Глинистый буровой раствор

Глинистый буровой раствор

Реферат

 

Использование: при бурении нефтяных и газовых скважин, при промывке которых используют глинистую промывочную жидкость с органическими добавками. Сущность: глинистый буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок, модифицированный щелочью, 8,5 - 25,2; карбоксиметилцеллюлозу 0,8 - 0,35; технические порошкообразные лигносульфонаты 1,00 - 3,09 и воду - остальное. Карбоксиметилцеллюлозу и технические порошкообразные лигносульфонаты вводят в буровой раствор при соотношении 7 - 12 ч. лигносульфонатов к 1 ч. карбоксиметилцеллюлозы. 1 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, при промывке которых используют глинистую промывочную жидкость с органическими добавками.

Известен глинистый минерализованный буровой раствор [1] содержащий глину, 20-40% сульфит-спиртовой барды (ССБ), 20-25% соли и воду. Указанный буровой раствор характеризуется низкими значениями показателя фильтрации, устойчивостью к агрессивному воздействию полисолевой минерализации, постоянством показателей раствора в процессе бурения и легкостью их регулирования.

Однако, несмотря на высокую минерализацию, известный буровой раствор недостаточно эффективен при бурении скважин в неустойчивых аргиллитах, так как не предотвращает их осыпания, что приводит к затяжкам и прихватам бурового инструмента в процессе бурения скважины. Кроме того, известный буровой раствор имеет следующие недостатки. Высокая вязкость и низкие флокулирующие свойства раствора приводят к накоплению выбуренной породы в буровом растворе и, следовательно, к резкому снижению скорости механического бурения и проходки на долото. Повышение значения плотности (= 1180 кг/м³ и более) раствора ограничивают условия его применения, поскольку он применим только при пластовых давлениях выше гидростатических. Раствор отрицательно воздействует на качество цементирования скважины, так как в процессе цементирования при контакте данного раствора, содержащего лигносульфонаты в указанных концентрациях, с цементным раствором происходит значительное замедление сроков схватывания цемента, в результате чего цементный камень может вообще не образоваться. Известный раствор характеризуется также высокими расходами реагентов, входящих в его состав, и трудоемкостью их применения.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является глинистый буровой раствор [2] содержащий следующие ингредиенты, мас. глину или глинопорошок 8-20, ССБ 3-4, углещелочной реагент 1-2, едкий натр 0,5-1, пеногаситель 0,5-1, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) 0,1-0,3 и пресную воду остальное.

Однако такой раствор пригоден для использования только в условиях незначительной минерализации скважинной среды. При использовании его в условиях высокой минерализации скважинной среды происходит резкое ухудшение его качества, а именно повышается показатель фильтрации, снижаются стабильность и структурно-механические свойства, что может привести в процессе бурения скважины к возникновению осложнений в неустойчивых терригенных отложениях при вскрытии проницаемых пластов, а также осложнений при наличии проявлений высокоминерализованных пластовых вод.

Изобретение решает техническую задачу придания раствору устойчивости к действию полисолевой минерализации, обеспечивая сохранение при этом низких значений показателя фильтрации, высоких структурно-механических свойств и стабильности раствора.

Поставленная техническая задача достигается тем, что глинистый буровой раствор, включающий глинопорошок, модифицированный регулятором щелочности, КМЦ, лигносульфонатный реагент и воду, в качестве лигносульфонатного реагента содержит технические порошкообразные (ЛСТП) лигносульфонаты, а КМЦ и ЛСТП раствор содержит в виде их смеси в соотношении 1:7-12 мас.ч. соответственно при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Глинопорошок, модифи- цированный регулятором щелочности 8,5-25,2 Смесь КМЦ и ЛСТП 1,20-3,35 Вода Остальное Используемые в заявляемом буровом растворе ЛСТП являются отходом целлюлозно-бумажного производства. Согласно ТУ 13-0281036-15-90 ЛСТП представляет собой сухой концентрат, который имеет вид мучнистого порошка светло-коричневого цвета с массовой долей основного вещества 63,84% и массовой долей влаги 2,9% 20%-ный раствор ЛСТП имеет значение рН 4,65. В настоящее время ЛСТП используется в цементной промышленности.

Предлагаемый буровой раствор отличается от известного использованием в качестве лигносульфонатного реагента ЛСТП, а также содержанием ЛСТП в виде смеси с КМЦ, вводимой в раствор при соотношении КМЦ:ЛСТП 1:7-12 мас.ч. Из анализа научно-технической и патентной литературы не известны глинистые буровые растворы, содержащие совокупность предлагаемых ингредиентов раствора, как совокупности существенных признаков предлагаемого технического решения, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемой композиции.

Из существующего уровня техники известно, что лигносульфонатные реагенты, в том числе и ЛСТП, являются разжижителями суспензий и буровых растворов, т. е. их действие направлено на понижение вязкости раствора, а значит, и на снижение его структурно-механических свойств. При обработке минерализованных буровых растворов КМЦ также происходит разжижение, т.е. снижение вязкости и структурно-механических свойств.

Использование в предлагаемом растворе в качестве ингредиента смеси ЛСТП и КМЦ в определенном соотношении, как оказалось, ведет к прямо противоположному действию. Использование такой смеси обеспечивает раствору повышение структурно-механических свойств даже в условиях высокой минерализации, обеспечивает в этих условиях низкие фильтрационные свойства раствора и его высокую стабильность. Это объясняется тем, что использование смеси ЛСТП с КМЦ в предлагаемом растворе приводит к образованию новых молекулярных соединений, устойчивых к воздействию минерализации. Это явление является неочевидным, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Предлагаемое техническое решение также отвечает и критерию "промышленная применимость", так как практически заявляемый раствор может быть использован при строительстве скважин на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности уже в настоящее время.

В производственных условиях предлагаемый буровой раствор получают с использованием стандартного оборудования по приготовлению буровых растворов (глиномешалки, блок приготовления раствора) непосредственно на бурящейся скважине.

Для получения заявляемого глинистого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: глинопорошок, ОСТ 39-202-86, в опытах использовали альметьевский глинопорошок и бентонит, модифицированный 2% соды и 0,3% метаса, кальцинированная сода по ГОСТ 5100-85 Е для приготовления дефицированного альметьевского глинопорошка, КМЦ отечественного производства: КМЦ-600 по ОСТ 7-05-386-80 и КМЦ ТОРОС-1 по ТУ 6-55-221-1281-92 и КМЦ зарубежного производства: COURLOSE А 750 и А 850, производитель "Кортаулд Кемикало" (Англия), ЛСТП по ТУ 13-0281036+15-90, техническая вода (ТВ) с жесткостью 6 мг-экв/л.

В опытах использовалась также пластовая вода (ПВ) плотностью 1180 кг/м³ с общей минерализацией 262 г/л следующего состава, г/л: Ca⁺² 19,8; Mg⁺² 4,6; Na⁺ + K⁺ 74,1; Cl^- 162,6; SO₄^-2 0,6; HCO₃^- 0,2.

П р и м е р. Для приготовления бурового раствора брали 9,3 ш бентонитового порошка, добавляли 96,7 г ТВ, перемешивали, затем добавляли смесь КМЦ и ЛСПТ в количестве 3,7 г (соотношение КМЦ к ЛСТП было 1:10), все ингредиенты перемешивали и получали буровой раствор со следующим содержанием ингредиентов, мас. глинопорошок 8,5, смесь КМЦ и ЛСТП 3,35, вода остальное. В качестве фактора воздействия на раствор полисолевой минерализации добавляли ПВ 6 г.

Аналогично готовили другие составы бурового раствора с различным соотношением ингредиентов.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого бурового раствора: плотность (, кг/м³), условную вязкость (УВ₁₀₀, с), показатель фильтрации (Ф, см³ за 30 мин), структурно-механические свойства (_1/10, Па), динамическое напряжение сдвига (_o, дПа), пластическую вязкость (, мПа с), отстой (S,), стабильность (С, г/см³), жесткость фильтрата бурового раствора (Ж, мг-экв/л).

Данные об ингредиентном составе и о показателях свойств заявляемого и известного по прототипу буровых растворов приведены в таблице.

Данные исследований показывают, что предлагаемый буровой раствор по сравнению с известным по прототипу раствором обладает высокой устойчивостью фильтрационных и структурно-механических свойств в условиях воздействия полисолевой минерализации (при поступлении ПВ в буровой раствор), т.е. сохраняет низкие значения показателя фильтрации (Ф 6-12 см³) при жесткости фильтрата бурового раствора 50-300 мг-экв/л, при этом буровой раствор имеет необходимые структурные свойства (_1/10 1-3,5/2-6,4 Па), высокую седиментационную устойчивость и стабильность (S 0% С 0-0,001 г/см³), в то время как у известного по прототипу бурового раствора после ввода всего 5% ПВ показатель фильтрации повышается до 26 см³, структурные свойства снижаются (_1/10 0,3/0,6 Па), раствор теряет седиментационную устойчивость (S 30% С 0,08 г/см³).

По сравнению с известным по прототипу раствором в заявляемом растворе сокращается расход лигносульфонатного реагента и уменьшается компонентный состав раствора.

Благодаря указанным выше преимуществам предлагаемый буровой раствор может быть использован при бурении скважин в неустойчивых аргиллито-глинистых отложениях, в условиях проявления агрессивных высокоминерализованных пластовых вод, при бурении через проницаемые отложения, при этом плотность бурового раствора в зависимости от применяемого глинопорошка может меняться от 1,050 до 1,220 г/см³, т.е. предлагаемый буровой раствор может быть применен как при низких, так и при повышенных пластовых давлениях.

Формула изобретения

ГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глинопорошок, модифицированный регулятором щелочности, карбоксиметилцеллюлозу, лигносульфонатный реагент и воду, отличающийся тем, что в качестве лигносульфонатного реагента он содержит лигносульфонаты технические порошкообразные при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Глинопорошок, модифицированный регулятором щелочности 8,5 25,2 Карбоксиметилцеллюлоза 0,08 0,35 Лигносульфонаты технические порошкообразные 1,0 3,09 Вода Остальное причем отношение карбоксиметилцеллюлозы к лигносульфонатам равно 1 7 - 12.

РИСУНКИ

Рисунок 1