способ выбора бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых породах

Формула изобретения

СПОСОБ ВЫБОРА БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ БУРЕНИЯ В НЕУСТОЙЧИВЫХ ГЛИНИСТЫХ ПОРОДАХ, включающий определение параметров набухания глинистой породы в воде и в растворе, структурно-механической прочности глинистой породы, расчет обобщенного показателя устойчивости глинистой породы с последующим выбором бурового раствора по наибольшему значению показателя устойчивости глинистой породы, отличающийся тем, что перед определением параметров набухания глинистой породы и структурно-механической прочности глинистой породы исследуют кинетику набухания глинистой породы, при этом процесс набухания глинистой породы делят на две части в точке пересечения касательных к ветвям начала и конца процесса набухания и параметры набухания и структурно-механической прочности глинистой породы определяют на каждой стадии, причем в качестве параметра набухания глинистой породы используют скорость набухания, а перед расчетом обобщенного показателя устойчивости глинистой породы дополнительно определяют ингибирующую способность по формуле



и устойчивость глинистой породы по формуле



средняя скорость набухания глинистой породы в фильтрате бурового раствора соответственно на первой и второй стадиях, мг/(л ч);

средняя скорость набухания глинистой породы в воде соответственно на первой и второй стадиях, мл/(л ч);

структурно-механическая прочность сухой глинистой породы;

структурно-механическая прочность глинистой породы после набухания в фильтрате бурового раствора соответственно на первой и второй стадиях, Па;

структурно-механическая прочность глинистой породы после набухания в воде соответственно на первой и второй стадиях, Па.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к строительству скважин и предназначено для оценки ингибирующих свойств бурового раствора, устойчивости глин и выбора бурового раствора.

Известен способ выбора бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых породах, включающий исследование набухания глинистой породы в воде и растворе, определение структурно-механической прочности глинистой породы и расчет обобщенного показателя устойчивости глинистой породы с последующим выбором бурового раствора по его наибольшему значению.

Цель изобретения повышение точности и достоверности оценки ингибирующей способности бурового раствора и устойчивости глинистых пород.

Цель достигается тем, что в известном способе выбора бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых породах, включающем исследование набухания глинистой породы в воде и растворе, определение структурно-механической прочности глинистой породы и расчет обобщенного показателя устойчивости глинистой породы с последующим выбором бурового раствора по его наибольшему значению, исследуют кинетику набухания глинистой породы, процесс набухания делят по кривой кинетики на две стадии в точке пересечения касательных к ветвям начала и конца набухания, причем скорость набухания глинистой породы и ее структурно-механическую прочность определяют для каждой стадии, при этом дополнительно определяют ингибирующую способность раствора по формуле

U_c + 2 и устойчивость глинистой породы по формуле:

K_у + + , где v_ф", v_в" средняя скорость набухания глинистой породы в фильтрате бурового раствора соответственно на первой и второй стадиях, мг/г в час;

v_ф", v_в" средняя скорость набухания глинистой породы в воде соответственно на первой и второй стадиях, мл/г в час;

P_mo структурно-механическая прочность сухой глинистой породы, ПА;

P_mф", P_mв" структурно-механическая прочность глинистой породы после набухания в фильтрате бурового раствора соответственно на первой и второй стадиях, ПА;

P_mф", P_mв" структурно-механическая прочность глинистой породы после набухания в воде соответственно на первой и второй стадиях, ПА.

На чертеже представлены кривые кинетики набухания бентонитовой глины в воде, растворах хлористого кальция и КМЦ-600.

Способ осуществляют следующим образом.

Исследования проводили на бентонитовой глине. В качестве жидких сред использовались вода, 1% -ный раствор хлористого кальция и 1%-ный раствор КМЦ-600.

Построили кривые кинетики набухания бентонитовой глины в каждом из вышеуказанных растворов (1 кривая кинетики набухания бентонитовой глины в воде; 2 в 1%-ном растворе КМЦ-600 и 3 в 1%-ном растворе хлористого кальция) и разделили процесс набухания бентонитовой глины на этих кривых на две стадии: быструю и замедленную, границу которых определили в точке пересечения касательных к ветвям набухания обеих стадий.

Для каждого раствора определили количество поглощенной жидкости K₂", время набухания " и структурно-механическую прочность P_m" первой стадии набухания. По величинам количества поглощенной жидкости K₂ и времени всего периода набухания глины определили параметры второй стадии набухания K₂"= K₂-K₂" и "= - ", а также структурно-механическую прочность в конце набухания P_m".

После определения средней скорости набухания глины на каждой стадии соответственно для каждого раствора определили ингибирующую способность каждого из исследуемых растворов по безразмерному коэффициенту U_c как сумму относительных изменений средней скорости набухания обеих стадий:

U_c + 2, где v_ф", v_ф" средняя скорость набухания глинистой породы в фильтрате бурового раствора соответственно на первой и второй стадиях, мл/г в час;

v_в", v_в" средняя скорость набухания глинистой породы в воде соответственно на первой и второй стадиях, мл/г в час.

Устойчивость глинистой породы определили по коэффициенту K_у, учитывающему все процессы гидратации независимо от минералогического и гранулометрического состава как сумму относительных изменений структурно-механической прочности P_m на каждой стадии набухания:

K_у + + , где P структурно-механическая прочность сухой глинистой породы, ПА;

P_mф", P_mф" структурно-механическая прочность глинистой породы после набухания в фильтрате бурового раствора соответственно на первой и второй стадиях, ПА;

P_mв", P_mв" структурно-механическая прочность глинистой породы после набухания в воде соответственно на первой и второй стадиях, ПА.

Все полученные результаты приведены в таблице.

Из таблицы видно, что наибольшей ингибирующей способностью обладает 1% -ный раствор хлористого кальция, у которого U_c=3,85 при наибольшей устойчивости глины K_y=0,35. Следовательно, для бурения в бентонитовых глинах из исследованных растворов целесообразнее использовать 1%-ный раствор хлористого кальция.

Практика применения хлоркальциевых растворов показала их высокую эффективность в уменьшении осложнений из-за осыпей и обвалов при бурении в неустойчивых глинистых породах.