катионноингибирующий буровой раствор

Формула изобретения

1. Буровой раствор, включающий воду и глинопорошок, содержащий в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и регулятора вязкости полиэлектролит ВПК-402, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

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

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что содержит углеводороды в количестве от 10 до 15 мас.%.

Описание изобретения к патенту

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

Из уровня техники известен хлоркалиевый буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, стабилизатор - понизитель фильтрации (акриловый реагент или водорастворимые эфиры целлюлозы), ингибитор глин (хлористый калий), разжижитель - понизитель вязкости (лигносульфонат), смазывающую добавку, а при необходимости утяжелитель и добавку для повышения термостойкости (Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. - М., Недра, 1990, с.218, табл.8.8).

Недостатком известного состава является многокомпонентность, низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, низкая соле- и термоустойчивость.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому буровому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и стабилизатор глин ВПК-402 (описан в RU 2148702 C1, E21B 33/13, С09К 7/02, 10.05.2000).

Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, высокое значение показателя фильтрации, низкая соле- и термоустойчивость.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости.

Данный технический результат достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду и глинопорошок (например, марки ПБМБ), в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и для повышения соле- и термоустойчивости используют полиэлектролит ВПК-402, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок	5-8;
ВПК-402	7-15;
Вода	остальное.

С целью повышения термостойкости с сохранением низких значений показателя фильтрации при температуре 130°С и давлении 3,5 МПа в раствор осуществляют ввод углеводородов до 10-15%.

Для повышения плотности буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом.

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».

Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·10 ⁵. Полиэлектролит ВПК-402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде.

Полиэлектролит ВПК-402 использован в катионноингибирующем буровом растворе в качестве флокулянта и коагулянта. ВПК-402 позволяет интенсифицировать процессы водоподготовки при осаждении взвешенных частиц активного ила и обеспечивать эффективную очистку мутных вод.

Изобретение поясняется Таблицами 1, 2 и 3. В Таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию ВПК-402 на технологические показатели буровых растворов. Таблица 2 отражает результаты исследований по влиянию ВПК-402 на устойчивость глин в сравнении с наиболее близким техническим решением, принятым в качестве прототипа. Таблица 3 отражает изменения показателей фильтрации (Ф) в условиях высоких температур.

Из Таблиц 1 и 2 следует, что при содержании полиэлектролита ВПК-402 ниже 3% показатель фильтрации увеличивается (табл.1, п.4), а ниже 7% не обеспечивается устойчивость пластичных и гидратационноактивных глин (табл.2, п.3). Экспериментальным путем получено, что минимально допустимое содержание ВПК-402 должно составлять 7%. Увеличение содержания ВПК-402 более 15% неэффективно (табл.1, п.10, табл.2, п.7), так как приводит к перерасходу ВПК-402.

В процессе бурения в глинистых отложениях происходит обогащение раствора и рост реологических показателей, таких как пластическая вязкость _пл и динамическое напряжение сдвига ₀ (табл.1, пп.2, 11). Для снижения реологических показателей производят обработку. Так добавка ВПК-402 в виде разбавленного водного раствора (табл.1, пп.12, 13) позволяет восстановить реологические показатели.

Таким образом, из Таблиц 1 и 2 следует, что использование ВПК-402 в указанных количествах позволяет снизить показатели фильтрации, управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород, то есть обеспечить достижение указанного технического результата - повышение ингибирующей способности к глинам.

Увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита в количестве от 5 до 50%, а повышение термостойкости - вводом жидких углеводородов. При уменьшении углеводородов менее 10% (табл.3, пп.1, 2) показатель фильтрации увеличивается, а при увеличении углеводородов более 15% (табл.3, п.9) наблюдается перерасход при незначительном изменении показателя фильтрации. Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка хлоридов кальция и натрия практически не влияет на технологические показатели системы (табл.3, пп.5, 8).

Предлагаемый буровой раствор можно приготовить следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402, а при необходимости баритовый утяжелитель и добавку для повышения термостойкости.

Таблица 1
№	Состав раствора, масс.%	Показатели раствора
		Ф, см3	при 25°С		при 82°С
			пл, мПа·с	0, Па	пл, мПа·с	0, Па
Известный раствор (прототип)
1	6% ГР + 0,3% ВПК-402	62	17	22	7	17,6
2	6% ГР + 1% ВПК-402	75	10	17,1	6	11,7
3	6% ГР ++ 1% ВПК-402 + 15% глинистого шлама	Раствор нетекучий
Катионно-ингибирующий буровой раствор
4	6% ГР + 1,8% ВПК-402	35	10	14	8	9
5	6% ГР + 3% ВПК-402	11	12	4,9	10	1,9
6	6% ГР + 5% ВПК-402	7	20	5,7	14	3,3
7	6% ГР + 7% ВПК-402	6	29	7,3	17	4,4
8	6% ГР + 10% ВПК-402	4	35	7,3	21	5,4
9	6% ГР + 15% ВПК-402	3	48	8,3	28	6,8
10	6% ГР + 20% ВПК-402	3	64	23	32	15
11	6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама	3,5	57	16,5	16	12
12	6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама + 5% водного ВПК-402 в виде 5%-ной концентрации.	4	39	11,8	28	8,6
13	6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама + 10% водного ВПК-402 в виде 5%-ной концентрации.	4	32	6,4	18	5,9
Примечание: 6% ГР - 6%-ный глинистый раствор из глинопорошка марки ПБМБ, ВПК-402 - высокоэффективный полиэлектролит коагулянт, Ф - показатель фильтрации, пл - пластическая вязкость и 0 - динамическое напряжение сдвига.

Таблица 2
№	Состав раствора	Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 1 сут
		пластичные	гидратационно-активные
Известный раствор (прототип)
1	6% ГР + 0,3% ВПК-402	набухание		набухание и разрушение
2	6% ГР + 1% ВПК-402	набухание		набухание и разрушение
Катионно-ингибирующий буровой раствор
3	6% ГР + 5% ВПК-402	незначительное набухание		набухание и разрушение
4	6% ГР + 7% ВПК-402	набухание отсутствует		набухание и разрушение незначительное
5	6% ГР + 10% ВПК-402	набухание отсутствует		набухание и разрушение незначительное
6	6% ГР + 15% ВПК-402	набухание отсутствует		набухание и разрушение незначительное
7	6% ГР + 20% ВПК-402	набухание отсутствует		набухание и разрушение незначительное

Таблица 3
№	Состав раствора	Ф, см3 при 130°С, Р=3,5 МПа
1	6% ГР + 12% ВПК-402	32
2	6% ГР + 12% ВПК-402 + 5% жидкий углеводород	26
3	6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород	14
4	6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород после термостатирования 12 ч при 130°	14
5	6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород + 10% NaCl	12
6	6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород	10,4
7	6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород после термостатирования 12 ч при 130°С	9,2
8	6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород + 5% CaCl2	9,6
9	6% ГР + 12% ВПК-402 + 20% жидкий углеводород	7
10	6% ГР + 15% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород	14