Ингибирующий буровой раствор для бурения скважин на урановых месторождениях казахстана и способ его применения

(51) 09 8/54 (2006.01) 21 33/00 (2006.01) МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ 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 , регуляторКОН, ингибитор , 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.(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 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 регулятораКОН, 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 пенообразовани 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 2 скважин (в том числе и в Нижневолжскнефти),имеет упрощенный характер. Осаждение выносимого раствором шлама здесь происходит в двух зумпфах, объемом в 20-25 м 3 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 реагентастабилизатора КССБ и КМЦ с общим средним содержанием 5.4 (5 и 0.4 соответственно) заменены одним, более активным реагентом полимерного происхождения- Содержание регулятораКОН увеличено до 0.3 -0.6 (в 2 раза) 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/м 3- 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 , КОН, , причем достигаются условная вязкость 30-45 с, водоотдача 5-9 см 3 за 30 мин,9-11.- При достижении какого-либо из основных параметров бурового раствора до установленных допустимых пределов, а именно, 1190 кг/м 3 - по плотности, 50 с - по условной вязкости, 12 см 3 за 30 мин - по водоотдаче, и 8 - по , 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/м 3, условная вязкость 55-65 с, водоотдача 50-55 см 3 за 30 мин,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/м 3, а вязкость - до 28-30 с. Далее вводится 0.6-1.2 стабилизаторас доведением водоотдачи до 4-6 см 3 за 30 мин, и после этого 0.3-0.6 КОН с доведениемдо 9-11. В последнюю очередь замешивают ингибиторв количестве 1-3, что вызывает повышение водоотдачи до 5-9 см 3 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 . Опытным путем установлены предельно-допустимые значения этих параметров плотности - не свыше 1190 кг/м 3,условной вязкости - не свыше 50 с, водоотдачи - не свыше 12 см 3 за 30 мин.,- 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 ,0.2-0.3 КОН и 1-2 . 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 полимерс содержанием 0.6-1.2,регулятором рН-щелочь КОН с содержанием 0.30.6, а ингибитором-сольс содержанием 13 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 , КОН, , причем в готовом виде раствор характеризуется следующими параметрами плотность 1100-1160 кг/м 3, условная вязкость 30-45 с, водоотдача 5-9 см 3 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/м 3, условная вязкость выше 50 с, водоотдача - выше 12 см 3 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.