КАТИОННОИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2013 года по МПК C09K8/24 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов.

Из уровня техники известен хлоркалиевый буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, стабилизатор - понизитель фильтрации (акриловый реагент или водорастворимые эфиры целлюлозы), ингибитор глин (хлористый калий), разжижитель - понизитель вязкости (лигносульфонат), смазывающую добавку, а при необходимости утяжелитель и добавку для повышения термостойкости (Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. - М., Недра, 1990, с.218, табл.8.8).

Недостатком известного состава является многокомпонентность, низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, низкая соле- и термоустойчивость.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому буровому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и стабилизатор глин ВПК-402 (описан в RU 2148702 C1, E21B 33/13, С09К 7/02, 10.05.2000).

Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, высокое значение показателя фильтрации, низкая соле- и термоустойчивость.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости.

Данный технический результат достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду и глинопорошок (например, марки ПБМБ), в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и для повышения соле- и термоустойчивости используют полиэлектролит ВПК-402, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок 5-8; ВПК-402 7-15; Вода остальное.

С целью повышения термостойкости с сохранением низких значений показателя фильтрации при температуре 130°С и давлении 3,5 МПа в раствор осуществляют ввод углеводородов до 10-15%.

Для повышения плотности буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом.

В предлагаемом буровом растворе может быть использован бентонитовый глинопорошок марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и ПКГН, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок».

Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·10⁵. Полиэлектролит ВПК-402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде.

Полиэлектролит ВПК-402 использован в катионноингибирующем буровом растворе в качестве флокулянта и коагулянта. ВПК-402 позволяет интенсифицировать процессы водоподготовки при осаждении взвешенных частиц активного ила и обеспечивать эффективную очистку мутных вод.

Изобретение поясняется Таблицами 1, 2 и 3. В Таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию ВПК-402 на технологические показатели буровых растворов. Таблица 2 отражает результаты исследований по влиянию ВПК-402 на устойчивость глин в сравнении с наиболее близким техническим решением, принятым в качестве прототипа. Таблица 3 отражает изменения показателей фильтрации (Ф) в условиях высоких температур.

Из Таблиц 1 и 2 следует, что при содержании полиэлектролита ВПК-402 ниже 3% показатель фильтрации увеличивается (табл.1, п.4), а ниже 7% не обеспечивается устойчивость пластичных и гидратационноактивных глин (табл.2, п.3). Экспериментальным путем получено, что минимально допустимое содержание ВПК-402 должно составлять 7%. Увеличение содержания ВПК-402 более 15% неэффективно (табл.1, п.10, табл.2, п.7), так как приводит к перерасходу ВПК-402.

В процессе бурения в глинистых отложениях происходит обогащение раствора и рост реологических показателей, таких как пластическая вязкость η_пл и динамическое напряжение сдвига τ₀ (табл.1, пп.2, 11). Для снижения реологических показателей производят обработку. Так добавка ВПК-402 в виде разбавленного водного раствора (табл.1, пп.12, 13) позволяет восстановить реологические показатели.

Таким образом, из Таблиц 1 и 2 следует, что использование ВПК-402 в указанных количествах позволяет снизить показатели фильтрации, управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород, то есть обеспечить достижение указанного технического результата - повышение ингибирующей способности к глинам.

Увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита в количестве от 5 до 50%, а повышение термостойкости - вводом жидких углеводородов. При уменьшении углеводородов менее 10% (табл.3, пп.1, 2) показатель фильтрации увеличивается, а при увеличении углеводородов более 15% (табл.3, п.9) наблюдается перерасход при незначительном изменении показателя фильтрации. Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка хлоридов кальция и натрия практически не влияет на технологические показатели системы (табл.3, пп.5, 8).

Предлагаемый буровой раствор можно приготовить следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402, а при необходимости баритовый утяжелитель и добавку для повышения термостойкости.

Таблица 1 № Состав раствора, масс.% Показатели раствора Ф, см³ при 25°С при 82°С η_пл, мПа·с τ₀, Па η_пл, мПа·с τ₀, Па Известный раствор (прототип) 1 6% ГР + 0,3% ВПК-402 62 17 22 7 17,6 2 6% ГР + 1% ВПК-402 75 10 17,1 6 11,7 3 6% ГР ++ 1% ВПК-402 + 15% глинистого шлама Раствор нетекучий Катионно-ингибирующий буровой раствор 4 6% ГР + 1,8% ВПК-402 35 10 14 8 9 5 6% ГР + 3% ВПК-402 11 12 4,9 10 1,9 6 6% ГР + 5% ВПК-402 7 20 5,7 14 3,3 7 6% ГР + 7% ВПК-402 6 29 7,3 17 4,4 8 6% ГР + 10% ВПК-402 4 35 7,3 21 5,4 9 6% ГР + 15% ВПК-402 3 48 8,3 28 6,8 10 6% ГР + 20% ВПК-402 3 64 23 32 15 11 6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама 3,5 57 16,5 16 12 12 6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама + 5% водного ВПК-402 в виде 5%-ной концентрации. 4 39 11,8 28 8,6 13 6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама + 10% водного ВПК-402 в виде 5%-ной концентрации. 4 32 6,4 18 5,9 Примечание: 6% ГР - 6%-ный глинистый раствор из глинопорошка марки ПБМБ, ВПК-402 - высокоэффективный полиэлектролит коагулянт, Ф - показатель фильтрации, η_пл - пластическая вязкость и τ₀ - динамическое напряжение сдвига.

Таблица 2 № Состав раствора Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 1 сут пластичные гидратационно-активные Известный раствор (прототип) 1 6% ГР + 0,3% ВПК-402 набухание набухание и разрушение 2 6% ГР + 1% ВПК-402 набухание набухание и разрушение Катионно-ингибирующий буровой раствор 3 6% ГР + 5% ВПК-402 незначительное набухание набухание и разрушение 4 6% ГР + 7% ВПК-402 набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное 5 6% ГР + 10% ВПК-402 набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное 6 6% ГР + 15% ВПК-402 набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное 7 6% ГР + 20% ВПК-402 набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное

Таблица 3 № Состав раствора Ф, см³ при 130°С, Р=3,5 МПа 1 6% ГР + 12% ВПК-402 32 2 6% ГР + 12% ВПК-402 + 5% жидкий углеводород 26 3 6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород 14 4 6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород после термостатирования 12 ч при 130° 14 5 6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород + 10% NaCl 12 6 6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород 10,4 7 6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород после термостатирования 12 ч при 130°С 9,2 8 6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород + 5% CaCl₂ 9,6 9 6% ГР + 12% ВПК-402 + 20% жидкий углеводород 7 10 6% ГР + 15% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород 14

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов. Технический результат - повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 7-15; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Буровой раствор, включающий воду и глинопорошок, содержащий в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и регулятора вязкости полиэлектролит ВПК-402, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глинопорошок 5-8; ВПК-402 7-15; Вода Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что содержит углеводороды в количестве от 10 до 15 мас.%.