RU2776818C1

RU2776818C1 - Ингибирующий буровой раствор

Info

Publication number: RU2776818C1
Application number: RU2021120520A
Authority: RU
Inventors: Азамат Миталимович Гайдаров; Андрей Атласович Хуббатов; Миталим Магомед-Расулович Гайдаров; Дмитрий Владимирович Храбров; Никита Маратович Сосна; Артур Султанович Мирзоев; Нияметдин Терланович Кадыров; Александр Викторович Сутырин
Filing date: 2021-07-12
Publication date: 2022-07-27

Abstract

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов. Технический результат - понижение показателя пластической вязкости рабочей жидкости и снижение расхода глинопорошка, а также возможность приготовления малоглинистых буровых растворов для бурения. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 3-4; полиамин полиэпихлоргидриндиметиламин 10-15; воду остальное. Для повышения плотности буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом в количестве от 5 до 150 массовых частей на 100 массовых частей раствора. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является катионноингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, стабилизатор - понизитель фильтрации, ингибитор глин ВПК-402 (Патент №2492208).

Недостатком известного состава являются высокий показатель пластической вязкости и повышенный расход глинопорошка. Увеличение пластической вязкости в процессе бурения приводит к росту гидравлических потерь. Кроме того, высокие значения пластической вязкости способствуют росту эквивалентной циркуляционной плотности, при увеличении которой возможен гидроразрыв пласта, и вытекающие из этого негативные последствия. Уменьшения расхода глинопорошка является предпосылкой к созданию малоглинистого ингибирующего состава. Концентрация глинистой фракции значительно влияет на технико-экономические показатели бурения (механическая скорость проходки, расход долот и т.д.) [Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. – М.: Недра, 1985].

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является понижение показателя пластической вязкости рабочей жидкости и снижение расхода глинопорошка, а также возможность приготовления малоглинистых буровых растворов для бурения.

Данный технический результат достигается за счет того, что состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок, в качестве ингибитора набухания глин, понизителя фильтрации содержит полиамин полиэпихлоргидриндиметиламин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок	3-4
Полиамин
полиэпихлоргидриндиметиламин	10-15
Вода	остальное

Для повышения плотности буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом в количестве от 5 до 150 массовых частей на 100 массовых частей раствора.

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».

В качестве ингибитора набухания глин и понизителя фильтрации используется полиамин полиэпихлоргидриндиметиламин.

Использование в заявляемом составе полиамина полиэпихлоргидриндиметиламина обусловлено тем, что он является основным стабилизатором и выступает в качестве ингибитора набухания глин - препятствует разрушению неустойчивых глинистых пород. Большое количество осложнений, возникающих при бурении скважин различного профиля, от условно вертикальных до горизонтальных, связано с наличием в терригенной части их разреза глинистых отложений, склонных к набуханию, разупрочнению и потере устойчивости, что создает риск дестабилизации ствола скважины. Наличие полиамина полиэпихлоргидриндиметиламина в составе раствора способствует усилению ингибирующих свойств и снижению риска дестабилизации стенок скважины.

Полиамин полиэпихлоргидриндиметиламин представляет собой четвертичный полиамин и этот реагент выпускается в виде вязкой жидкости с концентрацией активного вещества (эпихлоргидриндиметиламина) от 30 до 50%. Реагент смешивается с водой при любых пропорциях. Молекулярная масса реагента от 10 тыс. до 1 млн. Катионный заряд расположен на главной цепи.

Ранее данный тип реагента не использовался в составах буровых растворов при бурении, в качестве стабилизатора и ингибитора набухания глин. Реагент относится к катионному типу, что позволяет расширить список известных катионных применяемых реагентов.

Полимеры на основе эпихлоргидриндиметиламина производятся путем реакции конденсации первичных или вторичных аминов с эпихлоргидрином:

Изобретение поясняется таблицей 1. В таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию на технологические показатели буровых растворов.

Из таблицы следует, что при содержании полиамина полиэпихлоргидриндиметиламина менее 10% показатель фильтрации хуже, чем у известного раствора (п. 3). Количество полиамина полиэпихлоргидриндиметиламина более 15% неэффективно (п. 6), так как приводит к перерасходу данного реагента без улучшения показателей. Увеличение плотности производится баритовым утяжелителем (п. 7). Увеличение глины незначительно снижает показатель фильтрации и не приводит к ухудшению реологических показателей (п. 8). Концентрация полиамина полиэпихлоргидриндиметиламина приводится на товарный продукт.

Проведенные исследования показали, что катионноингибирующий буровой раствор обладает улучшенными реологическими характеристиками.

Пластическая вязкость находится в диапазоне 20-27 мПа*с при 25°С и 14-20 мПа*с при 50°С соответственно, что гораздо ниже чем у прототипа.

За счет снижения пластической вязкости изобретение позволяет улучшить условия работы забойных двигателей, буровых насосов, а значит, и сократить сроки строительства скважины. Снижение пластической вязкости раствора также позволяет повысить эффективность работы системы очистки при очистке раствора от выбуренной породы. Снижение концентрации глинопорошка позволяет получить малоглинистый буровой раствора и использовать состав для вскрытия продуктивных пластов.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет получить буровой раствор с улучшенными реологическими показателями катионноингибирующего бурового раствора, с сохранением его ингибирующих свойств при сниженном расходе глинопорошка.

Данный буровой раствор готовят следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют полиамин полиэпихлоргидриндиметиламин, при необходимости баритовый утяжелитель.

Claims

1. Буровой раствор включает воду и глинопорошок, при этом указанный раствор в качестве ингибитора набухания глин и понизителя фильтрации содержит полиамин полиэпихлоргидриндиметиламин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 3-4 Полиамин полиэпихлоргидриндиметиламин 10-15 Вода остальное.

2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что для повышения плотности он утяжеляется баритовым концентратом в количестве от 5 до 150 массовых частей на 100 массовых частей раствора.