буровой раствор без твердой фазы

Формула изобретения

Буровой раствор без твердой фазы, содержащий загуститель и понизитель фильтрации - гидролизованный полиакриламид, глину и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит углекислый калий (поташ), полигликоль Гликойл-1 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Гидролизованный полиакриламид	0,2-0,4
Глина	3,0-24,0
Углекислый калий (поташ)	0,2-0,5
Полигликоль Гликойл-1	2,0-8,0
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области горного дела, а именно к буровым растворам на водной основе без твердой фазы для бурения нефтяных и газовых скважин.

Известен буровой раствор, содержащий гидрализованный полиакриламид, глину и воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.% /1/ (прототип):

Гидролизованный полиакриламид	0,17-0,20
Глина	3,0-24,0
Вода	Остальное

Данный состав бурового раствора обладает необходимыми низкими фильтрационными характеристиками, а также реологическими характеристиками, обеспечивающими высокую удерживающую и выносящую способность.

Недостатком известного бурового раствора, выбранного нами в качестве прототипа, является недостаточные ингибирующие свойства к набуханию глин в условиях бурения ствола скважины в неустойчивых, склонных к обвалообразованию глинистых отложений.

Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является получение малокомпонентного состава пресного глинистого бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых отложениях, сопровождаемых осложнениями ствола скважин (в том числе и горизонтальных скважин), обладающего высокой ингибирующей способностью.

Техническая сущность изобретения заключается в том, что в известный буровой раствор, содержащий загуститель и понизитель фильтрации - полиакриламид, глину и воду, дополнительно содержит совершенно безвредный для окружающей среды углекислый калий (поташ) и композицию полигликоля Глигойл-1, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Гидролизованный полиакриламид	0,2-0,4
Глина	3,0-24,0
Углекислый калий (поташ)	0,2-0,5
Полигликоля Гликойл-1	2,0-8,0
Вода	Остальное

Сопоставительный анализ известных составов /1/ и заявляемого позволяет сделать вывод, что заявляемый состав бурового раствора содержит новую совокупность реагентов ингибиторов набухаемости глин - углекислый калий и гликойл, а значит, соответствует критерию «новизна».

Углекислый калий, ингибитор набухаемости глин, представляет собой калиевую соль углекислой кислоты (поташ), выпускается в соответствии с ГОСТ 160690. Реагент после его использования в природных условиях полностью гидролизуется на катионы калия, адсорбируемые на глинистых минералах и анионы группы СО ₃, с последующим естественным разложением на углекислый газ и кислород. При этом данный реагент обладает всеми основными требованиями предъявляемым к нему:

- являться ингибитором набухания глин;

- не загрязнять окружающую среду;

- являться утяжелителем бурового раствора;

- сохранять свои свойства во всем диапазоне температур, в которых находится буровой раствор.

Гликойл-1 - композиция полигликоля с молекулярной массой 25000-30000, выпускаемый в соответствии с ТУ-2422-130-05766801-2003 в ОАО «Нижнекамскнефтехим». Реагент представляет собой смесь олигомерных окисей этилена (пропилена), получаемых щелочной полимеризацией окиси этилена (пропилена) и предназначенных для использования в качестве гидрофобной поверхностно-активной и ингибирующей добавки в промывочной жидкости. Механизм ингибирования полигликолями - «внешний», основан на избирательной сорбции молекул полигликоля глинистой поверхностью и образовании водоотталкивающей (гидрофобной) оболочки. Адсорбционные слои из молекул полигликолей помимо ингибирующего эффекта способны эффективно снижать коэффициент трения бурового оборудования о стенки скважины, тем самым присутствие полигликолей в рецептуре способствует улучшению смазывающих свойств бурового раствора.

Кроме того, использование в составе бурового раствора основного компонента в качестве загустителя и понизителя фильтрации гидролизованного полиакриламида (ГПАА), обеспечивает достаточные реологические свойства. Гидрализованный полиакриламид (ГПАА) представляет собой высокомолекулярный акриламид со степенью гидрализации 15-35% (молекулярная масса - 3-6·10 ⁶), содержащий карбоксильные и амидные группы.

ГПАА адсорбируется на коллоидной бентонитовой поверхности за счет электростатического взаимодействия протонированных амидных групп с диссоциированными поверхностными силанольными группами. При этом ионы калия, внедряясь между функциональными группами ГПАА и силикатным слоем поверхности глинистых пластинок, подавляют их набухание.

Кроме того, использование в составе бурового раствора в качестве понизителя фильтрации гидролизованного полиакриламида повышает его термостойкость до 120-140°С, а наличие высококачественной добавки полигликоля - Гликойла-1 -обеспечивает дополнительную ингибирующую способность.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень» и промышленно применимо.

Для проверки эффективности действия предлагаемого бурового раствора были проведены лабораторные исследования.

В лабораторных условиях растворы готовят следующим образом.

В воду при непрерывном перемешивании на лабораторной мешалке постепенно добавляют глину, гидролизованный полиакриламид. После полного растворения полимера добавляют углекислый калий (K ₂СО₃) и Гликойл-1, тщательно перемешивают и замеряют параметры.

Производят замеры с применением следующих приборов: плотность - пикнометром, смазочную способность - на приборе фирмы OFI, США (ЕР/LUBRICITY TESTER model 21200) по коэффициенту трения пары «металл-металл» при нагрузке 1,03 мПа, условную вязкость - воронкой Марша (СПВ 5), показатель фильтрации - на фильтр-прессе, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость - вискозиметром Fann. Поскольку основным преимуществом заявляемой рецептуры растворов является снижение степени набухаемости глинистых минералов, дополнительно на тестере динамики набухания глинистых сланцев (Dynamic Lainear Swellmeter Complete w/compastor) замеряется ингибирующая способность. Кроме того, замерами коффициента набухаемости глинистых минералов определялась ингибирующая способность заявляемой рецептуры бурового раствора. Методика проведения исследований ингибирующей способности на тестере динамики набухания глинистых сланцев основана главным образом на измерении степени набухаемости глинистых минералов, представляющего коэффициент набухаемости (K).

Составы бурового раствора при минимальном, оптимальном и максимальном соотношении ингредиентов, мас.%:

Пример 1 (минимум)

Полиакриламид	0,2
Глина	8,0
Углекислый калий	0,2
Гликойл-1	2,0
Вода	Остальное (89,6)

Пример 2 (оптимум)

Полиакриламид	0,3
Глина	16,0
Углекислый калий	0,3
Гликойл-1	6,0
Вода	Остальное (77,4)

Пример 3 (максимум)

Полиакриламид	0,5
Глина	24,0
Углекислый калий	0,5
Гликойл-1	8,0
Вода	Остальное (67)

Пример 4 (до минимума)

Полиакриламид	0,1
Глина	4,0
Углекислый калий	0,1
Гликойл-1	1,0
Вода	Остальное (94,8)

Пример 5 (до максимум)

Полиакриламид	0,6
Глина	24,0
Углекислый калий	0,7
Гликойл-1	10,0
Вода	Остальное (64,7)

Результаты замеров технологических параметров приведены в таблице.

Из таблицы следует, что предложенный авторами буровой раствор, при минимальном расходе и ассортименте используемых химических реагентов, обладает требуемыми технологическими свойствами, а также по отношению к глинистым минералам с повышенными ингибирующими свойствами, обеспечивающими преимущество перед известным буровым раствором. При этом два дополнительных инградиента (поташ, полигликоль Гликойл-1) совместно с гидрализованным полиакриламидом, взаимодействуя с поверностным слоем глинистых пластинок, обеспечивают синергетический эффект при резком снижении коэффициента набухаемости глинистых минералов.

На это указывает при оптимальном содержании инградиентов сравнительно низкое значение коэффициента набухаемости, получаемое непростым сложением эффекта от предлагаемых компонентов заявляемой рецептуры бурового раствора.

Пример использования предложенного бурового раствора.

Для бурения ствола скважины в интервале неустойчивых, склонных к обвалообразованию глинистых отложений (в том числе и при вскрытии их горизонтальными стволами) используется предлагаемый авторами буровой раствор. Буровой раствор готовится следующим образом. В гидро- или глиномешалку на 2/3 заполненную водой вводят расчетное количество гидрализованного полиакриламида и перемешивают до полного растворения. Затем добавляют необходимое количество глины, перемешивают и вводят углекислый калий и полигликоль Гликойл-1. После полного растворения указанных химреагентов готовый раствор сливают в чистую емкость. Бурение из-под кондуктора начинают на приготовленном буровом растворе. С использованием современного оборудования должна обеспечиваться хорошая очистка бурового раствора от выбуренной породы. Параметры бурового раствора в процессе бурения поддерживаются на уровне регламентированных добавлением водных растворов гидрализованного полиакриламида, углекислого калия и полигликоля Гликойл-1.

Технико-экономическая или иная эффективность.

1. Обеспечение высокой экологической безопасности высокоингибированного бурового раствора при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефтегазовых месторождениях, где существуют жесткие требования к соблюдению предельно допустимой концентрации хлор-ионов в данных технологических жидкостях.

2. Снижение отрицательного влияния на окружающую природную среду за счет того, что не используются токсичные смазочные добавки типа нефти, все компоненты системы биоразлагаемы.

3. Снижение аварий, связанных с прихватами бурильного инструмента, за счет повышенной смазочной способности бурового раствора.

4. Снижение осложнений, связанных с потерей устойчивости глинистых пород, склонных к обвалообразованию.

5. Увеличение механической скорости бурения и проходки на долото за счет повышенной смазочной способности предлагаемого бурового раствора.

Экспериментальные испытания предложенного бурового раствора при бурении пяти эксплуатационных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» позволило обеспечить бурение скважин без осложнений, увеличить механическую скорость проходки и проходку на долото в среднем соответственно на 35% и 28%.

Технологические показатели буровых растворов
Наименование показателей свойств бурового раствора	Свойства буровых растворов
	прототип	пример 1	пример 2	пример 3	пример 4	пример 5
Плотность, кг/м 3	1030-1200	1030	1100	1180	1020	1200
Условная вязкость (Т), с	20-65	25	30-35	55-60	20-22	70-75
Пластическая вязкость ( пл), мПас	9-20	7-10	9-11	22-24	5-8	26-28
Динамическое напряжение сдвига ( 0), дПа	20-120	50-60	80-90	100-110	20-30	120-130
Статическое напряжение сдвига (CHC 1/10), дПа	40/61	35/45	43/57	53/67	28/35	72/82
Показатель фильтрации (Ф), см3	4,5-6,0	5,8-7,0	4,5-6,0	5,0-6,0	7,0-8,0	4,5-5,5
Коэффициент трения	0,18-0,22	0,16	0,12	0,14	0,18	0,20
рН	7,0-7,5	7,0-8,0	7,0-8,0	7,0-8,0	7,0-7,5	7,5-8,5
Коэфициент набухаемости, %	77-80	60	54	54	72	53

Источник информации

Авт. св. СССР № 1260381, 30.09.86.