КАТИОННОИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР

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.%:

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 3·10⁵. 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 η_пл и динамическое напряжение сдвига τ₀ (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.