Высококатионно-ингибированный буровой раствор.

Результат выполнения ПТР. Высококатионно-ингибированный буровой раствор относится к области бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Высококатионно-ингибированный буровой раствор для бурения скважин содержит, мас.%: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-7; сульфонол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; формиат калия 1-5; феррохромлигносульфонат 1-5; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель Пента 465 0,5-1; алюминат калия 1-5; хлорид кальция 1-5; нанодисперсную медь 0,5-4; хлорид магния 1-5; жидкую фазу - воду и отходы, получаемые при изготовлении растительных масел, в соотношении 55/45-80/20 - остальное. Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. В растворомешалке сначала готовят раствор из мраморной крошки и воды, который обрабатывается затем полианионной целлюлозой (ПАЦ 85/700). Все остальные химреагенты вводятся в растворомешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: отходы, получаемые при изготовлении растительного масла, ФХЛС, хлористый калий, метилсиликонат калия, ацетат калия, сульфонол, бишофит, алюминат калия, нанодисперсная медь, ГКЖ-11, пеногаситель, формиат калия, хлорид кальция, хлорид магния, барит. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагентами после 4-х ступенчатой очистки. Для приготовления раствора применяется гидравлический диспергатор высокого давления. Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катион-ингибирующих реагентов повышает их устойчивость к увлажнению, снижает набухание и разупрочнение глин. Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации от 1,0 до 0,5 см3/30 мин. Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы (ПАЦ 85/700). Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов возрастает до 19000 и более мг/л. А это приводит к дополнительному улучшению качества раствора и свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует росту изотонического коэффициента до 5,9. Таким образом, происходит увеличение количества осмотически активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита. Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, практически нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные свойства и является оптимальным для осложненных условий бурения. Новизна предлагаемого состава бурового раствора заключается в том, что именно в таком процентном соотношении и по наименованию химреагентов предлагаемый раствор будет решать задачу проводки нефтяных и газовых скважин. Он будет выполнять свою многофункциональность - укреплять стенки скважин, давать высокие показатели на фильтрации и смазывающей способности, препятствовать возникновению дифференциальных прихватов. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, фильтрационных, противоизносных, крепящих и антиприхватных свойств бурового раствора для сооружения скважин в сложных геологических условиях. Разработка защищена патентом Рф № 2768340 URL:https://fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=RUPAT&DocNumber=2768340&TypeFile=html (дата обращения: 20.06.2023)