Реагент-ингибитор для бурового раствора

Изобретение относится к горному делу, в частности к строительству скважин в сложных горно-геологических условиях, а именно: при бурении в неустойчивых глинистых отложениях горных пород, склонных к осыпям и обвалам, в том числе соленеасыщенных межсолевых глин, в хемогенных отложениях с высокими пластовыми давлениями и температурами.

Известны буровые реагенты-ингибиторы, содержащие ингибирующие компоненты, такие как, силикаты, полимеры, ПАВ, углеводороды, соли катионоактивных металлов и др. [1,2,3]

Наиболее близким к заявленному, является комплексный реагент-стабилизатор глинистых буровых растворов карболигносульфонат пековый (КЛСП), содержащий омыленный таловый пек (ОТП), карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), лигносульфонат, щелочь KOH [4].

Известные технические решения не обеспечивают необходимой устойчивости глинистых пород и не исключают полностью осложнений из-за осыпей, обвалов и течения глинистых и солевых пород при бурении скважин. Каждый из приведенных буровых реагентов-ингибиторов выполняет стабилизирующие функции по отношению к глинистым породам только в определенных условиях, например, при бурении глинистых пород в терригенных отложениях, и не предупреждают осложнений в сложных горно-геологических условиях (наличие мощных толщ хемогенных отложений и межсолевых глин, аномально высоких пластовых давлений (АВПД), температур и др.).

Технической задачей данного изобретения является повышение устойчивости стенок глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях при бурении в глинистых отложениях горных пород, предупреждение осложнений из-за осыпей, обвалов и кавернообразования, течения пластичных глинистых пород и сужения ствола скважины. Немаловажным аспектом при этом является экологическая безопасность компонентов изобретения.

Поставленная цель достигается тем, что в глинистый буровой раствор, содержащий воду, солестойкую глину, например, палыгорскит, реагенты-стабилизаторы и др. дополнительно вводят комлексный реагент КЛСП-Ингибитор, содержащий карболигносульфонат пековый (КЛСП), хлорид калия, гидроксид кальция (гашеную известь) при следующем соотношении ингридиентов, масс. %:

хлорид калия (KCl)	5-10;
гидроксид кальция (Ca(OH)2)	3-5;
мраморная мука	2-3;
тальк	2-3;
КЛСП	остальное.

Повышенная ингибирующая способность изобретения обусловлена наличием синергетического эффекта, основанного на совместном действии различных механизмов ингибирования. Уменьшение гидратации глинистого минерала под действием жирных, смоляных и полимеризованных кислот талового пека, являющегося основой КЛСП, было дополнено ингибированием, основанным на преобразовании глинистой породы и устранением межплоскостной гидратации за счет замены катиона обменного комплекса глины менее гидратирующимся K⁺, Ca²⁺ (KCl, Ca(OH)₂).

Определение ингибирующей способности исследуемых буровых растворов проводилась по методу определения показателя увлажняющей способности (П₀, см/час), согласно РД 39-20813-82 [5], способный не только характеризовать процессы разупрочнения глинистых пород качественно, но и прогнозировать время устойчивого состояния стенок скважин.

В табл. 1 приведены значения технологических параметров глинистого раствора, содержащего порошкообразный комплексный реагент КЛСП-Ингибитор.

Оптимальные показания увлажняющей способности бурового раствора, содержащего комплексный реагент-ингибитор КЛСП-Ингибитор, достигаются при концентрации 5-10 масс.% (табл. 1). При этом реологические параметры также достигают своего оптимума в этом диапазоне.

Таблица 1