Буровой раствор

Буровой раствор

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Использование: бурение нефтяных и газовых скважин. Сущность: буровой раствор содержит, мае. %; полимер акрилового ряда 0,5-1,0, глиносолевой шлам - отход производства калийных удобрений 5-20, регулятор рН 0,1-0,5, модифицированный лигносульфонат 4-6, вода - остальное. 3 табл. (Л С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (st)s С 09 К 7/02

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) )ЩО

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

1 (21) 4857711/03 (22) 07.08.90 (46) 23,04,93, Бюл. № 15 (71) Гомелы кий отдел Белорусского научноисследовательского геологоразведочного института (72) Г,С,Евтушенко, Т.И,Стригалева и . И.В.Шаламов (56)-Авторское свидетельство СССР № 1098952, кл. С 09 К 7/02, 1984, Сидоров Н.А. Новые составы буровых и тампонажных растворов ОИ сер.Бурение, М,: ВНИИОЭМГ, 1984, с.28-29.

Авторское свидетельство

N- 883140, кл, С 09 К 7/04, 1981.

Гаврилова Л.В, и др. Опыт стабилизации соленасы(ценных буровых растворов сополимером М-14 при проводке глубоких скважин, Бурение (Москва}, 1979, ¹ 7, с.24-26;

Изобретение относится к бурейию нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, применяемым для проводки скважин в сложных геологических условиях, Цель изобретения — повышение ингибирующего действия бурового раствора при одновременном снижении его вязкости и повышении солестойкости.

Применение раствора с указанными свойствами предотвращает диспергирование выбуренных пород; обеспечивает улучшение очистки забоя скважины; повышает механическую скорость и проходку на долото; исключав наработку раствора; за счет пониженной вязкости осуществляется на забое реализация большой гидравлической

„„ЯЦ„„1810372 А1 (54) БУРОВОЙ РАСТВОР (57) Использование: бурение нефтяных и газовых скважин, Сущность; буровой раствор содержит, мас. ; полимер акрилового ряда

0,5-1,0, глиносолевой шлам — отход производства калийных удобрений 5-20, регулятор рН 0,1-0,5, модифицированный лигносульфонат 4-6, вода — остальное, 3 табл. мощности; повышение ингибирующего действия и солестойкости позволяет применять раствор не только для бурения в глинистых, но и в соленосных отложениях.

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор, содержит структурообразователь, полимер акрилового ряда, модифицированный лигносульфонат, регулятор рН и воду, а в качестве структурообразователя он содержит глиносолевой шлам - отход производства калийных удобрений при . следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глиносолевой шлам — отход производства калийных удобрений 5-20

Акриловый полимер 0,5-1,0

1810372

Регулятор рН 0,1-0,5

Модифицированныйлигносульфонат 4-6

Вода Остальное

В предлагаемом растворе регулятором рН являются гидрооксиды калия или натрия, осуществляющие щелочной гидролиз акрилового полимера.

Одним из существенных отличий предлагаемого бурового раствора является применение в качестве разжижителя модифицированного лигносульфоната— феррохромлигносульфоната (ФХЛС), содержащего в своем составе катионы поливалентных металлов Fe + и Сг +, обладающих 15 повышенной способностью к комплексооб-, . разованию и ингибированию..

При этом совместное использование в данной системе ФХЛС и термосолестойкого полимера акрилового ряда М-14, являюще- 20 гася сополимером метакриловой кислоты с метилметакрилатом, позволяет создать в растворе пространственную структуру, т.к. повышенная способность указанных поливалентных катионов из состава ФХЛС к 25 комплексообразованию определяет их возможность образовывать с макромолекула- ми полимера полимеркомплексные соединения типа металл+ полимер.

ФХЛС снижает также показатель фильтрации раствора и предотвращает его загущение.

Однако образованная полимерокомплексная структура не обладает достаточными прочностными характеристиками, необходимыми для обеспечения приемлемых технологических параметров раствора.

Для упрочнения структуры вводится глиносолевой шлам — отход производства калийных удобрений. Химический состав глиносолевого шлама показывает, что основа этого комплекса представлена.нерастворимым в воде остатком (глиной), содержание которого достигает 65% который и служит дополнительными структурообразователем, а также солями, в основном, йаС! и KCI с незначительным содержанием примесей Са$04, CaC1z, MgCb.

Глинистый материал данного комплек- са относится к магнезиально-калиевым гидросл юдам (иллитам), для которых характерна низкая величина обменной емкости; что характеризует его как солестойкий материал. Одновременное использование в данном составе термосолестойкого акрилового полимера M-14 и солестойкого компонента глиносолевого шлама в результате проявления синергетического эффекта придает повышенную соле30

45 стойкость предлагаемому буровому раствору

Существенным отличием данного раствора является также совместное комплексное сочетание катионов Са, Мд +, йа и К+ из состава глиносолевого шлама, обладающих ингибирующими свойствами, и катионов Fe u Cr из состава ФХЛС, также обладающих способностью к ингибированию, что создает высокий ингибирующий эффект,.в результате чего раствор приобретает недиспергирующие свойства при наличии низких значений условной вязкости, а это является новыми положительными свойствами по сравнению с известным техническим решением.

Пример 1. Для приготовления 500 г раствора в 452 г воды растворяют 0,5 r щелочи, вводят 2,5 г акрилового полимера M-14, 25 г глиносолевого шлама и диспергируют на лопастной мешалке в течение 30 мин. Затем постепенно вводят 20 г ФХЛС, раствор продолжают перемешивать в течение часа, после чего замеряют параметры.

Растворы по примерам 1-15 готовят аналогично. Результаты лабораторных исследований различных вариантов предлагаемого раствора и известных приведены в табл.1.

Из табл.1 следует, что оптимальные параметры раствора ограничены ранее указанным содержанием компонентов. В пределах указанных концентраций раствор обладает вполне технологичными характеристиками. Ниже указанных пределов раствор имеет неудовлетворительные показатели. фильтрации, а дальнейшее увеличение содержания компонентов существенного влияния на технологические параметры бурового раствора не оказывает.

Из табл.1 следует также, что по сравнеwe с известным техническим решением раствор обладает более низкими показателями условной вязкости, Как результат высокого ингибирующего действия недиспергирующие свойства раствора оценивались визуальным методом по седиментационному расслоению в процессе отстоя (табл.2).

В сравнении с известным предлагаемый буровой раствор обнаруживает устойчивую способность к отделению введенной в него избыточной твердой фазы при сохранении технологических параметров близких к исходным табл.1.

Солестойкость предлагаемого раствора подтверждается данными табл,3. При введении солей одно- и поливалентных метал-. лов буровой раствор в отличие от известных сохраняет вполне технологичные параметры, 1810372 калийных удобрений при следующем соотношении ингредиентов, мас. $:

Глйносолевой шлам - отход

- производства калийных удобрений 5-20

Акриловый полимер 0.5-1,0

Регулятор рН 0,1-0,5

Модифицированный лигно-сульфонат 4-6

Вода . Остальное

Формула изобретения

Буровой раствор, содержащий структурообразователь, полимер акрилового ряда„ модифицированный лигносульфонат, регулу!Тор рН и воду, отл и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения er0 ингибирующего действия при одновременном снижении его вязкости и поаьйрении солестойкости, он в качестве структурообразователя содержит глиносолевой шлам — отход производства

Таблица 1

Сравнительная характеристика технологических параметров растворов ае стао а. мас; so а -оотальное

Па амент ство а

Примечание

Пример плотрн снс

1/!О

Ь Па фильтусловтолщина корки мм

Глино- М-14 солевой . модифирегуляторр рн рация смз, ность з циро-. ванный ная вяз" кость сэ ль ат

Пленка о,!

Пленка

0,5

Пленке

1,о

20.0

20,0

5.0 го.о

6,0

6,0

6,О

4.0

1,г !. О

0,5

5,0

20,0

0.5

1,î

10;0 r глины+3,0 г модифицированного лигносульфоната (окзил) + 0,5 г. акрилового полимера (метас) + О,зг КОН + 05г алюмокалиеаых .квасцов + 85.7 воды

5,0 глиносолеаого шлама +50r сапропеля

+0.5ã 00+0,5г лигносульфоната(ССБ)Ю.1r . пеногасителя (Т-66)+ 88,9 воды

Ь

33/69 0,5

Известный

1,О7 з,о

19 (аналог)

ИзвестЗо/58

1,08

1;г

7,0 ный (прототип),1

3

6

8

9 !

О

11

12 гз !

16

Г7

5.0 го,о г,о

4,0

21.0

5.0

20.0

° 20.0 го,о

5.0

О:,5 !.о

О,7

О,4

1,1

1.О

0.5

1.О

1,о !.о

0,5

1,о

1,5 о!

05 о,з

О,05

0,6

0,5

01

О.!

0,5 о,!

О,5

0.5

4,0

6.0

5.O

1,о

7.О

6;0

4,0

4.0

4.О

4.0

4.0

1,06

1,15

1,!о

1,16

1,îâ

1,r3

1,14 ! !5

1,î6

1,04

1,!3 !.!3

1.06

1,16

1.О7

1,14

18,о

20.0

18,0

16;О го,о

19,2 !

8.0 . !

8;О

20.0

1e,О

: 18,0

18Я

22,Î

16,0 !

s.î

Зг

Не течет

5.46 з,о

4;68 г3.0

3.9

4.5

6.З6

6;26

6,2

4.0

20,0

23;5

14,0

28.08

46,8

5.6

7.02 о/о о/о о/о

O/0

О/О

О/О о/о

О/О о/о

o/o о/о

О/О

0/O

o/o о/о

18/32

200! о !.о

Пленка

То же

1,о

1,о

1.5

4.О

0,5

4,0

7.90

7.22

71,1

7.0

7.3

7,2

7,0

7,О

7,1

7.0

7.2

7.!

7,1

7.г

6,9

7.г

7,О

1810372 .

Таблица 2

Удаление глинистой фазы из растворов

Параметры растворов

Состав раствора. мас.$ (вода - остальное) КоличестВ емя

1ч Зч 24ч перепп

М-14

Ф, см

Количество осевшей рн шива

У г/см регу- модиля- фици; глиносолево глины,$ мм ние, вой

top рн рован бавшлем ленлигной но-. глисульонат

4,0 плен.

О/О

0,3 4,0

5,0 0.5

10 1,11

18.0

4.68

7,1 1

5.0

9.9 предлагаеИзвестный пл1 аналог

Отст ой не наблюдается.

Образуется творчества

10 1,10

18/4

48.0

5,46

8,5: 1

80 1

Известный — 2 прототип

10 1,13

38/6

120.0

5.0

6.8 таблица 3

Характеристика солестойкости раствора

Составитель Т,Стригалева

Техред M,Mîðãåíòàë

Корректор M.Têà÷

Редактор

Заказ 1420 Тираж

Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 мый

2.

СНС

1/1О дПа масса взвешенных в дисперсионной среде хлопьеоб зных аг гатов

Раздел фаэ отсутствует, образуется гелеобз ая масса