УТЯЖЕЛЕННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении в осложненных условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально-высоких давлений и температур. Техническим результатом изобретения является улучшение качества бурового раствора путем снижения водоотдачи, а так же улучшение реологических и структурно-механических свойств раствора. Утяжеленный буровой раствор содержит, мас.%: глину 5-10, реагент стабилизатор КМЦ-900 0,2-0,3, минеральную соль - хлористый калий 3-5, гидроксид калия 0,2-0,3, пластификатор КССБ-2М 0,2-0,3, барит 30-65, смазочную добавку ДСБ-4ТТП 0,3-0,5, флокулянт - унифлок или праестол 0,001-0,004 и воду - остальное. 2 табл.

Утяжеленный буровой раствор, содержащий глину, реагент стабилизатор - КМЦ, минеральную соль - хлористый калий KCl, гидроксид, пластификатор - КССБ, барит, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве КМЦ - КМЦ-900, КССБ - КССБ-2М, гидроксида - гидроксид калия KOH, смазочной добавки - ДСБ-4ТТП и дополнительно флокулянт - унифлок или праестол, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина 5-10

Реагент стабилизатор - КМЦ-900 0,2-0,3

КСl 3-5

Флокулянт – унифлок или праестол 0,001-0,004

ДСБ-4ТТП 0,3-0,5

КОН 0,2-0,3

КССБ-2М 0,2-0,3

Барит 30-65

Вода Остальное

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении в осложненных условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально высоких давлений и температур.

Известны буровые растворы, содержащие глину, хлорид калия, регулятор водоотдачи и вязкости, воду. В качестве регулятора водоотдачи и вязкости используют сульфит-спиртовую барду ССБ и КМЦ [1, 2].

Недостатком известных буровых растворов являются низкие смазочные свойства бурового раствора, высокий коэффициент сдвига корки, характеризующий липкость раствора, что приводит к возникновению больших усилий при перемещении бурильных труб, затяжкам и прихватам бурового инструмента.

Наиболее близким техническим решением является буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор, минеральную соль - КС1, CaCl₂, MgCl₂, NaCl₂, смазочную добавку ЯМР-1, на основе экстрата смолки селективной очистки масел и дизельных фракций нефти [3].

Однако известное техническое решение для улучшения структурно-механических и реологических свойств бурового раствора требует больших расходов химреагентов. Кроме того, применение ЯМР-1 при концентрациях выше 1% повышает стоимость раствора и влияет на его токсичность.

Предлагаемое техническое решение улучшает качество бурового раствора путем снижения водоотдачи, а также улучшает структурно-механические и реологические свойства раствора.

Поставленная задача достигается тем, что утяжеленный буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, минеральную соль - хлористый калий KCl, гидроксид, пластификатор КССБ, барит, смазочную добавку и воду, содержит в качестве КМЦ - КМЦ-900, КССБ – КССБ-2М, гидроксида - гидроксид калия KOH, смазочной добавки – ДСБ-4ТТП и дополнительно флокулянт - унифлок или праестол при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина 5-10

Реагент стабилизатор КМЦ-900 0,2-0,3

КС1 3-5

Флокулянт - унифлок, праестол 0,001-0, 004

ДСБ-4ТТП 0,3-0,5

КОН 0,2-0,3

КССБ-2М 0,2-0,3

Барит 30-65

Вода Остальное

В качестве стабилизатора бурового раствора используют КМЦ-900. Высокомолекулярный натрий – карбоксиметилцеллюлоза. Выпускается по ТУ 2231-057-07508003-2002. Степень полимеризации 1020, степень замещения 85, растворимость в воде 98,3%.

Праестол – порошок белого цвета на основе акриламида марки 2500, выпускается по ТУ 2216-001-40910172-98, содержание основного вещества не менее 90%. Используется как флокулянт буровых растворов.

Унифлок – водорастворимый полимерный препарат, выпускается по ТУ 6-00-0203843-24-89. Порошок желтоватого кремового цвета, насыпная плотность 1-1,2 г/см³, растворимость в воде не менее 90%. Используется как флокулянт буровых растворов, расход составляет в тысячных долях %.

В качестве регулятора щелочности бурового раствора используют гидроксид калия, для снижения коллоидной фазы – флокулянт (унифлок или праестол). Для утяжеления бурового раствора применяют барит марки КБ-3, класса Буровой раствор по ГОСТ 4682-84.

Применяемая в растворе КССБ-2М выпускается по ТУ 39-044-75 и представляет собой продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства. По внешнему виду КССБ - 2М - порошок темно-коричневого цвета. Растворимость в воде не менее 90%, плотность 1,39 г/см³, водородный показатель 7-9.

Применяемая в растворе смазочная добавка ДСБ-4ТТП на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля представляет собой жидкость темно-коричневого цвета с температурой застывания 45-48°С, относится к умеренно-опасным веществам, четвертый класс опасности по ГОСТ 12.1007 и выпускается по ТУ 38.401-66-107-99, экологически безвредна.

При приготовлении заявляемого раствора используют следующий порядок: глину затворяют пресной водой и перемешивают до полного диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят реагент-стабилизатор КМЦ - 900 и вновь перемешивают, затем вводят 10%-ный раствор КССБ - 2М. КОН и смазочную добавку. Затем перемешивают раствор в течение 30 минут и после этого вводят флокулянт и барит. Раствор вновь перемешивают и он считается готовым.

Приведем примеры приготовления заявляемого раствора в лабораторных условиях.

Пример 1. Готовят 5%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,2% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ - 2М, 0,2% КОН, после тщательного перемешивания вводят 3% КС1 и 0, 3% реагента ДСБ-4ТТП. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт 0,001% и 40% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 2. Готовят 7%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,2% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,2% КОН, после тщательного перемешивания вводят 4% КСl и 0,4% реагента ДСБ-4ТТП. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт 0,004% и 40% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 3. Готовят 10%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,2% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,3% КОН, после тщательного перемешивания вводят 5% КС1 и 0,4% реагента ДСБ-4ТТП. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт 0,004% и 40% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.

Составы и свойства растворов приведены соответственно в таблицах 1 и 2.

В качестве реагента-стабилизатора бурового раствора используют КМЦ-900. Использование КМЦ-900 менее 0,2% приводит к увеличению водоотдачи, уменьшению вязкости и стабильности раствора. Увеличение значения более 0,3% приводит к значительному увеличению вязкости.

В качестве минеральной соли, повышающей ингибирующую способность раствора, используют хлористый калий, выпускаемый по ГОСТ 4568-74. Исследования характера взаимодействия глин с растворами солей калия показывают, что процесс набухания ускоряется с увеличением концентрации в растворе хлористого калия и закачивается через 2-4 часа при 3-5%-ной концентрации хлористого калия. В пределах этой концентрации степень набухания так же достигает минимальных значений. Дальнейшее увеличение концентрации хлористого калия до 10-30% не приводит к заметным изменениям показателей набухания, а уменьшение концентрации КСl до 1% увеличивает период набухания глин.

Оптимальное значение гидроксида калия находится в пределах от 0,2-0,3%. Уменьшение или увеличение КОН приводит соответственно к снижению или увеличению рН раствора.

В указанном буровом растворе используют бентонитовые глины в пределах 5-10%. Уменьшение содержания глины менее 5% приводит к получению малоглинистого бурового раствора, что приводит в последствии к выпадению барита. Увеличение процентного содержания глины увеличивает вязкость раствора, что приводит к увеличению корки, прихватам, плохой проходке.

В качестве смазочной добавки на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля применяют ДСБ-4ТТП. В этой добавке дорогостоящие вещества, остаточные продукты производства синтетического каучука Т-66, Т-80, таловое масло заменены полигликолем (многоатомные спирты).

Уменьшение концентрации смазочной добавки менее 0,3% в растворе приводит к уменьшению смазочной способности, в результате чего происходят прихваты и затяжки бурового инструмента. Увеличение смазочной добавки более 0,5% приводит к необоснованному увеличению затрат.

Пластификатор КССБ-2М применяется для регулирования фильтрационных и реологических свойств буровых растворов, однако добавление КССБ в глинистые растворы сопровождается образованием пены и требует применения специальных пеногасителей.

В предложенном утяжеленном буровом растворе применение КССБ-2М в пределах 0,2-0,3% не приводят к вспениванию раствора, так как высшие жирные кислоты, входящие в состав смазочной добавки ДСБ-4ТТП, образуют при умеренных температурах нейтральные соли (мыла), дегидратирующие при температуре 140-160°С. Мыла взаимодействуют с кислотами, входящими в состав КССБ-2М, и образуют эмульгаторы, препятствующие вспениванию бурового раствора.

Кроме того, аминогруппы NН₂ и ОН, входящие в состав ДСБ-4ТТП, вступают в реакцию с минералами и миносульфоновыми кислотами, входящими в состав КССБ-2М, и образуют легкорастворимые соли, что приводит к значительному снижению водоотдачи, предотвращает солевую флокуляцию бентонита и сводит к минимуму возможность высокотемпературного застудневания глинистых растворов.

Использование КССБ-2М в утяжеленном буровом растворе позволяет контролировать водоотдачу следующим способом: отрицательно заряженные ионы лигносульфоната прилипают к положительно заряженным ребрам пластинчатых частиц глины, тем самым препятствуют слипанию частиц глины по типу “поверхность к ребру” и поддерживают диспергированное состояние частиц твердой фазы.

Обработанный КССБ-2М буровой раствор образует при фильтрации тонкую рыхлую корку, имеющую пониженную липкость, что снижает затяжки и прихваты бурильных колонн.

Совместное использование КССБ-2М и смазочной добавки ДСБ-4ТТП увеличивает диапазон действия обоих компонентов и снижает их расходы.

Использование предлагаемого утяжеленного бурового раствора в сложных горно-геологических условиях, например при бурении глубоких и сверхглубоких скважин с аномально высокими давлениями и температурами до +200°С, позволяет повышать качество бурового раствора путем снижения водоотдачи, а так же улучшает структурно-механические и реологические свойства раствора, что позволяет обеспечить надежность создания ствола скважины.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №1399322, М.кл. С 09 К 7/02, 04.02.86.

2. Авторское свидетельство СССР №1696451, М.кл. С 09 К 7/02, 26.06.89.

3. Авторское свидетельство СССР №2027734, М.кл. С 09 К 7/06, 27.01.95.