ИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД Российский патент 2008 года по МПК C09K8/20 

Изобретение относится к горному делу, в частности к строительству скважин в неустойчивых, склонных к осыпям или обвалам, сильно увлажненных глинах, в том числе соленасыщенных межсолевых глинах в хемогенных отложениях с высокими пластовыми температурами.

Известны буровые растворы, содержащие ингибирующие компоненты, такие как соли кальция, калия, реагенты-стабилизаторы, например крахмал, КМЦ, лигносульфонаты (ССБ, КССБ), различные полимеры, например ОЭЦ, полиакриламид и др., регуляторы щелочности и рН (едкий натрий и калий) (Ингибирующее действие растворов на основе солей калия, кальция, алюминия и жидкого стекла. Н.А. Мариампольский, Н.Г.Гуржиева // Тр. ВНИКР-нефть. Краснодар. - 1978. - №4. - С.16-20).

Известны растворы для бурения в неустойчивых глинах, содержащие хлорид калия, гипс, стабилизированные крахмалом, КМЦ, КССБ, УЩР и полимерами-полиакриламидом, ОЭЦ (Новые системы буровых растворов для осложненных условий / А.И.Пеньков, В.И.Рябченко, Н.П.Левик и др. // Нефт. хоз-во. - 1982. - №7. - С.9-13; D.A.Smalling. Mud strategy slows sensitive shelle olougling. // Oil and Gas J. - 1985. - V 83. 152-153 P; 156 P; 158 P, «Предупреждение обвалов при бурении в неустойчивых глинистых породах путем правильного выбора буровых растворов»; Буровые растворы для бурения в сложных условиях Прикаспийского региона / Мавлютов М.Р., Байзаков М.К. и др. // Нефт. и газ. пром-ть. Сер. Стр-во нефт. и газ. скв-н на суше и на море. - 1993. - №8. - С.12-14).

Известны растворы для бурения в неустойчивых глинах, содержащие хлорид калия, силикат натрия или калия, стабилизированные КМЦ, крахмалом, КССБ, полимерами (А.С. СССР №901264, МКИ С09K 7/02. Безглинистая промывочная жидкость для бурения скважин; Коновалов Е.А. Силикатные ингибиторы буровых растворов: Экспресс-инфор. ВНИИГазпром. - 1991. - В:3. - С.9-14; Отеч. опыт. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газ. и газоконд. м-ний // Oil and Gas J. - 1996. - V 94. - №14. - P.66-68; Добавки растворимого силиката стабилизируют неустойчивые глины; Пат. РФ №2163248, МПК С09K 7/02).

Наиболее близким к заявляемому является буровой раствор, содержащий глину, хлорид калия, известь, стабилизированные крахмалом, КССБ, КМЦ, УЩР, полиакриламидом (А.С. СССР №1033524, С09K 7/02. Буровой раствор. Н.Х.Титоренко и др.).

Известные технические решения не обеспечивают необходимой устойчивости глинистых пород и полностью не исключают осложнений из-за осыпей, обвалов и течения глинистых и солевых пород при бурении скважин. Каждый из приведенных буровых растворов выполняет стабилизирующие функции по отношению к глинистым породам только в определенных условиях, например при бурении глинистых пород в терригенных отложениях, и не предупреждают осложнений из-за текучести соленасыщенных межсолевых сильно увлажненных глин.

Технической задачей данного изобретения является повышение прочности, водоустойчивости глинистых пород, в том числе соленасыщенных межсолевых увлажненных глин, предупреждение осложнений из-за осыпей, обвалов и кавернообразования, течения пластичных глинистых пород, сужения ствола при бурении скважин.

Поставленная задача решается тем, что в буровой раствор, содержащий воду, солестойкую глину, например палыгорскит, хлорид калия KCl, реагенты-стабилизаторы: крахмал, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ или окзил, оксиэтилцеллюлозу, дополнительно вводят гидроксид бария Ва(ОН)₂ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

солестойкая глина5-10;хлорид калия5-30;гидроксид бария5-10;крахмал2-3;КССБ или окзил5-6;ОЭЦ0,75-1,5;водаостальное.

Для неустойчивых глин терригенных отложений раствор содержит хлорид калия в пределах 5-10 мас.%, а для солевых отложений и межсолевых глин - 5-30 мас.%

В табл.1 приведены значения прочности аргиллитов и высокодисперсной пермотриасовой глины, в табл.2 при взаимодействии с Ва(ОН)₂.

Оценка прочности Р увлажненных глин проводилась по методу акад. П.А.Ребиндера, а устойчивость по формуле

где Р_то - прочность породы до набухания,

Р'_тв, P"_тв, P_тв - прочность глины на первой, второй стадиях и в конце набухания в воде;

Р'_тф, P"_тф - прочность глины на первой и второй стадиях набухания в фильтрате, (патент РФ 2042696, МПК С09K 7/00).

Критический коэффициент устойчивости равен 0,22-0,34 и чем выше, тем более устойчивой будет глинистая порода.

Интенсивность структурообразования и рост прочности увлажненной глинистой породы увеличивается с ростом концентрации Ba(OH)₂ в растворе и времени взаимодействия (табл.1, 2;). Для обоих типов глин оптимальной концентрацией является 5-10% Ва(ОН)₂. При этом прочность аргиллитов составляет 14,7-68,6 МПа, а устойчивость 1,91-8,91, что в 8,7-26,2 раза выше критической величины К_у. Водоустойчивость образцов глин, обработанных Ва(ОН)₂, после длительной (24 часа) выдержки в воде составляет 0,64-2,78, что в 2,9-8,2 раза превышает критическую величину.

Аналогичный характер упрочнения достигается при взаимодействии Ва(ОН)₂ с высокодисперсными глинами пермотриаса (табл.2). В диапазоне концентраций 5-10% Ba(OH)₂ устойчивость глин в 5,4-8,7 раза, а после выдержки в воде в 1,67-4,03 раза выше критической величины.

Из опытных данных видно, что добавление в 7% раствор KCl, Ва(ОН)₂ в пределах 5-10% приводит к резкому росту прочности с 4,36 до 35,27-68,6 МПа и кратному увеличению устойчивости глинистой породы К_у=4,57-8,91.

Ингибирующая способность предлагаемого раствора определяется концентрацией KCl в растворе (График 2, фиг.2), достигающая максимальных значений C_u=50,7-72,8 в диапазоне 5-10%. Ингибирующая способность 4,0% раствора Ва(ОН)₂ составляет C_u=14,5.

Прочностные характеристики глин определяются концентрацией Ва(ОН)₂ (табл.1, 2) и продолжительностью контакта (График 1, кривые 6, 7, 8, фиг.1). Так, через 40 часов контакта с 3,8% раствором Ba(OH)₂ прочность глинистой породы достигает величины, характерной для неувлажненной глины, коэффициент устойчивости достигает К_у=1, т.е. первоначального состояния. В сочетании с KCl этот процесс ускоряется, и начальная прочность достигается уже через 10 часов и продолжает расти (График 1 кривая 8, фиг.1).

Таким образом, оптимальная концентрация Ba(OH)₂ составляет 5-10%, а KCl 7-30%, в зависимости от литологической составляющей слагаемого разреза. Для глинистых пород достаточно 5-10%, а для предупреждения растворения солей и течения межсолевых глин 5-30%.

Технологические свойства калиевого раствора на основе гидроксида бария обеспечиваются добавками реагентов стабилизаторов: КССБ, окзил, крахмал, ОЭЦ (табл.3). Условная вязкость составляет 30-45 с, водоотдача в пределах 2,5-8 см³/30 мин, при статическом напряжении сдвига СНС_1/10 - 0-3/2-5 дПа. Калиево-оксид-бариевый раствор (КОБРа) обладает повышенной термостойкостью. Величина водоотдачи и статического напряжения сдвига находятся в допустимых рабочих диапазонах до температуры 175°С.

Изобретение реализуется следующим образом. Предварительно определяют интервал залегания неустойчивых глинистых пород, склонных к обвалам и осыпям, «текучести» солей и межсолевых глин. Приготавливают калиево-оксид-бариевый раствор в следующей последовательности. Диспергируют в воде 10% солестойкой глины, например палыгорскит. Затем в полученную глинистую суспензию добавляют реагенты-стабилизаторы: 2-3% крахмала, 5-6% КССБ (или других лигносульфонатов, например, окзил), 0,75-1% ОЭЦ. Перемешивают до получения гомогенной системы. В полученную систему вводят хлорид калия в зависимости от назначения:

- для неустойчивых глин терригенных отложений в пределах 5-10%;

- для солевых отложений и межсолевых глин 5-30%.

После полного растворения KCl раствор обрабатывают Ва(ОН)₂ в количестве 5-10%, при необходимости утяжеляют. Корректировку технологических параметров осуществляют дополнительным вводом компонентов, которые подбираются лабораторным анализом.

В процессе бурения осуществляют контроль и поддержание количества KCl и Ва(ОН)₂ в заданном диапазоне путем дополнительных добавок, а технологические свойства добавками других компонентов.

При бурении скважин с применением калиево-оксид-бариевого раствора (КОБРа) обеспечивают упрочнение глинистой породы на стенке скважины, повышают ее устойчивость, исключают осыпи и обвалы неустойчивых пород, кавернообразование или сужение ствола в межсолевых глинах. Создают благоприятные условия для проходимости бурильной и обсадной колонны. Исключают затраты времени на ликвидацию осложнений из-за проработок, расхаживания инструмента, прихватов.

Экономия календарного времени, которое затрачивалось на ликвидацию осложнений из-за осыпей, обвалов или течения глинистых пород, составляет от 12 до 16%.

Табл.1Влияние Ва(ОН)₂ на структурную прочность и устойчивость аргиллита (τ - 24 часа, Т=80°С)Концентрация Ва(ОН)₂ в модел. жидкостиКол-во прошедшей жидкости, %Влажность образца, %Структурная прочность, P_m МПа (Р_mo=7,7 МПа) и устойчивость К_уНа контакте с жидкостью, h=0На поверхности выхода фильтрата, h=22После выдержки, τ=24P_mК_уР_mK_yP_mK_y0 14.10.490.065    0.51013.51.960.2550.980.128Разрушился12414.12.780.3611.080.1410.360.05225.314.64.460.5791.570.2051.730.233.828.514.95.720.7433.140.4091.870.24530.014.814.701.915.880.7654.90.647.53315.635.274.579.801.2711.01.4310.035.415.368.608.9137.904.922.132.7815.017.615.1142.118.4540.655.283.184.1320.09.615.6225.429.275.720.7416.5421.5030.02.614.7343.044.545.990.7810.7914.0

Табл.2Влияние гидрооксидов бария на формирование структурно-механической прочности P_m и устойчивости пермотриасовой глины (τ=24 часа, Т=80°С)Концентрация Ba(OH)₂Кол-во профильтровавш. жид., мл.Влажность образца, %На контакте с жидкостьюПосле выдержки в водеСтруктурн.-мех. проч., Р_m, МПаК_yСтруктурн.-мех. проч., Р_m, МПаК_y01,121,80,0580,02700,0270,51,221,50,3600,1670024,220,81,960,910,490,233,85,622,32,971,380,850,3956223,971,851,220,5776,622,54,802,232,691,25105,822,56,372,962,941,37151,323,47,563,523,211,490,15% Ca(OH)₂1,1522,10,580,280,1930,09

Изобретение относится к горному делу, в частности к строительству скважин в неустойчивых, склонных к осыпям или обвалам, сильно увлажненных глинах, в том числе соленасыщенных межсолевых глинах в хемогенных отложениях с высокими пластовыми температурами. Технический результат - повышение прочности, водоустойчивости глинистых пород, предупреждение осложнений из-за осыпей, обвалов и кавернообразования, течения пластичных глинистых пород, сужения ствола при бурении скважин. Ингибирующий буровой раствор для глинистых пород содержит, мас.%: солестойкую глину 5-10, хлорид калия 5-30, гидроксид бария 5-10, крахмал 2-3, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ или окзил 5-6, оксиэтилцеллюлозу ОЭЦ 0,75-1,5, воду остальное. Указанный раствор содержит для неустойчивых глин терригенных отложений хлорид калия в пределах 5-10 мас.%, а для солевых отложений и межсолевых глин - 5-30 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.

1. Ингибирующий буровой раствор для глинистых пород, содержащий воду, солестойкую глину, хлорид калия, реагенты-стабилизаторы, отличающийся тем, что он содержит реагенты стабилизаторы: крахмал, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ или окзил, оксиэтилцеллюлозу ОЭЦ и дополнительно - гидроксид бария при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

солестойкая глина5-10хлорид калия5-30гидроксид бария5-10крахмал2-3КССБ или окзил5-6ОЭЦ0,75-1,5водаостальное