RU2567579C1

RU2567579C1 - Буровой раствор

Info

Publication number: RU2567579C1
Application number: RU2014134376/03A
Authority: RU
Inventors: Андрей Атласович Хуббатов; Азамат Миталимович Гайдаров; Дмитрий Геннадьевич Бельский; Азат Давронович Норов; Миталим Магомед-Расулович Гайдаров; Вячеслав Георгиевич Васильев; Рамиль Салахутдинович Илалов; Виктор Викторович Никитин; Роман Александрович Поповичев
Priority date: 2014-08-22
Filing date: 2014-08-22
Publication date: 2015-11-10

Abstract

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов. Технический результат - улучшение структурно-реологических и фильтрационных свойств раствора c одновременным снижением расхода понизителя фильтрации. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; Полидадмах 3-5; гидроксиэтилцеллюлозу 0,2-0,5; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Description

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Из уровня техники известен буровой раствор для бурения многолетнемерзлых пород, (патент RU 2184756 C1, C09K 7/02, 10.07.2002), содержащий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер и воду, в котором в качестве полимера содержится Праестол марок 2510, или 2515, или 2530, или 2540 при соотношении компонентов, мас.%:

Бентонитовый глинопорошок	5;
Праестол марки:
2510,2515	0,01-0,05;
2530,2540	0,005-0,01;
Вода	Остальное

Недостаток известного состава бурового раствора заключается в низкой ингибирующей способности по отношению к глинам.

Наиболее близким к предлагаемому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и понизитель фильтрации полиэлектролит ВПК-402 (патент RU 2492208 C2, C09K 8/24, 10.09.2013), при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок	5-8
ВПК-402	7-15
Вода	Остальное

Недостаток известного состава состоит в низких структурно-реологических и фильтрационных показателях раствора.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в устранении указанного недостатка, а именно в улучшении структурно-реологических и фильтрационных свойств раствора и снижении расхода понизителя фильтрации.

Технический результат изобретения достигается за счет того, что состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок и Полидадмах, в качестве вспомогательного реагента содержит неионный водорастворимый эфир целлюлозы - гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ), при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок	2-5,46;
Полидадмах	3-5;
ГЭЦ	0,2-0,5;
Вода	Остальное

Для приготовления предлагаемого раствора возможно использование глинопорошка различных марок. В буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок: ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, которые выпускаются в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. Так, для глинопорошка ПМБА концентрация 2-3% достаточна, принята как базовая, а для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 3,74% до 5,46%.

При необходимости буровой раствор утяжеляется баритовым концентратом.

Для приготовления раствора сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют Полидадмах, например ВПК-402 и ГЭЦ, и при необходимости, баритовый утяжелитель.

Изобретение поясняется таблицами 1 и 2. В таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию ГЭЦ на технологические показатели буровых растворов, стабилизированных катионным полимером ВПК-402. В таблице 2 приведены оценки ингибирующих свойств бурового раствора с ВПК-402 и ГЭЦ. Относительное увеличение массы в % определяется: Δm=(m₂-m₁)·100%/m₁, где m₂ - масса образца, выдержанного 7 сут в испытуемой среде; m₁ - масса исходного образца.

В таблицах 1 и 2 приняты следующие сокращения и обозначения: ГР - глинистый раствор; ПФ - показатель фильтрации (см³); η_пл - пластическая вязкость (мПа·с); τ₀ - динамическое напряжение сдвига (Па); СНС - статическое напряжение сдвига (дПа).

Из таблицы 1 следует, что при содержании ВПК-402 и ГЭЦ ниже 3% и 0,2% соответственно показатель фильтрации увеличивается (табл. 1, п. 4). Увеличение содержания ВПК-402 и ГЭЦ более 5% и 0,5% соответственно неэффективно (табл. 1, п. 11), так как приводит к перерасходу ВПК-402 и ГЭЦ без снижения показателя фильтрации. В строках 3, 7 и 10 таблицы 1, помеченных *, приведены результаты исследования буровых растворов, в которых глинистый раствор засолонен 1% CaCl₂ и 6% NaCl. Как следует из приведенных в таблицах 1 и 2 экспериментальных результатов введение в раствор дополнительного ингибитора набухания глин с целью снижения пропитки достигается введением электролитов: NaCl, CaCl₂. Причем положительные результаты достигаются при введении в раствор полиэлектролита, например ВПК-402, в количестве 3-5 мас.% и добавлении водорастворимого эфира целлюлозы (ГЭЦ) 0,2-0,5 мас.% (табл. 2, пп. 2 и 3). Наилучшие результаты относительного увеличения массы образца достигается засолоненностью бурового раствора электролитами 6% NaCl и 1% CaCl₂.

Ингибирующие свойства бурового раствора оцениваются по количеству пропитанной жидкости в образцы-таблетки, т.е. по увеличению массы образца-таблетки при выдержке в буровом растворе в течение 7 сут (табл. 2).

Для повышения ингибирующих свойств в раствор можно также вводить неорганические ингибиторы глин, например KCl, MgCl₂, CaO, формиаты и ацетаты натрия и калия.

Таким образом, из таблиц 1 и 2 следует, что использование ГЭЦ в сочетании с ВПК-402 позволяет существенно снизить расход ВПК-402, обеспечить управление показателем фильтрации, структурно-реологическими свойствами и снизить пропитку фильтрата в образец, тем самым повышая устойчивость глинистых пород.

Увеличить плотность бурового раствора можно, добавляя барит в количестве от 5 до 100 мас.ч. на 100 мас.ч. раствора.

Claims

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Полидадмах, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ), при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глинопорошок 2-5,46 Полидадмах 3-5 ГЭЦ 0,2-0,5 Вода Остальное

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит 6% NaCl и 1% CaCl₂.