БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ В ОБВАЛИВАЮЩИХСЯ ПОРОДАХ Российский патент 2001 года по МПК C09K7/02 

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

Известно, что наиболее эффективным типом буровых растворов, используемых для бурения в условиях обвалов, являются силикатно-глинистые растворы, содержащие в своем составе силикат натрия (Na₂SiO₃), т.е. жидкое стекло. Этот компонент придает раствору крепящие и ингибирующие свойства.

Известен буровой раствор для бурения в обваливающихся породах, содержащий глину, жидкое стекло, полиакриламид и воду, который с целью повышения удельного электрического сопротивления раствора дополнительно содержит кремнийорганическую жидкость марки ГКЖ-94.

Недостатками указанного раствора являются:
- сравнительно низкие крепящие и ингибирующие свойства;
- недостаточная стабилизирующая способность (авт. св. СССР N 899626, 1982).

Наиболее близким аналогом является буровой раствор для бурения в обваливающихся породах по авт. св. СССР N 933696, 1982, содержащий глину, реагент-стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, жидкое стекло - натриевое, кубовый остаток производства 4,4-диметилдиоксана-1,3, реагент Т-66 и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина - 5 - 15
КМЦ - 0,5 - 1,5
Жидкое стекло - силикат натрия - 5 - 7
Реагент Т-66 - 1,5 - 4,0
Вода - остальное.

Реагент Т-66 вводят в силикат-глинистый раствор для придания ему устойчивости к микробиологическому воздействию и для повышения удельного электрического сопротивления.

Недостатками данного раствора являются:
- сравнительно невысокие ингибирующие и крепящие свойства;
- низкая гидрофобизирующая способность фильтрата.

Задачей изобретения является повышение ингибирующих, крепящих и гидрофобизирующих свойств при одновременном уменьшении расхода реагентов-стабилизаторов.

Поставленная задача решается тем, что буровой раствор для бурения в обваливающихся породах, содержащий глину, реагент-стабилизатор, жидкое стекло и воду, содержит в качестве жидкого стекла силикат калия и дополнительно - полигликоль и хлористый калий при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина - 10 - 25
Полигликоль - 3 - 5
Реагент-стабилизатор - 0,3 - 1,0
Жидкое стекло - 0,5 - 3,0
Хлористый калий - 3 - 15
Вода - остальное.

Хлористый калий широко применяется в качестве минерального удобрения в сельском хозяйстве, выпускается химическими предприятиями.

Полигликоль, выпускаемый по ТУ 38.30214-88 в АО "Салаватнефтеоргсинтез" (г. Салават, Башкортостан), представляет собой смесь многоатомных спиртов - гликолей (диэтиленгликоль, тетраэтиленгликоля, пентаэтиленгликоля, пропиленгликоля). Известная область применения полигликоля - в качестве компонента котельного топлива и для производства незамерзающей охлаждающей жидкости.

Калиевое жидкое стекло (K₃SiO₃) выпускается в АО "Салаватстекло" (г. Салават, Башкортостан).

В качестве стабилизатора заявляемого раствора можно использовать известные реагенты - стабилизаторы (КМЦ, крахмал, полианионную целлюлозу и др.).

Сопоставительный анализ заявляемого изобретения с техническими решениями прототипа (а.с. СССР N 933696) и аналогов свидетельствует о том, что изобретение отвечает критерию "существенные отличия", поскольку в данном случае калиевое жидкое стекло помимо крепящих и ингибирующих свойств выполняет новую, ранее неизвестную функцию: его добавки позволяют снизить показатель фильтрации, т.е. оказывают еще стабилизирующее действие.

Кроме того, заявляемое изобретение отвечает критерию "новизна", поскольку в своем составе содержит новый компонент - полигликоль.

Конкретные примеры приготовления заявляемого бурового раствора.

Пример 1. В 832 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), калиевое жидкое стекло в количестве 5 г ( в расчете на сухое вещество) и хлористый калий в количестве 30 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 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 40 г, реагент-стабилизатор (например, КМЦ) в количестве 7 г (в расчете на сухое вещество), калиевое жидкое стекло в количестве 20 г (в расчете на сухое вещество), хлористый калий в количестве 90 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 30 мин.

Пример 3. В 510 г воды затворяют 250 глины и перешивают в течение 1 часа. В готовую суспензию вводят последовательно полигликоль в количестве 50 г, реагент-стабилизатор (например, КМЦ) в количестве 10 г (в расчете на сухое вещество), калиевое жидкое стекло в количестве 50 г (в расчете на сухое вещество), хлористый калий в количестве 150 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 30 мин.

В лабораторных условиях приведены исследования заявляемого бурового раствора (составы 4 - 6) и раствора, принятого за прототип предлагаемого изобретения по а.с. СССР N 933696 ( составы 7 - 9).

Для сравнения исследованы также необработанный исходный глинистый раствор (состав 1) и обработанный калиевым жидким стеклом (состав 2) и натриевым жидким стеклом (состав 3).

В таблице 1 приведены компонентные составы всех указанных растворов.

В таблице 2 приведены результаты исследований основных технологических свойств растворов, составы которых представлены в таблице 1, а в таблице 3 приведены результаты исследований таких специфических свойств указанных растворов, как крепящая, ингибируюшая и гидрофобизирующая способность.

Технологические параметры замерялись с помощью стандартных приборов и методик (см. , например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам.- М.: Недра 1979). Удельное электрическое сопротивление (УЭС) замеряли с помощью стандартного резистивиметра ПР-I. Смазочная способность раствора оценивалась с помощью прибора американской фирмы "Fann Instrument Company". Методикой предусмотрены замеры силы тока (I), которая коррелирует с коэффициентом трения при взаимодействии под определенной нагрузкой металлической пары "вращающееся кольцо - неподвижная колодка" в среде исследуемого раствора. Чем меньше сила тока, тем лучше смазочные свойства раствора. Оценка противоприхватных свойств прозводилась с помощью модернизированного прибора СНС-2, позволяющего замерять коэффициент сдвига корки (КСК). Чем меньше значение КСК, тем лучше противоприхватная способность раствора.

Как следует из анализа данных таблицы 2, исходный глинистый раствор (состав 1) имеет низкое качество: у него высокий показатель фильтрации (28 см³ за 30 мин), низкие значения статического напряжения сдвига и плохие смазочные и противоприхватные свойства. При вводе в данный раствор калиевого жидкого стекла отмечается неожиданный эффект - снижается показатель фильтрации (состав 2), тогда как при вводе натриевого стекла (состав 3) данный показатель увеличивается. Но только заявляемый раствор (состава 4 - 6) обеспечивает наилучшее качество: минимальные значения показателя фильтрации (3 - 5 см³ за 30 мин), оптимальные значения вязкости и структурно-механических свойств, смазочной и противоприхватной способности. Раствор прототипа (составы 7 - 9) по всем перечисленным показателям уступает заявляемому раствору.

В лабораторных условиях также произведена оценка ингибирующих, крепящих и гидрофобизирующих свойств растворов, составы которых представлены в таблице 1.

Крепящая способность раствора оценивалась по величине коэффициента набухания бентонита в среде фильтрации исследуемого раствора (K₂) и по величине пластичной прочности набухшего образца бентонита (Pm). Коэффициент набухания определяли с помощью прибора и по медике Городнова В.Д. - "Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении".- М.: Недра, 1977. Для измерения пластической прочности применяли конический пластометр Ребиндера П. А. Чем меньше значения K₂ и больше значение Pm, тем лучше крепящие свойства раствора.

Ингибирующие свойства растворов оценивались по показателю увлажняющей способности (П_о), определяемому в соответствии с РД 39-2-813-82, ВНИИКрнефть, Краснодар, 1982. Данный показатель комплексно учитывает влияние капиллярной пропитки, диффузии, осмотического массопереноса на процесс гидратации бентонита. Чем меньше значения П_о, тем больше высокой ингибирующей способностью обладает раствор.

Гидрофобизирующая способность фильтрата бурового раствора оценивалась по величине краевого угла смачивания ( Θ ) на границе "твердое тело (стеклянная пластинка) - фильтрат раствора - керосин". Замеры краевого угла смачивания производили с помощью "оптической скамьи" (Бабалян Г.А и др. "Физико-химические основы применения ПАВ при разработке нефтяных месторождений".- М.: ГТТИ, 1962). Поверхность твердого тела считается гидрофобной, если краевой угол смачивания (Θ) имеет величину от 90 до 180 градусов, и гидрофильной, если (Θ) меньше 90 градусов.

В таблице 3 приведены результаты проведенных опытов.

Как следует из анализа данных таблицы 3, заявляемый раствор (составы 4 - 6) обладает значительно лучшими крепящими и ингибирующими свойствами по сравнению с раствором - прототипом (составы 7 - 9). Так, коэффициент набухания бентонита в фильтрате заявляемого раствора составляет 0,15 - 0,20 см³/г, а пластическая прочность - 63,8 - 68,2 г/см². Аналогичные показатели для раствора прототипа находятся в пределах 0,30 - 0,36 см³/г и 52,0 - 57,3 г/см³. По ингибирующей способности, оцениваемой по скорости увлажнения образца бентонита (П), заявляемый раствор значительно превосходит раствор прототипа: скорость увлажнения в первом случае почти в 2 раза ниже, чем во втором. Важным преимуществом заявляемого раствора является способность его фильтрата гидрофобизировать твердую поверхность: краевой угол смачивания на границе фаз существенно выше 90^o и находится в пределах 155 - 163^o. У фильтрата раствора - прототипа гидрофобизирующей способности нет.

Кроме того, фильтрат заявляемого раствора из-за присутствия в нем полигликоля обладает поверхностной активностью, что является положительным свойством для качественного вскрытия продуктивных пластов.

Раствор относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе для бурения в обваливающихся породах. Техническим результатом является повышение ингибирующих, крепящих и гидрофобизирующих свойств при одновременном уменьшении расхода реагентов-стабилизаторов. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах содержит, мас.%: глина 10 - 25, полигликоль 3 - 5, реагент-стабилизатор 0,3 - 1,0, жидкое стекло - силикат калия 0,5 - 3,0, хлористый калий 3 - 15, вода - остальное. 3 табл.

Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах, содержащий глину, реагент-стабилизатор, жидкое стекло и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве жидкого стекла силикат калия и дополнительно полигликоль и хлористый калий при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина - 10 - 25
Полигликоль - 3 - 5
Реагент-стабилизатор - 0,3 - 1,0
Указанное жидкое стекло - 0,5 - 3,0
Хлористый калий - 3 - 15
Вода - Остальное