Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, применяемым для проводки скважин в сложных геологических условиях.;
Цель изобретения - повышение ингиби- рующего действия бурового раствора при одновременном снижении его вязкости и повышении солестойкости.
Применение раствора с указанными свойствами предотвращает дмслергирова- ние выбуренных пород: обеспечивает улучшение очистки забоя скважины; повышает механическую скорость и проходку на долото; исключает наработку раствора; за счет пониженной вязкости осуществляется на забое реализация большой гидравлической
. . :.
мощности; повышение ингибирующего действия и солестойкости позволяет применять раствор не только для бурения в глинистых, но и в соленосных отложениях.
Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор, содержит структурообра- зователь, полимер акрилового ряда, модифицированный лигносульфонат, регулятор рН и воду, а в качестве структурообразова- теля он содержит глиносолевой шлам - отход производства калийных удобрений при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глиносолевой шлам - отход производства калийных удобрений5-20 Акриловый полимер 0,5-1,0
00
о
СлЭ
VJ ю
Регулятор рН0,1-0,5
Модифицированный
лигн осульфонат4-6
ВодаОстальное
В предлагаемом растворе регулятором являются гидрооксидь калия или натрия, осуществляющие щелочной гидролиз акрилового полимера.
Одним из существенных отличий предлагаемого бурового раствора является применение в качестве разжижителя модифицированного лигносульфоната - феррохромпигносульфоната (ФХЛС), содержащего в своём составе катионы поливалентных металлов ре3 и С г , обладающих повышенной способностью к комплексооб-. разеванию и ингибированию. ..
При этом совместное использование в данной системе ФХЛС и термосолестойкого полимера акрилового ряда М-14, являющегося сополимером метакриловой кислоты с метилметакрилатом, позволяет создать в растворе пространственную структуру, т.к. повышенная способность указанных поливалентных катионов из. состава ФХЛС к комплексообразованию определяет их возможность образовывать с макромолекулами полимера полимеркомплексные соединения типа металл + полимер.
ФХЛС снижает также показатель фильтрации раствора и предотвращает его загу- щение.
Однако образованная полймерокомп- лексная структура не обладает достаточными прочностными характеристиками, необходимыми для обеспечения приемлемых технологических параметров раствора.
Для упрочнения структуры вводится глиносолевой шлам - отход производства калийных удобрений. Химический состав глиносолевого шлама показывает, что основа этого комплекса представлена нерастворимым в воде остатком (глиной), содержание которого достигает 65%, который и служит дополнительными структуро- образователем, а также солями, в основном, NaCI и КС с незначительным содержанием примесей CaSCta, CaClz, MgCfe.
Глинистый материал данного комплекса относится к магнезиально-калиевым гидрослюдам (иллитам), для которых характерна низкая величина обменной емкости, что характеризует его как солестойкий материал. Одновременное использование в Данном составе термосолестойкого акрилового полимера М-14 и солестойкого компонента глиносолевого шлама в результате проявления синергети- ч ского эффекта придает повышенную солестойкость предлагаемому буровому раство. РУ- . ..-. . ..... . .
Существенным отличием данного раствора является также совместное комплексное сочетание катионов Са2+, Mg2+, Na и К4 из состава глиносолевого шлама, обладающих ингибирующими свойствами/и катионов Fe3 и Сг из состава ФХЛС, также обладающих способностью к ингибированйю, что создает высокий ингибирующий эффект, в результате чего раствор приобретает недиспергирующие свойства при наличии низких значений условной вязкости, а это является новыми положительными свой5 ства.ми по сравнению с известным техническим решением.
Пример 1. Для приготовления 500 г раствора в 452 г воды растворяют 0,5 г щелочи, вводят 2,5 г акрилового полимера М-14,25 г
0 глиносолевого шлама и диспергируют на лопастной мешалке в течение 30 мин. Затем постепенно вводят 20 г ФХЛС, раствор продолжают перемешивать в течение часа, после чего замеряют параметры.
5 Растворы по примерам 1-15 готовят аналогично. Результаты лабораторных исследований различных вариантов предлагаемого раствора и известных приведены в табл. 1. Из табл.1 следует, что оптимальные па0 раметры раствора ограничены ранее указанным содержанием компонентов. В пределах указанных концентраций раствор обладает вполне технологичными характеристиками. Ниже указанных пределов рас5 твор имеет неудовлетворительные показатели фильтрации, а дальнейшее увеличение содержания компонентов существенного влияния на технологические параметры бурового раствора не оказывает.
0 Из табл. 1 следует также, что по сравнению с известным техническим решением раствор обладает более низкими показателями условной вязкости.
Как результат высокого ингибирующего
5 действия недиспергирующие свойства раствора оценивались визуальным методом по седиментационному расслоению в процессе отстоя (табл.2).
В сравнении с известным предлагае0 мый буровой раствор обнаруживает устойчивую способность к отделению введенной в него избыточной твердой фазы при сохранении технологических параметров близких к исходным табл.1.
5 Солестойкость предлагаемого раствора подтверждается данными табл.3. При введении солей одно- и поливалентных метал-, лов буровой раствор в отличие от известных сохраняет вполне технологичные параметры.
Форму л а и з о б р е т е ни я Буровой раствор, содержащий структу- рообразователь, полимер акрилового ряда, модифицированный лигносульфрнат, fiery- лятор рН и воду; о т л и ч а ю ш, и и с я тем, что, с целью повышения его мнгибирующего действия при одновременном снижении его вязкости и повышении сойестрйкости, он в качестве структурообразователя содержит гдиносолевой шлам - отход производства
калийных удобрений при следующем соотношении ингредиентов, мае. %:
Глйносолееой шлам -отход
производства калийных
удобрений Акриловый полимер Регулятор рН Модифицированный лигйо-сульфонат Вода
0.5-1,0 0,1-0,5
4-6 Остальное
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Минерализованный буровой раствор для бурения скважин в соленосных отложениях | 1983 |
|
SU1098952A1 |
АЛЮМОГИПСОКАЛИЕВЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ | 2012 |
|
RU2516400C1 |
ПОРОШКОВЫЙ КОНЦЕНТРАТ ДЛЯ ВЯЗКОУПРУГОГО РАЗДЕЛИТЕЛЯ БУРОВЫХ ПОТОКОВ "КЕМФОР-КОМПАУНД" | 2002 |
|
RU2243983C2 |
Способ приготовления твердой фазы для буровых промывочных жидкостей | 1979 |
|
SU870426A1 |
Буровой раствор | 1986 |
|
SU1451155A1 |
УТЯЖЕЛЕННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР | 2011 |
|
RU2461600C1 |
Буровой раствор | 1990 |
|
SU1792419A3 |
Способ приготовления реагента для обработки буровых растворов | 1980 |
|
SU998484A1 |
Термосолестойкий буровой раствор | 2019 |
|
RU2740459C1 |
Утяжеленный ингибированный малоглинистый буровой раствор | 2017 |
|
RU2655281C1 |
Использование: бурение нефтяных и газовых скважин. Сущность: буровой раствор содержит, мае. %; полимер акрилового ряда 0,5-1,0, глиносолевой шлам - отход производства калийных удобрений 5-20, регулятор рН 0,1-0,5, модифицированный лиг- носульфонат 4-6, вода - остальное. 3 табл. (Л С
Сравнительная хфакт9рис;така твхнояогич ских параметров растворов;
Таблица 1
Удаление глинистой фазы из растворов
Характеристика солестойкости раствора
Таблица 2
Таблица Э
Минерализованный буровой раствор для бурения скважин в соленосных отложениях | 1983 |
|
SU1098952A1 |
Сидоров Н.А | |||
Новые составы буровых и тампонажных растворов ОИ сер.Бурение | |||
М.: ВНИИОЭМГ, 1984, с.28-29 | |||
Буровой раствор | 1979 |
|
SU883140A1 |
Разборный с внутренней печью кипятильник | 1922 |
|
SU9A1 |
Гаврилова Л.В, и др | |||
Печь для непрерывного получения сернистого натрия | 1921 |
|
SU1A1 |
Авторы
Даты
1993-04-23—Публикация
1990-08-07—Подача