Реагент для обработки бурового раствора Советский патент 1989 года по МПК C09K7/02 

(21)4155425/23-03

(22)01.12о86

(46) 23.08.89. Бюл. В 31

(71)Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности

(72)ДоА.Галимов, Б.А.Андресон, Г.П.Бочкарев и З.М.Шахмаев

(53)622.243о144Л(088.8)

(56)Авторское свидетельство СССР 998484, кл. С 09 К 7/02, 1980.

Авторское свидетельство СССР № 998485, кл. С 09 К 7/02, 1981.

Авторское свидетельство СССР 1189867, кл. С 09 К 7/00, 1984.

(54)РЕАГЕНТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ БУРОЮГО РАСТЮРА

(57)Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Цель - повышение способности улучшать кольматирующий эффект бурового

раствора при одновременном повьштенки его селективно-флокулирующих и поро- доразрушающих свойств. Реагент содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мае,7,,: полиакрилонитрил 8-12; каустическая сода 5-8; алюмо- калиевые квасцы 3-5; бурьш уголь 15- 25; вода остальное Приготовление реагента заключается в щелочном гидролизе полиакрилонитрила в npi c/тст-- вии бурого угля и а.тюмока.гиевы;- квасцов. В качестве источника поли акрилоннтрила можно использовать от-- ходы волокна нитрон В буровой раствор реагент вводится в ко.иичестве 5-7 мас.%. У растворов, обработаниьж реагентом, хорошие селектявно-флоку- лирующие свойства, выражающиеся в осаждении грубодисперсной твердой фазы и в стабилизации коллоидной фазы. 7 табл.

с

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Цель - повышение способности улучшать кольматирующий эффект бурового раствора при одновременном повышении его селективно-флокулирующих и породоразрушающих свойств. Реагент содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас.% : полиакрилонитрил 8-12, каустическая сода 5-8, алюмокалиевые квасцы 3-5, бурый уголь 15-25, вода -остальное. Приготовление реагента заключается в щелочном гидролизе полиакрилонитрила в присутствии бурого угля и алюмокалиевых квасцов. В качестве источника полиакрилонитрила можно использовать отходы волокна "нитрон". В буровой раствор реагент вводится в количестве 5-7% мас. У растворов, обработанных реагентом, хорошие селективно-флокулирующие свойства, выражающиеся в осаждении грубодисперсной твердой фазы и в стабилизации коллоидной фазы. 7 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к реагентам, используемым для обработки бурового раствора.

Цель изобретения - повышение способности реагента улучшать кольмати- рующий эффект бурового раствора при одновременном повьш1ении его селективно-флокулирующих и породоразруша- ющих свойств.

Реагент содержит следую1цие ингредиенты, мас.%:

Полиакрилонитрил 8-12

Каустическая сода 5,0-8,0

Алюмокалиевые

квасцы3,0-5,0

Бурый уголь 15-2: ВодаОстальное

Он вводнтся в буровой.раствор в количестве 5-7 масо%

В качестве источника полиарило- нитрила можно использовать отходы производства волокна нитрон.

Реагент приготовляют следующим образом.

690 г воды нагревают до 80-85 С, вводят 50 г щелочи и 80 г отходов волокна нитрон. Через 35-40 мин пеN5 Сл

СО

3;

I i.i . iiii i- в к-/)Кце nuoiif Cca птдро- ii4:-,rt .I;H j poiuK i o вгшокна (rpMnepaiypa : чеси П днимае1ск до 90-95 С вводят 150 бурого угля (R виде порошка), пер : Ппва О Р.П1Р АО-Д5 мин ; ялопят fTiri rT.ar-erieiti; ; ании 30 г алюмок а лиевых квасцов.

Приготовляют различные состаяы реагента, использованные для обра- ( г пинистых буровых растворов о

0 трецечениг: технопогических пара- ;./1 рон pAf : :;opv 3 осу ;ествпяют по стля/UiT i brbiNt методика - и стандартным

Т 1Чбор. 1М.,

Показатель мгновенной фильтра- ли опред зпяюг по известной методи1чина его равна величине

vor.uiiSKa - С гсгкаемого на оси ординат прямолинейным участком кривой фильт- pnuiiM,. построения в координатах - J, С, где t время фильтрации.

Кольматирующую способность растворов оценивают на установке УИПК-- на естественных кернах (песчаниках) ,

В лабораторньк условиях проводят экспериментальные исследования коль- матируюгцих, селективно-флокулирую- щчх и пс.родоразрушающих свойств бург ных растворов, обработанных пред- ,1(а аемым и известным реагентамиi-i i;;6.ii,. 1 представлены составь п -; пгтг1 i neficro CJ--.5) и известного (6) (, ro ;/rcTj причем в составах 1 и ; .и.ятгл (-;пельные значения компонен J V ;

У: .:аяа1;нь 1И реагентами обрабатыва- т/ г.г.хсдный r.miHHCTbm раствор, при- 1 отовлепный из бентонита (5 мас.%) ;« Н11ею1;ц1й плотность 1,04 г/см , ус- jiocHyro вязкость 17 с, показатель фильтрации более 40 см за 30 мин,

Е табл., 2 приведены данные о ла- рйметрах растворов, сбработанных указанными реагентами, их кольг-1ати- руыщей, селективно-флокулирующей и породоразрушаюшей способностях.

Как следует из табЛо 2, обработка исходной бентонитовой сус лянзин предлагаемым реагентом (опыты 3-5 и 9-11) позволяет получить буровые растворы с качественными технологическш-1и параметрами (низкие значения вязкости и показателя фильтра1у1и), При этом показатель мгновенной фильтрации, который дл обеспечения хорошей породоразр тпаю02 i()

0

0

5

0

5

0

5

0

5

птей гiTMi,i6itocTH должен быть равным В,| - --3 , находится в оптималь- мъгх пределах (2,5-4 см ). У растворов, обработанных известным реаген- гом (опыты 7 и 13), при той же концентрации (5-7%) показатель фильтрации значительно больше (15 и 19 см ), а показатель мгновенной фильтрации, наоборот, ниже оптимальных значений и равен 1,0-1,5 см .

У растворов на основе предлагаемого реагента более низкий показатель рН (8,2-8,7), вследствии чего предотвращается коррозия легкосплавленных бурильных труб. I

Предлагаемый реагент придает раствору хорошие кольматирующие свойства, проявляющиеся в незначительном проникновении фильтрата в керн (4,0-8 мм) и в образовании тонкой фильтрационной корки (0,5-0,8 мм), в результате чего козффициент восстановления проницаемости значительно выше, чем при использовании известного реагента (91-97 вместо 54- 60%).

У растворов, обработанных предлагаемым реагентом, хороптие селектив- но фтокулирующие свойства, выражающиеся в осаждении грубодисперсной твердой фазы (до 92-97%) и в стабилизации коллоидной фазы. У известно- г О реагента ярко выражены стабили- згруюиие свойства, поэтому осаждение твердой фазы незначительно (25-28%).

Растворы, обработанные реагентом с компонентным составом ниже значений (опыты 2 и 8) имеют более высокий показатель фильтрации (1.2-14 см ) и у них хуже кольматирующая и селек- - ивнс -флокулирующая способность. При использовании реагента с компонентным составом выше значений (опыты 6 и 2) указанные показатели прак- т ич е ск и не улучшаю т с я.

Ия предварительно гидратирован- ного бентонита приготовляют раствор плотностью 1,04 г/см . Раствор обрабатывают реагентом. Далее в него вводят загрязняющую добавку - гидрослю- глину в количестве 5% от объема раствора. После перемешивания в течение 30 мин определяют стандартные технологические параметры. Затем пробу раствора подвергают центрифугированию в течение 20 мин при 1000 об/мин и у фугата вновь определяют- стандартные параметры-

51

В табл. 3 приведены составы реагентов, которыми обрабатывают исходный бентонитовый раствор (составы 1-3 с граничными и средними значениями компонентов, состав 4 аналогичен реагенту по составу 3, но без бурого угля, а состав 5 аналогичен реагенту по составу 3, но без алюмо- калиевых квасцоп). Для сравнения бентонитовый раствор также обрабатывают известным реагентом (состав 6). Результаты экспериментов по оценке селективно-флокулирующих свойств растворов, обработанных реагентами из табл. 3, приведены в табл. 4 (р - плотность раствора, УВ ,ор - услоикая вязкость по малой воронке, т - показатель фильтрации).

Исходный бентонитовый раствор имеет плотность 1,04 г/см , условную вязкость 4 с (по малой воронке, ког

да в нее наливается 200 см раствоКак следует из пр1теедеи1 ых в табл. 5 данных, составы 1--3 обесп чивают высокие ко.гг матирук шие свой ства обраэлпощейся глинистой корке: О при малой ее толщине снитгр-ет ся глубина проникновения ф11,- ьтрата в керн, т так.е твердой фнзы. Об -)том можно судить го факту, v росстано;шение проницаемости нспос

ра и замеряется время истечения из

зоронки 100 см ), показатель фильтра- 23 редственно после фильтрации досги-ции 32 см за 30 мин статическое нагает 91-94%, а после срезаьия с ке на слоя толшиной 1 ,5 мм перг онаЧ 1;: ная проницаеМ Чсть прач т1 И; ски воссг заиливается полностью ().

пряжение сдвига (сне) за 1 и 10 мин равно 0.

Как следует из приведенных в табл. : данных, У растворов, обработанных реагентом (составы 1-3), обеспечивается фактически полное удаление после центрифугирования частиц загрязнителя - грубодисперсной гидрослюдистой глины, играющей роль выбуренной породы (шлама). При этом плотность растворов после центрифугирования становится равной плотности исходного бентонитового раствора, снижается вязкость и СНСо Однако коллоидная глинистая фракция ич раствора не удаляется, поскольку у фу- гата низкая водоотдача, а вязкость и сне несколько выше, чем у ирход- ного бентонитового раствора. Все это свидетельствует о хороших селективно- флокулирующих свойствах предлагаемого реагента:, из раствора удаляется только грубодисперсная твердая фаза и сохраняется коллоидная фракция глинистой фазы.

Если в реагенте отсутствуют бурый уголь (состав 4) или алюмокалие-, вые квасцы (состав 5), то селективно- флокулирующие свойства раствор1«в ухудшаются: параметры фугата почти не отличаются от параметров растворов до центрифугирования, то же самое относится к известному реагенту.

0

5

Кольматир - 1П1 Я способность буровых растворов во многом алписнт от свойств )цейся глинистой корки, в частности от ее проницаемости, У растворов, обработанных реагентом, образуется тонкая малопроницаемая корка, которая предотвращает проникновение тонкодисперсной твердой фазы и фильтрата в пористую среду, таким образом обеспечивается высокая кольматирующая способность раствора.

В табл. 5 приведены данные , хагак- теризующие кольматирукицую способность составов из табл. 3.

Как следует из пр1теедеи1 ых в табл. 5 данных, составы 1--3 обеспечивают высокие ко.гг матирук шие свойства обраэлпощейся глинистой корке: О при малой ее толщине снитгр-ет- ся глубина проникновения ф11,- ьтрата в керн, т так.е твердой фнзы. Об -)том можно судить го факту, росстано;шение проницаемости нспосG

5

0

5

0

5

гает 91-94%, а после срезаьия с керна слоя толшиной 1 ,5 мм перг онаЧ 1;:ь- ная проницаеМ Чсть прач т1 И; ски воссг - заиливается полностью ().

При отсутствии в г-.п1, из компонентов (составы ь ) ко.чь мат1фук1шчя способное , pai:TB;ipfi с , - mecTBeufro ухудшается: з;1ачительно увеличивается глубина проникновч нчя фильтрата и твердой фазы в ке;;г1,, что отражается на Еосстановлен1ш проницаемости. У известного реагента (состав 6) кольматируютая способность еще хуже: даже после срезания с керна слоя толшиной 1,5 мм восстановление проницаемости достигает только 72%.

Таким образом, только ня. ингредиентов (буг.ого угля и алюмокалиевых квасз1,ов) в реагенте (составы 1-3) позволяет у- ровой раствор с повьплеч - ; ксл зМ, - тирующими и селективно-флс:к : ЛИ7У1 - щими свойствами и оптим-.,ьнь: ч; чеииями показателя мт-цовениой Фильтрации. Причем комбинации тих компонентов обусловливает сшшргети- ческий эффект воздействия на указанные параметры раствора, поскольку при отсутствии в реагенте одного из них (состав 4 и 5) эти показатели ухудшаются в 2-3 раза. Если в реагенте отсутствует бурый уголь (состав 4), то при обработке данным peai :. u:./:5,Hoi i; Г линястого pacTP - pa показатель фильтрации уЕ еличи: а- t 1С Я более чем в 2 раза (по су. анне- нию с составом 3), глубина проникно-- BGfinH фильтрата и керн увели .инается I iovfH а 5 раз (табл. 5), восстановление проницаемости составляет лишь 65% (вместо ), грубодисперсная фаза осаждается лишь на 38% (вмес- то 97%). При отсутствии в реагенте а/л; к1окплир-вых квасцов (состав 5) водоотдача раствора ухудшается в 3 раза (по сравнению с составом 3), глубина прС Никновения фильтрата в керн увеличивается в 4 раза, восстановление проницаемости составляет 68% (вместо 94%), грубодисперсная фаза осаждается лишь на 33% (вместо 97%).

Хорошие породоразрушающие свойст- tia растворов, обработанных реагентом,, обусловлены их низкими реологическими свойствами и оптимальными значениями показателя мгновенной фильтрации,

В табЛо 6 приведены сравнительные данные о показателях разбурива- ния образцов мрамора микродолотами при промывке составами из табл. 3,

Образцы мрамора разбуривают микро долотами при скорости вращения шпин- де/хя 98 об/мин, осевой нагрузке 32 5 хг.) 1 идростатическом давлении 50 KI /CM S, создаваемом при циркуля- ци1( i;acTBOpa, обработанного состава- ми из табл , 3.

Ка5г видно из данных табл. 6, растворы обрабо ;ан11ые реагентом (составы I- 3);, обеспечивают высокую скорость раз бурявания породы. У растворов без одного из компонентов (составы 4-5) скорость разбуривания в 2 раза ниже а известного ре.агента (состав 6) она ниже в 3 раза

В 1абл. 7 приведены результаты чспо.чь чования реагента (состав по табл, 3) для обработки малоглинистого раствора из бентонита (опыты 2-7) и глинистого раствора из глинопорош- ка (опыты 9-14), подтверждающие возможность его использования для обработки любых типов глинистых буровых растворов.

Результаты исследования реагента показывают его способность улучшать кольматирующий эффект бурового раствора при одновременном повышении его селективно-фпокулирующихи породо разрушаюших свойств. Указанные качества реагента определяют эффективность его использования в промысловых условиях.

Формула изобретения

Реагент для обработки бурового раствора, содержаший полиакрилонит- рил, каустическую соду, водораство-- ркмые гуматы, неорганическую соль серной кислоты и воду, отличающийся тем, что, с целью повьгагепия его способности улучшать колъматирук,щий эффект бурового раствора при одновременном повышении его селекгивно-флокулирующих и породо- разрушающих свойств, реагент содер- ;«ит в ка зестве водорастворимых гума- тор бурый уголь, а в качестве неорганической соли серной кислоты - алюмокалиевые квасцы при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Полиакрилонитрил

Каустическая сод

Алюмокалиевые

квасиы

Буры уголь

Вода

Таблица

8,0

8,0

esi td

a s

ч

Ю

«J

H

I о

4OinvOr OOOOCSCN 3 tOvOLri I r CNCT OiC f r tyitJ CTitTiCM

О1ЛООГ.1ЛЮО ООГ -Ю1ЛО

m - oooocN - oooocM

inoo - cNvj-iA- - -a-inr- r O ror O CTvCT O iOCDCT ONOO 4D

оо

о «OOOLO«OOOO

ОЮ ллллСЧ --OOvDiA-d vC - f C- 1Л

-novoinoo cscNinooooo covCfMcovor oo -

ooooooooooooo

ЮОСМ- ЮГ «

t ooooQOoocO -oooocoooa -

OOLOOOinOOCLOOO

- Г-. -a- CO ГО m - vo C l ГЛ -

оо оо

«OOOO «OOOO O «л««O C I ««««iri }«-iQOf vO O - - r. i/ lA - CsllOOONCMnLOOOCN - - CMCNICSCSICM-.CNCslCSlCNCNl

ftOmvCvOr vDlO I- I- 00

ooooooooooooo

oooooooooooo iriiOi iou iAi r r r i- r

- tNrO l-iOvD

I -

Q „ fsj m csro tfiovor oocy. - - - -

Таблица 3

Таблиц

Таблица 5

Таблица 6