Высокоингибированный буровой раствор

Высокоингибированный буровой раствор

Реферат

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин, в частности, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в наклонном интервале.

Известны буровые растворы, обладающие смазывающей способностью и оказывающие влияние на уменьшение степени набухания, обладающие крепящими свойствами и способствующие уменьшению прихвато- и сальникообразования, а также образованию желобов (Бочко Э.А. и др. Упрочнение неустойчивых горных пород при бурении скважин. - М., «Недра», 1979; Заявка на изобретение RU 93029190 А от 1996.04.10. «Буровой раствор для предупреждения прихватов и сальникообразования БУР-2»; Изобретение SU 1051104 А от 30.10.1983. «Буровой раствор»; Патент на изобретение №2158287 от 27 октября 2000 г. «Буровой раствор»).

К недостаткам вышеуказанных растворов можно отнести то, что эти растворы не обладают достаточной степенью ингибирования, то есть добиться формирования качественной полимерглинистой корки на стенках ствола скважины не представляется возможным.

Известен буровой раствор, взятый за прототип, «Буровой раствор для предупреждения прихватов и сальникообразования БУР-6». Заявка на изобретение RU 94005919 А1 от 1997.04.10, состоящий из бентонитовой глины, электролита, реагентов - регуляторов вязкости, СНС и водоотдачи, маслосодержащей присадки СКБВ, барита, остальное - вода. Недостатком этого бурового раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве смазывающего, не решает проблему удержания ствола скважины в вертикальном положении, особенно если разрез представлен вязкими, неустойчивыми, пластичными, склонными к набуханию глинистыми отложениями, и не решает проблему установления осмотического равновесия либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Задачей изобретения является улучшение качества раствора за счет повышения его крепящего действия по отношению к неустойчивым породам, слагающими разрез скважины, и установление осмотического равновесия либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Поставленная задача решается тем, что высокоингибированный буровой раствор для бурения скважин, включающий бентонитовую глину, полианиновую целлюлозу, хлористый калий, феррохромлингносульфонат, маслосодержащую присадку, барит и воду, дополнительно содержит метилсиликат калия, ацетат калия, кальцинированную соду, бишофит, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, пеногаситель, графит, а в качестве маслосодержащей присадки содержит фосфатидный концентрат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонитовая глина 4-10

Полианиновая целлюлоза 1-2

Ацетат калия 0,5-1,5

Хлористый калий 1-5

Феррохромлингносульфонат 1-3

Метилсиликат калия 0,5-1,5

Бишофит 2-5

Кальцинированная сода 0,1-0,5

Графит 0,5-1

Пеногаситель 0,5-1

Барит 0,5-10

Фосфатидный концентрат 0,5-1

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,02-0,03

Вода - Остальное

В таблице 1 представлены составы бурового раствора.

Предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибиторный раствор, обладающий высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами.

Улучшение качества раствора возможно за счет повышения его крепящего действия. Достигается это за счет введения в раствор реагентов-ингибиторов набухания глин - метилсиликата калия (СН₃SiO₂К), ацетата калия (СН₃СООК), хлористого калия (KCl), феррохромлигносульфоната (ФХЛС), бишофита (MgCl·6H₂O).

Предполагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. В начале приготавливается глинистая суспензия, которая обрабатывается понизителем фильтрации. Все остальные химреагенты вводятся в раствор в растворенном виде в желобную систему непосредственно по циклу как раздельно, так и совместно. По мере обогащения бурового раствора выбуренной породой производят обработку его фосфоновыми комплексонами в виде водного раствора. Конкретная величина обработок определяется непосредственно на буровой путем лабораторного анализа, исходя из параметров промывочной жидкости, требований ГТН к буровому раствору и типа применяемых реагентов. Для обеспечения качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы необходимо применять четырехступенчатую систему очистки с наличием центрифуги. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам на приборах. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагетами после 3-4-ступенчатой очистки.

Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируется ранее пассивными участками глин. Адсорбция на глинистых частицах катион ингибирующего реагента снижает набухаемость глин, повышает устойчивость к увлажнению.

Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации до 2-4 см³/30 мин. Это условие выполнения с помощью ПАЦ-85/700.

Установлено, что основную роль в интенсификации процесса деформирования глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе скважина-пласт, сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальным, с точки зрения устойчивости стенок скважины, являются случаи, когда в системе скважина-пласт устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче поддерживать параметры последнего в заданных пределах, чем бороться с осложнениями ствола скважины. Следовательно, устойчивость глин будет зависеть от правильно выбранных химреагентов и, в первую очередь, от ингибирующего раствора. Это и есть первоочередная задача, требующего решения.

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород представленные неустойчивыми, высокопластичными глинами и сооружать скважины, имеющие не только вертикальный профиль, но и наклонный.

Применяемые для ингибирования указанные реагенты позволяют осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель рН-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности.

Технический результат - улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на водной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и как результат - отсутствие образования желобов.

Выполненные лабораторные исследования позволили установить, что применение пяти именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиливается ингибирующая составляющая промывочной жидкости, при этом каждый реагент дополняет друг друга, усиливая крепящие свойства бурового раствора. Кроме того, за счет подбора химреагентов в таком составе происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, а это способствует снижению гидратации и набухания, уменьшает выпучивание и обвалы пород.

Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К⁺ возрастает от 800 до 1200 мг/л ионов. Это свидетельствует о том, то осмотический процесс направлен из пласта в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: к_{i ср}=1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом происходит увеличение количества осмотически активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита.

Применение этого раствора позволяет успешно сооружать скважины глубиной до 3000 м на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями.

Оптимальным является буровой раствор №10, имеющий параметры: плотность - 2,1 г/см³, вязкость - 40 с, водоотдача - 3 см³ за 30 мин.

Таблица 1Высокоингибированный буровой раствор
Раствор №1	Раствор №2	Раствор №3	Раствор №4	Раствор №5	Раствор №6	Раствор №7	Раствор №8	Раствор №9	Раствор №10
Бентонитовая глина - 4,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0	9,0	9,0	10,0	10,0
ПАЦ 85/700-1,0	1,0	1,5	1,5	1,5	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
KCl - 1,0	1,5	1,5	2,0	2,0	2,5	3,0	3,5	4,5	5,0
ФХЛС - 1,0	1,5	1,5	2,0	2,5	2,5	3,0	3,0	3,0	3,0
СН2SiO2K - 0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0	1,1	1,2	1,4	1,5
СН3СООК - 0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0	1,1	1,2	1,4	1,5
MgCl·6H2O - 2,0	2,5	3,0	3,5	4,0	4,5	5,0	5,0	5,0	5,0
ФК-1 - 0,5	0,5	0,6	0,7	0,5	0,9	1,0	1,0	1,0	1,0
НРФ - 0,02	0,02	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03
Графит - 0,5	0,5	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
BaSO4 - 1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0
Пента-465 - 0,5	0,5	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Na2СО3 - 0,3	0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Вода - 87,18	84,38	79,97	76,17	73,17	69,07	66,27	63,57	60,17	58,47

Высокоингибированный буровой раствор для бурения скважин, включающий бентонитовую глину, полианиновую целлюлозу, хлористый калий, феррохромлигносульфонат, маслосодержащую присадку, барит и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит метилсиликат калия, ацетат калия, кальцинированную соду, бишофит, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, пеногаситель, графит, а в качестве маслосодержащей присадки содержит фосфатидный концентрат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонитовая глина	4,0-10,0
Полианиновая целлюлоза	1,0-2,0
Хлористый калий	1,0-5,0
Феррохромлигносульфонат	1,0-3,0
Барит	0,5-10,0
Метилсиликат калия	0,5-1,5
Ацетат калия	0,5-1,5
Кальцинированная сода	0,1-0,5
Бишофит	2,0-5,0
Фосфатидный концентрат	0,5-1,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота	0,02-0,03
Графит	0,5-1,0
Пеногаситель	0,5-1,0
Вода	Остальное