1745749 - Буровой раствор

Буровой раствор

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Буровой раствор, используемый при бурении нефтяных и газовых сквагин, содержит, мас.%: глина 3-8, стабилизатор из группы акриловых полиэлектролитов анионного типа 0,1-0,4, сополимер акриловой (метакриловой) кислоты и диметилаллиламмоний хлорида 0,01-0,10, вода остальное. Для снижения эффективной вязкости при высоких скоростях сдвига с одновременным усилением псевдопластичных свойств буровой раствор дополнительно содержит 0,05-0,5% хлорида калия от массы раствора. 1 з.п. ф-лы, 5 табл. г (Л с

as au

СООЭ СОВЕТСКИХ

МЦ ЮР

РЕСПУБЛИК ()) С 09 К 7/02

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н ASTOPGKOMV СаийаТВЛЬСТВи

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

IlO ИЭОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИДМ

ПРИ ГКНТ СССР

1 (21) 4886066/03 (22) 09.10.90 (46) 07.07.92. Бюл. 9 25 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники (72) Л.А.Ниц, И.И.Липкес, Н.Я.Соломченко, В.Д.Тимощук, Н.Н.Яковлева, .

H.Н.Колодкова, В.Д.Ягодин, К.И.Овчинский, Е.С.Пархамович, В.В.Крючков и Е.В.Нурупов (53) 622.243. 144.3 (088.8} (56) Дедусенко Г.Я. и др. Буровые.растворы с малым содержанием твердой фазы. - И.: Недра, 1985.

Иетодика выбора рецептур основных типов буровых растворов по показателям свойств, РД 39-0147009-543-87, Краснодар, 1987, с. 93 -96.

Изобретение относится к технологии бурения скважин, а именно к буровым растворам на водно-полимерной основе с низким содержанием твердой фазы.

Известны буровые растворы r. малым содержанием твердой Лазы, стабилизированные полимерными.реагентами, s частности полкмербентонитовые растворы на основе акриловых полимеров.

Наиболее близким к изобретению ма.логлинистые полимерные растворы, содержацие 3-7Ж бентонитового глинопорошка и 0,1-0,4Х стабилизатора (понизителя фильтрации): гипана, реагента

HP-5, метаса, метакрила (И-14ВВ).

Известен состав бурового раствора, мас.X: бентонитовый порошок ПБВ 3-7, 2 (54} БУРОВОЙ РАСТВОР (57) Буровой раствор, испольэуемьй при бурении нефтяньм и газовых скваms, содержит, мас.Ж: глина 3- 8, стабилизатор из группы акриловых полиэлектролитов анионного типа 0,1-0,4, сополнмер акриловой (метакриловой} кислоты и диметилаллиламмоннй хлорида 0,01-0,10, вода остальное. Для снижения эффективной вязкости при высоких скоростях сдвига с одновременным усилением псевдопластичныхсвойств буровой раствор дополнительно содержит 0,05"0,5Х хлорида калия от массы раствора. 1 з.п. ф-лы, 5 табл. гидродизованный полиакрилоинтрил (гипан) 0,1-0,5, остальное вода до 100.

Свойства раствора при 20 С: плотность о

1,02-1,05 г/см, эффективная вязкость

4-19 ийа.с, показатель псевдонластичности Il 0,74-0,94, статическое напряжение сдвига (СНС) после I и 10 мин выдержки отсутствует (нулевое), показатель фильтрации (Ф) 3,2-2,2 см, показатель увлажняющей (ингибирующей) способности (П). 7,9-14.,n/ч., !

Недостатками раствора являются низкие структурно-реологические свойства (нулевые значения СНС, высокие значения показателя п) и слабая ингибирующая способность (высокие значе- 3

174 ния показателя П). Эти недостатки не позволяют производить утяжеление раствора, затрудняют вынос грубодисперсного шлама из затрубного пространства, создают опасность разрушения стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых породах.

Целью изобретения является улучшение структурно-реологических свойств с одновременным улучшением инГибирующей способности бурового раствора, снижение эффективной вязкости .при высоких скоростях сдвига с одно" временным усилением .псевдопластических свойств

Цель достигается тем, что буровой раствор, содержащий глину, стабилиэаmp иэ группы акриловых полиэлектролитов аннонного типа и воду, дополнительно содержит сополимер акриловой (метакриловой) кислоты и диметнлди. аллиламмоний. хлоркда (ДИДААХ) при следующем соотношении компонентов, мас.X.:

Глина 3 - 8

Стабилизатор из группы акриловые полиэлектролитов анионного типа ор1 - 0,4

Сополимер акрнловой (метакриловой) кис« лоты и ДЩАЛХ 0,01 - 0„1

Вода До 100

Кроме того, раствор дополнительно содержит хлорид калия в количестве

ОФ1 - 095 мас. Х:

Достижение цели обусловлено взаимодействием анионного полимера - стабилизатора с амфотерным полиэлектролитом, приводящая к образованию поликомплексного соединения. Это соединение способствует возникновению и раз" витйю молекулярно-структурной сетки с обратимыми межмолекулярными связямй в дисперсной среде бурового растВора. Одновременно усиливаются межчастичные взаимодействия через адсорбционно-полимерные прослойки. Отевда повышение структурной вязкости раствора, возникновение и усиление тиксотропии и псевдопластичности. До.полнительное введение в систему небольших количеств хлорида калия усиливает структурирование системы, однако избыточное его количество приводит к черезмерной дегидратации и зысаливаннв гидрофильньм компонентов, Эл@ктролитному разяяжению и коагуляцйи раствора.!

5749 4

Добавка сополимера акриловой (метакриловой) кислоты и ДИДЛАХ, сополииера вЂ” модификатора (CM) может

5 иметь разный состав по молярному со+ отношению сомономеров, но предпочти- тельным является содержание ДИДААХ в сополимере в пределах 2-33 мол.X. Сополимер такого состава проявляет наи1О большую активность как структурирующая и ингибирующая добавка.

Испытывают буровые растворы с добавкой СИ, содержащей в своем составе 8-15 мол.Х ДИДЛАХ. Добавку вводят в малоглинистые буровые растворы, стабилизированные различными полимерами акрилового ряда: гидролизованным полиакрилонитрилом (ГПЛА), смесью

ГПЛА с гидролизованным полиакрилами20 дом (IIAA), метасом, метакрилом (M14BB) .

Образцы бурового раствора для испытаний готовят путем введения в суспенэию прегидратированного бентонита

25 растворов полимерного стабилизатора и СН. Измерения параметров, характериэуюцих технологические свойства буровых растворов, проводят через 18 ;20 ч после.их приготовления.

В табл. 1 показано влияние кон.центрации СИ (и его доли в суммарном. количестве полимерных компонентов) на свойства бурового раствора, содержащего 6 мас.". бентонита, общая кон-. центрация стабилизатора (гипана) и

СИ 0,3 иас.Х, Максимум СНС отвечает концентрациям гипана и CM соответственно 0,27 и 0,03 мас.Х или соотношению по массе гипан-СИ 90: 10. Эффективная. вязкость © и.показатель Фильтрации Ф при введении 0,01-0,2Х СИ несколько увеличиваются, при дальнейшем возрастании концентрации CM эти параметры изменяются слабо. Показатель П с увеличением содержания Си снижается.

В табл. 2 показано влияние концентрации бентонитовой глины на свойства бурового раствора, содержащего

0,2 мас. гипана и 0,03 мас..Х СМ. При

® концентрации бентонита менее 3 мас.Х резко возрастает показатель Ф и значения СНС снижаются до нуля. При концентрации бентонита более 8 мас.Х значения вязкости и СНС черезмерно ве5S лики.

В табл. 3 показан характер влияния суммарной концентрации полимерных компонентов на показатель фипьтрации

17 буровых растворов при содержании бен= токита 4-7 мас.X и доле CM в сумме полимеров 10-20 мас.X.

Как видно из табл. 3, значения Ф слишком велики при концентрации менее

0Ä 1 мас.Х и мало изменяются при концентрациях более 0,4 мас.X.

В табл. 4 показана зависимость свойств буровых растворов, стабилизированных метасом и метакрилом (H-14ВВ), от содержания в них СИ.

Раствор 1 содержит 4 мас.7. бентокита и О, 15 мас.Х натрий-метаса, раствор 2 вЂ” 6 мас.й бентонита и 0,4 мас.X аммоний метакрил&i

Характер влияния добавок СИ на эти растворы такой же, как на растворы, стабилизированные гнпаном.

Таким образом, цель достигается прн следующем составе бурового раствора, мас.Xi

Глина 3 - 8

Стабилизатор из группы акриловых полимеров аннонного типа 0,1 - 0,4.

Сополимер акриловой (метакриловой) кислоты и ДИДААХ 0,01 - 0,10, Вода До 100

Дополнительное улучшение структурно-реологических и ннгнбирующнх свойств бурового раствора может быть достигнуто введением в него небольших количеств хлорида калия.

В табл. 5 показана зависимость свойств раствора, содержащего, мас.X: бентонит 6, гипан 0,27,. СИ 0,03, от концентрации хлорнда калия.

Дл» сравнения показано изменение свойств раствора (состав 13, содержащего мас.Xi бентонит 6, гипан 0,3 (без добавки СИ). В интервале концентраций О,1 - 0 3 мас.7. КС1 наблюдается максимум значений СНС и снижение показателя П. Введение до .

45749 . 0 ° 5 Hsc ° X KC1 вызывает снижение эф, фективной вязкости при скорости сдви-; га 1000 см- íà 50Х (с 30 до 20 мПас) показатель псевдопластнчностн п 0,70,6. Дополнительное возрастание концентрации КС1 ухудшает показатель фильтрации Ф, не приводя к улучшению других свойств раствора.

Экономический эффект при практическом исполъзоваиии изобретения следует ожидать от сокращения непроизводительных затрат времени на лаквидацию аварий и осложнений нри буренин скважин, а также от сокращения расхода Реагентов и материалов для обра ботки бурового раствора.

Формула изобретения

1. Буровой раствор, включающий глину, стабилизатор as группы акрило" вых попиэлектролитов акионного типа иводу, отличающийся

25 тем, что, е целвю улучшения структур.. но-реологических свойств с одновременным улучшением ннгнбирующей способности, ои.дополнителъно содержит сополииер акриловой (метакриловой) кислоты, и днметилдйаллиламмоннй хлоЕ рида при следующем соотношении ингредиентов, мас. Ь

Глина . 3 - 8

Стабилизатор нз груп-. пы акриловых полиэлектролитов акионного типа: . 0,1- 0,4

Сополимер акрнловой (петакриловой) кис: лоты. и дииетнлдшалф л и прид 0,01 - 0,10

Вода Остальное

2. Раствор mo п. 1, о т л ич а ю щ.и и е я тем, что он дополнительно содержит хлорид калия в коли-.. а5 честве 0,05 - 0,5 мас.X.

1745749

Таблица

Концентрация, й

Доли СМ и II Ж смеси с гипанои 7

CHC,,дПа

СНС,, дЛа ь мхаi с

° В ЮЮ \ЮЮ

4,9

4,4

4,0

3,6

3,1

2,7

2,6

2,5

14ьо

3 3

5ь0

10,0

}5ý0

20,0

30,0

40,0

° й

Н р и и е ч а н и е. Состав бурового раствора, мас.X: бентонит 6, смесь гипана и СИ О,Э, вода остальное. ,Таблица 2

}(онцентрацнщ СЯС ь ь дПа СЯСЬ ь дПа Фь бентонита Х

Таблица 3

0,30

0,290

0,285

0,270

0,255

0,240

0,210

0,00

Оь 010

0,015

О, 030

0ьО45

0,060

0,090

О, 120

0 1

0,1

0ь1

0,2

Оь2

0,1

0,2

6,6

6 5

6,3

6,0

5,8

4,8

7,2

7,8

7 5

7,2

6,8

5 5

5,8

9,2

9,&

11Ф1

5,4

6,3

7,5

8,0

8,9

9,3

8,7

9.1

1745749 .

Продолжение табл.

4,8

6,7.»7,5

21,0

25,8

27,0

28,0

29,0

29,5

1,0

f030

17 8

19,0

21,0

23,0

23, О

8,0

9 5

10,0

9 8

10,0

0,0

0,01

0i03

0,05

0;08

О,to

Оэ12

6,0

9,0 . 9,6

t0,8

12,0

12,5

0,0

0,01

0,03

33,0

35-, 0

38 6

4,5

15,0

18,3

23i0

48,0

49,0

50 0

4,8

4,1

5,5

6,5

3,6

6 .6

0,3

0,4

0,5

0,1

0,2

0,2 .0,.2

0,3

О,t

О,1

0,1

0,2

0,3

0,3.

0,3

0,4

0,5

0 5. 0

0.10

6,9

6,0

?,5

6,3

4,5

5,0

5,5

6,0

9,3

5 2

6,3

7,0

5,1

6,0

6,7

4,0

4,8 5,2

3,2

4,0 4,8

2,5

3,0

3,5

2,0

2,5

2,8

1,2

2,0

2,5

1аблит a 4

Йродолжемие табд .цвЂ”

1745749

0,05 3,1 25,5

0,08 3,0 25,0

010. 29 220

0 12 . 2 8 200

6,5 50,5

5,8 52,0

5,0 54 0

4,8 58,0

° Ф ЮФ ФЮ ° ФФЮ еСостаэ растэороэ указан э тексте описания

Т а б л и ц а 5

«ФФВФЮЮЮФЮФЮ еитрация П, и СНС1 и . дйа

Ю ° ФВ«ФаЕ «

Фу см g ° мйае с

Сос сто д дПа

° ЮФЮ Ф«ФЮ еСостан растворов указан в тексте описания.

Составитель Л.НЬщ

Редактор 8,1 уиъко Техред И.Иоргентал Корректор H,Ýóäôäö

ЮФЮ ° ЮЮФФВФЮФЮВЮФФЮФЮ ФЮФФ ° Ю ЮФ ° Ю ФЮ«Ф«Ф ФВ ФВ

Заказ 2364 Тираи Подписное

В16ЙЙИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", r.узтород, ул. Гагарина, 101

О, 01

0,2

0,3

095

О,! .

0,2

0,3

0 5

497 О

4,3 0

4,2 О

4,2 .5

4,2 52

3,5 16

3,2 40

3 ° 1 39

3,1 28

3,0 25 а

39,8

35,8

31,0

28,0

0,82

0,76

0,66

0,64

0,70

0 65

0,62

0,66

0 64

О 62

4,0

4,5

5 2

5,8

7 ° 3

6,3

7в0

7,8

8,6

2tt0

1798

17,0

17,5

20,0

29,5

24,8

22,3

21э8

f9,8

Буровой раствор

Патент 1745749