Буровой раствор Советский патент 1991 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин в разрезах, сложенных плотными, неустойчивыми глинами и аргиллитами, в том числе с переслаиванием солями.

Цель изобретения является повышение качества бурового раствора за счет улучшения его крепящих свойств.

Буровой раствор содержит глину, реагент-стабилизатор, калийсодержащий минерализатор, плав - отход производства противозадирной присадки к смазочным маслам - и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина5-30

Реагент-стабилизатор1-4

3,5-15

3,0-18 Остальное

Калийсодержащий

минерализатор

Плав - отход

производства

противозадирной

присадки к

смазочным маслам

Вода

В качестве калийсодержащего минерализатора буровой раствор может содержать хлорид калия или комплексную соль МИН-1 и МИН-2, а в качестве реагента-стабилизатора - КМЦ, КССБ, ФХЛС, крахмал или их сочетание.

Используемый в буровом растворе плав представляет собой термически обработано

4

СО СП

ные (при температуре 1000-1060°С) отходы производства противозадирной присадки к смазочным маслам, получаемые на стадии очистки осерненных фракций полимера - амина или тетрамера пропилена.

Плав имеет следующий состав, мас.%: N32S0492-94

NaCI0,5-2

CaSO/i0,5-2

Ре20з, FeO0,01-0,05

Na200,001-0,02

Вода0,01-2

Нерастворимый осадок 0,01-2 Буровой раствор получают в следующей поел едо вател ьности.

В глиномешалку или металлическую емкость, сходную для перемешивания, набирают воду, добавляют щелочь, вводят глинопорошок. Глинистый раствор тщательно перемешивается до получения слабоструктурированной суспензии. Добавляют реагент-стабилизатор и тщательно его смешивают с глинистым оаство- ром. Вводят электролиты: сначала плав - отход производства противозадирной присадки к смазочным маслам, перемешивают до полного растворения, затем хлорид калия или МИН-1, или МИН-2. Смесь интенсивно перемешивают в течение 1,5-2 ч, после чего замеряют его технологические показатели, оценивают крепящие свойства.

При необходимости в буровой раствор вводят смазочную добавку, например нефть в количестве 10% или СМ АД 1-2%, или графит 1%.

При необходимости буровой раствор может быть утяжелен баритом или другим утяжелителем в количестве до 40% для по-- лучения требуемой плотности fy)).

Приме р (раствор 7, табл.1). В емкость, удобную для перемешивания, объемом 1200 мл набрали 750 мл воды, добавляли 50 г глинопорошка (бентонит иджеванский), перемешивали лабораторной мешалкой до получения слабоструктурированной суспензии, затем вводили 10 г КМЦ, 10 г КССБ, добавляли 30 г плава, смесь компонентов перемешивали в течение 10-20 мин до полного растворения плава и добавили 150 г МИН-1. Смесь компонентов бурового раствора перемешивали в течение 1,5 ч, после чего замеряли технологические показатели, оценивали крепящие свойства.

В табл.1 приведены рецептуры и технологические свойства растворов.

В табл.2 показано влияние вида ингибитора разупрочнения на свойства растворов. Для приготовления буровых растворов (табл.1) использовали глины трех типов бентонит модифицированный монтморил- лонитового типа, бентонит иджеванский - опыты 1,47-11,27, глину каолинитового типа - опыты 5, 12-16, гидрослюдистую глину

пермотриасовых отложнений - опыты 6,17- 26.

В качестве электролитов использовали KCI - опыт 1, МИН-1 - опыт 2, МИН-1 совместно с МдС12 опытЗ, плав - опыты 4 - 6.

0 плав + МИН-1 в опытах 7-11, плав + KCI - опыты 12-16, плав + МИН-2 - опыты 17 - 26.

В качестве реагентов стабилизаторов в составах буровых растворов использовали

5 следующие: КМЦ+КССБ - опыты 1-5; КССБ+крахмал - опыт 6; КМЦ - опыт 14; КССБ - опыты 8,9; крахмал - опыт 19; КМЦ+ КССБ-опыты 7,10,11,17; КМЦ+ФХЛС-опы- ты 20,23,25; крахмал + КССБ - опыты

0 6,13,17,21,22,24,26; крахмал+ФХЛС - опыты 12,16; КМЦ-ФХЛС - опыты 20,23,25.

Замер технологических показателей производили в соответствии с общепринятыми методиками.

5Крепящие свойства бурового раствора

оценивались по коэффициенту устойчивости аргиллита.

Эксперимент с аргиллитами производился по следующей методике: 20 г воздуш0 но-cyxoro аргиллита (т) с размерами частиц от 1-5 мм, помещали в сосуд емкостью 0,5 л, содержащий 300 мл фильтрата испытываемого бурового раствора, и производилось обкатывание сосуда с его содержимым в

5 течение 64 ч. При этом применялось специальное вращающее устройство. Общее время контакта аргиллитов с фильтратами бурового раствора составило 264 ч. Разрушенными считали частицы аргиллита с диа0 метром менее 0,5 мм. После обкатывания содержимое сосуда переносилось на сито с диаметром ячеек 0,5 мм и промывалось водопроводной водой. Остаток аргиллита высушивался до постоянной массы (mi) в

5 сушильном шкафу при 105°С. Коэффициент устойчивости определяется как выраженное в процентах отношение массы остатка на сите после высушивания (гтп) к первоначальной массе аргиллита (т)

0

(%)

Для получения удовлетворительных технологических показателей условной 55 вязкости (УВ) статического напряжения сдвига (СНС) и водоотдачи (Ф) в состав бурового раствора вводится реагент-стабилизатор. Расход реагента-стабилизатора в срставе раствора составляет 1-4 мас.% (табл.1).

Для получения удовлетворительных структурно-механических показателей УВ и СНС расход глины составляет 5-30%.

При содержании глины менее 5% структура в растворе снижается - невозможно производить утяжеление (опыт 27). При содержании глины более 30% буровые растворы имеют высокие значения структурно- механических показателей и требуется дополнительная обработка раствора для дальнейшей его эксплуатации (опыты 25, 26).

Буровой раствор, содержащий только хлористую соль, например, KCI, МИН-1 или МИН-2 совместно с бишофитом (опыты 1,2,3) имеет недостаточно высокий коэффициент устойчивости к разрушению аргиллита Куст 84-80,02% и неудовлетворительные показатели структурно-механических свойств-УВ и СНС.

Буровой раствор, содержащий только плав - отход противозадирной присадки к смазочным маслам - имеет удовлетворительные показатели структурно-механических свойств, невысокий коэффициент устойчивости аргиллита, на одном уровне с раствором, содержащем хлористую калиевую соль (опыты 4-6).

Наибольшой коэффициент устойчивости аргиллита показывают буровые растворы, содержащие с своем составе плав - 3,0- 18% совместно с KCI или МИН-1, или МИН-2 в качестве 3,5 - 15%

Повышение К достигается за счет сине- ргетического эффекта от действия ингредиентов раствора (табл.2). Коэффициент устойчивости аргиллита растворов, содержащих сульфат натрия, соответствует 73,2- 77,1% (см. примеры 3-6). Растворы, содержащие в-качестве добавки плав, имеют более высокий коэффициент устойчиво сти аргиллита 80-84,2% (примеры 6-8).

При концентрации плава менее 3,0% происходит снижение коэффициента устойчивости аргиллита, примерно на 5-7% (опыты 11,16,21). Концентрация плава более 18% не предлагается ввиду ограничения растворимости плава при 20°С и неспособностью к дальнейшему улучшению коэффициента устойчивости (опыт 27).

Ввод калийсодержащего электролита в состав бурового раствора менее 3,5 и более 15% также снижает коэффициент устойчивости аргиллита на 5-7% (Куст 93,22-85,15) (опыты 10,11,15,16.20,21,26) против предлагаемых составов растворов, имеющих более высокий коэффициент устойчивости аргиллита 97,2-98,0%.

Использование в буровых растворах до 33% калийсодержащего минерализатора без добавок плава не обеспечивает достаточного крепящего эффекта Куст 86-86,2% (см. примеры 1,2), в то время как при совместном их применении коэффициент устойчивости аргиллита достигает 96,1-96,5%. Совместное использование известных добавок количественно усиливает крепящее свойство состава.

Указанные положительные качества раствора предопределяют возможность его использования в промысловых условиях.

Формула изобретения

Буровой раствор, включающий глину, реагент-стабилизатор, калийсодержащий минерализатор и воду, отличающийся тем, что, г. целью повышения качества бурового раствора за счет улучшения его крепящих свойств, он дополнительно содержит плав - отход производства противозадирной присадки к смазочным маслам, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина5-30

Реагент-стабилизатор1-4

Калийсодержащий

минерализатор3,5-15,0

Плав - отход

производства

противозадирной

присадки к

смазочным маслам3-18

ВодаОстальное

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин в разрезах, сложенных плотными, неустойчивыми глинами и аргиллитами, в том числе с переслаиванием солями. Цель - повышение качества бурового раствора (БР) за счет улучшения его крепящих свойств. Раствор содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас.%. глина 5-30; реагент-стабилизатор 1- 4; калийсодержащий минерализатор 3,5- 15,0, плав - отход производства противозадирной присадки к маслам 3-18; вода остальное В качестве калийсодержа- щего минерализатора БР содержит хлорид калия или комплексную соль МИН-1 или МИН-2, а в качестве реагента -хтабилиза- тора - КМУ, КССБ, ФХЛС, крахмал или их сочетание. Используемый в БР плав представляет собой термически сработанные (при температуре 1000-1060°С) отходы производства противозадирной присадки к смазочным маслам, получаемые на стадии очистки осерненных фракций полимера - амина или тетрамера пропилена. Основными компонентами плава являются Na2S04 92-94%; СаЗОз 0,5-2% и NaCI 0,5-2%. Приготовление БР заключается в перемешивании входящих в него игредиентов. 2 та б л сл