий КCl, регулятор рН среды - гидроксид калия КОН, лигносульфонатный реагент - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, баритовый утяжелитель КБ-3, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, пеногаситель Santi F и воду, отличающийся тем, что дополнительное утяжеление бурового раствора производится комплексным вводом сухого (железистый - гематит или ЖРК) и водорастворимого солевого (формиат натрия или калия) утяжелителей, а для стабилизации фильтрационных и реологических свойств дополнительно содержит реагент стабилизатор - высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Глина - глинопорошок бентонитовый по ТУ 2164-41219638-2005, структурообразователь.

Реагент стабилизатор высокомолекулярная натрий-карбоксиметилцеллюлоза КМЦ-1100 по ТУ-2231-066-50664923-2005-порошкообразный материал от белого до кремового цвета, используется в качестве стабилизатора бурового раствора. Степень полимеризации 1100, степень замещения 90, растворимость в воде 99,5%.

Гидроксид калия КОН по ГОСТ 9285-78, применяется в качестве регулятора щелочности бурового раствора.

Лигносульфонатный реагент конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ-2М по ТУ 2458-343-05133190-2012 - порошок темно-коричневого цвета, представляет собой продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства. Растворимость в воде не менее 90%, плотность 1,39 г/см3, водородный показатель 7-9. Используется для снижения водоотдачи и снижения вязкости раствора.

Феррохромлигносульфонат ФХЛС-М по ТУ 2458-344-05133190-2012 - порошок светло-коричневого цвета и представляет собой продукт обработки сульфит спиртовой барды (ССБ). Хорошо растворяется в воде, имеет рН 4-5. Применяется в качестве понизителя реологических свойств буровых растворов.

Пеногаситель Santi F по ТУ 2257-022-18947160-2004.

Смазочная добавка ДСБ-4ТТП по ТУ 2415-004-00151807-2006 жидкость темно-коричневого цвета, на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля, с температурой застывания -45-48°С. Экологически безвредна.

Минеральная соль - хлористый калий КCl по ГОСТ 4568-95 - мелкие кристаллы серовато-белого цвета или мелкие зерна различных оттенков красно-бурого цвета.

Баритовый утяжелитель марки КБ-3 по ГОСТ 4682-84 поставляется в виде концентрата с содержанием BaSO4 не менее 90,0 мас. %, влажностью не более 2,0%, плотностью не менее 4210 кг/м3.

Водорастворимый солевой утяжелитель формиат натрия или калия по ТУ 2432-011-00203803-98 сыпучий порошок белого цвета, представляет собой натриевую или калиевую соль муравьиной кислоты и является отходом при производстве пентаэритрита.

Железистый утяжелитель - гематит по ГОСТ 26475-85 - оксид железа, порошок от железно-черного до стального-серого цвета, плотностью 4600 кг/м3 или ЖРК по ТУ 0708-029-00158754-97 - плотность утяжелителя составляет 4600-5000 кг/м3, железорудный концентрат соответствует высшим сортам утяжелителей по стандарту АНИ и ОСМА, обеспечивает утяжеление буровых растворов, благодаря высокой дисперсности и обеспечивает седиментационную устойчивость (стабильность) растворов.

При приготовлении заявляемого раствора используют следующий порядок: глину затворяют в пресной воде и перемешивают до полного диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и вновь перемешивают, затем вводят последовательно в сухом виде лигносульфонатный реагент конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, гидроксид калия КОН, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М, пеногаситель Santi F, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, минеральную соль хлористый калий КCl. Затем утяжеляют баритовым утяжелителем марки КБ-3, перемешивают, после этого дополнительно утяжеляют водорастворимым солевым утяжелителем формиатом натрия или калия и железистым утяжелителем (гематитом или ЖРК).

Приведем примеры приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях.

Пример 1. Готовят 3%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,8% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,5%, КОН - 0,2%, ФХЛС-М - 1,0%, пеногаситель Santi F - 0,2%, ДСБ-4ТТП - 1,5% после тщательного перемешивания вводят 3% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 30% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 12% формиата натрия (или калия), 10% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 2. Готовят 4,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,6% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,3%, КОН - 0,2%, ФХЛС-М - 1,3%, пеногаситель Santi F - 0,2%, ДСБ-4ТТП - 1,5% после тщательного перемешивания вводят 4% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 30% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 15% формиата натрия (или калия), 25% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 3. Готовят 5,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,5% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,2%, КОН - 0,3%, ФХЛС-М - 2,0%, пеногаситель Santi F - 0,3%, ДСБ-4ТТП - 1,8% после тщательного перемешивания вводят 7% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 40% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 13% формиата натрия (или калия), 13% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 4. Готовят 6,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,0%, КОН - 0,3%, ФХЛС-М - 2,5%, пеногаситель Santi F - 0,3%, ДСБ-4ТТП - 2,0% после тщательного перемешивания вводят 3% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 50% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 12% формиата натрия (или калия), 12% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.

В указанном буровом растворе используют бентонитовые глины в пределах 3-6%. Уменьшение содержания глины менее 3% приводит в последствии к выпадению сухого утяжелителя (барита или железистого). Увеличение процентного содержания глины более 6% приводит к ухудшению структурно-механических свойств, невозможности прокачки, к увеличению толщины фильтрационной корки, прихватам, снижению скорости проходки.

В качестве реагента-стабилизатора бурового раствора используют высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100. Использование КМЦ-1100 менее 0,3% не приводит к снижению водоотдачи и стабилизации раствора. Увеличение содержания КМЦ-1100 более 0,8% приводит к значительному увеличению вязкости, а фильтрация при этом не снижается.

В качестве минеральной соли, повышающей ингибирующую способность раствора, используют хлористый калий КCl. Исследование взаимодействия глинистых пород с растворами солей калия показывают, что процесс набухания ускоряется с увеличением концентрации в растворе хлористого калия и заканчивается через 2-4 часа при 5-7%-ной концентрации хлористого калия. В пределах этой концентрации степень набухания глин так же достигает своих минимальных значений. Дальнейшее увеличение концентрации хлористого калия не приводит к заметным изменениям показателей набухания, а уменьшение концентрации KCl менее 3% не приводит к ингибированию бурового раствора.

В качестве минеральной соли, повышающей плотность бурового раствора, используют формиат натрия или калия. В пределах концентрации 12-15% достигается оптимальное значение плотности бурового раствора, в сочетании с другими сухими утяжелителями, при стабильных структурно-механических и фильтрационных показателях. Кроме того, данный компонент обладает ингибирующим эффектом. Увеличение концентрации формиата натрия или калия более 15% приводит к увеличению структурно-механических свойств и фильтрации. Уменьшение концентрации менее 12% не приводит к существенному увеличению плотности бурового раствора (в сочетании с другими утяжелителями), а так же не сокращает период набухание глин.

Оптимальное значение гидроксида калия КОН находится в пределах от 0,2-0,3%. Уменьшение или увеличение КОН приводит соответственно к снижению или увеличению рН раствора, что отрицательно сказывается на эффективности работы полимерных реагентов в составе бурового раствора. При снижении рН менее 7, не происходит полного распускания полимерных реагентов и уменьшается способность понижать вязкость и снижать фильтрацию буровых растворов у лигносульфонатных реагентов. Применение реагентов при значениях рН свыше 10 приводит к увеличению расхода лигносульфонатных реагентов, а характеристики полимеров как загустителей и понизителей фильтрации ухудшаются.

В качестве смазочной добавки на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля применяют ДСБ-4ТТП. В этой добавке дорогостоящие вещества, остаточные продукты производства синтетического каучука Т-66, Т-80, таловое масло, заменены полигликолем (многоатомные спирты). Оптимальная ее концентрация в составе бурового раствора составляет 1,5-2,0%. Уменьшение концентрации смазочной добавки менее 1,5% в растворе не приводит к улучшению смазочной способности, в результате чего происходят прихваты и затяжки бурового инструмента. Увеличение смазочной добавки более 2,0% приводит к необоснованному увеличению затрат, при неизменных показателях смазочных свойств.

Для регулирования реологических показателей вводится лигносульфонатный реагент ФХЛС-М в пределах 1,0-2,5%. Ввод реагента менее 1,0% не оказывает эффективного влияния на пластифицирование (разжижение) бурового раствора. Применение концентраций более 2,5% снижает структурно-механические свойства бурового раствора и создает опасность выпадения утяжелителя, а фильтрация не улучшается.

Также для регулирования фильтрации в раствор вводят КССБ-2М, эффективность которого особенно возрастает в растворах с высокой степенью минерализации. Как показали экспериментальные данные, оптимальные добавки его применения лежат в пределах 2-2,5%. Применение концентрации менее 2% не оказывает необходимого влияния на фильтрационные и реологические показатели бурового раствора. Концентрации более 2,5% ухудшают структурно-механические свойства бурового раствора.

Ввод лигносульфонатных реагентов в раствор способствует его вспениванию, поэтому в раствор дополнительно вводится пеногаситель Santi F при оптимальной концентрации 0,2-0,3%.

Использование предлагаемого утяжеленного бурового раствора в сложных горно-геологических условиях, например при бурении глубоких и сверхглубоких скважин с аномально высокими пластовыми давлениями позволяет доводить плотность бурового раствора до 2500 кг/м3, с обеспечением стабильности по реологическим, фильтрационным и стоимостным показателям.

Источники информации:

1. Патент РФ №2410405 от 25.12.2009, опубл в бюллетень №3, 27.01.2011, по кл. С09К 8/20;

2. Патент РФ №2235751 от 07.02.2003 г., опубл. в бюллетень №25, 10.09.2004, по кл. С09К 7/02;

3. Патент РФ №2655276 от 29.03.2017, опубл. бюллетень №15, 24.05.2018, по кл. С09К 8/20.

Утяжеленный буровой раствор, содержащий структурообразователь - глину, минеральную соль - хлористый калий KCl, регулятор pH среды - гидроксид калия КОН, лигносульфонатный реагент - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, баритовый утяжелитель КБ-3, смазочную добавку ДСБ-4ТТПБ, пеногаситель Santi F и воду, отличающийся тем, что дополнительное утяжеление бурового раствора производится комплексным вводом сухого (железистый - гематит или железорудный концентрат ЖРК) и водорастворимого солевого (формиат натрия или калия) утяжелителей, а для стабилизации фильтрационных и реологических свойств дополнительно содержит реагент стабилизатор - высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина 3-6
Реагент стабилизатор высокомолекулярная
натрий-карбоксиметилцеллюлоза КМЦ-1100 0,3-0,8
Минеральная соль хлористый калий KCl 3-7
Смазочная добавка ДСБ-4ТТПБ 1,5-2,0
Гидроксид калия KOH 0,2-0,3
Лигносульфонатный реагент конденсированная
сульфит-спиртовая барда КССБ-2М 2-2,5
Баритовый утяжелитель КБ-3 30-50
Феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1-2,5

Пеногаситель Santi F 0,2-0,3

Водорастворимый солевой утяжелитель
формиат натрия или калия 12-15
Железистый утяжелитель - гематит или ЖРК 10-25
Вода Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к реагентам для получения цементно-полимерного раствора. Реагент для полимерцементного раствора содержит, мас.%: эпоксидная смола - 11-20 и триэтиленгликоль - 80-89.

Изобретение относится к резиновой промышленности и может быть использовано для внешнего слоя уплотнительных элементов в составе водонабухающих пакеров, применяемых в нефтегазодобывающей промышленности.

Изобретение относится к клеевой промышленности и может быть использовано в авиационной, автомобильной, судостроительной и других отраслях машиностроения. Армированный термоклей получают путем нанесения расплава клеящего состава на армирующий элемент.

Настоящее изобретение относится к применению по меньшей мере одной модифицированной алкилфенол-альдегидной смолы в композиции сырой нефти или в продукте, полученном из композиции сырой нефти и содержащем асфальтены, для диспергирования асфальтенов и/или для предотвращения, и/или замедления, и/или остановки, и/или снижения осаждения асфальтенов.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта, а более конкретно к капсулированным деструкторам, используемым для разрушения (разгеливания) загущенных жидкостей-гелей после гидроразрыва пласта, и к способу получения таких деструкторов, и, в частности, может быть использовано при добыче нефти и газа.

Изобретение относится к процессам нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - увеличение выхода конечного продукта с одновременным удешевлением производства.

Использование: нефтяная промышленность. Проводят закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в мазуте при следующем соотношении, мас.%: гидрофобный глинистый материал - 1,0-3,0, мазут - остальное, до 100.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах включает закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в гомогенной смеси отработанного масла и мазута, взятых при следующем соотношении компонентов, масс.

Группа изобретений относится к загущению растворов кислот и применению загушенных растворов кислот для гидравлического разрыва пласта. Технический результат – повышение эффективности переноса пропанта, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта, использование для обработки одной рабочей жидкости – кислотного геля, в случае необходимости содержащей пропант.

Изобретение относится к области бурения и строительства скважин. Технический результат - увеличение скорости бурения и проходки на долото, снижение сроков строительства скважины, экологическая безопасность, высокие триботехнические свойства, низкие фильтрационные свойства, высокая термостабильность, высокая стабильность раствора во времени.

Настоящее изобретение относится к жидкой композиции, содержащей нитевидные полимерные частицы, подходящей для применения при добычи нефти, конденсата или газа из подземных месторождений. Композиция для воздействия на подземный пласт, содержащая воду, растворенные соли, нитевидные полимерные частицы и твердые частицы, отличные от нитевидных полимерных частиц, представляющие собой цилиндрические волокна с диаметром от 5 нм до 200 нм включительно, и длиной от 500 нм до 200 мкм, а указанные твёрдые частицы, отличные от нитевидных полимерных частиц, являются проппантами. Применение указанной выше композиции в качестве жидкости для гидроразрыва. Применение указанной выше композиции вместе с водной композицией, извлеченной через скважину из подземного пласта, в качестве жидкости для получения жидкости для гидроразрыва, отклоняющего состава, жидкости для выравнивания профиля приемистости, жидкости для регулирования проницаемости, жидкости для намыва противопесочного гравийного фильтра или жидкости для кислотного гидроразрыва. Способ гидроразрыва подземного пласта с использованием указанной выше композиции. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, используемым при бурении в сложных геологических условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально-высоких давлений АВПД. Технический результат - повышение эффективности бурения в условиях АВПД, улучшение качества бурового раствора высокой плотности путем снижения фильтрационных, улучшения реологических и седиментационных свойств. Утяжеленный буровой раствор содержит, мас.: структурообразователь - глину 3-6; реагент стабилизатор высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 0,3-0,8; хлористый калий KCl 3-7; гидроксид калия КОН 0,2-0,3; лигносульфонатный реагент - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М 2-2,5; феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1-2,5; пеногаситель Santi F 0,2-0,3; смазочную добавку ДСБ-4ТТП 1,5-2,0; баритовый утяжелитель КБ-3 30-50; водорастворимый солевой утяжелитель - формиат натрия или калия 12-15; железистый утяжелитель - гематит или железорудный концентрат ЖКР 10-25; воду остальное. 2 табл., 4 пр.

Наверх