Download to read offline
![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)](https://image.slidesharecdn.com/29616ip-150618180129-lva1-app6892/85/29616ip-2-320.jpg)
29616ip
- 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 кобласти 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 способавведения 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 КорректорК. Нгметжанова