Результат интеллектуальной деятельности: ГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР

Изобретение относится к технологиям бурения скважин в нефте- и газодобывающей промышленности, в геологоразведке полезных ископаемых.

Известен реагент, предназначенный для обработки бурового раствора (SU, а.с. №1423574, C09K 7/00, опубл. 15.09.88 г.). Реагент содержит в качестве понизителей вязкости и стабилизатора реологических характеристик раствора полиакриламид, кремнийорганическую жидкость, акрилонитрильный лигносульфонатный реагент. В результате обработки этим реагентом повышается выход бурового раствора, снижается его статическое напряжение сдвига. Однако, при его использовании в растворе при бурении определенных пород в результате замены ионов кальция ионами натрия образуются мелкодисперсные глинистые частицы, способные образовывать устойчивый коллоид и вызывать накопление в буровом растворе выбуренной породы и, как следствие, ухудшать реологические характеристики раствора, в частности, повышать его статическое напряжение сдвига.

Эти факторы следует считать недостатками реагента.

Наиболее близким аналогом предлагаемого изобретения является глинистый буровой раствор, содержащий, в мас.%, модифицированный регулятором щелочности глинопорошок 8,5-25,2, в качестве регулятора структурно-механических характеристик раствора карбоксилированное органическое вещество в виде карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 0,08-0,35, в качестве понизителя вязкости лигносульфонатный продукт в виде лигносульфонатов технических порошкообразных (ЛСТП) 1,0-3,09 мас.%, Остальное - вода. (RU, пат. №2058364, C09K 7/02, опубл. 20.04.1996 г.). В качестве глинопорошка используют модифицированный кальцинированной содой бентонит или альметьевский глинопорошок. В составе можно использовать различные марки КМЦ.

Однако эта совокупность используемых функциональных добавок в буровом растворе при бурении некоторых пород также ухудшает реологические характеристики бурового раствора.

Новым техническим результатом от использования предлагаемого изобретения является обеспечение возможности регулировать реологические характеристики, а также фильтруемость бурового раствора с учетом характеристик разбуриваемых пород.

Указанный результат достигается тем, что в глинистом буровом растворе, содержащем карбоксиметилированное вещество, лигносульфонатный продукт и воду, согласно изобретению, в качестве карбоксиметилированного вещества он содержит карбоксиметилированный крахмал в виде товарного продукта Полицелл КМК БУР 1Н, содержащего, в мас.%; 70-75 карбоксиметилкрахмала, 15-18 NaCl, 10-12 гликолята натрия, в качестве лигносульфонатного продукта - феррохромлигносульфонат, при этом раствор дополнительно содержит арабиногалактан, а в расчете на общую массу, раствор содержит, в мас.%: 5,5 глинопорошка, 0,5 КМК БУР 1Н, 0,2-0,3 феррохромлигносульфоната, 0,2-0,3 арабиногалактана, 93,4-93,6 воды. Раствор в качестве глинопорошка содержит глинопорошок, приготовленный из обожженной и измельченной глины Зыряновского месторождения. КМК БУР 1Н в качестве карбоксиметилированного крахмала может содержать карбоксиметилированный кукурузный крахмал или карбоксиметилкрахмал буровой марки.

Товарный продукт КМК БУР 1Н производится ЗАО «Полицелл» (г.Владимир) по ТУ 2262-016-32957739-2007. Он применяется в качестве понизителя фильтрации и стабилизатора буровых растворов, эффективно снижает водоотдачу как пресных, так и соленасыщенных буровых растворов.

Арабиногалактан получают при переработке древесины лиственницы сибирской в виде порошка или концентрированных экстрактов. Соответственно, его при приготовлении бурового раствора подают в смесь в виде порошка или в виде водного экстракта. Эти продукты производят на Братском ЦБК.

Зыряновский глинопорошок (г/п) производят по ТУ 2164.006.41219638-2005.

Феррохромлигносульфонат (ФХЛС-М) производит ООО «Дубитель» (г.Уфа) по ТУ 2454-322-05133190-2000.

Буровые растворы различного состава для испытаний получают обычным методом путем смешения компонентов. Характеристики измеряют с использованием стандартизованных методов испытаний.

Характеристики модельных буровых растворов по примерам приведены в таблице. В примере 1 испытана суспензия Зыряновского г/п как система сравнения с наименьшим значением угла закручивания из всех испытуемых систем (составов). Примеры 2-8 выполнены для определения влияния каждого из компонентов бурового раствора на его характеристики, а также влияния их количественных соотношений. Примеры 3-5 выполнены при использовании арабиногалактана (АГ) в виде порошка, 6-8 - при использовании АГ в виде экстракта. Это сделано для определения возможности или целесообразности использования в буровых растворах концентрированного экстракта АГ.

Пример 9 выполнен с составом бурильного раствора, приготовленного по аналогу, но с использованием Зыряновского г/п.

Анализ данных показывает, что совместное использование АГ и ФХЛС как понизителей вязкости буровых растворов дает возможность снижать значения СНС_1/10 до уровня значений для исходной глинистой суспензии и, соответственно, готовить буровой раствор с оптимальным составом для каждых конкретных условий бурения.