Полімерглинистий розчин для буріння у багаторічномерзлих та висококолоїдальних глинистих породах.
Власники патенту UA 2440398:
Винахід відноситься до галузі буріння свердловин у висококолоїдальних глинистих породах, зокрема до полімерглинистих розчинів. Полімерглинистий розчин для буріння в багаторічномерзлих і висококолоїдальних глинистих породах містить, мас.%: глинопорошок - 1,000-3,000, біополімер КК Робус - 0,300-0,100, Na КМЦ - 0,200-0,300,000 Пра0тол 0 «Основа-ГС » - 0,200-0,300, мастильна добавка КСД - 1,000-1,500, вода - 97,290-94,785, карбонатний обтяжувач - 37,000-0,000 понад 100, баритовий обтяжувач - 12,00 евдопластичних властивостей та регульованої щільності полімерглинистого розчину. 1 табл.
Винахід відноситься до буріння нафтових та газових свердловин, зокрема до складів полімерглинистих розчинів, що використовуються в умовах багаторічномерзлих (ММП) та висококолоїдальних глинистих порід.
Известен буровой раствор (патент RU 2184756) с псевдопластичными свойствами, способный снижать растепляемость ММП даже при положительной температуре и содержащий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер Праестол (марок 2510 или 2515, или 2530, или 2540) и воду при следующем соотношении компонентов, мас.% :
Недоліком відомого бурового розчину є його механодеструкція. Цей ефект відзначений при практичному застосуванні, буровий розчин сильно змінює свої реологічні характеристики через кілька циклів циркуляції у свердловині. З іншого боку, відомий буровий розчин не солестоек, а деяких родовищ півночі Західного Сибіру (наприклад, півострів Ямал) характерна наявність засолених ММП.
Також відомий псевдопластичний розчин (патент RU 2254353) для розбурювання ММП, солестійкиймеханодеструкції, що знижує розтеплюваність ММП при позитивній температурі в процесі буріння свердловин, що включає бентонітовий глинопорошок, водорозчинний полімер Праестол марки 2530, поліаніонну целюлозу високої в'язкості при наступному співвідношенні компонентів, мас.%:
Цей розчин не має хороших інгібуючих, по відношенню до глинистих відкладень, а також змащувальних властивостей.
Найбільш близьким до заявляється розчину є полімерглинистий розчин (патент UA 2274651) для буріння свердловин в ММП, що складається з глини, стабілізатора у вигляді суміші полісахаридного реагенту і структуроутворювача, вуглеводневого антифризу і води, як полісахаридного реагенту, він містить біо як структуроутворювач - конденсовану сульфіт-спиртову барду КССБ при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас.%:
Причому співвідношення мас. біополімеру Acinetobacter Sp. та КССБ становить 1:1 – 3 відповідно.
Хоча цей розчин має покращені псевдопластичні властивості, низьку фільтрацію, низьку швидкість розтеплення ММП, але його максимальна щільність становить 1090 кг/м 3 (приклади 3, 6), а високі показники реологічні розчину не дозволяють зробити її подальше збільшення. Відомо, що геолого-технічні умови родовищ півострова Ямал (Бованенкове, Харасавей) в інтервалі ММП ускладнені газогідратними покладами, що створюють у процесі гідроторозкладання коефіцієнт аномальності до 1,35 /В.Л.Бондарєв та ін. Бованенківського нафтогазоконденсатного родовища). – Геологія, геофізика та розробка нафтових та газових родовищ, №5, 2008. – С.22-33/. Для профілактики газопроявів у цих умовах необхідно, щоббуровий розчин мав підвищену щільність (до 1420 кг/м 3 ).
Крім того, розчин, що заявляється, призначається тільки для буріння в інтервалі 0-550 м (кондуктор), далі буріння до проектної глибини здійснюється із заміною бурового розчину (с.6 опису до патенту RU 2274651). Істотним недоліком відомого розчину є те, що використовуваний у його складі біополімер є рідиною, що створює труднощі при його транспортуванні в важкодоступні північні райони проведення бурових робіт, для яких характерна наявність ММП. Для зниження температури замерзання до складу реагенту вводиться вуглеводневий антифриз у кількості від 7 до 19 мас.%, що дуже значно дорожчає розчин, а температура його замерзання знижується максимально до -12°C (приклади 1-10 опису патенту UA 2274651), що явно замало умов Крайньої Півночі.
Завдання, що складається при створенні винаходу, - збереження стійкості стінок свердловини при бурінні ММП, ускладнених газогідратними покладами, а також порід, складених висококолоїдальних глинистих відкладень.
Технічний результат, що забезпечується даним винаходом, - створення полімерглинистого розчину з псевдопластичними властивостями і регульованою щільністю для збереження стійкості стінок свердловини в умовах ММП, ускладнених газогідратними покладами, і розширення області його застосування для буріння підмерзлотних інтервалів, складених висококолоїдальних , мастильних та блокуючих властивостей, технологічного у застосуванні.
Поставлене завдання та технічний результат досягаються тим, що полімерглинистий розчин для буріння в багаторічномерзлих і висококолоїдальних глинистих породах, що складається з глинопорошка,біополімеру і води, як біополімер включає КК Робус і додатково містить натрійкарбоксиметилцелюлозу, акриловий полімер Праестол 2530, рідина гідрофобізуючу «Основа-ГС», мастильну добавку КСД і карбонатний і баритовий обтяжувач при наступному співвідношенні компонентів, мас.
Заявляється склад бурового розчину відрізняється від відомого застосуванням інших компонентів у співвідношенні, що заявляється, тобто. відповідає критерію "новизни".
Лабораторні експерименти з розробки заявляється складу бурового розчину проведені з використанням наступних матеріалів та реагентів: глинопорошка «Бентокон-основа» з виходом 18,7 м 3 /т за ТУ 5751-006-70896713-2005 ТОВ «Бентопром» (м. м) , порошкоподібного біополімеру КК Робус за ТУ 2458-011-35944370-2007 ЗАТ НВО «Промсервіс» (Чувашія), натрій карбоксиметилцелюлози Поліцелл КМЦ за ТУ 2231-017-32957739-02 2530 ТОВ « Штокхаузен Євразія» «Техніка та навколишнє середовище» за ТУ 2216-001-40910172-98, гідрофобізуючої рідини Основа-ГС за ТУ 2229-002-70896713-2004 (30-60% розчин метилсиликатів) м.Волзький), порошкоподібної комплексної мастильної добавки КСД за ТУ 2458-013-35944370-2008 ЗАТ «НВО Промсервіс» (Чувашія), карбонатного обтяжувача на основі мармуру за ТУ 5716-003-52817785 баритового обтяжувача за ГОСТ 4682-84 ЗАТ "Баріт" (Хакасія).
Для експериментальної перевірки бурового розчину, що заявляється, в лабораторних умовах були приготовлені 15 складів (дивись таблицю). Технологія їхнього приготування зводиться до наступного. У склянку змішувальної установки «Воронеж» наливається 800 мл води та вводиться до неї розрахункова кількість глинопорошка. Розчин залишається на 24години при кімнатній температурі для гідратації та набухання глинистих частинок, потім перемішується протягом однієї години при швидкості 3000 об/хв. Отримана глиняста суспензія обробляється розрахунковою кількістю полімерів з добавками і перемішується на міксері при тій же швидкості протягом 30 хвилин, після чого обробляється обтяжувачем та заміряються його технологічні параметри на стандартних приладах при 20°C та після охолодження (при +5°C). Параметри розчину прототипу взято з опису винаходу (таблиця, розчин 3). Аналіз отриманих результатів показує, що при оптимальному співвідношенні компонентів (розчини 1, 2, 3) склад бурового розчину, що заявляється, є псевдопластичною рідиною (n=0,49-0,5), що володіє високими значеннями реологічних показників (η=22-32; τ0 = 158-229), що зростають при охолодженні до 1,7 разів. Ця обставина призводить до зниження ерозійного руйнування стінок свердловини та знижує теплообмін між стінкою свердловини та буровим розчином. За відсутності циркуляції у такому розчині утворюється структура, досить міцна утримання у зваженому стані шламу, створюючи мінімальне руйнування стінок свердловини. При виникненні течії структура швидко руйнується і розчин знову набуває низької в'язкості. Завдяки ламінарному режиму течії потоку, розчин біля стінок рухається з меншою швидкістю і залишається в спокої (Джордж Р.Грей, Г.С.Г.Дарлі. Склад та властивості бурових агентів (промивних рідин): пер. з англ. - М.: 1985. - с.192-193), утворюючи пристінний гелеподібний екран, що знижує теплообмін. Цей ефект посилюється охолодженням пристінного шару бурового розчину при зіткненні з ММП, що мають негативну температуру. Заявляється розчин також має високі мастильні властивості (коефіцієнт липкості глинистоїкірки (φтр=0,1-0,17), низькою фільтрацією (Ф=5,4-5,0), високими інгібуючими властивостями стосовно висококолоїдальних глинистих відкладень. Випробування інгібуючої здатності розробленого складу розчину були зроблені на тестері поздовжнього набухання ОFITЕ в динамічному режимі при температурі 80°С на зразку глини з виходом 2,4 м 3 /т, за мінералогічним складом, близьким до глини підмерзлотних відкладень північних родовищ Західної. Результати експерименту представлені графічно (рисунок). Спостерігається зниження ступеня набухання глини в розчині заявляється складу в порівнянні з водою в 4,0-3,5 рази за 60-420 хвилин процесу, що дозволяє говорити про його хороші інгібуючі та недиспергуючі властивості.
Розроблені склади бурового розчину мають щільність 1310-1420 кг/м 3 що дозволяє їх використовувати при розбурюванні ММП, ускладнених газогідратними покладами.
У таблиці також представлені експериментальні дані, що ілюструють факт неможливості досягнення технологічних показників, властивих заявляється складу, використанням окремих інгредієнтів рецептури (розчини 10-15). Це дозволяє зробити твердження про взаємний вплив окремих компонентів у суміші та їх синергетичний вплив на глинисту суспензію.
Порівняння заявляється складу з протопітом показує, що він не поступається відомому розчину по псевдопластичності, має більш високі реологічні та структурні показники, більш технологічний у застосуванні (біополімер КК Робус порошкоподібний продукт), більш економічний, оскільки має меншу сумарну витрату реагентів, і може бути застосований при бурінні підмерзлотних інтервалів за рахунок властивих йому додаткових мастильних та інгібуючих властивостей. За рахунок високої щільності цей розчин також може бутизастосований при розбурюванні ММП на півострові Ямал, ускладнених газогідратними покладами, що набуває особливої актуальності у зв'язку з початком масового розбурювання цих родовищ.