КАТИОННОИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР
CATION-INHIBITING DRILLING MUD

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».
5
Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·10. 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.
пл
0
В процессе бурения в глинистых отложениях происходит обогащение раствора и рост реологических показателей, таких как пластическая вязкость η и динамическое напряжение сдвига τ (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, см<sup>3</sup>
при 25°С
при 82°С
η<sub>пл</sub>, мПа·с
τ<sub>0</sub>, Па
η<sub>пл</sub>, мПа·с
τ<sub>0</sub>, 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<sub>пл</sub> - пластическая вязкость и τ<sub>0</sub> - 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, см<sup>3</sup> 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% CaCl<sub>2</sub>
9,6
9
6% ГР + 12% ВПК-402 + 20% жидкий углеводород
7
10
6% ГР + 15% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород
14