КАТИОННЫЙ ИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР
CATIONIC INHIBITING DRILLING MUD

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых и неустойчивых глинистых пород.
Известен состав бурового раствора, который содержит глинопорошок, полиэлектролит и воду (см. патент RU 2492208, C09K 8/24, опубл. 10.09.2013).
Недостатком упомянутого выше бурового раствора является то, что он имеет невысокие ингибирующие свойства.
Наиболее близким техническим решением к заявленному техническому решению является ингибирующий буровой раствор, включающий мас. %: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 2-6; в качестве дополнительного ингибитора глин - хлорид калия KCl 3-5; воду остальное (см. патент RU 2605109, C09K 8/24, опубл. 20.12.2016).
Недостатком упомянутого выше технического решения является то, что буровой раствор обладает низкими ингибирующими свойствами, а также имеет низкие структурно-реологические показатели.
Задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в создании катионного ингибирующего бурового раствора, имеющего высокие ингибирующие свойства.
Техническим результатом, на достижение которого направлено заявленное изобретение, является повышение ингибирующих свойств бурового раствора и улучшение его структурно-реологических показателей.
Данный технический результат достигается за счет того, что катионный ингибирующий буровой раствор, включающий в себя воду, глинопорошок, катионный полимер Силфок 2540С, хлорид калия (КСl), ингибитор глин - ацетат натрия, структурообразователь - биополимер Биоксан, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Глинопорошок
6-8;
Силфок 2540С
7,3-8;
КСl
1;
Ацетат натрия
3,5-4;
Биополимер Биоксан
0,05-0,2;
Вода
остальное.
В качестве глинопорошка могут использоваться все марки. Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки и будет составлять 6-8%. С ухудшением качества глинопорошка концентрация увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом катионном ингибирующем буровом растворе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.
Катионный полимер используется в заявленном катионном игибирующем буровом растворе в качестве ингибитора глин и понизителя фильтрации. В качестве катионного полимера использован Силфок 2540С, который выпускается в соответствии с ТУ 2227-001-92802291-2013 и представляет собой бесцветную до желтого цвета однородную по консистенции (гелеобразную) жидкость без посторонних включений. Силфок-2540С - водорастворимый полимер линейно-циклической структуры, средней молекулярной массы с высоким катионным зарядом, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диаллилдиметиламмонийхлорида.
Также в качестве ингибитора глин в заявленном катионном ингибирующем буровом растворе используется ацетат натрия, представляющий собой натриевую соль уксусной кислоты (кристаллы со слабым соленым вкусом и уксусным запахом).
В заявленном катионном ингибирующем буровом растворе в качестве дополнительного ингибитора глин используется КСl (хлорид калия) - белое кристаллическое вещество без запаха.
В качестве регулятора реологических свойств катионного ингибирующего бурового раствора используют ксантановый биополимер Биоксан, который выпускается в соответствии с ТУ 2454-025-97457491-2010. Высокомолекулярный базовый загущающий биополимер Биоксан обладает высокими реологическими характеристиками, такими как вязкость и стабильность. Обладает высокой загущающей способностью при низких концентрациях, водные растворы проявляют тиксотропные и псевдопластичные свойства. Ввод биополимера Биоксана обеспечивает улучшение структурно-реологических показателей бурового раствора.
В ходе проведения исследований была проведена серия экспериментов с различными концентрациями реагентов, входящих в состав заявленного катионного ингибирующего бурового раствора, в результате которых было установлено, что заявленное соотношение концентрации реагентов в ингибирующем катионном буровом растворе обеспечивает такие ингибирующие свойства и структурно-реологические показатели бурового раствора, которые являются необходимыми и достаточными для бурения солевых и неустойчивых глинистых пород.
Заявленное изобретение поясняется таблицами.
Таблица 1 отражает результаты исследований по усилению ингибирующих свойств раствора.
В таблице 2 приведено сравнение показателей буровых растворов, известных из уровня техники, и заявленного катионного ингибирующего бурового раствора.
пл
0
1/10
В таблицах 1 и 2 приняты следующие условные обозначения: ГП - глинопорошок; ПФ - показатель фильтрации; η - пластическая вязкость; τ -динамическое напряжение сдвига; CHC - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 минут, БП - Биополимер Биоксан, ГЛ - глинопорошок.
Заявленный катионный ингибирующий буровой раствор готовят следующим образом.
Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в полученную глинистую суспензию добавляют катионный полимер, а после добавляют KCl и ацетат натрия. После полного растворения всех реагентов и равномерного их распределения вводят биополимер Биоксан. При необходимости возможно введение баритового утяжелителя.
Для определения ингибирующих свойств заявленного катионного ингибирующего бурового раствора были проведены опытные исследования. Были приготовлены несколько буровых растворов с различными концентрациями реагентов (глинопорошок, катионный полимер (Силфок 2540С), KCl, ацетат натрия, биополимер Биоксан, вода) входящих в состав заявленного катионного ингибирующего бурового раствора (см. таблицу 1).
Ингибирующие свойства катионных ингибирующих буровых растворов в соответствии с заявляемым составом оценивались по пропитке пластичных образцов глин жидкостью, содержащейся в катионном ингибирующем буровом растворе.
В начале проведения эксперимента определили массу исходного пластичного образца глины путем его взвешивания.
Затем исходный образец глины поместили в испытуемый состав бурового раствора и выдержали 7 суток. После чего образец глины вынули из испытуемого бурового раствора и определили его массу.
Определили относительное увеличение массы образца глины, после выдержки его 7 суток в испытуемом катионном ингибирующем буровом растворе в % как:
2
1
1
Δm=(m-m)++100%/m,
2
где m - масса образца, выдержанного 7 суток в испытуемом растворе;
1
m - масса исходного образца.
Из Таблицы 1 следует, что при содержании в испытуемом буровом растворе ацетата натрия 1-2 масс. % и при содержании катионного полимера 2-3 масс. % (таблица 1, п.п. 1-2) испытуемый образец, выдержанный 7 суток в этом растворе имеет массу, которая намного превышает массу испытуемого образца, выдержанного 7 суток в буровом растворе с содержанием ацетата натрия 3 масс. % и катионного полимера 4 масс. %; (предлагаемый катионный ингибирующий буровой раствор). Из изложенного выше следует то, что буровой раствор с содержанием ацетата натрия 1-2 масс. % и с содержанием катионного полимера 2-3 масс. % имеет низкие ингибирующие свойства по сравнению с предлагаемым катионным ингибирующим буровым раствором (таблица 1, п. 3-5). Увеличение содержания ацетата натрия более 4 масс. % и катионного полимера более 8 масс. % неэффективно (таблица 1, п. 6), так как приводит к перерасходу реагентов при незначительном повышении ингибирующих свойств раствора.
Таким образом, из Таблицы 1 видно, что использование катионного полимера (Силфок 2540С) 4-8 мас. % и ацетата натрия 3-4 мас. % в указанных количествах позволяют улучшить ингибирующие свойства бурового раствора.
Кроме того, также были проведены серии экспериментов, аналогичные выше описанным экспериментам, с буровыми растворами, в которых в качестве катионного полимера используется Силфок 2540С с, в ходе которых готовились катионные игибирующие буровые растворы с использованием в качестве катионного полимера других катионных полимеров таких как полидадмахи, полиамины и низкомолекулярные полиакриламиды, представленные четвертичным азотом и др. Упомянутые буровые растворы готовились с различными концентрациями катионных полимеров.
В результате проведенных экспериментов опытным путем было установлено то, что содержание в ингибирующем буровом растворе катионного полимера в количестве 4-8 мас. % является оптимальным для любого типа катионного полимера, поскольку при содержании катионного полимера ниже 4 масс. %, буровой раствор имеет низкие ингибирующие свойства, а увеличение содержания катионного полимера более 8 масс. % неэффективно и экономически не оправдано, так как при этом наблюдается лишь совсем незначительное повышение ингибирующих свойств бурового раствора при большом расходе реагента (катионного полимера).
Также для проведения опытов по определению показателей буровых растворов были приготовлены шесть буровых растворов в соответствии с заявляемым составом (глинопорошок, катионный полимер (Силфок 2540С), KCl, ацетат натрия, биополимер Биоксан, вода) с различными концентрациями реагентов, входящих в состав бурового раствора, а также два известных из уровня техники буровых раствора (вода, глинопорошок, Росфлок99М (раствор 1) и вода, глинопорошок, Росфлок99М, KCl (раствор 2)) (см. таблицу 2).
0
1/10
Были определены следующие показатели буровых растворов: показатель фильтрации (ПФ), пластическая вязкость (η), динамическое напряжение сдвига (τ), статическое напряжение сдвига за 1 и 10 минут (СНС).
Результаты исследований приведены в Таблице 2, из которой видно, что оптимальное содержание в буровом растворе биополимера 0,05-0,2 масс. % (Таблица 2, п. 4-7). Из Таблицы 2 видно, что при содержании биополимера ниже 0,05 масс. % незначительно повышаются структурно-реологические показатели (Таблица 2, п. 3). При содержании биополимера выше 0,2 масс. % структурно-реологические показатели неприемлемо высоки (Таблица 2, п. 8).
В ходе проведения экспериментальных исследований было установлено то, что содержание в заявленном катионном ингибирующем буровом растворе хлорида калия в количестве 1 мас. % является оптимальным, т.к. при концентрации хлорида калия более 1 мас. % не происходят какие-либо значительные изменения показателей набухания глин, а при концентрации хлорида калия менее 1 мас. % не происходит улучшение ингибирующих свойств бурового раствора.
В ходе проведения исследований было экспериментально установлено то, что заявленный буровой раствор значительно превосходит по всем показателям (фильтрация, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига за 1 и 10 минут) известные из уровня техники буровые растворы (см. таблица 2 п. 1-2).
Использование предлагаемого катионного ингибирующего бурового раствора при бурении солевых и неустойчивых глинистых пород позволяет обеспечить значительное улучшение структурно-реологических показателей.