БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД Российский патент 2015 года по МПК C09K8/18 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород.

Известен буровой раствор на водной основе (см. патент РФ №2492207 C1, C09K 8/18, 10.09.2013), который может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C. Известный буровой раствор обладает повышенной ингибирующей способностью к глинам, сниженным показателем фильтрации, повышенными соле- и термоустойчивостью. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 3,3-5,3; понизитель фильтрации ВПК-402 1,4-2,4; жидкий парафин C₁₀-C₁₆ 5,3-8,8; пеногаситель МАС-200 - 0,06-0,2; воду - остальное. Несмотря на повышенную ингибирующую способность раствора к глинам, данный раствор обладает низкой стабилизирующей способностью к неустойчивым трещиноватым сланцам, аргиллитам и алевролитам.

Наиболее близким по составу техническим решением к предлагаемому раствору является аэрированный глинистый раствор (см. патент РФ №2172760 C1, C09K 7/02, 27.08.2001), предназначенный для разбуривания "истощенных" пластов с аномально низким пластовым давлением. Аэрированный глинистый раствор содержит воду, бентонитовый глинопорошок, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ и пенообразователь, в качестве пенообразователя содержит омыленный талловый пек - ОТП или эмультал при следующем соотношении компонентов, масс.%: глинопорошок 5-6, КМЦ 0,2-0,4, ОТП или эмультал 0,4-0,6, вода остальное. Известный буровой раствор имеет низкую стабилизирующую способность к сланцам, что не позволяет обеспечить устойчивость стенок скважин.

Задача, решаемая предлагаемым составом бурового раствора, заключается в создании раствора, обладающего высокой стабилизирующей способностью в сланцах и сохраняющего устойчивость ствола скважины, при этом состав должен отвечать требованиям безопасности и не должен включать токсичные компоненты.

Технический результат предлагаемого состава состоит в повышении стабилизирующих свойств раствора.

Технический результат изобретения достигается приданием раствору кольматирующих свойств гидрофобными материалами, что позволяет обеспечить устойчивость сланцев.

Сущность изобретения заключается в том, что буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, понизитель фильтрации и стабилизатор, в качестве стабилизатора сланцев, обеспечивающего устойчивость стенок скважин, раствор содержит талловое масло, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок 4-8; Талловое масло (ТМ) 5-15; Понизитель фильтрации 0,2-1; Вода остальное.

В предлагаемом буровом растворе в качестве понизителя фильтрации используют или полианионную целлюлозу - ПАЦ, или крахмал, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полидадмах, или гипан.

Талловое масло представляет собой смесь органических соединений, преимущественно жирных (C₈-C₂₄) и смоляных кислот. Оно является продуктом обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом. Талловое масло выпускается в сыром и очищенном виде под марками СТМ, ХТМ, ЛТМ. ТУ 13-0281078-119-18.

Полианионная целлюлоза ПАЦ-H, ПАЦ-B используется для регулирования вязкости и фильтрации буровых растворов. Эффективны как стабилизирующие реагенты (защитные коллоиды) в любых типах буровых растворах на водной основе.

Благодаря инкапсулирующим свойствам использование в составе предлагаемого раствора ПАЦ обеспечивает стабилизацию стенок скважины при бурении в глинистых сланцах и способствует снижению твердой фазы в буровом растворе. ПАЦ выпускается по ТУ 2231-015-32957739-00.

Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил получают в процессе гидролиза полиакрилонитрита каустической содой. Гипан представляет собой вязкую темно-желтоватую жидкость 8-10%-ной концентрации с плотностью 1,05-1,07 г/см³, pH=12 и более или порошок желтоватого, кремового или розового цвета влажностью 10%, который можно применять в товарном виде или в виде раствора 10%-ной концентрации с ρ=1,05 г/см³. Гипан, как и другие акриловые полимеры, образует с глинистыми частицами прочные полимерглинистые структуры за счет хелатных связей.

Предлагаемый состав раствора обладает более высокими стабилизирующими свойствами к неустойчивым глинистым породам, а использование таллового масла соответствует экологическим нормам.

Концентрация таллового масла для обеспечения стабилизации сланцев определяется экспериментальным путем, во время бурения, в зависимости от геолого-технических условий и составляет от 5 до 15%.

Например, на скважине №2062 Астраханского ГКМ на интервале 1557-1565 м процентное содержание ТМ перед вскрытием данного интервала составляло 5,5%. В трещиноватых глинисто-аргиллитовых породах этого содержания для гидрофобной кольматации оказалось недостаточно. Увеличением содержания ТМ до 10-11% в течение 2-3 циклов промывки удалось полностью остановить осыпание глинисто-аргиллитовых пород. В целом результат применения бурового раствора на данной скважине показал, что при соблюдении компонентного состава раствора он имеет достаточно хорошие кольматирующие свойства и способен стабилизировать ствол скважины с залеганием трещиноватых глинисто-аргиллитовых пород в интервале бурения 1557-3600 м в мульдовой зоне.

Результаты проведенных экспериментов подтверждаются фотоснимками, поясняющими влияние различных составов буровых растворов на устойчивость сланцев (см. фиг. а-е), и сведениями, приведенными в Таблице, где показаны зависимости изменений технологических показателей бурового раствора от концентрации таллового масла при использовании различных понизителей фильтрации.

При проверке влияния различных составов буровых растворов на устойчивость сланцев образцы выдерживали в течение 10 суток. Было замечено, что в воде аргиллит - осадочная горная порода, образовавшаяся в результате уплотнения, обезвоживания и цементации глин, быстро теряет устойчивость без набухания (см. фото а) растрескиваясь на мелкие пластинки различной геометрической формы. При добавлении 0,5% ПАЦ (фото б) увеличивается вязкость воды, что приводит к замедлению разрушения образца. Гидрофобный кольматант (фото в) оказался менее эффективен в малоглинистом растворе (3%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% ТМ), чем при его вводе в зашламленный вязкий раствор (10%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% шлама, фото г). Устойчивость образцов аргиллитов значительно возрастает в вязком растворе с достаточным количеством кольматантов (10%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% шлама + 10 ТМ) (фото д) и в безводном углеводородном растворе (фото е).

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

В качестве понизителя фильтрации вместо ПАЦ возможно использование КМЦ (строка 5), крахмала (строка 4), акрилата (гипана, строка 7), катионных реагентов серии Полидадмах (ВПК-402, строка 6) (см. Таблицу).

Таблица № Состав раствора, масс.% Показатели раствора Ф, см3 η_пл, мПа·с τ_0, Па Предлагаемый раствор 1 6% ГП + 5% ТМ + 0,5% ПАЦ + 88,5% вода 5 25 10,2 2 6% ГП + 10% ТМ + 0,5% ПАЦ + 83,5% вода 4 29 12,8 3 6% ГП + 15% ТМ + 0,5% ПАЦ + 78,5% вода 3 34 14,6 4 6% ГП + 10% ТМ + 1,5% крахмал + 82,5% вода 3,5 33 16,2 5 6% ГП + 10% ТМ + 0,5% КМЦ + 83,5% вода 4 26 9,6 6 6% ГП + 10% ТМ + 7% ВПК-402 + 77% вода 2 36 6,6 7 6% ГП + 10% ТМ + 0,5% гипан + 83,5% вода 3 32 8,8 Примечание: ГП - глинопорошок марки ПМБВ; Ф - показатель фильтрации; η_пл - пластическая вязкость; τ₀ - динамическое напряжение сдвига.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение стабилизирующих свойств раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 4-8; стабилизатор сланцев, обеспечивающий устойчивость стенок скважин, - талловое масло 5-15; понизитель фильтрации 0,2-1; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, понизитель фильтрации и стабилизатор, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора сланцев, обеспечивающего устойчивость стенок скважин, вводят талловое масло, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глинопорошок 4-8 Талловое масло 5-15 Понизитель фильтрации 0,2-1 Вода остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве понизителя фильтрации используют или полианионную целлюлозу - ПАЦ, или крахмал, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полидадмах, или гипан.