Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах

 

Буровой раствор относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе. Техническим результатом является повышение крепящих и ингибирующих свойств силикатно-глинистого раствора с одновременным улучшением смазочной и противоприхватной способности. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах содержит, мас.%: глина 10 - 20, реагент-стабилизатор 0,3 - 1,0, жидкое стекло 5 - 7, хлористый калий 3 - 5, полигликоль 3 - 7, вода остальное. Крепящие и ингибирующие свойства раствора увеличиваются в несколько раз. 3 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе.

Известно, что для бурения в обваливающихся породах, сложенных глинами, глинистыми сланцами, аргиллитами, алевролитами, применяются глинистые растворы, обработанные силикатом натрия или калия (жидким стеклом). Указанные растворы обладают хорошими крепящими свойствами, что и обусловило их применение для бурения скважин в условиях обвалов.

Например, в а.с. N 901264, кл. C 09 K 7/02 защищен состав "Безглинистой промывочной жидкости", содержащей КССБ, хлористый калий, жидкое стекло, ПАВ и воду. Данная промывочная жидкость имеет хорошие смазочные свойства, но ее крепящая способность сравнительно низкая. Кроме того, низкие значения удельного электрического сопротивления (УЭС) промывочной жидкости (из-за отсутствия в ее составе глины и наличия соли - хлористого калия) могут вызывать искажения при проведении электрокартонажа. "Буровой раствор для бурения в обваливющихся породах" по а.с. СССР N 933696, кл. C 09 K 7/02 содержит глину, КМЦ, жидкое стекло, кубовый остаток производства 4,4-диметилдиоксана-1,3 (реагент Т-66) и воду. Причем реагент Т-66 вводят в силикатно-глинистый раствор для придания ему стабильности к микробиологическому воздействию и повышении УЭС раствора. Недостатками раствора являются: 1) сравнительно низкие крепящие и ингибирующие свойства; 2) сравнительно низкие значения удельного электрического сопротивления.

Наиболее близким аналогом к заявленному изобретению является буровой раствор для бурения скважин в обваливающихся породах по а.с. СССР N 899626, кл. C 09 K 7/02, 1982. Он содержит глину, жидкое стекло, полиакриламид (ПАА) и воду. Для повышения удельного электрического сопротивления в раствор дополнительно вводят кремнийорганическую жидкость марки ГКЖ-94 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Глина - 5-7 Жидкое стекло - 5-7 ПАА - 0,3-0,5 ГКЖ-94 - 0,5-1,5 Вода - Остальное Недостатками данного раствора являются 1) сравнительно низкие крепящие и ингибирующие свойства; 2) сравнительно низкие смазочные и противоприхватные свойства.

Целью изобретения является повышение крепящих и ингибирующих свойств силикатно-глинистого раствора с одновременным улучшением его смазочной и противоприхватной способности.

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор, включающий глину, реагент-стабилизатор, жидкое стекло и воду, дополнительно содержит хлористый калий и полигликоль при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Глина - 10-20 Реагент-стабилизатор - 0,3-1,0 Жидкое стекло - 5-7
Хлористый калий - 3-5
Полигликоль - 3-7
Вода - Остальное
Полигликоль, выпускаемый по ТУ 38.30214-88 в АО "Салаватнефтеоргсинтез", представляет собой смесь многоатомных спиртов-гликолей (диэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля, пентаэтиленгликоля, полипропиленгликоля). Известная область применения полигликоля - в качестве компонента котельного топлива и для производства незамерзающей охлаждающей жидкости.

Соль хлористого калия - (KCl) выпускается по ГОСТ 4568-74 Соликамским хим. комбинатом. Известная область применения - в качестве удобрения в сельском хозяйстве.

В качестве реагента-стабилизатора наиболее эффективно применять КМЦ-700 или полианионную целлюлозу, имеющие высокий показатель степени замещения.

Сопоставительный анализ заявляемого изобретения с техническими решениями прототипа (а.с. N 899626) и аналогов свидетельствует о том, что предполагаемое изобретение отвечает критерию "существенные отличия", поскольку в данном случае полигликоль выполняет новую, ранее неизвестную функцию. Его добавки позволяют существенно усилить крепящие и ингибирующие свойства раствора.

Конкретные примеры приготовления заявляемого бурового раствора.

Пример 1.

В 787 г воды затворяют 100 г глины и перемешивают в течение 1 часа. В готовую глинистую суспензию вводят последовательно полигликоль в количестве 30 г, реагент-стабилизатор (например, КМЦ) в количестве 3 г (в расчете на сухое вещество), жидкое стекло в количестве 50 г (в расчете на сухое вещество) и хлористый калий в количестве 30 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 20-30 мин.

Пример 2.

В 693 г воды затворяют 150 г глины и перемешивают в течение 1 часа. В готовую глинистую суспензию вводят последовательно полигликоль в количестве 50 г, реагент-стабилизатор (например, КМЦ) в количестве 7 г (в расчете на сухое вещество), жидкое стекло в количестве 60 г (в расчете на сухое вещество) и хлористый калий в количестве 40 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 20-30 мин.

Пример 3.

В 595 г воды затворяют 200 г глины и перемешивают в течение 1 часа. В готовую глинистую суспензию вводят последовательно полигликоль в количестве 70 г, реагент-стабилизатор (например, КМЦ) в количестве 15 г (в расчете на сухое вещество) и хлористый калий в количестве 50 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 20-30 мин.

В лабораторных условиях проведены сравнительные исследования заявляемого бурового раствора и раствора, принятого за прототип предлагаемого изобретения (по а.с. СССР N 899626). Произведена оценка их технологических, крепящих и ингибирующих свойств.

В табл. 1 (табл. 1-3 см. в конце описания) приведены компонентные составы исследованных растворов. В заявляемых составах 1-3 в качестве реагента-стабилизатора использовали КМЦ-700, а в аналогичных составах 4-6 для указанной цели применили полианионную целлюлозу.

В табл. 2 даны результаты проведенных сравнительных исследований. Как следует из приведенных данных, по основным технологическим показателям (условной вязкости, СНС, показателю фильтрации) все растворы примерно одинаковы. Однако заявляемый раствор (составы 1-6) имеет более высокие значения удельного электрического сопротивления (что важно для проведения качественного электрокаротажа) и существенно лучшие смазочные и противоприхватные свойства по сравнению с раствором прототипа (составы 7-9).

Технологические параметры растворов замерялись с помощью стандартных приборов и методик (в соответствии, например, с изложенным в "Справочнике по буровым растворам", автор Рязанов Я.А. М.: Недра, 1979).

Удельное электрическое сопротивление (УЭС) замеряли с помощью стандартного резистивиметра ПР-1.

Смазочная способность раствора определялась с помощью прибора американской фирмы "Бароид". Методикой предусмотрены измерения силы тока (I), которая коррелирует с коэффициентом трения при взаимодействии под определенной нагрузкой металлической пары "вращающееся кольцо - неподвижная колодка (призма)" в среде исследуемого раствора. Чем меньше сила тока, тем лучше смазочные свойства раствора.

Оценка противоприхватных свойств производилась с помощью усовершенствованного прибора СНС-2, позволяющего замерять коэффициент сдвига корки (КСК). Чем меньше значения КСК, тем лучше противоприхватные свойства раствора.

В лабораторных условиях произведена оценка крепящих и ингибирующих свойств исследованных растворов.

Крепящая способность раствора оценивалась по величине коэффициента набухания бентонита в среде фильтрата исследуемого раствора (K₂) и по величине пластической прочности набухшего образца бентонита (P_m). Коэффициент набухания определялся с помощью прибора и по методике Городнова В.Д. (Городнов В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977). Для измерения пластической прочности применяли конический пластометр Ребиндера П.А.

Наилучшим крепящим свойством раствора соответствуют минимальные значения K₂ и максимальные значения P_m.

Ингибирующие свойства растворов оценивались по показателю увлажняющей способности (П_о), определяемой в соответствии с РД 39-2-813-82, Краснодар, ВНИИКрнефть. Данный показатель комплексно учитывает влияние капиллярной пропитки, диффузии, осмотического массопереноса на процесс гидратации бентонита. Чем меньше значения П_о, тем более высокой ингибирующей способностью обладает раствор.

В табл. 3 приведены результаты проведенных исследований.

Как следует из анализа данных табл. 3, заявляемый раствор (составы 1-6) обладает существенно лучшими крепящими и ингибирующими свойствами по сравнению с раствором прототипа (составы 7-9). Так, коэффициент набухания бентонита в фильтрате заявляемого раствора составляет 0,16-0,27 см³/г, а пластическая прочность 5380-6120 г/мм². Аналогичные показатели для раствора прототипа находятся в пределах 0,32-0,38 см³/г и 3560-3980 г/мм². Особенно большая разница в показателях ингибирующей способности того и другого раствора. Так, увлажняющая способность (П_о) заявляемого раствора в 5-11 раз меньше, чем раствора прототипа (по а.с. N 899626).

Формула изобретения

Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах, включающий глину, реагент-стабилизатор, жидкое стекло и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит хлористый калий и полигликоль при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина - 10 - 20
Реагент-стабилизатор - 0,3 - 1,0
Жидкое стекло - 5 - 7
Хлористый калий - 3 - 5
Полигликоль - 3 - 7
Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3