Буровой раствор

Буровой раствор

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ РЕСПУБЛИК

„„SU „„1239141

А1 (5D 4 С 09 К 7/02

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ(СВИДЕТЕЛЬСТВУ

) ВСЕ(.ЛИЧНАЯ

13 „,13

НВЛИОТЕЫА

5,0-6,0

1,5-2,0

О, 2-0,5

0,3 — 0,7

Остальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И OTHPblTHA (21) 3748589/23-03

;(22) 05.06.84 (46) 23.06.86. Бюл. Ф 23 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (72) С.А. Гарьян, В.M. Лимановский, А.А. Чивяга, А,Г. Варшавец, Л.Т. Ковалев, Г.П. Невротов, И.А. Сибирко и P.Á. Малхасьян (53) 622.243.144.3(088.8) (56) Гарьян С.А. и др. Фосфоновые комплексоны — активные регуляторы структурно-механических свойств буровых растворов. Сборник научных трудов

ВНИИКРНефть, Краснодар, 1982, с. 20.

Авторское свидетельство СССР

1040120, кл. Е 21 В 33/138, 1982.

Химическая обработка буровых и тампонажных растворов.-Труды ВНИИБТ. вып. 27, M. Недра, 1971, с. 102. (54) (57) БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глину, понизитель фильтрации карбоксиметилцеллюлозу — 600 (КМЦ вЂ” 600) или конденсированную сульфит-спиртовую барду — 4 (КССБ — 48) смазочную добавку — I (СМАД вЂ” 1), хлористый кальций и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения смазочного действия бурового раствора в зоне возможного прихвата и в присутствии ионов кальция при температурах до 150 С, он дополнительно содержит нитрилометилфосфоновую кислоту (НФТ) при следующих соотношениях компонентов,, мас.Ж:

Глина 5,0-2О,0

КМЦ вЂ 6 0 5-0,7 или

КССБ — 4

СМАД-1

Хлористый кальций

НТФ

Вода

Компоненты раствора, мас. Й

Состав бурового раст вора

Температура

Параметры раствора

СаС1, РТФ

Р, г/си> онивители водо- С>1АП-1 отдачи е> ги лина Вода термостатиравенна> с

ССВ ХИН-600 КССБ-4

Вввестный

0>64

1 22 н/а i210

4>0 го

2,О 0,5

2,0 0 5

2>0 0,5

2,Î О,5

30 65 8 О 2 1 5

72/187

>,. >>

1,22 55

1,04 50

1>04 57

150

0,2 1,5

30 65,8

8 88,7

8 887

52/60

0,8 о»н

61/84 е,о

150

О,Б

Предлагаем»Ф го о,з

0,2

1,5

0,5

5 92,5

5 92,5

5 91,0

5 91,0

150

0 ° З

0,2

1,5

0,5

О,7

0,5

2,0

0,8

0,8

0,7 150

0,5

2,0

0,7

10 87,5

0,4

0>6

1,8 I 50

0>4

О,6

1,8

0,7

10 87,5

1О

1 12391

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной ос.нове с улучшенными смазочными свойствами для профилактики прихватов бурильного инструмента.

Целью изобретения является повышение смазочного действия бурового раствора в зоне возможного прихвата и в прису 7 ствии ионов кальция при тем- 10 о пературах до 150 С.

Пример. Для приготовления буровьм растворов используют глинистую суспензию из предварительно гидратированной и диспергированной глины (бентонита или глинистого шлама). В глинистые суспензии при перемешивании на лабораторных мешалках добавля> ют реагенты в следующей последовательности: понизитель фильтрации — кар20 боксиметилцеллюлозу (КМЦ-600), лигносульфонатный реагент (КССБ-4) смазочную добавку (СИАД-1), хлористый кальций, НТФ. Растворы КМЦ, КССБ-4 готовят по общепринятым методикам.

Хлористый кальций вводят в виде насыщенного водного раствора.- Нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) вводят в виде водного раствора концентрацией до 507.. При необходимости НТФ может быть введена в буровой раствор в сухом виде. Последовательность ввода

СИАД-1, хлористого кальция и НТФ

k. принципиального значения не имеет.

Аналогично готовят растворы сравнения. для определения технологических параметров буровьм растворов используют стандартные приборы и методики.

Прогрев растворов, предлагаемого и известных, производится в течение

8 ч при 150 С. Состав и технологио ческие параметры буровых растворов приведены в таблице ° Состав растворов соответствует количеству реагентов, необходимых для приготовления

100 r раствора ° Водородный показатель буровых растворов изменяется в пределах 8-9. Смазочную способность предлагаемого и известных буровых растворов оценивают на модернизированном приборе для измерения статического напряжения сдвига глинистых растворов посредством замера прочностной характеристики фильтрационной корки — коэффициента сдвига (КСК).

КСК величина безразмерная. Коэффициент сдвига фильтрационной корки определяют отношением усилия, необходимого для тангенциальн12 го смещедия грузика по корке, к его весу. Оптимальная величина КСК не должна быть более 0,30. Корки для определения

КСК получают при определении фильтрации буровых растворов под вакуумом.

1,04 75 50/65,I> 0, 30

1> 04 80 SS/75 4 с 0 }о

1,04 45 14/40 4,I Г, 20

1,04 SO 20/54, 11, 2>

1,О7 60 4S/68 4,r 0,28

1>08 68 5?/80 4,Г 0,28

1 239141 т(родолжеиие та блиш

Состав бурового

Температура терностатнКомпоненты раствора, мас. Х

Параметры раствора

Т, с СНС, >Р г/см лПа см

Поииаители водоотдачи

Вода

СИКЛ-1 Сас1, НТФ лина раствора

ССБ КНЦ-600 КССБ-4 рованив, С

4,0 0,26

0,7

0,4

I 1 20 77 >6

12 20 77,6

0i$

li8

>,25

5,0

0,7

150

0,4

1,8

0 5

4 S

5,0 1,8

5,0 1,8

6,0 1>5

6>0 1,5

П, 28

О ° 3

0,2

97, 2.

13 5

0,3 е

0,5

4, II

Г,28 I 50

0,2

4,0

0,1п

0,4

4,0

Е, 10

0,5

150

0,4

6,0 2,С1 0,5

0,7

О, 26 а ° б

0,26

6,0

2,0

0,5

0,7

150

4,0

1,03 80 70/100

0,4

1,3

0,1

0,2

7,0

0,58

22 73>4

1,О

0,6

0,8

150,1,17 48 2C/49

2,2

4,=

0,25

0,2

89„9

4,5

1,3 0,1

20 1,03 40 48/104 8,0

0,62

67,9

0,26

6,5

2,2

0,6

0,8

1, I 7 25 2/5 .

4,0

20 1,05 63 19/31 5,0 0>63

8 89,06

0i7

2,0

0,2

0,04

Редактор Н. Егорова

Заказ 3355/21 Тира1к 644 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Узгород, ул. Проектная, 4

15 5 97 2

15 10 91,6

16 10 91,6

17 20 70 7

18 20 70,7

19 . 4 94,0

I, 14 41 17/52

1,14 30 12/24

1,04 40 37/71

1, 04 28 21/38

1, 07 35 18142

1, 0,7 30 15./29

1, 14 27 3/5

1> 14 24 2/4

Составитель В. Борискина

Техред Н.Боикало Корректор М. Демчик