Буровой раствор Советский патент 1991 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин в разрезах, сложенных неустойчивыми глинистыми породами.

Целью изобретения является повышение ингибируюцих и Ллокулирующих свойств бурового раствора.

Цель достигается за счет содержания в буровом растворе глины, понизителя водоотдачи, понизителя вязкости, гидроалиламинохлорида воды при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина 5,0-2-,О

Понизитель

водоотдачи 0,1-0,5

Понизитель

вязкости 1,0-5,0

Гидроалиламинохлорид 0,1-0,3

Вода Остальное

В качестве глины использовали бентонитовый порошок, представляющий собой высушенную и измельченную глину с химическими реагентами или без них. В качестве понизителей водоотдачи раствор содержит карбокси- метилцеллюлозу (КЩ), представляющую собой порошок белого или кремового цвета и от метас-порошок белого цвета или другие стабилизаторы. В качестве понизителя вязкости использовали окзил-жидкость темного цвета 25%-ной концентрации или ССБ.

оэ

сосп

со

Гчдроалнлдминохлорид представляет собой горючую маслянистую жидкость темно-коричневого цвета плотностью Оэ9-1,0 г/см3 с аминным числом не менее 11,5 с эмпирической формулой

СгЛи +

1NH2HC1

где п 12-18 и является ингибитором коррозии с шифром ГИПХ-3.

Реагент ГИПХ-3 в сочетании с другими компонентами придает раствору флокупирукщее свойство, что в конечном итоге приводит к повышению устойчивости стенок скважин.

П р им е р. Готовят растворы сле дующим образом: 300 г бентонитового глинопорошка диспергируют в 3000 мл воды, добавляют к 500 мл полученной суспензии реагент ГИПХ-3, количество которого варьируют от 0 до , 0,7 мас.%. Затем перемешивают содержимое 3 мин, после чего замеряют vcnoBiiyio вязкость во времени.

Всего готовят 6 проб с различным содержанием ГИПХ-3,

В табл.1 приведены результаты определения диспергирующей способности по условной вязкости во времени (для сравнения приведено изменение условной вязкости состава по прототипу) .

Анализ приведенных данных показывает, ч го условная вязкость расгво- ра во времени (через 360 ч) с добавкой реагента ГИПХ-3 возрастает на 37,5-38,8%, в то время как вязкость раствора по прототипу возрастает за этот период на 66,7%. Таким образом ингибирующая способность раствора по прототипу в 1,7 раза ниже предлагаемого.

Оптимальное количество вводимого реагента ГИПХ-3 составляет 0,1- 0,3 мае.%.

Пример 1. Исследуют свойства бурового раствора в зависимости от соотношения исходных компонентов бентонита (шлама), понизителя водоотдачи, понизителя вязкости, реагента ГИПХ-3. В качестве понизителя водоотдачи берут КМЦ или метас, в качестве понизителя вязкости - окзил, ССБ.

В табл. 2 представлены данные влияния состава буровых растворов на их параметры.

31059л

Концентрацию этих коми лентпв варьируют в пределах, к зрые даны в табл. 2, концентрацию peaieHiv ГИПХ-3 - при оптимальных, установленных выше пределах с

Для приготовления раствора используют бентонит или чг j той л содержании в растворе 5-25 rirc., Прк содержании бентонита . 5/J pf - чт- не обладает достаточгычи структ рно- механичесчи1 свойствами,

Берут 500 мл 10%-н и предварительно прогидратированной бентонитовой

10

или шламовой суспензии, добавляют

0

5

0

5

400 мл воды, В лолучечпый раствор вводят 1 г метага ити КМЦ (в пересчете ча сухое вещество). Полученную композицию нагревают до 50°С, перемешивают на мешаже, в леремгиипат- щийся состав добавляют 10 гп понизителя вязкости - 10%-ного неточного окзила (соотношение между окзилом и щелочью 1:0,3) или ССГ„ Далее состав перемешивают до полного ряс творения компонентов и вводят 1 мл ГИПХ-3. Полученный состав водой доводят до 1000 мл перемршлзап на NT - шалке со скоростью 600 сб./пин ь течение 3 мин, затем считают параметры растворов, используя стандартные приборы. Оставшийся раствор подвергают нагреванию в герметически закрытых сосудах при 160°С в течение 6 ч9 после охлаждения производят определения свойств бурового раствора.

Анализ результатов испытании показывает, что введение в сое газ бутового раствооа реаген а ГИПХ-3 способствует улучшению его свойств и обеспечивает получение растворов с требуемыми структурно-механическими свойствами.

Оптимальным является раствор, сое держащий 0,1-5,0 мас.% окзила (или ССБ) и 5-20 мас.% бентонита (или шлама)о При значениях ниже минимального значения концентрации растворы по свойствам не соответствуют требованиям, предъявляемым к буровым растворам. При значениях, превышающих т предельное содержание компонентов, резко возрастают реологические свойства буровпх растворов.

В табл. 3 приведены данные влияния добавок ГИИХ-3 на размер и количество образующихся олокул.

Пример 3. Исспедуюр флокули- рующее свойство бурового раствора

0

0

5

51

в зависимости от количества вводимого реагента ПШХ-3. Исследования проводят при оптимальных соотношен.. других компонентов, установленных примерах 1 и 2 (табл. 3).

Флокулирующую способность раство ров определяют с помощью колбы Лысенко по следующей методике.

Колбу Лысенко (V 500 мл) заполняют пресной водой примерно наполвину ее объема, туда же наливают 50 мл раствора, доливают до 500 мл водой. После этого колбу закрывают пробкой и, повернув в горизонтальное положение, энергично взбалтывают 1 мин.

По окончании ъзбрлт ш лпя кочоу быстро ставят в рортик, .-ьпс-с но гонение и оставляют и покое ча 0 мл t до оседания частиц. jiorc замеряют обч.ем п JG ванной шкале на .

Содержание сЬлокуп и % опреде тяет- ся по формуле; v 2V, i jtc V - c i-et-. флокул, 2 - .соофф щис i ;пя выражения оегучьтпта в прм;сп -ах,

Аналих чочучснчыч ,:йн.ь not- ,i 3V,3 ет, что введение 0,1 реагента ГШтХ-1. в состав bypoi oio вора способствует придгник/ erty iioBuK флокулируюи х свойств „

При этом наксимальнми разм-1 срл - кул более 1 мм состаь. яот 1-155% от общего объема о

Данные, приведеш-с.и в табл.3, подтверждают, что предпагаемы

г q6

состав бурор го раствога об спеичла- ет получение растворов с требуемыми стоуктурно ; еханическими свойствами как до Прогреьа5 iai; п . и пог шают как ингибнрукщне, тгк -пу- кулпрующие свойства раствора,

Кроме того; за счет использования более дешевых и доступных вемРстр в качестве ингибирующей и флокулир/- юцей добавки, а также меньшего расхода комгонептор, требуемых для при- ттовления растворЛР, ориентировочная сгс «ость бурового P3CTBOD5 значи- тетько меньше, чe. раствора прототипа

Фор м у а

3 О О р С Т

н и я

а

ьуровои эзствоп, co cp aruir глг-5

и

5

ну, лопизлтепь золоот да и

лнт t С i™ор коррозии и волу, о т j-i и ч а - :о щ и и с я TOMS что, с -детью повышения ингибируюцих и (Шочулцрую цих свойств бхрового раствора, он допол--- ни сльнс содержит понизитель вязкости, а в качестве ингибитора коррозии - гидроалипамиьохлорид при следующем гоотаонкм-шч компонентов, мас„%;

Глина

Понизитель

водоотдачи

По;;изнтепь

вязкости

Гидроалиламинохлорид 0,1-О s3 Остальное

5s0-20,О

0,1-0,5

1,0-S,Q

Вода

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин в разрез ах сложенных неустойчивыми глинистыми породами. Цель изобретения - повышение ингибирующих и флокули- рующих свойств бурового раствора. Буровой раствор образован при следующем соотношении компонентов, мас.%: глина 5,0-20,0, понизитель водоотдачи 0,1-0,5; понизитель вязкости 1,0-5,0; гидроалиламинохпорид 0,1- 0,3; вода остальное. При приготовлении раствора 300 г бентонитового гли- нопорошка диспергируют в 3000 мл воды. Затем к 500 мл полученной суспензии добавляют реагент гидроалиламино- хлорид с шифром ГИПХ-3, количество которого варьируют от 0 до 0,7 мас.%. Затем перемешивают содержимое в течение 3 мин, после чего замеряют условную вязкость во времени. 3 табл. S (Л

Исходные компоненты + ГИНХ-3

0,05%

Оэ 1%

0,3%

0,5%

1 а б л it

1