Ингибирующий буровой раствор

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе для бурения скважин. Технический результата изобретения - повышение ингибирующих свойств бурового раствора. Ингибирующий буровой раствор содержит, мас.%: полигликоль 8-12; бентонит 2-3; реагент-стабилизатор 0,4-0,9; смазывающая добавка 1-2; флотореагент 1-1,5; антивспениватель 0,01-0,02; вода 80-86; карбонатный утяжелитель остальное, до проектной плотности указанного раствора.

 

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе для бурения и заканчивания скважин. Известен буровой раствор (1) для бурения в обваливающихся породах, содержащий глину, полигликоль, реагент-стабилизатор, хлористый калий, жидкое стекло и воду.

Недостатками указанного силикатно-глинистого раствора являются:

1) сравнительно невысокие ингибирующие свойства, оцениваемые показателем скорости увлажнения глинистого материала;

2) неэффективность применения силикатных растворов для вскрытия продуктивных пластов, выражающаяся в низких значениях коэффициента восстановления первоначальной проницаемости при их фильтрации через керны;

3) отсутствие у фильтрата данного раствора способности гидрофобизировать пористую среду коллектора.

Известен буровой раствор (2), содержащий глину, полигликоль, реагент-стабилизатор, хлористый калий, смазочную добавку ДСБ-4ТТ и воду. Данный раствор перспективен для вскрытия продуктивных пластов, поскольку обладает гидрофобизирующей способностью, но он имеет недостаточные высокие ингибирующие свойства и низкие значения удельного электрического сопротивления из-за наличия в составе соли КСl.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является буровой раствор (3) для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов, содержащий глину, реагент-стабилизатор, полигликоль, ингибирующую добавку и воду. Недостатками указанного раствора являются:

1. Класс опасности некоторых реагентов (например ПКД-515, Сонбур 1101) не позволяет применять этот раствор в морском бурении.

2. Применяемый карбонатный утяжелитель производства ОАО «Сода» является техническим продуктом, неоднородным по дисперсному составу, что отрицательно сказывается на качестве фильтрации корки и седиментационной устойчивости раствора.

3. Низкое содержание полигликоля не обеспечивает требуемого при бурении в обвалоопасных породах ингибирующего эффекта.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение ингибирующих свойств бурового раствора.

Поставленная задача решается тем, что буровой раствор, содержащий полигликоль, бентонит, реагент-стабилизатор, смазывающую добавку, карбонатный утяжелитель и воду, дополнительно содержит флотореагент и антивспениватель, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: полигликоль 8-12; бентонит 2-3; реагент-стабилизатор 0,4-0,9; смазывающая добавка 1-2; флотореагент 1-1,5; антивспениватель 0,01-0,02; вода 80-86; карбонатный утяжелитель остальное, до проектной плотности указанного раствора.

При этом используют: антивспениватель - Пента-465, ПЭС-1 и другие подобные им; бентонит марок ПМБА и ПМБВ; реагент-стабилизатор на основе ПАЦ (полианионная целлюлоза) - Aqua FLO-HV, Aqua FLO-LV, PACU-LV; флотореагент Т-92, Т-66, Т-800; смазывающая добавка ФК-2000, глитал или лубриойт; карбонатный утяжелитель - мраморная крошка, известняковая крошка или сидеритовая крошка.

Пример приготовления бурового раствора. Емкость приготовления бурового раствора, оборудованная лопастным перемешивателем, наполняется технической (или морской) водой 80 мас.%. Вводится антивспениватель Пента-465 в количестве 0,01 мас.%, затем вводится полигликоль при постоянном перемешивании из расчета 12 мас.%. Вводится бентонит марки ПМБА через инжекторную воронку в количестве 3 мас.%. Засыпается реагент-стабилизатор на основе ПАЦ - Aqua FLO-HV в количестве 0,5 мас.% и перемешивают в течение 2-х часов. Затем заливается флотореагент Т-92 в количестве 1 мас.%. Вводится смазывающая добавка для буровых растворов ФК-2000 в количестве 1,5 мас.% и карбонатный утяжелитель в виде мраморной крошки в количестве 1,99 мас.% до получения проектной плотности указанного раствора 1120 кг/м³. Раствор считается готовым.

Применение заявленного бурового раствора обеспечивает необходимый период устойчивого состояния обвалоопасных аргиллитов и глин, снижает наработку шлама и повышает эффективность работы механических средств очистки. Создаются оптимальные условия для поддержания частиц твердой фазы во взвешенном состоянии и очистки скважины, в том числе из горизонтального участка ствола скважины. Использование в качестве ингибитора полигликоля обеспечивает необходимые значения удельного сопротивления бурового раствора, что благоприятно сказывается на качестве электрокаротажа. Бентонит с высоким выходом раствора вводится для придания заявляемому раствору оптимальных показателей, вязкостных и структурно-механических свойств, предотвращающих осаждение из раствора карбонатного утяжелителя. Флотореагент Т-92 комплексного действия вводится для улучшения смазочных свойств, улучшающих вынос выбуренной породы на поверхность, является нейтрализатором углеводорода. В качестве реагента-стабилизатора в заявляемом растворе применяются реагенты на основе целлюлозы, поддерживающие низкие значения водоотдачи раствора, снижающие коэффициент трения глинистой корки и выдерживающие хлоркальциевую агрессию.

Источники информации

1. Патент РФ №2132351 МПК С09К 7/ 02.

2. Патент РФ №2174996 МПК С09К 7/02.

3. Патент РФ №2242492 МПК С09К 7/02.

Ингибирующий буровой раствор, содержащий полигликоль, бентонит, реагент-стабилизатор, смазывающую добавку, карбонатный утяжелитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит флотореагент и антивспениватель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полигликоль	8-12
Бентонит	2-3
Реагент-стабилизатор	0,4-0,9
Смазывающая добавка	1-2
Флотореагент	1-1,5
Антивспениватель	0,01-0,02
Вода	80-86
Карбонатный утяжелитель	остальное,

до проектной плотности указанного раствора.