Результат интеллектуальной деятельности: БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В ПОРОДАХ МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЫ

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к буровым растворам, предназначенным для использования в породах многолетней мерзлоты, в условиях Тундры и Тайги.

Основные технические решения передовых нефтедобывающих компаний по направлению разработки буровых растворов для пород в условиях многолетней мерзлоты направлены на улучшение их вязкостных и кольматирующих свойств, использование при низких температурах, исключение негативного воздействия на буровую технику.

Известны буровые растворы на водной основе, в которых для понижения температуры замерзания используют хлористые кальций, натрий или магний (бишофит), все хлориды предназначены для предупреждения замерзания буровых растворов и направления осмотических процессов из пласта в скважину [Рязанов Р.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург.: Летопись, 2005. - 250 с.].

Недостатками данных буровых растворов являются низкий уровень кольматирующей способности и негативное воздействие на буровую технику.

Известен промывочный раствор для бурения пород многолетней мерзлоты, который включает поваренную соль, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ и воду [Кудряшев Б.Б., Яковлев A.M. Новая технология бурения скважин в мерзлых породах. - М: Недра, 1973. - 102 с.].

Данный промывочный раствор обладает сильным воздействием на буровую технику.

Известен буровой раствор на водно-органической основе, состав которого включает карбоксиметилцеллюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу, N,N-диметилформамид, хризотил-асбест, сульфат алюминия, смазочную добавку ФК-2000, мел, гидроксид натрия или гидроксид калия, хлорид натрия или хлорид калия, воду [Патент РФ №2352602, 7 МПК C09K 8/10, 2007 г.].

Данный буровой раствор слабоустойчив к низким температурам и обладает недостаточными кольматирующими свойствами.

Известен буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, в состав которого входят глинопорошок, мел, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ, конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ, акриловый полимер “Унифлок”, вода [Патент РФ №2200180, 7 MПК C09K 7/02, 2000 г.].

Недостатком данного бурового раствора является высокая температура замерзания, что делает невозможным его использование в условиях многолетней мерзлоты.

Наиболее близким аналогом является буровой раствор для вскрытия многолетнемерзлых пород, в состав которого входят глинопорошок, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ, хлорид натрия, борат натрия, полигликоль и пластовая вода в заданном соотношении компонентов, мас%: глинопорошок - 3,0÷4,0, КМЦ - 0,10÷0,15, хлорид натрия - 1,5÷3,0, борат натрия - 0,2÷0,3, полигликоль - 0,3÷0,5 и пластовая вода - остальное [Патент РФ №2285030, 7 МПК C09K 8/20, 2006 г.].

Недостатком данного бурового раствора является недостаточное обеспечение устойчивости к отрицательным температурам, высокая вязкость и недостаточно высокие кольматирующие свойства.

Целью предлагаемого изобретения является улучшение технологических свойств бурового раствора, а именно: повышение кольматирующих свойств, повышение устойчивости к низким температурам, снижение воздействия на буровую технику.

Техническим результатом изобретения является создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты.

Технический результат достигается в буровом растворе для использования в породах многолетней мерзлоты, содержащем глинопорошок, органический стабилизатор, понизитель температуры замерзания, полигликоль и воду, отличающемся тем, что в качестве органического стабилизатора используют полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу, а в качестве понизителя температуры замерзания ацетат натрия при следующем соотношении компонентов, мас%:

Буровой раствор характеризуется тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 774 г/моль при следующем соотношении компонентов, мас%:

Буровой раствор характеризуется тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 1334 г/моль при следующем соотношении компонентов, мас%:

Компоненты, входящие в состав заявленного бурового раствора в предлагаемом составе и представленном соотношении, усиливают свойства и способствуют получению технологичных буровых растворов, при этом глинопорошок является структурообразователем коллоидной фазы, полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза ФКМЦ - органическим стабилизатором, ацетат натрия и соли, находящиеся в составе пластовых вод, являются понизителями температуры замерзания, а полигликоль является смазочной незамерзающей добавкой.

Основными преимуществами предложенного бурового раствора для использования в породах многолетней мерзлоты являются высокие антифризные свойства и низкая вязкость. В таблице сравнения вязкостных свойств водного раствора полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ и обычной карбоксиметилцеллюлозы КМЦ приведены данные, которые показывают, что при одинаковых значениях вязкости буровых растворов в предлагаемом растворе возможно повышение содержания органического стабилизатора. Это позволяет обеспечить лучшую кольматацию при сохранении вязкостных свойств бурового раствора. Использование ацетата натрия позволяет снизить температуру замерзания и стоимость бурового раствора.

Использование глинопорошка в массовом соотношении 3,0-5,0% позволяет достигать оптимальной структуры бурового раствора, при уменьшении концентрации глинопорошка ниже 3,0% происходит разжижение бурового раствора, что делает невозможным его использование, при увеличении концентрации глинопорошка выше 5,0% буровой раствор становится высоковязким, что также делает невозможным его использование.

Использование полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ в заявленном интервале позволяет регулировать вязкостные свойства бурового раствора, уменьшение концентрации полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ ниже предполагаемого интервала ведет к значительному снижению вязкости, что делает буровой раствор слишком жидким, а увеличение концентрации полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ выше предполагаемого интервала ведет к повышению вязкостных свойств, что делает буровой раствор непригодным для использования в выбранных условиях.

Использование полигликоля в массовом соотношении 0,3-0,5% позволяет регулировать структуру бурового раствора, понижая температуру замерзания, в то же время осуществляя смазку буровой техники. При уменьшении концентрации полигликоля ниже 0,3% не обеспечивает достаточный уровень смазки буровой техники, при увеличении концентрации полигликоля выше 0,5% не изменяет свойств бурового раствора, поэтому не ведет к дальнейшему улучшению свойств бурового раствора.

Использование ацетата натрия в массовом соотношении 1,0-4,0% позволяет понизить температуру замерзания бурового раствора до оптимальной температуры, равной -5°C, необходимой при работе с породой многолетней мерзлоты, приводит к уменьшению концентрации ацетата натрия ниже 1,0%, повышению температуры замерзания, а увеличение концентрации ацетата натрия выше 4,0% приводит к значительному снижению вязкости бурового раствора, что также делает невозможным его дальнейшее использование.

Предлагаемые варианты приготовления буровых растворов рассмотрены ниже:

Пример 1

Берут 93,2 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,4 г ФКМЦ-774 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 2,0 г ацетата натрия.

Пример 2

Берут 93,0 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,6 г ФКМЦ-774 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 2,0 г ацетата натрия.

Пример 3

Берут 91,3 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,3 г ФКМЦ-1334 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 4,0 г ацетата натрия.

Пример 4

Берут 91,1 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,5 г ФКМЦ-1334 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 4,0 г ацетата натрия.