RU2327725C2

RU2327725C2 - Ингибирующий буровой раствор для глинистых пород

Info

Publication number: RU2327725C2
Application number: RU2006118063/03A
Authority: RU
Inventors: Владимир Сергеевич Новиков (RU); Владимир Сергеевич Новиков; Сергей Сергеевич Новиков (RU); Сергей Сергеевич Новиков
Original assignee: Владимир Сергеевич Новиков; Сергей Сергеевич Новиков
Priority date: 2006-05-25
Filing date: 2006-05-25
Publication date: 2008-06-27
Also published as: RU2006118063A

Abstract

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.

Description

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 Р_то - прочность породы до набухания,

Р'_тв, P"_тв, P_тв - 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 К_у. 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 К_у=4,57-8,91.

Ингибирующая способность предлагаемого раствора определяется концентрацией KCl в растворе (График 2, фиг.2), достигающая максимальных значений C_u=50,7-72,8 в диапазоне 5-10%. Ингибирующая способность 4,0% раствора Ва(ОН)₂ составляет C_u=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 К_у=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 СНС_1/10 - 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, P_m МПа (Р_mo=7,7 МПа) и устойчивость К_у
			На контакте с жидкостью, h=0		На поверхности выхода фильтрата, h=22		После выдержки, τ=24
			P_m	К_у	Р_m	K_y	P_m	K_y
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 P_m 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
Концентрация Ba(OH)₂	Кол-во профильтровавш. жид., мл.	Влажность образца, %	Структурн.-мех. проч., Р_m, МПа	К_y	Структурн.-мех. проч., Р_m, МПа	К_y
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

Claims

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.%.