1. РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН
(19) KZ (13) A4 (11) 29616
(51) C09K 8/54 (2006.01)
E21B 33/00 (2006.01)
МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ
(21) 2014/0635.1
(22) 06.05.2014
(45) 16.03.2015, бюл. №3
(72) Билецкий Мариан Теодорович; Касенов
Алмабек Касенович; Рыспанов Нурлан Бектасович;
Бегун Анатолий Данилович; Повелицын Владимир
Михайлович; Койкельдиев Кадыркул Касенович
(73) Республиканское государственное предприятие
на праве хозяйственного ведения "Казахский
национальный технический университет им.
К.И. Сатпаева" Министерства образования и науки
Республики Казахстан
(56) Рязанов Я.А. «Справочник по буровым
растворам». М.: Недра, 1979, с.52-53
(54) ИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР
ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА УРАНОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И СПОСОБ ЕГО
ПРИМЕНЕНИЯ
(57) Изобретение относится к области бурения
скважин, а именно к буровым растворам и, в
частности, - к ингибирующим растворам для
предотвращения обвалов стенок скважин в
глинистых породах.
На основе бурового раствора, используемого на
нефтяном бурении, разработаны ингибирующий
раствор и способ его применения в условиях
урановых месторождений Казахстана. Раствор
включает стабилизатор PACULV, регулятор pH
КОН, ингибитор KCL, а также базовый водный
раствор из местных глин. Обработка базового
раствора производится централизовано на
глиностанции, откуда он сливается в коллектор, и
далее развозится по буровым установкам. В
процессе бурения при выходе параметров раствора
за установленные пределы, он заменяется на свежий
раствор, а отработанный раствор сливается во
второй коллектор при глиностанции с последующим
восстановлением его качества.
Технический результат состоит в адаптации
принятого за прототип ингибирующего бурового
раствора к условиям бурения на урановых
месторождениях Казахстана, при многократном
снижении себестоимости.
(19)KZ(13)A4(11)29616

2. 29616
2
Изобретение относится к области бурения
скважин, а именно к буровым растворам и, в
частности, к ингибирующим растворам,
предназначенным для предотвращения обвалов
стенок скважин в глинистых породах. Известен
[Я.А Рязанов “Справочник по буровым растворам”.
М. : Недра, 1979 с.52-53] состав ингибирующего
хлоркалиевого бурового раствора, разработанный
“Волгоград НИПИ нефти” и внедренный в
объединении “Нижневолжскнефть”. Базой для
приготовления этого раствора является
необработанный реагентами водный раствор
местных глин. В него добавляют 0.2-0.3%
регулятора pH КОН, 3-7% КССБ (конденсированная
сульфит-спиртовая барда), 0.3-0.5% КМЦ (карбокси
метил целлюлоза) - КССБ и КМЦ вместе выполняют
роль реагентов-стабилизаторов, 5-7% хлористого
калия - реагента-ингибитора, а также пеногаситель.
Способ применения вышеуказанного бурового
раствора состоит в том, что реагенты в виде водных
растворов добавляются в заранее приготовленный
базовый глинистый раствор в ходе его циркуляции
при бурении. Реагенты вводятся из системы
дозаторов, расположенных вдоль желобной системы
циркуляции - отдельный дозатор для каждого
реагента. Подача реагентов из дозаторов
отрегулирована таким образом, чтобы заданное
количество реагентов вводилось в буровой раствор в
течение 2-х-3-х циклов циркуляции (время
движения любого воображаемого сечения потока
промывочной жидкости от устья скважины к забою
и обратно до устья).
Недостаток принятого за прототип
ингибирующего бурового раствора “Волгоград
НИПИ нефти” состоит в нижеследующем:
- Неустойчивые глины “Нижневолжскнефти”
имеют отличия от неустойчивых глин Южного
Казахстана - в частности, от широко
распространенных здесь глин Чеганского горизонта,
что, очевидно, требует корректировки состава
раствора;
- В растворе в больших количествах
используется реагент- КССБ, который вызывает
сильное пенообразование, ухудшающее работу
бурового насоса и тем серьезно затрудняющее
процесс бурения. Введение пеногасителя имеет
лишь временный эффект, поскольку
пенообразованиe возобновляется при всяком
контакте раствора с воздухом, особенно при износе
уплотнений бурового насоса и вертлюга
- Использование ингибирующего бурового
раствора по рецептуре “Волгоград НИПИ нефти”
применительно к бурению скважин на уран
приводит к удорожанию стоимости одного метра
бурения в 4 и более раза, что неприемлемо даже при
наличии положительного эффекта по ликвидации
обвалообразования.
Недостаток способа применения ингибирующего
раствора “Волгоград НИПИ нефти” состоит в том,
что он совершенно непригоден для системы
циркуляции промывочной жидкости при бурении
скважин на уран. Эта система по сравнению с той,
которая применяется при бурении нефтяных
скважин (в том числе и в “Нижневолжскнефти”),
имеет упрощенный характер. Осаждение
выносимого раствором шлама здесь происходит в
двух зумпфах, объемом в 20-25 м3
каждый. Что
касается системы желобов, то она полностью
отсутствует, как и пространство для
последовательного размещения дозаторов над
потоком жидкости. Кроме того, стоимость
оборудования буровых установок желобной
системой и дозаторами была бы для местных
условий слишком велика. Скважины для добычи и
разведки урана имеют глубину, не превышающую
700 м, диаметр - 132-161 мм и время строительства
скважины не более 3-5 сут. Себестоимость 1 м
бурения таких скважин, как правило, не превышает
$ 70, что во много раз ниже себестоимости
нефтяных скважин.
Технической задачей изобретения в части
состава ингибирующего бурового раствора является
адаптация рецептуры “Волгоград НИПИ нефти” к
геологическим и технологическим условиям
урановых месторождений Казахстана, устранение
пенообразования, а также снижение себестоимости
бурового раствора до приемлемых значений.
Технической задачей изобретения в части
способа применения ингибирующего бурового
раствора является обеспечение возможности
использования этого раствора в условиях
существующей технологии бурения скважин на
урановых месторождениях Казахстана.
Технический результат по предлагаемому
составу ингибирующего раствора состоит в том, что
в условиях бурения геотехнологических скважин на
урановых месторождениях Казахстана он
обеспечивает прекращение обвалообразования (см.
приложение - “Акт испытаний” и кавернограммы),
устраняет пенообразование, и при этом увеличивает
стоимость одного метра скважины за счет введения
реагентов не более, чем на 8-12% (без учета
положительного эффекта от ликвидации
обвалообразования).
Технический результат по предлагаемому
способу применения ингибирующего бурового
раствора состоит в том, что он обеспечивает
приготовление, использование при бурении и
восстановление свойств предлагаемого раствора в
условиях существующей технологии бурения
скважин на уран.
В части состава ингибирующего бурового
раствора технический результат достигается тем,
что:
- Используемые в принятом за прототип растворе
“Волгоград НИПИ нефти” два реагента-
стабилизатора КССБ и КМЦ с общим средним
содержанием 5.4% (5% и 0.4% соответственно)
заменены одним, более активным реагентом
полимерного происхождения PACULV с
содержанием 0.6 -1.2%;
- Удален пеногаситель;
- Содержание ингибитора KCL уменьшено до 1 -
3%, т. е. в 3 раза;
- Содержание регулятора pH КОН увеличено до
0.3 -0.6% (в 2 раза)

3. 29616
3
В части способа введения реагентов технический
результат достигается тем, что:
- В качестве основы для добавления реагентов
принят наработанный в скважинах водный раствор
местных глин, с плотностью 1100-1160 кг/м3
;
- Ингибирующий раствор приготавливается
централизованно на глиностанции и собирается в
коллекторную емкость, откуда развозится по
буровым установкам;
- Ввод реагентов в базовый раствор путем
перемешивания в смесительном баке производится в
следующем порядке: PACULV, КОН, KCL, причем
достигаются: условная вязкость 30-45 с, водоотдача
5-9 см3
за 30 мин, pH 9-11.
- При достижении какого-либо из основных
параметров бурового раствора до установленных
допустимых пределов, а именно, 1190 кг/м3
- по
плотности, 50 с - по условной вязкости, 12 см3
за
30 мин - по водоотдаче, и 8 - по pH, раствор в
зумпфах на буровой установке заменяется на
свежеприготовленный;
- Отработанный раствор со всех буровых
установок собирается в еще одну коллекторную
емкость при глиностанции, откуда он после очистки
от шлама, заливается в смесительный бак, и там
путем разбавления водой и добавления реагентов
его качество возвращают к исходному, после чего
он сливается в коллекторную емкость для готового
раствора.
Процедура приготовления, использования и
восстановления свойств ингибирующего бурового
раствора сводятся к следующему:
Ингибирующий раствор приготовляют на базе
так называемого “естественного” бурового раствора.
Такой раствор нарабатывается в процессе бурения
по глинам путем заполнения отстойников водой и ее
подачи буровым насосом в скважину. При этом в
ходе циркуляции на поверхность возвращается
глинистый раствор с постепенно возрастающей
плотностью. К моменту его забора на глиностанцию
естественный глинистый раствор имеет следующие
параметры: плотность 1260-1320 кг/м3
, условная
вязкость 55-65 с, водоотдача 50-55 см3
за 30 мин, pH
6-7. Естественный раствор очищают от шлама на
виброситах и циклоне до содержания твердых
частиц ниже 2-3%, после чего им заполняют
смесительные баки. Здесь он разбавляется водой,
пока плотность не снизится до 1100-1160 кг/м3
, а
вязкость - до 28-30 с. Далее вводится 0.6-1.2%
стабилизатора PACULV с доведением водоотдачи
до 4-6 см3
за 30 мин, и после этого 0.3-0.6% КОН с
доведением pH до 9-11. В последнюю очередь
замешивают ингибитор KCL в количестве 1-3%, что
вызывает повышение водоотдачи до 5-9 см3
за
30 мин. и вязкости - до 30-45 с. Общее время
приготовления раствора - 35-50 мин. Этот раствор
сливается в коллекторную емкость для готового
раствора. Из коллекторной емкости автоцистернами
раствор развозится по буровым установкам, где им
заполняются зумпфы, после чего ведется процесс
бурения. В ходе этого процесса содержание
реагентов в растворе постепенно уменьшается, т. к.
они расходуются на укрепление стенок скважины.
Уменьшение содержания реагентов, а также
повышение содержания мелкого шлама отражается
в постепенном повышении плотности, вязкости и
водоотдачи и снижении pH. Опытным путем
установлены предельно-допустимые значения этих
параметров: плотности - не свыше 1190 кг/м3
,
условной вязкости - не свыше 50 с, водоотдачи - не
свыше 12 см3
за 30 мин., pH - не ниже 8. При выходе
хотя бы одного из этих параметров за допустимые
пределы, раствор из зумпфов перекачивают в
автоцистерны и отвозят в коллекторную емкость
отработанного раствора при глиностанции. Зумпфы
заполняют раствором из коллекторной емкости
готового раствора и продолжают бурение. В
смесительном баке параметры отработанного
раствора доводят до исходных значений, для чего
добавляют воду, а также 0.3-0.5% PACULV,
0.2-0.3 КОН и 1-2% KCL. Перемешивание занимает
в этом случае 15-20 мин, после чего раствор
сливается в емкость готового раствора.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Ингибирующий буровой раствор, содержащий
базовый необработанный глинистый раствор,
реагент-стабилизатор, регулятор рН и ингибитор,
отличающийся тем, что раствор базируется на
наработанном в скважинах водном растворе
местных глин, причем стабилизатором является
полимер PACULV с содержанием 0.6-1.2%,
регулятором рН-щелочь КОН с содержанием 0.3-
0.6%, а ингибитором-соль KCL с содержанием 1-
3%;
2. Способ применения ингибирующего бурового
раствора, включающий ввод реагентов в базовый
необработанный раствор и доведение его качества
до кондиций, отличающийся тем, что реагенты,
замешивают в базовый раствор на глиностанции в
порядке: PACULV, КОН, KCL, причем в готовом
виде раствор характеризуется следующими
параметрами: плотность 1100-1160 кг/м3
, условная
вязкость 30-45 с, водоотдача 5-9 см3
за 30 мин., рН
9-11, готовый раствор собирают в коллекторе для
распределения по буровым установкам;
3. Способ, по п.1, отличающийся тем, что при
выходе в процессе бурения хотя бы одного из
параметров раствора за допустимые пределы:
плотность - выше 1190 кг/м3
, условная вязкость -
выше 50 с, водоотдача - выше 12 см3
за 30 мин., рН -
ниже 8, раствор в зумпфах буровой установки
заменяют на свежеприготовленный раствор; при
этом отработанный раствор накапливают в еще
одном коллекторе при глиностанции, откуда
отбирают в смесительные баки для вторичной
обработки до восстановления исходных параметров,
после чего сливают в коллектор для готового
раствора.

4. 29616
4
Верстка Ж. Жомартбек
Корректор К. Нгметжанова