Буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах и способ его получения

Группа изобретений относится к буровому раствору для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах и способу его получения и может быть использована в области трубопроводного транспорта, в частности, при строительстве подводных переходов трубопроводов в неустойчивых грунтах, таких как песок, гравийно-галечниковые грунты, глины. Технический результат – возможность получения скважины с устойчивыми стенками в зоне залегания неустойчивых глинистых и несцементированных грунтов. Буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах включает, мас.%: монтмориллонитовый глинопорошок 6; полианнионную целлюлозу 0,4; водку остальное, при этом величина коэффициента пластичности раствора равна 2677 с-1 при динамическом напряжении сдвига 830 дПа. В способе получения указанного выше бурового раствора готовят глинистую суспензию путем перемешивания воды и монтмориллонитового глинопорошка в течение 1 ч, затем добавляют полианнионную целлюлозу и перемешивают в течение 30 мин. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 9 пр.

 

Группа изобретений относится к буровому раствору для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах и способу его получения.

Группа изобретений может быть использована в области трубопроводного транспорта, в частности, при строительстве подводных переходов трубопроводов в неустойчивых грунтах (песок, гравийно-галечниковые грунты, глины).

Известен буровой раствор на основе водомасляной эмульсии, включающий бентонитовый глинопорошок, каустическую соду, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), многофункциональные поверхностно-активные вещества ПАВ, пеногаситель, полимер и воду (заявка 2002112790/032002112790/03 от 26.08.2002). Буровой раствор содержит КМЦ низкой вязкости, в качестве многофункциональных ПАВ - ИКЛУБ и ИКД, в качестве пеногасителя - ИКДЕФОМ, в качестве полимера - акриламидсодержащий полимер, анионный полиэлектролит ИКСТАБ или амфолитный полиэлектролит ГТИНДРИЛ и дополнительно - кальцинированную соду при следующем соотношении ингредиентов, кг на 1 м3 бурового раствора: бентонитовый глинопорошок - 30-75, кальцинированная сода - 1-2,5, каустическая сода - 0,2-0,7, КМЦ низкой вязкости - 2,5-6,8, ИКЛУБ - 3-9, ИКД - 0,5-3, ИКДЕФОМ - 0,1-0,25, указанный акриламидсодержащий полимер - 2,6-4,5, вода - остальное.

К недостаткам известного раствора относится большой расход химреагентов, обусловленная этим его высокая стоимость и низкая мобильность управления свойствами.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому раствору является буровой раствор (заявка: 2005137762/03, опубл. 10.06.2007) для строительства переходов под естественными и искусственными преградами методом горизонтально-направленного бурения, включающий глину, понизитель фильтрации, модифицирующую добавку и воду, отличающийся тем, что, в качестве модифицирующей добавки он содержит реагент ФК-1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: глина 1,0-2,9; понизитель фильтрации 0,2-0,4; реагент ФК-1 3,1-5,0; вода - остальное. Недостатком известного состава является большое содержание модифицирующей добавки реагента ФК-1, что сказывается на стоимости бурового раствора.

Техническим результатом группы изобретений является получение состава бурового раствора, фильтрационные свойства которого позволяют получить скважину с устойчивыми стенками в зоне залегания неустойчивых глинистых и несцементированных грунтов.

Указанный технический результат достигается за счет того, что буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах, согласно техническому решению, включает бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер или водорастворимые полимеры и воду, при этом величина коэффициента пластичности раствора находится в диапазоне от 800 с-1 до 3000 с-1 при динамическом напряжении сдвига более 300 дПа и следующем соотношении компонентов, мас.%:

- бентонитовый глинопорошок - 3-8;

- водорастворимые полимеры - 0,3- 0,5;

- вода - остальное.

В части способа получения указанного бурового раствора технический результат достигается за счет того, что готовят глинистую суспензию путем перемешивания воды и бентонитового глинопорошка в течение 1 часа, затем добавляют водорастворимый полимер или водорастворимые полимеры и перемешивают в течение 30 мин.

Заявляемый качественный и количественный состав компонентов бурового раствора со следующими реологическими параметрами: коэффициент пластичности в диапазоне от 800 до 3000 с-1, динамическое напряжение сдвига (далее - ДНС) более 300 дПа, позволяет выносить шлам разбуренных грунтов, способен обеспечить устойчивость ствола скважины в условиях залегания глиносодержащих грунтов и управлять фильтрационными свойствами несцементированных грунтов.

В составе бурового раствора используются следующие соединения:

- в качестве глины используют бентонитовый глинопорошок марки Б-1 - Б-3 по ГОСТ 25795-83 «Сырье глинистое в производстве глинопорошков для производства буровых растворов».

- в качестве регулятора реологических свойств используют водорастворимые полимеры - биополимеры и синтетические полимеры, например, полимер полианнионная целлюлоза, карбоксиметилцеллюлоза (далее - КМЦ), ксантановая смола, гидролизованный полиакрил амид и др.

Буровой раствор получают механическим смешиванием компонентов в заявленных пределах содержания. Сначала готовят глинистую суспензию путем перемешивания воды и бентонитового глинопорошка (5-8%) в течение 1 часа. Добавляют водорастворимые полимеры, например, гидролизованный полиакриламид (0,3-0,5%), перемешивают 30 мин. После получения однородного раствора определяют его свойства. Параметры, полученных буровых растворов, приведены в табл.1.

Система обладает малокомпонентным составом, поэтому отличается мобильностью управления ее свойствами.

Все измерения параметров буровых растворов допускается проводить по методикам ISO 10414-1:2008 [1].

В практической деятельности для обеспечения кольматации проницаемых грунтов нередко применяются буровые растворы, состоящие из модифицированного глинопорошка низкого качества на основе гидрослюдистых глин с меньшим выходом раствора.

При одинаковой концентрации в зависимости от вида глинопорошка, применяемого для получения бурового раствора, вязкость раствора меняется в широких пределах. Диапазон изменения свойств бурового раствора зависит от качества применяемой глины, ее коллоидных свойств, длительности гидратации, степени перемешивания, наличия электролитов, органических добавок. Влияние этих факторов затрудняет определение критериев фильтрации бурового раствора в пористую среду.

Основными реологическими параметрами, которые характеризуют буровой раствор, являются динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость и их производная - коэффициент пластичности.

Динамическое напряжение сдвига характеризует прочностное сопротивление бурового раствора течению и обусловлено прочностью водородных связей и индукционным периодом их образования. Величина пластической вязкости характеризует способность дискретной среды уплотняться. Коэффициент пластичности представляет собой отношение предельного динамического напряжения сдвига к пластической вязкости. Поэтому коэффициент пластичности отражает прочность взаимосвязей между компонентами раствора в процессе движения и является физической характеристикой прочности и скорости восстановления связей в структуре раствора.

Изобретение поясняется с помощью табл. 2, в которой приведены реологические параметры буровых растворов и состояние образцов мелкого песка после фильтрации глинистых суспензий. Составы растворов приведены в прилагаемой табл. 2. Состав растворов приведен в мас. %, что соответствует количеству реагентов в граммах, необходимых для приготовления 100 г раствора.

В табл. 2 приняты следующие сокращения и обозначения: КП - коэффициент пластичности; ПВ - пластическая вязкость; ДНС - динамическое напряжение сдвига; ПФ - показатель фильтрации; ПБР - полимерный бентонитовый раствор.

Пример 1. Из 93,65 г воды (93,65%) и 6 г глины (6%) (Серпуховского глинопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. Добавляют водорастворимый полимер, например, карбоксиметилцеллюлозу в количестве 0,2 г (0,2%) перемешивают 30 мин, затем вводят гидролизованный полиакриламид в количестве 0,15 г (0,15%) и перемешивают 15 мин. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в табл. 2.

Пример 2. Из 95 г воды (95%) и 5 г глины (5%) (Серпуховского глинопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в табл. 2.

Пример 3. Из 96 г воды (96%) и 4 г глины (4%) (Монтмориллонитового глинопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в табл. 2.

Пример 4. Из 96 г воды (96%) и 4 г глины (4%) (Серпуховского глинопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в табл. 2.

Пример 5. Из 95 г воды (95%) и 5 г глины (5%) (Монтмориллонитового глинопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в табл. 2.

Пример 6. Из 94,85 г воды (94,85%) и 6 г глины (6%) (Монтмориллонитового глинопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. Добавляют водорастворимый полимер, например, ксантановую смолу в количестве 0,15 г (0,15%) перемешивают 30 мин. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в табл. 2.

Пример 7. Из 93,7 г воды (93,7%) и 6 г глины (6%) (Серпуховского глинопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. Добавляют водорастворимый полимер, например, ксантановую смолу в количестве 0,3 г (0,3%) перемешивают 30 мин. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в табл. 2.

Пример 8. Из 93,65 г воды (93,65%) и 6 г глины (6%) (Монтмориллонитового глинопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. Добавляют водорастворимый полимер, например, карбоксиметилцеллюлозу в количестве 0,2 г (0,2%) перемешивают 30 мин, затем вводят гидролизованный полиакриламид в количестве 0,15 г (0,15%) и перемешивают 15 мин. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в табл. 2.

Пример 9. Из 93,6 г воды (93,6%) и 6 г глины (6%) (Монтмориллонитового глинопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. Добавляют водорастворимый полимер, например, полимер полианнионную целлюлозу в количестве 0,4 г (0,4%) перемешивают 30 мин. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в табл. 2.

Результаты проведенных исследований показали, что значение коэффициента пластичности в границах от 800 с-1 до 2677 с-1 (п. 6-9 табл. 2) обеспечивает прохождение процесса фильтрации в проницаемые каналы грунта с сохранением сплошности структуры бурового раствора и насыщением порового пространства глинистой составляющей с закреплением образцом из мелкого песка. Поддержание высоких значений коэффициента пластичности увеличивает транспортирующую способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение грунта на забое и рост механической скорости бурения.

При значениях коэффициента пластичности в границах от 333 до 800 с-1 (п. 2-5 табл. 2) фильтрация бурового раствора происходила на не полную длину образца из мелкого песка, образцы при этом обладали малой прочностью.

При значениях коэффициента пластичности 289 с-1 (п. 1 табл. 2) фильтрация бурового раствора в образцы из мелкого песка не происходила, образец был разрушен.

1. Буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах, включающий монтмориллонитовый глинопорошок, полимер - полианнионную целлюлозу, при этом величина коэффициента пластичности раствора равна 2677 с-1 при динамическом напряжении сдвига 830 дПа при следующем соотношении компонентов, мас.%:

монтмориллонитовый глинопорошок 6
полианнионная целлюлоза 0,4
вода остальное

2. Способ получения бурового раствора по п. 1, характеризующийся тем, что готовят глинистую суспензию путем перемешивания воды и монтмориллонитового глинопорошка в течение 1 ч, затем добавляют полианнионную целлюлозу и перемешивают в течение 30 мин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах. Способ включает закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида - ПАА, ацетат хрома и воду.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - повышение растворяющей способности и степени стабилизации не только карбонатной матрицы коллектора и диспергирования полимер-глинистой фильтрационной корки, но также растворяющей способности и диспергирования терригенных (песчано-глинизированных) низкопроницаемых коллекторов, универсальность состава.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ремонтно-изоляционных работ в скважине. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине содержит 40-50 мас.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах.

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов.

Настоящее изобретение относится к покрытым смолой частицам и способу их получения. Способ получения частиц отверждаемого при низкой температуре расклинивающего наполнителя, включающий нагревание частиц, добавление отверждаемой смолы с обеспечением покрытия указанных частиц смолой, по меньшей мере частичное отверждение смолы и добавление от 0,1 до 2,0 частей поверхностно-активного вещества на 100 частей указанных частиц, причем указанные частицы расклинивающего наполнителя являются свободно текучими в сухом состоянии при комнатной температуре.

Настоящее изобретение относится к расклинивающим агентам, используемым при гидроразрыве подземного пласта для добычи углеводородных флюидов. Расклинивающие агенты с покрытием, включающие множество ядер расклинивающих агентов, состоящих из кварцевого песка или бурого песка, и покрытие на основе алюмосиликата, которое, по крайней мере, частично нанесено на ядра расклинивающих агентов, где молярное соотношение SiO2/Al2O3 находится в интервале от 1:1 до 6:1, содержание покрытия изменяется в от 2 до 30 мас.

Изобретение относится к производству проппанта - расклинивающих гранул, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Технический результат - вовлечение в производство проппанта различных видов исходных сырьевых материалов, в том числе техногенных отходов, и получение проппанта с кажущейся плотностью 2,2-3,0 г/см3.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений кальция и бария, которые могут быть использованы в нефтяной промышленности, в частности, в скважинах и на скважинном оборудовании, в системе сбора, подготовки и транспорта нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости. Состав содержит 8,0-15,0 мас. % силиката натрия, 85-92 мас. % пресной воды, 0,3-0,8 мас. % сверх 100% ацетата хрома и 0,5-2,0 мас. % сверх 100% натрия двууглекислого. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока за счет создания маловязкого состава с регулируемым временем гелеобразования, проникающего в малопроницаемые поры коллектора, обводненного водой любой минерализации, и повышения прочности образующегося геля. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 14-20 мас. % силиката натрия, 0,3-1,0 мас. % ацетата хрома, 0,5-1,5 мас. % ацетата аммония и воду – остальное. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в скважину за счет расширения диапазона времени гелеобразования состава, возможности его приготовления в любое время года при одновременном снижении затрат. 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%. Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта. ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас.%: талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0; гидроксид натрия 5,0-15,0; хлорид натрия 6,0; вода - остальное. При этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3. Объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Перед закачкой порции ВУС с волокнами лактида закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с поверхностно-активным веществом ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. Количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты. Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.

Группа изобретений относится к буровому раствору для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах и способу его получения и может быть использована в области трубопроводного транспорта, в частности, при строительстве подводных переходов трубопроводов в неустойчивых грунтах, таких как песок, гравийно-галечниковые грунты, глины. Технический результат – возможность получения скважины с устойчивыми стенками в зоне залегания неустойчивых глинистых и несцементированных грунтов. Буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах включает, мас.: монтмориллонитовый глинопорошок 6; полианнионную целлюлозу 0,4; водку остальное, при этом величина коэффициента пластичности раствора равна 2677 с-1 при динамическом напряжении сдвига 830 дПа. В способе получения указанного выше бурового раствора готовят глинистую суспензию путем перемешивания воды и монтмориллонитового глинопорошка в течение 1 ч, затем добавляют полианнионную целлюлозу и перемешивают в течение 30 мин. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 9 пр.

Наверх