Буровой раствор Советский патент 1992 года по МПК C09K7/02 

Ё

Использование: бурение нефтяных и газовых скважин. Сущность: буровой раствор содержит, мас.%: глина 4-6, легкое талло- вое масло (побочный продукт целлюлозно- бумажного производства с плотностью 0,91-0.97 кг/м3) 0,5-1,0; реагент К-14, высушенный в присутствии синтетического наполнителя, гидролизованный полиакрилонитрил или реагент К-15, высушенный в присутствии синтетического наполнителя - продукт гидролиза отходов волокна Нитрон 0,1-0,4; вода остальное. 3 ил.. 2 табл.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к составам буровых растворов на водной основе, используемым в разрезах, сложенных неустойчивыми глинистыми отложениями.

В современном отечественном бурении находят применение для этих целей буровые растворы с акриловыми полимерами, получаемыми омылением полиакрилонит- рила (гипан, К-4, К-9). Следует отметить что все они не технологичны в применении, являются жидкостями, замерзающими при температуре меньше нуля с ухудшением качества. Их ингибирующие свойства невысоки вследствие высокого содержания щелочи (РН 12).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому буровому раствору является раствор с малым содержанием твердой фазы, стабилизированный акриловым полимером, являющимся продуктом гидролиза отходов волокна нитрон. Имеет следующий состав: 4-6% бентонита, 0,1- 0,5% НР-6, вода остальное. Известный буровой раствор обладает недостаточной ингибирующей способностью и способностью снижать фильтрацию в забойных условиях.

Целью изобретения является улучшение ингибирующих свойств раствора и его способности снижать фильтрацию в забойных условиях (при температуре 70-80 С и давлении до 5 МПа).

Это достигается тем, что буровой раствор, содержащий глину, воду и акриловый полимер, дополнительно содержит легкое талловое масло (побочный продукт целлю- лозно-бумажного производства с плотностью 0,91-0,97 кг/м3), а в качестве акрилового полимера высушенный в прич4

VJ 00

го ю

сутствии синтетического наполнителя гид- ролизованный полиакрилонитрил (К-14) или высушенный в присутствии синтетического наполнителя продукт гидролиза отходов волокна нитрон (К-15) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина4-6,

Легкое талловое масло (побочный продукт целлюлозно-бумажного производства с

плотностью 0,91-0,97 кг/м3) 0,5-1,0 Высушенный в присутствии синтетического наполнителя гидролизованный полиакрилонитрил (К-14)

или высушенный в присутствии синтетического наполнителя продукт гидролиза отходов волокна нитрон (К-15)0,1-0,4

ВодаОстальное

Для экспериментальной проверки предлагаемого бурового раствора в лабораторных условиях были приготовлены шесть составов (табл.1). В качестве легкого талло- вого масла использован побочный продукт целлюлозно-бумажного производства, выпускаемый согласно ТУ 81-05-76. Представляет собой маслянистую жидкость темно-коричневого цвета со специфическим запахом хвои и канифоли плотностью 0,91-0,97 кг/м3. Имеет следующий состав, мас.%:

Жирные кислоты, в т.ч.50-60

Непредельные Cie-C20 78-79 Предельные Сц-С2415-17,5

Смоляные кислоты3-5

Неомыляемые25-35

Окисленные0,2-5,0

Непредельные жирные кислоты в основном представлены олеиновой (до 32 %) и линоле- вой (до 5%) кислотами.

Полимер К- 14 (К-15) представляет собой желтоватый порошок хорошо растворимый в воде. Выпуск осваивается на заводе Нитрон ПО Навоиазот. Технология основана на получении водного раствора вы- сокомолекурного полиакрилонитрила (ПАН) с последующим удалением влаги. Процесс получения включает гидролиз и сшивку макромолекул акрилового полимера и его сушку при 150-200°С в присутствии синтетического наполнителя, благодаря чему получается полимер с мол.м. 600-800 тыс., большей чем у гипана и других полимеров серии К. Полимер К-14 получают гидролизом ПАН, а К-15 гидролизом волокна нитрон и последующей их сушкой. Технология приготовления буровых растворов, представленных в

табл. 1. сводится к следующему. В предварительно прогидратированную глинистую суспензию из глинопорошка с выходом 7,77 м /т вводятся расчетные количества пол- имера К-14 (К-15) и легкого таллового масла, порознь или в смеси друг с другом. Перемешивание производилось на миксере Воронеж в течение 30 мин, после чего замерялись технологические параметры полученных растворов на стандартных приборах при температуре окружающего воздуха 20°С. Коэффициент трения определялся на приборе ФСК-2 Уфимского нефтяного института. Аналогичным способом приготов- лен раствор прототипа. Нитронный реагент получен гидролизом едким натром отходов волокна нитрон Новополоцкого комбината, имеющими состав, %: 93 акрилонитрила; 5,7 метаакрилата; 1,7 итаконовой кислоты. Анализ табл,1 показывает, что оптимальные параметры заявляемых буровых растворов получены при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина4-6

Легкое талловое масло

(побочный продукт целлюлозно- бумажного производства с плотностью 0,91-0,97 кг/м3) 0,5-1,0 Высушенный в присутствии синтетического наполнителя

гидролизованный полиакрилонитрил (К-14) или высушенный в присутствии синтетического

наполнителя продукт гидролиза отходов волокна нитрон (К-15)0.1-0,4

ВодаОстальное

Ингибирующая способность предлагае- мого состава и состава-прототипа оценивалась по набухаемости образцов богандинской глины с выходом 2,3 м /т, близкой по минералогическому составу к разбуриваемым породам месторождений Тюменской области на приборе конструкции Ярова-Жигача, а также по их глиноемко- сти по отношению к этой же глине. Влияние забойных условий оценивалось на приборе УИВ-2 при 70-80°С и перепаде давления 1-5 МПа. В табл.2 приводится изменение фильтрации и толщины глинистых корок для исследованных растворов в зависимости от давления и температуры.

На фиг. 1-3 показаны результаты проведенных исследований,

В растворе заявляемого состава образцы богандинской глины приблизительно в два раза медленнее набухают, что коррелируется с данными по глиноемко.сти (раствор

заявляемого состава имеет в 1,5-2 раза меньшую условную и пластическую вязкость при одном и том же содержании твердой фазы в сравнении с прототипом). Это свидетельствует о значительном улучше- нии ингибирующей способности раствора заявляемого состава. В забойных условиях (при температуре 70-80°С и давлении 5 МПа) заявляемый состав более термостоек (см. табл.2). Фильтрация имеет более низ- кое значение, оставаясь стабильной при всех исследованных давлениях. Толщина фильтрационных корок уменьшается примерно в полтора раза.

Проведены опытно-промышленные ис- пытания заявляемой рецептуры бурового раствора на Ямбургском месторождении (скв. № 10803). Результаты испытаний показали, что буровой раствор на основе полимера К-14 (К-15) и ЛТМ обеспечивает технологическую возможность успешной проводки скважин на валанжинские отложение Ямбургского газоконденсатного месторождения. Полученные в промысловых условиях результаты сравниваются с анало- гичными данными, полученными при бурении скв. № 12001 с применением нитронного реагена. Эти две скважины находятся на одном месторождении, на небольшом расстоянии друг от друга. Время бурения под эксплуатационную колонну одинаково, т.е. продолжительность контакта промывочной жидкости со стенками скважины одна и та же. На фиг.З приведены данные кавернометрии в интервалах зале-

Условные обозначения: р- плотность

Т- условная вязкость

СНС- статическое напряжение сдвига

К- толщина корки

рЬ- водородный показатель

Qip- коэффициент трения

1- пластическая вязкость

о динамическое напряжение сдвига

гания неустойчивых пород на анализируемых скважинах. Оценка качества ствола показывает, что заявляемая рецептура на основе К-14 и ЛТМ более эффективна, чем рецептура с нитронным реагентом (состояние ствола ближе к номинальному, меньше обьем каверн, отсутствуют сужения ствола).

Формула изобретения

Буровой раствор, содержащий глину, воду и акриловый полимер, отличающийся тем, что, с целью улучшения ингибиру- ющих свойств и способности снижать фильтрацию в забойных условиях при 70-80°С и 5 МПа, он дополнительно содержит легкое талловое масло - побочный продукт целлюлозно-бумажного производства с плотностью 0,91-0,97 кг/м3, а в качестве акрилового полимера - реагент К-14-высу- шенный в присутствии синтетического наполнителя, гидролизованный полиакрилонитрил или реагент К-15, высушенный в присутствии синтетического наполнителя продукт гидролиза отходов волокна Нитрон при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина4-6;

Реагент К-14 или

Реагент К-150.1-0,4,

Легкое талловое

масло - побочный продукт

целлюлозно-бумажного

производства с

плотностью 0,91-0,97 кг/м3 0.5-1.0;

ВодаОстальное.

Таблица 1

Влияние забойных условий на фильтрацию глинистых растворов (при забойной температуре 70°С)

2 3- « 5 Воемя наВухания,сут.

Фиг.1

Таблица2

10 20 30 W SO SO Содержание глины,% Фиг. 2

S)HP

6)к-мслтм

Фиг.з