Буровой раствор Советский патент 1988 года по МПК C09K7/02 

со оо 4;

СП

(

ел

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в част- нести к буровым растворам для промывки скважин,

Известен буровой раствор, содержащий глину, воду, понизитель водоотдачи, кремнийорганическую добавку, в качестве которой применяют мононатри евуго соль этил- и метилсилантриола.

Недостатком этого раствора является низкая солестойкость и потеря работоспособности при одновременном присутствии водорастворимых солей щелочных и щелочноземельных металлов

Известен также буровой раствор, содержащий глину, воду, понизитель водоотдачи и фосфоновый комплексен, в качестве которого испольузют HHTрилотриметиленфосфоновую кислоту

(НТФ); или 1-оксиэтилиденфосфоновую кислоту (ОЭДФ).

Основным недостатком его является ухудшение структурно-механических и фильтрационных показателей под воз- действием полиминеральной солевой агрессиио

Цель изобретения - улучшение струтурно-механических и 4 шьтрадионных показателей бурового раствора в ус- ловиях полиминеральной агрессии

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор, содержащий глину, воду, понизитель водоотдачи и фосфоновый комплексов, дополнитель- но содержит органосиликонат щелочного металла при следующем соотношении компонентов, масо%:

Глина4-25

Понизитель водо-

отдачи0,01-0,50

Фосфоновый комплексен0,01-0,03

Органосиликонат

щелочного металла 0,1-0,6

ВодаОстальное

В качестве понизителя водоотдачи в растворе используют КЩ или акриловые полимеры,

Известно использование органоси- ликонатов натрия в глинистых буровых растворах в качестве стабилизатора В условиях высоких температур и ингибитора неустойчивых глинистых пород. Однако при добавке хлоридов натрия, кальция или магния при концентрации хлоридов кальция белее 1- 2% и хлеридов натрия белее 5-10% буревой раствор теряет свою работоспособность в результате высаливания кремнийорганического реагента.

Известно, что фосфоновые комплек- соны высоко эффективны в качестве регуляторов структурно-механических свойств лишь в пресных глинистых растворах Обработанные ими буровые растворы в условиях полиминеральной агрессии ухудшают свои структурно- механические и фильтрационные показатели,,

Предлагаемый буровой раствор позволяет устранить указанные недостатки известных технических решений и может быть использован при массовом бурении нефтяных и газовых сквалмн, В том числе, при разбуривании легкодиспергируемых глинистых отложений, солевых пропластков или при поступлении пластовьгх вод, содержащих од- нрвременно соли щелочных и щелочноземельных металлов/Это преимущество обусловлено одновременным присутствием в составе предлагаемого бурового раствора фосфорорганического и кремнийорганического компонентов, способных к активному физике-химичес кему взаимодейств ию с катионными центрами глинистых частиц и катионами Na, Са , Mg, присутствующими в растворе. Образование устойчивого глинополимерного комплекса с одновременным участием НТФ (или

ОЭДФ) и оргайосиликоната обуславлива ет солестойкость и способствует стабилизации структурно-механических и фильтрационных свойств буревого раствора.

В качестве фосфонового комплексо- на используют нитрилотриметиленфосфо новую кислоту, товарньй продукт НТФ, оксиэтилидендифосфоновую кислоту ОЭДФо

В качестве органосшшконатов щелочных металлов используют соединения общей формулы

R O-fsi-oX-isi-oV-R

t

товарные продукты петросил-, петро- СИЛ-2М, петросил-2.

Для приготовле1Й Я бурового раствора можно использовать любые глино- материалы, например бентопорошки, комовые глины, глину, нарабатываемую

при бурении скважины, в количестве 4-25 мас,% в зависимости от требуемых технологических параметров бурового раствора,с

Пример 1о Из 93,27 г (93,27%) воды и 6 г (6%) бентопорошка (в рас- :чете иа сухой продукт) при перемеши- ваиии в течение 1 ч готовят 6%-ную

глинистую суспензию. Добавляют 0,3 г ю примера 1 о

КМЦ (0,3%), перемешивают 30 мин. За- В таблице приведены сравнительные

тем вводят 0,03 г (0,03%) НТФ и

0,4 г (0,4%) петросил-2 и перемешиданные для указанных буровых растворов, содержащих 12% NaCl и 3% СаС после термообработки при в

вают 1 ч с

кие 8 ч„ Замеряют параметры: Т 42 с; сне 6,2/9,7 Па; В 7,2 см.

Для выявления оптимального соотношения компонентов и преимуществ по сравнению с известным буровым раствором приготовлены: буровой раствор по примеру 5 и образцы буровых растворов - примеры 6-14 по методике

данные для указанных буровых растворов, содержащих 12% NaCl и 3% СаС после термообработки при в

Технологические параметры раство

ров (условная вязкость - Т, с; статическое напряжение сдвига - СНС, Па; водоотдача - В, см за 30 мин) измеряют на стандартных приборах по известным методикам: 32 с; СНС 2,3/4,1 Па; В -3,5

Как видно, буровой раствор предлагаемого состава (примеры 3, 4 и 6-8) имеет лучшие структурно-механические и фильтрационные показатели 20 по сравнению с известным (пример 5) в условиях полиминеральиой агрессии. Содержание в растворе фосфоновых комплексонов менее 0,01% или органо- силиконатрв менее 0,1% не дают эфПример2, Буровой раствор составва%: вода 74,09, глина из. глинистого шлама 25; КМЦ 0,5 НТФ

0,0Ij петросил-2М 0,4, приготовленный 25 фекта в улучшении технологических по методике примера 1, прогревают впараметров (примеры 9 и 11), а содержание фосфоновых комплексонов более 0,03% и органосиликонатов более 0,6% является нецелесообразным, так как Пример Зо В буровой раствор, ЗО нет заметного улучшения технологи- приготовленный по методике примера 1, ческих параметров (примеры 10 и 12), вводят порциями при перемешивании вПримерами 13 и 14 показано, что разтечение 1ч 12 г хлорида натрия и 3 г хлорида кальция. Вьщерживают в течеавтоклаве в течение 8 ч при 120 С. Зайеряют параметры: Т 35 с; СНС 2,8/5,0 Па; В -4,9 см.

дельное использование фосфоновых комплексонов и органосиликонатов ще- ЭЕ лочных металлов в концентрации до 0,7% зффекта не дает. Таким образом улучшаются структурно-механические и фильтрационные показатели бурового раствора в условиях полиминеральной

ние 24 ч, перемешивают и замеряют параметры: Т 35 с; СНС 4,7/6,0 Па; В 6,5 см.

П р и м е р 4о Буровой раствор, приготовленный по примеру 3, подвергают термообработке при 80 С в тече- 40 агрессии.

5 (известный)

90,87 8 91,10 8

0,3

0,3 КМЦ

0,03 НТФ0,.1 Петросил-2 37

0,01 НТФ0,6 Петросил- 42

0,03 ОЭДФ0,4 Петросил-2М 37

0,01 НТФ0,U5 Петросил-2 67

0,03 НТФ0,8 Петросил-1 4i

0,005 НТФ0,6 Петроскл-1 77

Как видно, буровой раствор предлагаемого состава (примеры 3, 4 и 6-8) имеет лучшие структурно-механические и фильтрационные показатели по сравнению с известным (пример 5) в условиях полиминеральиой агрессии. Содержание в растворе фосфоновых комплексонов менее 0,01% или органо- силиконатрв менее 0,1% не дают эфдельное использование фосфоновых комплексонов и органосиликонатов ще- лочных металлов в концентрации до 0,7% зффекта не дает. Таким образом улучшаются структурно-механические и фильтрационные показатели бурового раствора в условиях полиминеральной

5,1/12,3

6,4

14,7/Неэаме- 8,6 рнмс

1274,25 250,3 ГМЗ,0.05 НТ 0,4 Петросял- 364,0/8,7

1474,29 250,01 ПАА-0,7 П тросил-1 81Нсэамримо

Продолжение таблицы

S.7

17,6

28,3