Способ химической обработки буровых растворов Советский патент 1985 года по МПК C09K7/02 

8

СПОСОБ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ путем введения ингибитора глин, о тли чающий с я тем, что, с целью повышения эффективности способа путем поддержания технологических свойств буровых растворов при одновременном улучшении их иигибирзпсяцих свойств, в качестве реагента-ингибитора вводят кремнефториды натрия и/или калия в количестве 0,5- 3,0 мас.%.

;о

сх

Од

1

Изобретение относится к буре нию скважин и может быть использовано при приготовлении и обработке буровых растворов.

Цель изобретения повышение эф- фективности способа путем поддержания технологических свойств буро- вых растворов при одновременном улучшении их ингибирующих свойств.

Обработка бурового раствора крем нефторидом ведется следующим обра- зом (на примере полимерногб раствора табл. 2).

Готовят полимерный буровой раствор. При этом гидролизованный щелочью полиакриламид (2,5 г) растворяют в воде, при перемешивании вводят прегидратированный бентонит (20 г) и органический стабилизатор КМЦ-500 (1-,8 г). При перемешивании в приготовленный полимерный буровой раствор аналогично и в другие растворы вводят кремнефторид калия в количестве 1,5г.

Применение кремнефторидов натрия и/или калия, обладающих ограниченной растворимостью, позволяет постоянно поддерживать в буровом растворе необходимое количество ионов, расход которых на иугибирование увлажнения породы на стенках скважины и в шламе восполняется раство- РЯЮ1ЦИМИСЯ кремнефторидами.

Способ проверяют в лабораторных условиях путем оценки влияния добавок кремнефтор идов натрия и калия в буровой раствор на показатели набухания (давление Pf, , кг/см и степень р, %) соригюхского бентонита и время размокания (tp, ч) нефтеабадской глины.

Зависимость степени (р, % ) и давления р.., кг/см набухания бентонита от концентрации ингибитора показана в табл. 1; ингибирующее действие на технологические параметры буровых растворов - в табл. 2.

Преимущество кремнефторидов На и К, как показывают лабораторные

997862

опыть (табл. 1), проявляется в более эффективной по сравнению, напри- мер, с хлоридом гидратации глин в их среде. Хорошая ингибирующая спо- 5 собность хлоридов, особенно калия,и жидкого стекла при высоких содержаниях солей связана с их высокой -растворимостью и приводит, как известно, к ухудшению технологических свойств 10 буровых растворов, обработанных этими солями, а следовательно, перерасходу химреагентов.

Указанные кремнефториды могут быть

15 также использованы как ингибиторы и в других типах буровых растворов: полимерных, гельгумат.ных, лигносульфонатных, эмульсионных и др.

Основными преимуществами ияобре-

20 тения являются упрощение химической обработки буровых растворов за счет поддержания в растворе постоянного невысокого количества ингибирующих ионов, исключения перерасходов солей

25 и химреагентов, облегчение условий труда буровой бригады.

Предлагаемый ингибитор позволит снизить расходы на химическую обработку бурового раствора в глубоких

30 скважинах не менее, чем на 8-10%.

Ингибитор вводят в буровой раствор в количествах 0,5-3 мас.%. Результаты, приведенные в табл. 1 (опыт 4, 5 и 6) показьшают, что гидрационные характеристики бентонита в присутствии большего количества ин.гибитора изменяются несущественно.

Результаты рецептурных опытов показывают, что с увеличением содержания солей свыше указанных пределов в ряде буровых растворов, кроме того, может произойти их концентрационное запущение (пример 10, 11, табл. 2) или гетерокоагуляционное разжижение (пример 5, табл. 2). При уменьшении содержания ингибитора в растворе ниже 0,5 мас.% очень сильно сказьгеается на ингибирующих свойствах растворовi 202 1,6 210 1,56 1NaCl 2NajSiC 202 1,6 194 1,43 3KCl 202 1,6 191 1,50 202 1,6 180 1,15 5KjSiF 202 1,6 111 0,7 6Na2-Si-F + KjSiF 202 1,6 164 0,96 (B соотношении 1:4)

Бентонит2,0

ГПАА0,25

.ХМЦ0.18 Вода

Остальное

Таблица I

TJB g J и a a 2

1,03 27

5,0 12,0

5,522,837,2

6,530,038,4

8,028,836,0

9,510,81М

6,0 48,0 55,2 6,5 52,8 6,2 7,5 58,8 72,0 2001,50151 1,27 136 1,18 115 1,04 1751,12108 0,80 70 0,38 - 1440,99 71 0,55 27 0,50 10 0,31 1570,86 840,61 56 0,51 52 0,48 190,45 15 0,42 12 0,31-10 0,28 380,66 21 0,47 П 0,36 14 0,35