1046270 - Способ обработки буровых растворов на водной основе

Способ обработки буровых растворов на водной основе

Иллюстрации

Показать все

Реферат

СОЮЗ СОВЕТСИИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН.,SU„„1046270 дну С 09 K 7/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н ABTOPCHOMV СЕИДаТвъствм

° 4 а !

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ Н0МНТЕТ СССР

По ДЕЛАМ ИЗОТ."ТЕНИЙ И О ЮЫтИЙ

1 (21) 3356545/23-03 (22) 31.08.81

{46) 07. 10.83. Бюл. И 37 (72) A.Ã. Роэенгафт, Т.К. Кашина, B.3. Лубан, Л.Н. Смирнова, З.Ю. Гинковская и А.Г. Воробьев (71) Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института (53) 622.243. 144(088.8) (56) 1. Кистер Э.Г. Химическая об" работка буровых растворов. М.„

"Недра", 1972, с. 335-349.

2, Авторское свидетельство СССР по заявке N 2863902, кл. С 09 K 7/02, 1979 {прототип)..(54)(57) СПОСОБ ОБРАВОТКИ БУРОВЫХ

РАСТВОРОВ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ путем введения ингибирующей роданистой добавки, о т л и ч à ю щ H и с я тем, что, с целью повышения ингибирующих свойств растворов и времени устойчивого состояния стенок скважины, сложенных аргиллитами, в качестве ингибирующей роданистой добавки вводится кубовый остаток процесса очистки коксового газа моноэтаноламином в количестве 0,5-4 вес.F от обьема расТвора, 1046270

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к способам ингибирования неустойчивых горных пород буровыми растворами, Известны различные вещества, применяемые в качестве ингибиторов раэупрочнения горных пород. Иэ неорганических веществ - это соли, например хлориды и сульфаты металлов различной валентности (11.

Недостатками укаэанных ингибиторов являются их весьма выраи енное специфическое действие и низкий ингибирующий эффект. Так, использование в качестве ингибитора раэупрочнения горных пород хлористого кальция исключает воэможность применвния для стабилизации раствора углещелочного реагента, гипана, гидролиэованного полиакриламида и других эффективных термостойких реагентов.

Хлористый калий проявляет ингибирующие свойства в строго определенном интервале рН (8-9,5 ). Хлористый калий как и хлористый кальций, исключает возможность стабилизации раствора углещелочныи реагентом. Кроме того, известно, что максимально возможный ингибирующий эффект нри испольэова" нии хлористого кальция достигается при его содержании в растворе 2вес.3, а при применении хлористого калия - 5-73.

Повышение содержания этих ингибиторов в растворе не приводит к повышению ингибирующего эффекта.

Наиболее близким техническим решением к изобретению является способ обработки буровых растворов на водной основе ингибирующей добавкой хлористой или роданистой солью бенэил хинолинил (2 5, Недостатками известного способа являются недостаточно высокие ингибирующие свойства добавки и относительно небольшое время устойчивого состояния стенок скважин, сложенных аргиллитами.

Цель изобретения вЂ” повышение ингибидующих свойств растворов и времени устойчивого состояния стенок скважины, сложенных аргиллитами.

Поставленная цель достигается тем что согласно способу обработки буровых растворов на водной основе путем введения ингибирующей роданистой добавки, в качестве ингибирующей роданистой добавки вводится кубовый оста5

50 ток процесса очистки коксового газа ионоэтаноламином (КМА ) в количестве

0,5-4 вес.r от обьеиа раствора.

KMA состоит из роданистой соли натрия (90-99,53) и роданистой соли мо" ноэтаноламина (0,5- 10 ). Выпускается под названиеи "кубовый остаток (KMA)", по ТУ-6-03-7-3-79. Предназначен для приготовления ингибитора коррозии

C-5, используемого при сернокислотном травлении металла. Представляет собой густую жидкость темно-бурого цвета с плотностью не ниже 1,18 г/сиз, рН 9-10, не токсичен, совместим со всеми известными реагентами-стабилизаторами

В лабораторных условиях проведены испытания с целью сопоставления инG гибирующего эффекта предлагаемого и известного ингибиторов по отношению к аргиллитам. Ингибитор КМА применял" ся в виде технического продукта - остаток кубовый (KMA ).

Роданистая соль бензилхинолиния (известный ингибитор ) применялась в виде технического продукта 0Р-2, со" держащего 80-85 активного вещества.

Ингибирующее действие по отноиевЂ” нию к аргиллитам оценивалось по коэфвЂ” фициенту устойчивости аргиллита в модели фильтрата и по времени устойчивого состояния образцов в приготовленных буровых растворах, содержащих различное количество ингибиторов.

Коэффициент устойчивости аргиллита определялся по следующей методике:

25 г воздушно-сухого аргиллита фракции 2-5 мм эагру>хали в сосуд, содержащий 300 мл испытываемого фильтрата раствора, и производилось обкатывание аргиллита в среде бурового раствора в течение 16 ч.

При этом применено специальное вращающееся устройство. После обкатывания содержимое сосуда помещалось в сито с диаметром ячеек 0,5 ми и промывалось водопроводной водой. Остаток аргиллита высушивался до постоянной массы и взвешивался. Коэффициент устойчивости определялся как выраженное в процентах отношение массы остатка на сите после высушивания к первоначальной массе аргиллита, Для определения максимального времени устойчивого состояния аргиллита готовили цилиндрические образцы аргиллита из размолотого керна, просеянного через сито с диаиетрои ячейки 0,5 ми, и помещали под постоянной

Коэффици- Время ент устой- устойчивости чивого пено- бенгаси" тонит тель

СаС1

УЦ!Р

КС1

КССБ ингибитор вода состо аргиллита,3 яния, мин

KMA

73 20

72)75 20

72,5 20

7 41

7 0 25 41

7 0,5

3 10462 нагрузкой в среду бурового раствора.

Давление прессования 6000 кгс/см2.

Величина статического напряжения в процессе испытания Р-60 кгс/см, Результаты испытаний приведены в таЬл. 1.

Из табл. 1 видно, что оба вещества являются .эффективными ингибиторами раэупрочнения и диспергирования ар- 1О гиллитов в различных системах буровых растворов. Они повышают ингибирующий эффект пресных буровых растворов, обработанных УЩР, КССБ, а также буровых растворов, ингибированных хлоридами кальция и калия.

Ингибирующий эффект роданистой соли бензилхинолиния начинает проявляться при ее содержании в растворе в количестве 0,25 вес.3. Увеличение ее содержания более 14 не целесообразно, так как ингибирующее действие при этом не усиливается или усиливается незначительно.

Ингибирующий эффект ингибитора

KMA начинает проявляться при его содержании в растворе 0,5 вес.3. Максимальный ингибирующий эффект достигается при содержании остатка кубового (КМА ) в растворе 4 вес.3. Дальнейшее увеличение его содержания не целесообразно.

Лабораторные испытания показали, что максимальный ингибирующий эффект, 35 оказываемый роданистой солью бензилхинолиния, достигается при меньшем ее содержании в буровом растворе по сравнению с остатком кубовым (KMA ). Одна- ° ко при применении остатка кубового 40 (КМА ) достигается Ьолее высокий уровень ингибирования.

Состав раствора, вес.4

70 4

При содержании остатка кубового (КМЛ ) на уровне верхнего рекомендуемого предела коэффициент устойчивости испытываемого аргиллита в хлоркалиевом растворе находится на уров- не 913, в хлоркальциевом - 909, в пресном растворе, обработанном 20>ным КССБ-83 - 84 „ а при обработке

УЩР - 79/ время устойчивого состояния соответственно равно 77, 65-б6, 65 и 57 мин.

При содержании роданистой соли бензилхинолиния на уровне верхнего рекомендуемого предела коэффициент устойчивости испытываемого аргиллита в хлоркалиевом растворе равен 843, в хлоркальциевом - 824, в пресном, обработанном КССБ, вЂ” 794, а в пресном, обработанном УЩР, - 573, время устойчивого состояния соответственно равно 75, 63, 56 и 42 мин.

Проведенные лабораторные испытания показывают, что при применении в качестве ингибитора раэупрочнения и диспергирования горных пород остатка кубового (VMA ) достигается более высокий уровень ингибирования по сравнению с роданистой солью бензилхинолиния.

Технологические свойства различных растворов на водной основе с добавками KMA приведены в табл. 2.

Из табл. 2 видно, что введение ингибитора разупрочнения в буровой раствор не влияет на его параметры. Во всех случаях раствор соответствует требованиям технологии бурения.

Применение изобретения позволяет повысить технические показатели буре/ ния за счет снижения тяжести осложнений - механическую скорость на 203, проходку на долото на 30 .

Таблица

1046270

Коэффици". Время ент устой" устойчивости чивого

Состав раствора, вес.3

КС1 лено- бенСаС1, КССБ вода УЦР ингибитор гаси- тонит тель состоаргиллита,Ф яния, мин

-«-г

72 20

1,О 58

2,0 70

3,0 76

4,0 79

68 .20

6,0 79

72 5 - 20

72125 20

0,5 7

0 5 7

0,5 7

0,5 0 5 7

0,5 7

0,25 64

0,50 68

1,0 ?9

2,0 86

69,75 - 20 2.,5 - 0,5 7

69,5 - 20

2 5 - 0,5 7 3,0 88

2,5 - 0,5 7 4юО 90 бб

5,0 90

Ь,О 90

675 - 20

715 " 20

70,5 - 20

69 5 - 20

68,5 - 20

67 5 - 20

0,5 7

25 -- 05 7

25 - 05 7

2,5 - 0,5 7 о

2,5 - 0,5 7

25 - 05 7

5 0,5 7

Продолжение табл. 1

5,0 79 56

0,25 52

0,5 60

2,0 79

3,0 83

4,0 84

5,0 84

6,0 83

1046270

Продолжение табл.1

Коэффициент устойчивости аргил" лита,3

Время устойчивого

КССБ СаС12 КС1 бентонит

УЩР пеногаситель ингибитор вода состо яния, мин

20 - 5 0 5 7 0 25 68

20 - 5 0 5 7 0,5 71

20 - 5 0 5 7 1 0 81

20 - 5 0,5 7 2,0 87

20 - 5 0,5 7 3,0 89

20 - 5 0,5 7 4,0 91

5 05 7 50 91

5 0 5 7 6)0 91

Роданистая соль бенэалхинолиния

73 20

73,2 20

72,25 20

71,5 20

71,25 20

71,0 20

0,5 7 0,20 41

0 5 7 0 25 42

72 3

72,25

71,9

71,5

71,25

71 0

69,8

2,5 - 0,5

69,75

0,5

20 2,5

2,5

69,4

25 - 05

69,0

67,2567

66,5

65,5

64,5

63 5

63,5

Состав раствора, вес.3

0,5

0 5

0,5

0 5

7 0,6 46

7 10 57

7 1 25 57

7 15 57

7 0,20 53

7 0,25 57

7 0,6 73

7 1,0 79

7 1,25 80

7 15 79

7 0,2 63

7 0,25 69

7 0,6 77

7 1,0 82

1046270

Продолжение табл. 1

Коэффициент устойчивости

Состав раствора, вес.3 бентонит

С а С 12

КС1

КССБ

УЩР ингибитор пеногаситель вода аргиллита,3

1,25 82

1,5 82

0,2 69

0,25 76

68,75

2,5

0 5 7

0,5 7

68,5

50 05 7

5,0 0,5 7

67,5

67,25

0,60 82

1,00 84

5,0 0,5 7

5 0 0 5 7

66,9

66,5

1,25 84

1,5 84

5,0 0,6 7

5„0 0,5 7

66,25

Таблица 2

Ф, си Э/

/30мин

Козффициент

Времясост., мин

УВ, Я > г/см Э

УЩР мг/си

Сас 12

КССБ пеноингибитор

КМЛ суслен зия устойгаси" тель глинис того чиаости, Ж материала, аес.Ф

1,05 24 20/48 5

0,25 I 05 25 10/25

1 05 24 11/23 5

1 05 23 10/29 5

0 5

79>5

79,0

75 49

78 50

78,0

25 9/27 5

1,05

77,0

1,06 24 7/31 6

1,06 20 9/29 6

1 07 19 I8/31 8

76,0

75,0

79,5

38 18/35. 3

0 5

1,05

0 5 0 25 1,05 37 19/29 3

79,25

1,05 39 20/39 3 I,06 40 21/39 3

0,5 0,5

0>5 1

79,0

78,5

Состав растаора, еес.Ъ

Время устойчивого состо яния, мин

44 36

46 36

57 38

60 43

80 52

60 44

71 52

76 60

1046270

Продолжение табл, 2

Состав раствора, вес.

Y „

° г/смз, УВ, с т те > мг/см2 см)

/30мин

Коэффициент

Время сост., мин

УЦР КССБ

CaCl

КС1 сусоен эия пеногасиингибитор устойглинис того матечивос- ти,3 риала, вес.3

0 ° 5 2

77,5

1,05 40 28/58 3

1,07 45 27/71

1,07 49 35/75 4

1,07 54 40/91 6

1 Об 28 15/29 4

76,5

20 - 05 3

20 - - 0,5 4

75,5

74,5

0>5 5

0>5

77,0

20 2,5

20 2>5

76,75

1,07 27

76,5

76,0

75, 0

77 60

83 68

85 72

14/35

18/38

20/42

0>5

0,5

0>5

20 2.5

20 2,5

1,07

1,08

20 25

20 2,5

74,0

1 08 30 21/38 5

1,09 41 23/25 5

0,5

73,0

72,0

20 2,5 " 0,5

50 29/77 7

20 " 5

20 -, 5

20 - 5

0,5

1,06 24 10/25 6

74 >5

74,25

1, 06 28 14/33 5

1,07 30 9/15 5

107 31 11/29 5

1,08 30 12/31 70>5

74,0

0.5

73,5

0,5

20 - 5 0>5

72 >5

20 " 5

71,5

0 5 3

0 5 4

34 10/39

37 13/41. 8

70,5

20 - 5 05 5

69,5

92 95

Корректор "-Гирняк

Подписное

0,5 0,25 1,06 28 13/41 3

0 5 0,25 1,05 25 12/35 5

Составитель В. Ягодин

Редактор Г. Безверыенко Текрел M.Hàäü

Заказ 7652/23 Тираж 639

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открь>тий

11)0/5 Москва Ж-Д Раушская наб. д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 83 72

85 79

86 80

86 79

68 56

71 55

87 83

90 88

77 75

81 79 .

89 84

90 89

91 93

92 95

Способ обработки буровых растворов на водной основе

Патент 1046270