БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 1998 года по МПК C09K7/00 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к составам буровых растворов.

Известны кальциевые растворы, содержащие кроме глины, воды, нефти, утяжелителя, реагентов-понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специальные ингибирующие вещества-носители ионов кальция. Действие их заключается в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую, переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидротация и набухание сланцев. Кальциевые растворы используются при разбуривании глинистых отложений и аргиллитов. В зависимости от реагентов-носителей ионов кальция эти растворы делятся на известковые, гипсовые и хлоркальциевые.

Наиболее близким к изобретению является хлоркальциевый раствор ХРК [1, с. 47], содержащий глинопорошок, КССБ, КМЦ, CaCl₂, Ca(OH0₂, NaOH, пеногаситель и воду. Данный раствор обладает ингибирующими свойствами по отношению к разбуриваемым глинистым породам, которые в нем меньше гидратируются и слабее набухают.

Однако наличие в известной рецептуре щелочи - NaOH делает дисперсную среду бурового раствора высокощелочной (pH > 10) [2], что может привести к пептизации глинистых частиц в растворе и снизить устойчивость глинистых пород стенок скважин за счет их щелочного гидролиза.

Недостатком прототипа является также многокомпонентность состава раствора, что делает процесс приготовления бурового раствора более трудоемким.

Для получения высокоингибированного бурового раствора заменяют три основных игибирующих компонента (CaCl₂, Ca(OH)₂ NaOH) и пеногаситель в известной рецептуре хлоркальциевого раствора на один компонент - комплексную соль. При замене в растворе сохраняется эквивалентное содержание по CaCl₂ (1-2 мас.%), а в фильтрате поддерживается необходимая концентрация катионов кальция (3000 - 5000 мг/л).

Это позволяет улучшить ингибирующий эффект при разбуривании глиносодержащих пород, сократить компонентный состав бурового раствора, улучшить технологические параметры за счет уменьшения структурно-реологических показателей (условная вязкость T₅₀₀, пластическая вязкость k , эффективная вязкость k_эф, динамическое напряжение сдвига τ_o, статическое напряжение сдвига CHC₁₀), что целесообразно для обеспечения прокачиваемости бурового раствора при циркуляции его в скважине.

Рекомендуемый раствор содержит следующие ингредиенты, мас.%:
Бентонит - 8 - 20
КССБ-4
5 - 7
КМЦ-600 - 1 - 2
Комплексная соль - 1,75 - 3,5
Вода - Остальное
Сведения о компонентном составе следующие:
Бентонит - бентонитовый глинопорошок марки Б-2 по ГОСТ 25795-83, выпускаемый Ильским заводом.

КССБ-4 - выпускается промышленностью по ТУ 39-094-75,
КМЦ-600 - высоковязкая карбоксиметилцеллюлоза [1, стр. 110].

Комплексная соль выпускается Стерлитамакским АО "Сода" по патенту России N 2009159 [3] имеет следующий состав, мас.%:
CaCl₂ - 52 - 62
NaCl - 34 - 36
CaSO₄ - 0,4 - 2,5
Ca(OH)₂ - 0,08 - 0,36
Fe₂O₃ - 0,07 - 0,04
SiO₂ - 0,03 - 1,9
Раствор приготавливают путем смешивания ингредиентов.

Пример приготовления раствора для верхнего (максимального) предела содержания компонентов. Для приготовления 1000 г раствора смешивают 920 г воды и 200 г бентонита, затем глинистую суспензию обрабатывают КМЦ (20 г) и КССБ (70 г). После получения оптимальных показателей (условная вязкость T₅₀₀= 25 - 30 с, статическое напряжение сдвига CHC_1-10= 12 - 24/30 - 60 дПа, водоотдача B = 3 - 5 cv³/30 мин раствор обрабатывают комплексной солью (35 г).

Результаты исследования свойства известной и предлагаемых рецептур растворов приведены в табл. 1.

Анализ данных табл. 1 показывает, что предлагаемый раствор обладает более простым компонентным составом, имеет более низкие значения условной вязкости, статического напряжения сдвига, реологических показателей (пластическая вязкость τ_o, эффективная вязкость τ_o, динамическое напряжение сдвига τ_o ), а также показателя фильтрации при одинаковом содержании реагентов КМЦ и КССБ (например, у рецептуры N 4 по сравнению с известной N 2). Значение водородного показателя для предлагаемой рецептуры изменяется в пределах 7,0 - 7,5, что является предпочтительным.

Рекомендуемый состав бурового раствора (рецептуры 4 и 5 табл. 1) имеет высокую ингибирующую способность, что позволяет рекомендовать его для промывки скважин при разбуривании высококоллоидальных глинистых отложений. Это утверждение базируется на исследованиях его ингибирующих свойств, проведенных по известной методике В. Д. Городного [4].

Результаты исследований увеличения объема проб глинопорошка в различных средах представлены в табл. 2 и на чертеже. Значения коэффициента набухания взяты через 180 мин, когда произошла стабилизация процесса набухания глинопорошка7
Из данных табл. 2 следует, что коэффициент набухания в среде водного раствора CaCl₂ (1,8%) уменьшился по сравнению с набуханием в дистиллированной воде на 31,3%, в водном расчете комплексной соли (3,5%), содержащем эквивалентное расчетное количество по CaCl₂, на 44,8%, в среде глинистого раствора, содержащего 8% бетонита и 3,5% комплексной соли, на 55,8%.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что ингибирующие свойства предлагаемого бурового раствора почти в 2 раза (табл. 2) превышают аналогичные свойства известного хлоркальциевого раствора, при этом за счет применения реагента, получаемого из промышленных отходов содового производства, существенно снижаются производственные затраты а на приготовление бурового раствора.

Применение предлагаемой рецептуры бурового раствора способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений. Уменьшение гидратации и набухания глинистых отложений достигается путем повышения ингибирующих свойств данной рецептуры бурового раствора. Комплексная соль изготовляется из промышленных отходов содового производства, поэтому применение ее в качестве компонента бурового раствора позволяет уменьшить себестоимость ингибированного бурового раствора, что особенно актуально в условиях дефицита серийного хлористого кальция. Использование предлагаемой рецептуры с меньшим компонентным составом в сравнении с прототипом делает приготовление бурового раствора более технологическим и менее трудоемким.

Литература
1. Булатов А. И., Пеньков А. И., Проселков Ю. С. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984, 317 с., прототип.

2. Ангелопуло О. К. Кальциевые глинистые растворы. М.: Гостоптехиздат, 1962, 64 с.

3. Патент России N 2009159, кл. C 09 K 7/02, 1994.

4. Городнов В. Д, Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1984, 229 с.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к составам буровых растворов. Для получения высокоингибированного бурового раствора заменяют при основных ингибирующих компонентов (CaCl₂, Ca(OH)₂, NaOH) и пеногаситель в известной рецептуре хлоркальциевого раствора на один компонент-комплексную соль. Буровой раствор содержит глину, КССБ, КМЦ и комплексную соль при следующем соотношении ингредиентов. мас.%: бентонит 8-20; КССБ-4 5-7; КМЦ-600 1-2; комплексная соль 1,75-365; вода - остальное. При замене в известной хлоркальциевой рецептуре раствора трех основных ингибирующих компонентов на комплексную соль сохраняется эквивалентное содержание по CaCl₂ (1-2 мас.%) и поддерживается необходимая концентрация катионов кальция в фильтрате (3000-5000 мг/л), при этом ингибирующие свойства предлагаемого раствора почти в 2 раза превышают аналогичные свойства известной хлоркальциевой рецептуры бурового раствора. 1 ил., 2 табл.

Буровой раствор, содержащий бентонит, конденсированную сульфитспиртовую барду КССБ-4, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-600 и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит комплексную соль состава, мас.

CaCl₂ 52 62
NaCl 34 36
CaSO₄ 0,4 2,5
Ca(OH)₂ 0,08 0,36
Fe₃O₃ 0,07 0,4
SiO₂ 0,03 1,9
при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Бентонит 8 20
КССБ-4 5 7
КМЦ-600 1 2
Указанная комплексная соль 1,75 3,5
Вода Остальноео