Буровой раствор на водной основе

Буровой раствор на водной основе

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, Целью изобретения является улучшение показателей бурения за счет повышения выносящей способности раствора при одновременном улучшении противоприхватных свойств глинистой корки. Для этого буровой раствор на водной основе содержит глину, стабилизатор , добавку и воду. В качестве добавки используют пластмассовые микросферы из фенолформальдегидной смолы при следующем соотношении ингредиентов, мас.%,: глина 5-15; стабилизатор 0,5-1,5; пластмассовые микросферы из фенолформальдегидсмолы 1,3; вода остальное, Данный буровой раствор обладает высокой выносящей способностью, способствующей улучшению очистки забоя от1 выбуренной породы и, как следствие, повышению показателей бурения. Высокие противоприхватные свойства глинистой корки у раствора способствуют предотвращению аварий, связанных с прихватами бурильного инструмента и спуском обсадных колонн. 5 табл. С/) с

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5«)5 С 09 К7/02

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ. КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4733895/03 (22) 01,09.89 (46) 07,04.92. Бюл. М 13 (71) Башкирский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Г.П,Бочкарев, Б.А.Андресон, А.У.Шарипов и P.Ã.Àáäðàõìàíîâ (53) 622.243.144,3 (088,8) (56) Авторское свидетельство СССР

М 1661185, кл, С 09 7/02, 1989. (54) БУРОВОЙ РАСТВОР НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ (57) Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, Целью изобретения является улучшение показателей бурения за счет повышения выносящей способности раствора при одновременном

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

Цель изобретения — улучшение показателей бурения за счет повышения выносящей способности раствора при одновременном улу «шении противоприхватных свойств глин««стой корки.

Цель достигается буровым раствором на водной основе, содержащим глину, стабилизатор, добавку и воду. в котором. в качестве добавки применяют пластмассовые микросферы из фенолформальдегидной (ф/ф) смолы при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина 5 — 15

Стабилизато р 0,5- 1,5

„„SU„„1724672 А1 улучшении противбприхватных свойств глинистой корки. Для этого буровой раствор на водной основе содержит глину, стабилизатор, добавку и воду. В качестве добавки используют пластмассовые микросферы из фенолформальдегидной смолы при следующем соотношении ингредиентов, мас.%.: глина 5 — 15; стабилизатор 0,5 — 1,5; пластмассовые микросферы из фенолформальдегидной смолы 1,3; вода остальное, Данный буровой раствор обладает. высокой выносящей способностью, способствующей улучшению очистки забоя от выбуренной породы и, как следствие, повышению показателей бурения. Высокие противоприхватные свойства глинистой корки у раствора способствуют предотвращению аварий, связанных с прихватами бурильного инструмента и спуском обсадных колонн. 5 табл, Пластмассовые микросферы из фенолформальдегидной смолы 1-3 4

Вода Остальное Ю

Пластмассовые микросферы получают фь. методом распылительной сушки компози- О ции, содержащей ф/ф смолу (например, марки БЖ-3) и реагент — газообразователь (порофор марки ЧХЗ-57) при следующем соотношении ингредиентов, мас, : реагентгазообразователь 1-3; ф/ф смола остальное. Известные области применения пластмассовых микросфер: для получения синтактиковых пенопластов, в качестве облегчающего наполнителя к буровым и тампонажным растворам.

Пример 1. В 935 г воды затворяют 50 г глины (бентонита) и перемешивают в течение 1 ч до полного распускания глины. За1724672

55 тем вводят 5 г стабилизатора (КМЦ) и перемешивают еще 0,5 ч, после чего вводят 10 г пластмассовых микросфер из ф/ф смолы, перемешивают 20 мин и раствор считается готовым.

Пример 2, В 870 г воды затворяют 100 г глины (бентонита) и перемешивают в течение 1 ч до полного распускания глины. Затем вводят 10 r стабилизатора (КМЦ) и перемешивают еще 0,5 ч, после чего вводят

20 r пластмассовых микросфер из ф/ф смолы (марки БЖ-3), перемешивают 20 мин и раствор считается готовым.

Пример 3. В 805 r воды затворяют 150

r глины (бентонита) и перемешивают в течение 1 ч до полного распускания глины. Затем вводят 15 г стабилизатора (KMLQ и перемешивают еще 0,5 ч, после чего вводят

30 г пластмассовых микросфер из ф/ф смолы (марки БЖ-3), перемешивают 20 мин и раствор считается готовым.

Улучшение показателей бурения (проходки на долото и механической скорости бурения) можно достичь разными путями; оптимизацией режимов бурения, увеличением подводимой к долоту мощности, снижением противодавления нэ забой скважины и т,д. Одним из путей повышения показателей бурения является улучшение выноса выбуренной породы с забоя. Так, например, при аэрации бурового раствора отмечается улучшение выноса выбуренной породы с забоя скважины и, как следствие, повышение показателей бурения, Однако аэрированный буровой раствор можно использовать лишь в определенных геологотехнических условиях: при низких пластовых давлениях, для бурения сравнительно неглубоких скважин, что лимитируется мощностью выпускаемых компрессорных установок. Кроме того, при аэрации требуется задалживать дополнительное оборудование (компрессор, эжектор, герметизатор устья и др.) и обслуживающий персонал.

Более эффективным для повышения показателей бурения является введение в бу. ровой раствор некоторых твердых добавок, полых или монолитных, имеющих сферическую форму и сравнительно малые размеры.

Например, предлагается вводить в раствор монолитные стеклянные или пластмассовые шарики двух размеров — 0,65 и 0,25 мм.

Их вводят в раствор в количестве 11,517 кг/м раствора. Указанные шарики, внедряясь в глинистую корку, выполняют роль крошечных подшипников, что резко снижает опасность прихватов и сальникообразования. Недостатками буровых растворов с пластмассовыми или стеклянными

40 шариками являются: незначительный рост показателей бурения (в среднем на 15-20%) в результате сравнительно низкой выносящей способности раствора, обусловленной тем, что применяются монолитные шарики, которые имеют плотность больше или равную плотности бурового раствора; стеклянные шарики вызывают абразивный износ бурильного и породоразрушающего инструмента.

Для сравнения исследуется также буровой раствор без добавок пластмассовых микросфер, буровой раствор с добавкой пластмассовых микросфер из мочевиноформальдегидной (м/ф) смолы марки УКС и буровой раствор с добавкой стеклянных микросфер.

В табл. 1 приведены компонентные составы исследованных растворов, Состав 1— это глинистый раствор без добавок микросфер. В составах 2-6 использовались пластмассовые микросферы из ф/ф смолы БЖ-3 (т.е. это предлагаемый раствор). Причем в составе 2 взяты концентрации компонентов ниже граничных значений, в сос-.àâàõ 3 — 5— оптимальные значения компонентов, а в составе 6 — концентрации компонентов выше граничных значений.

В составах 7-9 использовались пластмассовые микросферы из ф/ф смолы ВЖ-3 в больших концентрациях. В составах 10 — 12 применялись стеклянные микросферы, а в составах 13-15 — пластмассовые микросферы из м/ф смолы марки УКС, Во всех опытах применялись пластмассовые и стеклянные микросферы одной узкой фракции: 100-150 мкм.

В табл. 2 приведены основные технологические параметры растворов, составы которых даны в табл. 1.

Как следует из приведенных в табл; 2 данных, технологические параметры предлагаемого раствора при концентрациях компонентов ниже граничных значений (состав 2) плохие: высокие показатели фильтрации, низкие структурно-механические свойства. При концентрациях компонентов выше граничных значений (состав 6) раствор существенно загущается, растет вязкость и структурно-механические свойства, что может отрицательно сказаться на показателях бурения.

Наиболее приемлемые параметры у растворов с предлагаемыми значениями компонентов (составы 3-5). При введении в глинистый раствор пластмассовых микросфер иэ ф/ф смолы (составы 7-9) раствор черезмерно загущается, образуется толстая глинистая корка. При введении в глинистый раствор стеклянных микросфер (составы

1724672 натрия, имеют менее выраженную гидрофобную поверхность (краевой угол смачивания равен 128О) и поэтому эффект выносящей способности при использовании данных микросфер будет ниже. Для доказательства этого проведены лабораторные испытания выносящей способности растворов с различными видами микросфер, в том числе из ф/ф смолы, модифицированной органоалюмосиликонатом натрия.

Из табл. 3 видно, что предлагаемый буровой раствор с оптимальными значениями концентраций (составы 3 — 5) обладает высокой выносящей способностью. превосходящей выносящую способность известного раствора (составы 7-9). Это касается главным образом, крупных фракций шлама 5 и

10 мм. Причем с ростом концентрации микросфер в известном растворе вынос указанных фракций шлама несколько ухудшается.

Это связано с ухудшением эффекта флотации микросфер в результате загущения раствора.

Большое значение имеет и характер смачивания поверхности микросфер. Микросферы из ф/ф смол имеют гидрофобную поверхность, а микросферы из м/ф смол и стеклянные микросферы — гидрофильную, Гидрофобные микросферы хорошо прилипают к частицам выбуренной породы и за счет эффекта флотации выносят их из колонки, Гидрофильные микросферы не прилипают к частицам шлама и поэтому выносящая способность растворов со стеклянными микросферами (составы 10 — 12) и с микросферами из м/ф смолы (составы 13 — 15) значительно хуже по сравнению с предлагаемым раствором. Хорошая очистка забоя от выбуренной породы позволит повысить показатели бурения.

С помощью указанного стенда производилось разбуривание образцов породы (в данном случае мрамора) микродолотами диаметром 33 мм с тремя твердосплавными резцами. Моделировалось горное и гидростатическое давление, режим бурения и т,д.

Циркуляция раствора осуществлялась с помощью насосной установки НВУ-30 (производительность до 30 л/мин), За показатель эффективности бурения была принята величина механической скорости бурения.

В табл. 4 представлены данные о полученных значениях механической скорости разбуривания образцов мрамора.

Данные табл. 4 свидетельствуют о том, что предлагаемый раствор с оптимальными концентрациями компонентов (составы 3-5) позволяет значительно повысить механическую скорость бурения. Она в 3-5 раза вы10 — 12) или пластмассовых микросфер из м/ф смолы (составы 13 — 15) технологические параметры растворов практически не отличаются от аналогичных показателей растворов с добавкой пластмассовых микросфер 5 из ф/ф смолы (составы 3-5), В лабораторных условиях исследована выносящая способность растворов путем их прокачки с помощью центробежного насоса (от ультратермостата) через трубчатую ко- 10 лонку (из оргстекла), в которую предварительно помещается навеска выбуренной породы (шлама). Скорость и время циркуляции, производительность насоса и другие параметры были во всех опытах одинаковы- 15 . ми и моделировали условия реальной сква.жины, Шлам имел следующий фрикционный состав, : 10мм 3,8; 5мм 16,4; 2,5мм42,7;

l,5 мм 33,1; 1 мм 4.

После трех циклов циркуляции раствора 20 насос выключали, оставшийся в колонке шлам отмывали, высушивали до постоянного веса, взвешивали и рассеивали по фракциям. Потом расчитывали в процентном отношении количество вынесенного раство- 25 ром из колонки шлама всего и по фракциям.

В табл. 3 представлены результаты указанных опытов.

Механизм. улучшения выносящей способности при введении пластмассовых мик- 30 росфер из ф/ф смолы, обусловлен, во-первых, эффектом. проскальзывания (всплытия) микросфер относительно раствора в результате существенной разницы в плотностях микросфер и раствора, что вы- 35 зывает эффект "ранней турбулизации" и тем самым улучшение выноса с забоя скважины частиц выбуренной породы, Во-вторых, улучшению выноса способствует прилипание частиц выбуренной породы к гидрофоб- 40 ной поверхности микросфер из ф/ф смолы.

И эффект "ранней турбулизации" и эффект прилипания частиц выбуренной породы существенно зависят от характера смачиваемости поверхности пластмассовых 45 микросфер — она должна быть гидрофобной (т.е. краевой угол смачивания должен быть более 90О). Поэтому при использованиимикросфер из м/ф смолы или,стеклянных микросфер, имеющих гидрофильную 50 поверхность (краевой угол смачивания у них соответственно равен 46 и 32 ) цель изобре- . тения не достигается.

Микросферы из фенолформальдегид-. ной смолы, например марки БЖ-З, исполь- 55 эуемые в изобретении, имеют ярко выраженную гидрофобную поверхность (краевой угол смачивания равен 162О). Микросферы из той же смолы БЖ-З, модифицированной органоал.юмосиликонатом

1724672

35

50

КСК вЂ” С

Р R ше, чем при использовании исходного глинистого раствора (состав 1), в 3,5 — 4 раза выше по сравнению с известным раствором (составы 7-9) и в 1,5 — 2 раза выше по сравнению с растворами, в которых применялись стеклянные микросферы (составы

10 — 12) или микросферы из м/ф смолы (составы 13 — 15).

Большая разница в скоростях бурения при использовании предлагаемого и известного растворов объясняется не только худшей выносящей способностью последнего, но и отрицательным влиянием на механическую скорость бурения черезмерно высоких вязкостных и структурно-механических свойств известного раствора.

Если в предлагаемом растворе концентрация микросфер из ф/ф смолы меньше (состав 2) или больше (состав 6) граничных значений, то механическая скорость бурения снижается. В первом случае из-за недостаточной концентрации микросфер в растворе, а во втором — в результате повышения вязкостных и структурно-механических свойств раствора.

В лабораторных условиях исследованы про,-ивоприхватные свойства глинистых корок, образующихся при фильтрации растворов, составы которых представлены в табл, 1, Противоприхватные свойства корок оценивались коэффициентом сдвига корки (КСК), замеряемым с помощью модернизированного стандартного прибора СНС-2, Прибор дополняется приставкой, в которую входит грузик, выполненный в форме кольца, соединенный шарнирно с подвесной системой. Для определения угла закручивания нити прибора корка вместе с бумажным фильтром помещается на подвижный столик и рибора. Подвесная система устанавливается с таким расчетом, чтобы кольцо находилось над поверхностью корки на расстоянии примерно 1 мм. Затем опускается стопорный винт, удерживающий кольцо, и оно прилипает под собственным весом к глинистой корке. Включается электромотор прибора и приводится во вращение столик с глинистой коркой, это влечет за собой закручивание нити подвесной системы, Максимальный угол закручивания нити, зафиксированный в момент остановки вращения подвесной системы, служит для вычисления КСК по формуле где С вЂ” постоянная проволоки (нити) прибора, г/см;

 — постоянное число, равное 75,36 смlград;

F — площадь кольца, см, г, Q — максимальный угол закручивания нити, град;

R — средний радиус кольца, см;

Р— вес кольца, г.

Чем меньше значения КСК, тем хуже противоприхватные свойства глинистой корки.

8 табл. 5 представлены данные о величинах КСК, эамеренных у корок исследованных растворов.

Как следует из данных табл. 5, глинистая корка предлагаемого раствора с оптимальными концентрациями компонентов (составы 3-5) имеет высокие противоприхватные свойства (низкий показатель КСК), значительно превышающие противоприхватные свойства корки исходного глинистого раствора (состав 1). Микросферы, внедряясь в глинистую корку, выполняют затем роль микрошариковых подшипников, При этом имеет значение концентрация микросфер в растворе. материал, из которого они изготовлены.

Так, при слишком большой концентрации микросфер из ф/ф смолы, как это имеет место в известном растворе — (составы 7-9), получается. слишком толстая, рыхлая глинистая корка и противоприхватные свойства ее низкие (высокие значения КСК). Также более низкие противоприхватные свойства у корок, полученных из растворов со стеклянными микросферами (составы 10 — 12) и с микросферами из м/ф смолы (составы 1315). В первом случае из-зз высокой твердости и абразивности стеклянных микросфер, а во втором — из-за низкой механической прочности микросфер из м/ф смолы, которые разрушаются в процессе опыта.

При концентрации микросфер из ф/ф смолы в предлагаемом растворе ниже граничных значений (состав 2) противоприхватные свойства глинистой корки ухудшаются из-за недостаточного количества микросфер в растворе. Также заметно ухудшение противоприхватных свойств при увеличении концентрации данных микросфер больше граничных значений (состав 6) из-эа роста толщины глинистой корки и ее рыхлости.

Таким образом, предлагаемый буровой раствор обладает следующими технико-экономическими преимуществами Ilo сравнению с известными рецептурами. Высокая выносящая способность способствует улучшению очистки забоя от выбуренной породы и, как следствие, повышению показателей бурения, Высокие противо1724672

10 прихватные свойства глинистой корки у предлагаемого раствора будут способствовать предотвращению аварий, связанных с прихватами бурильного инструмента и спуском обсадных колонн. 5

Формула изобретения

Буровой раствор на водной основе, содержащий глину, стабилизатор, добавку и воду,отлича ющийся тем, что,с целью улучшения показателей бурения за счет по- 10 вышения выносящей способности раствора

Таблица 1

Содержание компонентов, мас,3

Состав

Глина Стабили(бенто- затор нит) (К1!Ц) Микросферы из м/ф смолы УКС

Микросферы из ф/ф смолы БЖ-3

Вода

Стеклянные микросферы

Остал ьное

«11»

l1»

1l»

13 н»

» I l

«и»

1I»

lI»

1,0

2,03,0

l I»

«I I »

«1I»

«l l»

1.,0

2,0

3 0

2

4

6

8

11

12

13

14

10 1,0

4,0 0 3

5,0 0,5

10,0 1,0

15,0 1,5

18,0 2,0

5,0 0,5

10,0 1,0

15 0 1,5

5,0 0,5

10,0 1,0

15 0 1,5

5,0 0,5

10,0 1,0

15,0 1,5

0 5

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

10,0

20,0 при одновременном улучшении противоприхватных свойств глинистой корки, раствор содержит в качестве добавки пластмассовые микросферы из фенолформальдегидной смолы при следующем соотношении ингредиентов, мас.$:

Глина 5 — 15

Стабилизатор 0,5-1,5

Пластмассовые микросферы из фенолформальдегидной смолы 1-3

Вода Остальное

1724672

Таблица 2

Параметры растворов

Состав

Плот- Условная ность, вязкость, г/смз с

СНС,дПа

Толщина кор.-. ки, мм

Показатель фильтрации, смз

3а 1 мин 3а 10 мин

1,5

0,5

1,0

1,0

1,5

2,0

3,0

4,0

5 0

1,0

1 5

2,0

0 5

1,0

1,5

7,8

0,4

4,6

6,8

10,2

18,8

22,4

38,1

112,8

3,8

6,8

24,2

2,4

8,6

30,2

Таблица3

Количество вынесенного алана, 2

Комлонентьй состав раствора,мас.ф

Состав

Стек- лянные . микро сферы

Микро" сферы из ф/ф смолы

Бй-3 с модификациями кмц

Ао фракциям

Глина

Микросферы иэ Ф/Ф

БИ-З

Вода

Микросферы иэ м/ф смолы КС

5 мм

1>5 мм

10 мм

8 8

98 100 100

90, 3

l,O

5,а о,5

2, О

3,0

loo 1ао

1ОО 1ÎÎ

72 1оо

75. 100

78 1юо

24 56

28 63

31 70

33 67

35 71

39 75

2. 3

7

10

12 1,О

2,0

:3,о

1,0

2>0

3,0

1,0

2,0

3,о

2

4

6

8

11

12

13

14

1,08. 28

1,02 18

1,04 22

1,07 25 .

1,10 29

1,13 39

0,98 . 35

0,82 55

0,78 66

1,05 24

1,08. 28

1,12 35

1,03 25 .1,06 30

1,09 41

lO,О 1,О

15,î 1,5

5,0 0,5

10,0 1,0

15,0 1 5

5,0 0>5

10,0 1>0

15>0 1 5

5,0 0,5

1О,O 1,О

l5>0 1,5

8,0

18,0

9,0

7,0

6,0

5,0

15,0

12,0

10,0 !

1,0

«1, 0

8,0

9,0

8,0

8,0

Остальное.

II

«I>»

II

Il

>l

»>!

«I >»

«н»

«If»

«!I

l>»

96,2 87

95>3 92

62>0 31

64 7 33

65,5 37

44,1 0

48,3 0

50,7 О

56,3 0

59,7 О

62,1 о

4,6

0,0

1,2

3,2

5,6

14,8

16,2

24,6

56,3

2,2

4,2

18,6

1,2

5,6

22, 4.

1ОО

l0O

86

89

92

89

91

1724672

14

Таблица4.

Состав Значения

Режим разбуривания механической скорости, м/ч

Производительность насоса, л/мин

Число оборотов долота, об./мин

Нагрузка на доло то. кг

Таблица 5

Состав КСК

Составитель Т. Фокина

Тех ред M.Моргентал Корректор С. Черни

Редактор Н. Яцола

Заказ 1150 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

2

4

6

7 е

9 !

11

12

13

14

1

3

5

7

9

11

12

13

14

200

150

О, «}98

0,572

О, 231

0,212

0,220

0,290

0,537

0»,586

0,590

0,645

0,632

0,618

0,471

О, 460

0, 444

3,8

3,1

13,1

14,5

14,1

10,7

4,6

3,4

2,8

5,3

5,6

5,9

6,4

6,8

7,1