Ингибирующий буровой раствор для глинистых пород
Изобретение относится к горному делу, в частности к строительству скважин в неустойчивых, склонных к осыпям или обвалам, сильно увлажненных глинах, в том числе соленасыщенных межсолевых глинах в хемогенных отложениях с высокими пластовыми температурами. Технический результат - повышение прочности, водоустойчивости глинистых пород, предупреждение осложнений из-за осыпей, обвалов и кавернообразования, течения пластичных глинистых пород, сужения ствола при бурении скважин. Ингибирующий буровой раствор для глинистых пород содержит, мас.%: солестойкую глину 5-10, хлорид калия 5-30, гидроксид бария 5-10, крахмал 2-3, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ или окзил 5-6, оксиэтилцеллюлозу ОЭЦ 0,75-1,5, воду остальное. Указанный раствор содержит для неустойчивых глин терригенных отложений хлорид калия в пределах 5-10 мас.%, а для солевых отложений и межсолевых глин - 5-30 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.
Изобретение относится к горному делу, в частности к строительству скважин в неустойчивых, склонных к осыпям или обвалам, сильно увлажненных глинах, в том числе соленасыщенных межсолевых глинах в хемогенных отложениях с высокими пластовыми температурами.
Известны буровые растворы, содержащие ингибирующие компоненты, такие как соли кальция, калия, реагенты-стабилизаторы, например крахмал, КМЦ, лигносульфонаты (ССБ, КССБ), различные полимеры, например ОЭЦ, полиакриламид и др., регуляторы щелочности и рН (едкий натрий и калий) (Ингибирующее действие растворов на основе солей калия, кальция, алюминия и жидкого стекла. Н.А. Мариампольский, Н.Г.Гуржиева // Тр. ВНИКР-нефть. Краснодар. - 1978. - №4. - С.16-20).
Известны растворы для бурения в неустойчивых глинах, содержащие хлорид калия, гипс, стабилизированные крахмалом, КМЦ, КССБ, УЩР и полимерами-полиакриламидом, ОЭЦ (Новые системы буровых растворов для осложненных условий / А.И.Пеньков, В.И.Рябченко, Н.П.Левик и др. // Нефт. хоз-во. - 1982. - №7. - С.9-13; D.A.Smalling. Mud strategy slows sensitive shelle olougling. // Oil and Gas J. - 1985. - V 83. 152-153 P; 156 P; 158 P, «Предупреждение обвалов при бурении в неустойчивых глинистых породах путем правильного выбора буровых растворов»; Буровые растворы для бурения в сложных условиях Прикаспийского региона / Мавлютов М.Р., Байзаков М.К. и др. // Нефт. и газ. пром-ть. Сер. Стр-во нефт. и газ. скв-н на суше и на море. - 1993. - №8. - С.12-14).
Известны растворы для бурения в неустойчивых глинах, содержащие хлорид калия, силикат натрия или калия, стабилизированные КМЦ, крахмалом, КССБ, полимерами (А.С. СССР №901264, МКИ С09K 7/02. Безглинистая промывочная жидкость для бурения скважин; Коновалов Е.А. Силикатные ингибиторы буровых растворов: Экспресс-инфор. ВНИИГазпром. - 1991. - В:3. - С.9-14; Отеч. опыт. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газ. и газоконд. м-ний // Oil and Gas J. - 1996. - V 94. - №14. - P.66-68; Добавки растворимого силиката стабилизируют неустойчивые глины; Пат. РФ №2163248, МПК С09K 7/02).
Наиболее близким к заявляемому является буровой раствор, содержащий глину, хлорид калия, известь, стабилизированные крахмалом, КССБ, КМЦ, УЩР, полиакриламидом (А.С. СССР №1033524, С09K 7/02. Буровой раствор. Н.Х.Титоренко и др.).
Известные технические решения не обеспечивают необходимой устойчивости глинистых пород и полностью не исключают осложнений из-за осыпей, обвалов и течения глинистых и солевых пород при бурении скважин. Каждый из приведенных буровых растворов выполняет стабилизирующие функции по отношению к глинистым породам только в определенных условиях, например при бурении глинистых пород в терригенных отложениях, и не предупреждают осложнений из-за текучести соленасыщенных межсолевых сильно увлажненных глин.
Технической задачей данного изобретения является повышение прочности, водоустойчивости глинистых пород, в том числе соленасыщенных межсолевых увлажненных глин, предупреждение осложнений из-за осыпей, обвалов и кавернообразования, течения пластичных глинистых пород, сужения ствола при бурении скважин.
Поставленная задача решается тем, что в буровой раствор, содержащий воду, солестойкую глину, например палыгорскит, хлорид калия KCl, реагенты-стабилизаторы: крахмал, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ или окзил, оксиэтилцеллюлозу, дополнительно вводят гидроксид бария Ва(ОН)2 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| солестойкая глина | 5-10; |
| хлорид калия | 5-30; |
| гидроксид бария | 5-10; |
| крахмал | 2-3; |
| КССБ или окзил | 5-6; |
| ОЭЦ | 0,75-1,5; |
| вода | остальное. |
Для неустойчивых глин терригенных отложений раствор содержит хлорид калия в пределах 5-10 мас.%, а для солевых отложений и межсолевых глин - 5-30 мас.%
В табл.1 приведены значения прочности аргиллитов и высокодисперсной пермотриасовой глины, в табл.2 при взаимодействии с Ва(ОН)2.
Оценка прочности Р увлажненных глин проводилась по методу акад. П.А.Ребиндера, а устойчивость по формуле
где Рто - прочность породы до набухания,
Р'тв, P"тв, Pтв - прочность глины на первой, второй стадиях и в конце набухания в воде;
Р'тф, P"тф - прочность глины на первой и второй стадиях набухания в фильтрате, (патент РФ 2042696, МПК С09K 7/00).
Критический коэффициент устойчивости равен 0,22-0,34 и чем выше, тем более устойчивой будет глинистая порода.
Интенсивность структурообразования и рост прочности увлажненной глинистой породы увеличивается с ростом концентрации Ba(OH)2 в растворе и времени взаимодействия (табл.1, 2;). Для обоих типов глин оптимальной концентрацией является 5-10% Ва(ОН)2. При этом прочность аргиллитов составляет 14,7-68,6 МПа, а устойчивость 1,91-8,91, что в 8,7-26,2 раза выше критической величины Ку. Водоустойчивость образцов глин, обработанных Ва(ОН)2, после длительной (24 часа) выдержки в воде составляет 0,64-2,78, что в 2,9-8,2 раза превышает критическую величину.
Аналогичный характер упрочнения достигается при взаимодействии Ва(ОН)2 с высокодисперсными глинами пермотриаса (табл.2). В диапазоне концентраций 5-10% Ba(OH)2 устойчивость глин в 5,4-8,7 раза, а после выдержки в воде в 1,67-4,03 раза выше критической величины.
Из опытных данных видно, что добавление в 7% раствор KCl, Ва(ОН)2 в пределах 5-10% приводит к резкому росту прочности с 4,36 до 35,27-68,6 МПа и кратному увеличению устойчивости глинистой породы Ку=4,57-8,91.
Ингибирующая способность предлагаемого раствора определяется концентрацией KCl в растворе (График 2, фиг.2), достигающая максимальных значений Cu=50,7-72,8 в диапазоне 5-10%. Ингибирующая способность 4,0% раствора Ва(ОН)2 составляет Cu=14,5.
Прочностные характеристики глин определяются концентрацией Ва(ОН)2 (табл.1, 2) и продолжительностью контакта (График 1, кривые 6, 7, 8, фиг.1). Так, через 40 часов контакта с 3,8% раствором Ba(OH)2 прочность глинистой породы достигает величины, характерной для неувлажненной глины, коэффициент устойчивости достигает Ку=1, т.е. первоначального состояния. В сочетании с KCl этот процесс ускоряется, и начальная прочность достигается уже через 10 часов и продолжает расти (График 1 кривая 8, фиг.1).
Таким образом, оптимальная концентрация Ba(OH)2 составляет 5-10%, а KCl 7-30%, в зависимости от литологической составляющей слагаемого разреза. Для глинистых пород достаточно 5-10%, а для предупреждения растворения солей и течения межсолевых глин 5-30%.
Технологические свойства калиевого раствора на основе гидроксида бария обеспечиваются добавками реагентов стабилизаторов: КССБ, окзил, крахмал, ОЭЦ (табл.3). Условная вязкость составляет 30-45 с, водоотдача в пределах 2,5-8 см3/30 мин, при статическом напряжении сдвига СНС1/10 - 0-3/2-5 дПа. Калиево-оксид-бариевый раствор (КОБРа) обладает повышенной термостойкостью. Величина водоотдачи и статического напряжения сдвига находятся в допустимых рабочих диапазонах до температуры 175°С.
Изобретение реализуется следующим образом. Предварительно определяют интервал залегания неустойчивых глинистых пород, склонных к обвалам и осыпям, «текучести» солей и межсолевых глин. Приготавливают калиево-оксид-бариевый раствор в следующей последовательности. Диспергируют в воде 10% солестойкой глины, например палыгорскит. Затем в полученную глинистую суспензию добавляют реагенты-стабилизаторы: 2-3% крахмала, 5-6% КССБ (или других лигносульфонатов, например, окзил), 0,75-1% ОЭЦ. Перемешивают до получения гомогенной системы. В полученную систему вводят хлорид калия в зависимости от назначения:
- для неустойчивых глин терригенных отложений в пределах 5-10%;
- для солевых отложений и межсолевых глин 5-30%.
После полного растворения KCl раствор обрабатывают Ва(ОН)2 в количестве 5-10%, при необходимости утяжеляют. Корректировку технологических параметров осуществляют дополнительным вводом компонентов, которые подбираются лабораторным анализом.
В процессе бурения осуществляют контроль и поддержание количества KCl и Ва(ОН)2 в заданном диапазоне путем дополнительных добавок, а технологические свойства добавками других компонентов.
При бурении скважин с применением калиево-оксид-бариевого раствора (КОБРа) обеспечивают упрочнение глинистой породы на стенке скважины, повышают ее устойчивость, исключают осыпи и обвалы неустойчивых пород, кавернообразование или сужение ствола в межсолевых глинах. Создают благоприятные условия для проходимости бурильной и обсадной колонны. Исключают затраты времени на ликвидацию осложнений из-за проработок, расхаживания инструмента, прихватов.
Экономия календарного времени, которое затрачивалось на ликвидацию осложнений из-за осыпей, обвалов или течения глинистых пород, составляет от 12 до 16%.
| Табл.1 | ||||||||
| Влияние Ва(ОН)2 на структурную прочность и устойчивость аргиллита (τ - 24 часа, Т=80°С) | ||||||||
| Концентрация Ва(ОН)2 в модел. жидкости | Кол-во прошедшей жидкости, % | Влажность образца, % | Структурная прочность, Pm МПа (Рmo=7,7 МПа) и устойчивость Ку | |||||
| На контакте с жидкостью, h=0 | На поверхности выхода фильтрата, h=22 | После выдержки, τ=24 | ||||||
| Pm | Ку | Рm | Ky | Pm | Ky | |||
| 0 | 14.1 | 0.49 | 0.065 | |||||
| 0.5 | 10 | 13.5 | 1.96 | 0.255 | 0.98 | 0.128 | Разрушился | |
| 1 | 24 | 14.1 | 2.78 | 0.361 | 1.08 | 0.141 | 0.36 | 0.05 |
| 2 | 25.3 | 14.6 | 4.46 | 0.579 | 1.57 | 0.205 | 1.73 | 0.23 |
| 3.8 | 28.5 | 14.9 | 5.72 | 0.743 | 3.14 | 0.409 | 1.87 | 0.24 |
| 5 | 30.0 | 14.8 | 14.70 | 1.91 | 5.88 | 0.765 | 4.9 | 0.64 |
| 7.5 | 33 | 15.6 | 35.27 | 4.57 | 9.80 | 1.27 | 11.0 | 1.43 |
| 10.0 | 35.4 | 15.3 | 68.60 | 8.91 | 37.90 | 4.92 | 2.13 | 2.78 |
| 15.0 | 17.6 | 15.1 | 142.1 | 18.45 | 40.65 | 5.28 | 3.18 | 4.13 |
| 20.0 | 9.6 | 15.6 | 225.4 | 29.27 | 5.72 | 0.74 | 16.54 | 21.50 |
| 30.0 | 2.6 | 14.7 | 343.0 | 44.54 | 5.99 | 0.78 | 10.79 | 14.0 |
| Табл.2 | ||||||
| Влияние гидрооксидов бария на формирование структурно-механической прочности Pm и устойчивости пермотриасовой глины (τ=24 часа, Т=80°С) | ||||||
| Концентрация Ba(OH)2 | Кол-во профильтровавш. жид., мл. | Влажность образца, % | На контакте с жидкостью | После выдержки в воде | ||
| Структурн.-мех. проч., Рm, МПа | Кy | Структурн.-мех. проч., Рm, МПа | Кy | |||
| 0 | 1,1 | 21,8 | 0,058 | 0,027 | 0 | 0,027 |
| 0,5 | 1,2 | 21,5 | 0,360 | 0,167 | 0 | 0 |
| 2 | 4,2 | 20,8 | 1,96 | 0,91 | 0,49 | 0,23 |
| 3,8 | 5,6 | 22,3 | 2,97 | 1,38 | 0,85 | 0,39 |
| 5 | 6 | 22 | 3,97 | 1,85 | 1,22 | 0,57 |
| 7 | 6,6 | 22,5 | 4,80 | 2,23 | 2,69 | 1,25 |
| 10 | 5,8 | 22,5 | 6,37 | 2,96 | 2,94 | 1,37 |
| 15 | 1,3 | 23,4 | 7,56 | 3,52 | 3,21 | 1,49 |
| 0,15% Ca(OH)2 | 1,15 | 22,1 | 0,58 | 0,28 | 0,193 | 0,09 |
1. Ингибирующий буровой раствор для глинистых пород, содержащий воду, солестойкую глину, хлорид калия, реагенты-стабилизаторы, отличающийся тем, что он содержит реагенты стабилизаторы: крахмал, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ или окзил, оксиэтилцеллюлозу ОЭЦ и дополнительно - гидроксид бария при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| солестойкая глина | 5-10 |
| хлорид калия | 5-30 |
| гидроксид бария | 5-10 |
| крахмал | 2-3 |
| КССБ или окзил | 5-6 |
| ОЭЦ | 0,75-1,5 |
| вода | остальное |
2. Ингибирующий буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что для неустойчивых глин терригенных отложений он содержит хлорид калия в пределах 5-10 мас.%, а для солевых отложений и межсолевых глин 5-30 мас.%.
