БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД
MUD FLUID FOR STABILISATION OF MUD SHALE

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород.
10
16
Известен буровой раствор на водной основе (см. патент РФ №2492207 C1, C09K 8/18, 10.09.2013), который может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C. Известный буровой раствор обладает повышенной ингибирующей способностью к глинам, сниженным показателем фильтрации, повышенными соле- и термоустойчивостью. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 3,3-5,3; понизитель фильтрации ВПК-402 1,4-2,4; жидкий парафин C-C 5,3-8,8; пеногаситель МАС-200 - 0,06-0,2; воду - остальное. Несмотря на повышенную ингибирующую способность раствора к глинам, данный раствор обладает низкой стабилизирующей способностью к неустойчивым трещиноватым сланцам, аргиллитам и алевролитам.
Наиболее близким по составу техническим решением к предлагаемому раствору является аэрированный глинистый раствор (см. патент РФ №2172760 C1, C09K 7/02, 27.08.2001), предназначенный для разбуривания "истощенных" пластов с аномально низким пластовым давлением. Аэрированный глинистый раствор содержит воду, бентонитовый глинопорошок, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ и пенообразователь, в качестве пенообразователя содержит омыленный талловый пек - ОТП или эмультал при следующем соотношении компонентов, масс.%: глинопорошок 5-6, КМЦ 0,2-0,4, ОТП или эмультал 0,4-0,6, вода остальное. Известный буровой раствор имеет низкую стабилизирующую способность к сланцам, что не позволяет обеспечить устойчивость стенок скважин.
Задача, решаемая предлагаемым составом бурового раствора, заключается в создании раствора, обладающего высокой стабилизирующей способностью в сланцах и сохраняющего устойчивость ствола скважины, при этом состав должен отвечать требованиям безопасности и не должен включать токсичные компоненты.
Технический результат предлагаемого состава состоит в повышении стабилизирующих свойств раствора.
Технический результат изобретения достигается приданием раствору кольматирующих свойств гидрофобными материалами, что позволяет обеспечить устойчивость сланцев.
Сущность изобретения заключается в том, что буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, понизитель фильтрации и стабилизатор, в качестве стабилизатора сланцев, обеспечивающего устойчивость стенок скважин, раствор содержит талловое масло, при следующем соотношении компонентов, масс.%:
Глинопорошок
4-8;
Талловое масло (ТМ)
5-15;
Понизитель фильтрации
0,2-1;
Вода
остальное.
В предлагаемом буровом растворе в качестве понизителя фильтрации используют или полианионную целлюлозу - ПАЦ, или крахмал, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полидадмах, или гипан.
8
24
Талловое масло представляет собой смесь органических соединений, преимущественно жирных (C-C) и смоляных кислот. Оно является продуктом обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом. Талловое масло выпускается в сыром и очищенном виде под марками СТМ, ХТМ, ЛТМ. ТУ 13-0281078-119-18.
Полианионная целлюлоза ПАЦ-H, ПАЦ-B используется для регулирования вязкости и фильтрации буровых растворов. Эффективны как стабилизирующие реагенты (защитные коллоиды) в любых типах буровых растворах на водной основе.
Благодаря инкапсулирующим свойствам использование в составе предлагаемого раствора ПАЦ обеспечивает стабилизацию стенок скважины при бурении в глинистых сланцах и способствует снижению твердой фазы в буровом растворе. ПАЦ выпускается по ТУ 2231-015-32957739-00.
3
3
Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил получают в процессе гидролиза полиакрилонитрита каустической содой. Гипан представляет собой вязкую темно-желтоватую жидкость 8-10%-ной концентрации с плотностью 1,05-1,07 г/см, pH=12 и более или порошок желтоватого, кремового или розового цвета влажностью 10%, который можно применять в товарном виде или в виде раствора 10%-ной концентрации с ρ=1,05 г/см. Гипан, как и другие акриловые полимеры, образует с глинистыми частицами прочные полимерглинистые структуры за счет хелатных связей.
Предлагаемый состав раствора обладает более высокими стабилизирующими свойствами к неустойчивым глинистым породам, а использование таллового масла соответствует экологическим нормам.
Концентрация таллового масла для обеспечения стабилизации сланцев определяется экспериментальным путем, во время бурения, в зависимости от геолого-технических условий и составляет от 5 до 15%.
Например, на скважине №2062 Астраханского ГКМ на интервале 1557-1565 м процентное содержание ТМ перед вскрытием данного интервала составляло 5,5%. В трещиноватых глинисто-аргиллитовых породах этого содержания для гидрофобной кольматации оказалось недостаточно. Увеличением содержания ТМ до 10-11% в течение 2-3 циклов промывки удалось полностью остановить осыпание глинисто-аргиллитовых пород. В целом результат применения бурового раствора на данной скважине показал, что при соблюдении компонентного состава раствора он имеет достаточно хорошие кольматирующие свойства и способен стабилизировать ствол скважины с залеганием трещиноватых глинисто-аргиллитовых пород в интервале бурения 1557-3600 м в мульдовой зоне.
Результаты проведенных экспериментов подтверждаются фотоснимками, поясняющими влияние различных составов буровых растворов на устойчивость сланцев (см. фиг. а-е), и сведениями, приведенными в Таблице, где показаны зависимости изменений технологических показателей бурового раствора от концентрации таллового масла при использовании различных понизителей фильтрации.
При проверке влияния различных составов буровых растворов на устойчивость сланцев образцы выдерживали в течение 10 суток. Было замечено, что в воде аргиллит - осадочная горная порода, образовавшаяся в результате уплотнения, обезвоживания и цементации глин, быстро теряет устойчивость без набухания (см. фото а) растрескиваясь на мелкие пластинки различной геометрической формы. При добавлении 0,5% ПАЦ (фото б) увеличивается вязкость воды, что приводит к замедлению разрушения образца. Гидрофобный кольматант (фото в) оказался менее эффективен в малоглинистом растворе (3%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% ТМ), чем при его вводе в зашламленный вязкий раствор (10%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% шлама, фото г). Устойчивость образцов аргиллитов значительно возрастает в вязком растворе с достаточным количеством кольматантов (10%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% шлама + 10 ТМ) (фото д) и в безводном углеводородном растворе (фото е).
В предлагаемом буровом растворе может быть использован бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и ПКГН, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок».
В качестве понизителя фильтрации вместо ПАЦ возможно использование КМЦ (строка 5), крахмала (строка 4), акрилата (гипана, строка 7), катионных реагентов серии Полидадмах (ВПК-402, строка 6) (см. Таблицу).
Таблица
№
Состав раствора, масс.%
Показатели раствора
Ф, см3
η<sub>пл,</sub> мПа·с
τ<sub>0,</sub> Па
Предлагаемый раствор
1
6% ГП + 5% ТМ + 0,5% ПАЦ + 88,5% вода
5
25
10,2
2
6% ГП + 10% ТМ + 0,5% ПАЦ + 83,5% вода
4
29
12,8
3
6% ГП + 15% ТМ + 0,5% ПАЦ + 78,5% вода
3
34
14,6
4
6% ГП + 10% ТМ + 1,5% крахмал + 82,5% вода
3,5
33
16,2
5
6% ГП + 10% ТМ + 0,5% КМЦ + 83,5% вода
4
26
9,6
6
6% ГП + 10% ТМ + 7% ВПК-402 + 77% вода
2
36
6,6
7
6% ГП + 10% ТМ + 0,5% гипан + 83,5% вода
3
32
8,8
Примечание: ГП - глинопорошок марки ПМБВ; Ф - показатель фильтрации; η<sub>пл</sub> - пластическая вязкость; τ<sub>0</sub> - динамическое напряжение сдвига.