Полимерный буровой раствор Советский патент 1991 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к бурению геологоразведочных скважин и предназначено для их промывки.

Цель изобретения - улучшение псевдопластичных и повышение закупоривающих свойств полимерного бурового раствора.

Полимерный буровой раствор содержит, мас.%:

Полиакриламид с

содержанием карбоксильных групп 0,51.9%0,14-0,20

Бихромат щелочного

металла0,14-0,20

Гипосульфит натрия0,11-0,15

Продукт щелочного

гидролиза полиакрилонитрила в присутствии

лигносульфонатов (анилис)С,3 1,0

ВодаОстальное

Технологические свойства полимерного бурового раствора определяют по известным методикам, плотность (р измеряют пикнометрическим методом; условную вязкость (У В) - с помощью воронки ББР-1; эффективную вязкость (;эфф)- на вискозиметре ВСН-3; водоотдачу (В) - на приборе ВМ-6; статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин (CHCi/ю) и динамическое напряжение сдвига (г0) - на вискозиметре ВСН-3. Закупоривающие свойства оценивали по снижению водопроницаемости (и) пористых пород путем прокачивания воды под давлением сжатого воздуха через образцы пористых пород, выполненные из поднятого керна, до и после насыщения их

О

о ю чэ о

VJ

полимерными буровыми растворами. Исходные образцы имеют пористостьл21% и начальную проницаемость 0.46 мкм . Псев- допласпичиые свойства оценивали по ин- тенсионосги уменьшения эффективной вязкости в диапазоне скоростей сдвша от 3,3 до 10с :

JJa(f з Т/зф тО

Пример 1. В 994,1 г (99,41 мас.%) воды при перемешивании растворяют 2 г (0,2 мас.%) анилиса, 1,4 г (0,14 мас.%) по- лиакриламида (ПЛА) с мол. мае, 3 -104 и содержанием карбоксильных групп 0,5%, 1,4 г (0,14 мас.%) бихромата натрия и 1,1 г (0.11 мае. %) гипосульфита натрия.

Полученной полимерный буровой р.- твор характеризуется следующими пам метрами: р И) 1 0 кг/м ; УВ 20с; ,ф 2 и 2 (соответственно, при скор;.сти сдвига 3,3 и Юс ), Cl О/О, г0ЬдГ II 10см3

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых пород и выдерживают их и полимерный раствор в течение суток. По истечении 24 ч измеряют УВ раствора и проницаемость породы.

Полимерный раствор имеет УВ 75 с, которая после перемешивания в течение 5 мин снижается до первоначальной величины 20 с. Проницаемость породы снижается до 0,118 мкм2.

Пример 2. В 993 1 г (99,31 мас.%) воды при перемешивании растворяют 3 i (0,3 мас.%) анилиса, 1,4 г (0.14 мас.%) ПАЛ и мол. гас. 3 1011 и содержанием карбоксильных групп 0.5%, 1.4 г(0,14 мас.%)бихромата натрич и 1.1 ( (О I мас.%) гипосульфита натрия.

Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими параметрами: /г 1010 кг/м3, УВ 20с. /эф. 3 и 2 МПа с (соответственно при скорости еден, а 3,3 и Юс ): CHCi/ кг О/О; Г0 5 дПа, В 10см3.

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых пород и выдерживают их и полимерный раствор п течение суток По истечении 24 ч измеряют УВ раствора и проницаемость породы.

Полимерный раствор имеет УВ 90 с, которая после перемешивания в точение 5 мин снижается до первоначальной величины 20 с. Проницаемость породы сниж;ется до 0,095 мкм2

Пример 3. В 9c R 3 г (Ш,88 мас.%) воды при перемешлроимм растворяют 6 5 г (0,65 мае %) а т/шсд, 1 7 г (п 17 мас.%) ПАА

с мол. мае. 6-10 и содержанием карбоксильных групп 1,0%, 1.7 г (0,17 мас.%) бихромата калия и 1,3 г (0.13 мас.%) гипосульфита натрия.

Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими параметрами: /о 1015 кг/м3; УВ 21 с ; т;Эф. 5 и 3 мПа с (соответственно, при скорости едгнкаЗ.Зи ): CMCi/io 0/0;r0 6дПа;

В 9 см2.

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых пород и выдерживают их и полимерный раствор в течение суток. По истечении,24 ч измеряют УВ рас5 твора и проницаемость породы.

Полимерный раствор имеет УВ 105 с, которая после перемешивания в течение 5 мин снижается до первоначальной величины 21 с. Проницаемость

0 породы снижается до 0,072 мкм .

Пример 4. В 985,3 г (98,5 мас.%) воды при перемешивании растворяют 10 г (1,0 мас.%) анилиса, 1.7 г (0,17 мас.%) ПАА с мол. мае. 6- 105 и содержанием кар5 боксильных групп 1,0%, 1,7 г(0,17 мас.%) бихромата калик и 1,3 г (0,13 мас.%) гипосульфита натрия.

Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими пара0 метрами:/э 1015 кг/м3; УВ 22 с; ;эф. 6 и 3 мПа- с (соответственно, при скорости сдвига 3,3 п 10 с 1); CHCi/ю О/О: Г0 6 дПа; В -- 8 см3.

После этого полимерным раствором на5 сыщают образцы пористых пород и выдерживают их и полимерный раствор в течение суток По истечении 24 ч измеряют УВ раствора и проницаемость породы, Полимер- ний раствор имеет УВ- 125 с, которая

после перемешивания в течение 5 мин снижается до первоначальной величины 22 с. Проницаемость породы снижается до 0,54 мкм2.

При мер 5 В 984,4 кг (98,45 мас.%)

воды при перемешивании растворяют 10 г (1,0 мас.%) анилиса, 2,0 г (0,20 мас.%) ПАА с мол мае. 6 10 и содержанием карбоксильных групп 1,9%. 2,0 г (0,2 мас.%) бихро- мата натрия и 1,5 i (0,15 мас.%)

гипосульфита натрия

Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими параметрами: р 1020 кг/м3; УВ 23 7 и 4 МПа -с (соответственно, при скорости

5

сдвига 3 Зи Юс 1). CHCi/io 0/0; T0-7 дПа; В - 8 см3.

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых пород и выдерживают их и полимерный раствор в течение

суток. По истечении 24 ч измеряют УВ раствора и проницаемость породы. Полимерный раствор имеет УВ 170 с, которая после перемешивания в течение 5 мин снижается до первоначальной величины 23 с. Проницаемое гь породы снижается до 0,040 мкм2.

Пример 6. В 983,5 г (98,35 мас.%) воды при перемешивании растворяют 11 г (1,1 мас.%) анилиса, 2 г (0,2 мас.%) ПАА с мол. мае. 6 -10 и содержанием карбоксильных групп 1,9%, 2 г (0,2 мас.%) бихромата натрия и 1,5 г (0,15 мас.%) гипосульфита натрия. Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими параметрами: р 1020 кг/мл; УВ 23 с; эф. 7 и 4 мПа-с (соответственно, при скорости сдвига 3,3 и 10 ); CHCi/ю О/О, Г0 7 дПа; В 8 см2.

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых породи выдерживают их и полимерный раствор в течение суток. По истечении 24 ч измеряют УВ раствора и проницаемость породы.

Полимерный раствор имеет УВ 250 с, которая после перемешивания в течение 5 мин снижается до 45 с, причем раствор при этом теряет однородность и представляет собой полимерный раствор со взвешенными в нем хлопьями гелеобразной массы. Дальнейшее перемешивание в течение 20 мин также не позволяет привести раствор в однородное состояние. Проницаемость породы снижается до 0,040 мкм2.

Пример 7. В 979,5 г (97,95 мас.%) воды при перемешивании растворяют 15 г (1.5 мас.%) анилиса, 2 г (0 мас.%) ПАА с мол. мае. 6 10 и содержанием карбоксильных групп 1,9%, 2 г (0,2 мае %) бихромата нагрия и 1,5 г (0,15 мас.%) гипосульфита натрия. Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими параметрами: р 1020 кг/м3, VR -- 24 с; /3ф. 7 и 4 мПа -с (соответственно. гтри скорости сдвига3 ЗиЮс 1), CHCi/ю О/О, т0 7дПа: В 8 см3.

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых пород и выдерживают их и полимерный раствор в течение суток. По истечении 24 ч измеряют УВ раствора и проницаемость породы.

Полимерный раствор имеет вязкость не течет. После перемешивания в течение 5 мин структура и однородность нарушаются. При этом он представляет собой полимерный раствор со взвешенными в нем хлопьями гелеобразной массы. Дальнейшее перемешивание в течение 20 мин

не позволяет привести сие тему в состояние однородной жидкости. Проницаемость породы снижается до 0,039 мкм2.

Результаты окспериментапьных работ приведены а таблице.

Анализ полученных данных показывает следующее.

При содержании ПАА 0,14--0.20 мас.% бихромата натрия или калия 0,14-0,20 мас.%, гипосульфита нагрия 0,11-0.15 мас.% и онилиса 0,3-1,0 мас.% (примеры 2-5) полимерный буровой раствор обладает удовлетворительными технологическими параметрами ( р 1010-1020 кг/м3: УВ 20- 5 23c;CHCi/io 0/0; г05-7дПа; В 8-10 см3). Кроме того, он характеризуется эффективной вязкостью 3-7 и 2-4 мПа с при скорости сдвига 3,3 и 10 соответственно.

5

0

Ь

0

5

0

0

5

в то время как прототип при разных скоростях сдвига имеет одинаковую эффективную вязкость (2 и 5 мПа -с). Вследствие этого критерий псевдопластичности - ЭФ данного бурового раство- /зф.Ю

ра составляет 1,5-2,0, что значительно выше по сравнению с прототипом, для которого он равен 1. Это свидетельствует о улучшении псевдопластичных свойств.

При этих же содержаниях ингредиентов (примеры 2-5) полимерный буровой раствор снижает проницаемость пород от 0.46 до 0,040 0,095 мкм , в то время как прототип способен снижать проницаемость до 0,064- 0,120 мкм . Так, при нижних предельных содержаниях ингредиентов прототип снижает проницаемость до 0.120 мкм , а при тех же концентрациях ПАА, бихромата, гипосульфита и дополнительном содержании 0,3% анилиса (пример 2) проницаемость снижается до 0,095 мкм , т.е. на 20,8% эффективнее по сравнению с прототипом При верхних предельных содержаниях ингредиентов прототип снижает проницаемость 0, 064 мкм , а при тех же концентрациях ПАА, бихромата, гипосульфита и дополнительном содержании 1% анилиса (пример 5) проницаемость снижаете 1 до 0,040 мкм , т.е. на 37,5% эффективнее по сравнению с прототипом. Вязкость бурового раствора через 24 ч выдержки выше по сравнению с известным раствором, что также повышает эффективность закупоривания поглощающих каналов. Так, вязкость прототипа составляет 75 и 135 с, а вязкость данного состава, соответстоенно, составляет 90 и 170 с (примеры 2 и 5) при одинаковых содержаниях ингредиентов и дополнительном содержании анилиса. Это свидетельствует о повышении закупоривающих свойств. С увеличением содержания анилиса закупоривающие свойства повышаются. Так. при одинаковых содержаниях ПАА. бихромата калия и гипосульфита натрия состав, содержащий 0,65% анилиса (пример 3), имеет вязкость через 24 ч 105 с и снижает проницаемость до 0,072 мкм2, а состав, содержащий 1,0% анилиса (пример 4), имеет вязкость 125 с и снижает проницаемость до 0,054 мкм2.

При содержании анилиса 0,2% буровой раствор имеет эффективную вязкость 2 мПа с при скорости сдвига как 3,3 так и 10 с 1 (отношение их равно 1), УВ 75 с через 24 ч и снижает проницаемость до 0,118 мкм (пример 1), что практически со ответствует прототипу (эффективная сяз кость при скоростях сднига 3,3 и 10 с составляет 2 мПа с, условная вязкоегь че рез 24 ч - 75 с, проницаемость снижается до 0,120 мкм ). Поэтому уменьшение содержания тиилиса менее 0,3% не позволяет ,зо стичо цели изобретения.

При содержании анилиса 1,1 и 1,5мас.% (примеры 6 к 7) вязкость через 2 ч возрастает до 250 с и до не течет, однако разрушение структуры таких гелей не позволяет перевести их в однородные жидкости, пригодные для промывки скважин. Кроме того, при этом дальнейшего снижения проницаемости практически не происходит. Проницаемость снижается соответственно до 0,040 и 0,039 мкм2 против 0,040 мкм2 для состава, содержащего 1 мас.% анилиса. Поэтому увеличение содержания анилиса бо лее мас.% нецелесообразно.

-1

Таким образом, применение буровых растворов, содержащих 0,14-0,20 мас.% ПАА, 0,14-0.20 мас.% бихромата щелочного металла, 0,11-0,15 мас.% гипосульфита

5 натрия и 0,3-1,0 мас.% анилиса, позволяет улучшить очистку ствола скважины и осуществлять вынос выбуренной породы и сократить затраты времени и средств на предупреждение и ликвидацию осложне10 ний, связанных с поглощением, при этом потери бурового реактора уменьшаются.

Формула изобретения

15 Полимерный буровой раствор, содержащий полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 0,5-1,9%, бихромат щелочного металла, гипосульфит натрия и поду, отличающийся тем, что, с целью 20 повышения закупоривающих и улучшения псевдопласт ичных свойств бурового раствора, он дополнительно содержит продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила в присутствии лигносульфонатов при следу- 25 ющем соотношении компонентов, мас.%: Полиакриламид с содержанием карбоксильных групп

0,5-1,9%0,14-0,20

30Бихромат щелочного металла0,14-0,20

Гипосульфит натрия0.11-0,15

Продукт щелочного гидролиза полиакри- 35 лонитрила в присутствии лигносульфонатов0,3-1.0 Вода Остальное

Изобретение касается бурения геологоразведочных скважин и предназначено для их промывки. Цель изобретения - улучшение псевдопластичных свойств и повышение закупоривающих свойств полимерного бурового раствора. Полимерный буровой раствор содержит, мас.%: полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 0,5 - 1,9% 0,14 - 0,20

бихромат щелочного металла 0,14 - 0,20

гипосульфит натрия 0,11 - 0,15

продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила в присутствии лигносульфонатов (анилис) 0,3 - 1,0

вода остальное. Раствор готовят путем растворения анилиса и ПАА с последующим введением бихромата NA/К/ и гипосульфита NA. Изобретение позволяет улучшить очистку ствола скважины, уменьшить потери бурового раствора и сократить затраты времени и средств на предупреждение и ликвидацию осложнений, связанных с поглощением.