Безглинистый буровой раствор для заканчивания скважин
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН , содержащийкалийсодержащйй отход титано-магниевого производства, каустическую соду, конденсированную сульфит-спиртовую барду, карбоксиметилцеллюлозу, флотореагент и воду, о т л и ч а юш и и с я тем, что, с целью придания раствору пенообразукадих свойств на стадии вызова притока пластового флюида, он дополнительно содержит ортофосфорную кислоту и кальцинированную соду, а в качестве флотореагента - флотореагент Т-80 при следующем соотношении -ингредиентов, вес.%: Калийсодержаадий отход титано-магниевого 18,35-21,24 производства 0,18-0,21 Каустическая сода Конденсированная сульфит-спиртовая 2,45-2,83 барда Карбоксиметилцел (О 0,24-0,28 люлоза ОД2-ОД4 Флотореагент Т-80 Ортофосфорная 1,02-3,06 кислота Кальцинированная 1,41-3,06 сода Остальное Вода :л X :о 4;ib
СОЮЗ СОВЕТСНИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИН ()9) (П) 3(59 С 09 К 7 02
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
2,45-2,83 Я
1 02-3,06
1,41-3,06
Остальное
ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР
ПЮ ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ
К А8ТОРСКОМУ С8ИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3452972/23-03 . (22) 14.06.82 (46) 07.12.83. Бюл. М 45 (72) Н.И.Крысин, Т.A.Ñêîðîõîäoâà, T.È.Êðûñèíà и В.A.Oïàëåâ (71) Пермский государственный научноисследовательский институт нефтяной промышленности (53) 622.243.444(088.8) (56) 1. Банчужный С.Г. и др.,Освоение скважин методом закачки самоаэрирующейся смеси. -"Нефтяная и газовая промышленность", 1973, )) 3, с.25-27.
2. Крысин Н.H. и др. Технология получения и результаты промышленного применения безглинистого полимерсолевого бурового раствора. — "Бурение", 1981, М 9, с. 15-17 (прототип). (54)(57) БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР
ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН, содержащий. калийсодержащий отход титано-магниевого производства; каустическую соду, конденсированную сульфит-спиртовую барду, карбоксиметилцеллюлозу, флотореагент и воду, о т л и ч а юш и и с я тем, что, с целью придания раствору пенообразующих свойств на стадии вызова притока пластового флюида, он дополнительно содержит ортофосфорную кислоту и кальцинированную соду, а в качестве флотореагента — флотореагент T-80 при следующем соотношении ингредиентов, вес.Ф:
Калийсодержащий отход титано-магниевого производства 18,35-21,24
Каустическая сода 0,18-0,21
Конденсированная сульфит-спиртовая барда
Карбоксиметилцеллюлоза 0,24-0,28
Флотореагент Т-80 0,12-0,14
Ортофосфорная кислота
Кальцинированная сода
Вода
1058994
Изобретение относится к бурению скважин, в частности к беэглиннстым буровым растворам, предназначаемых для заканчивания нефтяных и газовых скважин на месторождениях, разрезы которых сложены в основном .крепкими
-и плотными породами с небольшими пропластками глин, аргиллитов и алевролитов.
Известен раствор для вызова притока нефти при заканчивании скважин
6,12-23,73
0,17-0 23 содержащий техническую воду, соляную кислоту и меловую пульпу. При смешении .укаэанных компонентов образуется большое количество угле-; кислого газа (пены), способное соз-. давать депрессию на нефтяной пласт и вызывать приток пластового флюи-да (1) .
Однако этот раствор обладает низкими пенообразующими свойствами.
Получаемая пена характеризуется Ю малым временем жизни. и в результате; не может создать глубокой депрессии на пласт и тем самым вызвать приток нефти за один прием, поэтому обработку этим раствором приходится 25 несколько раэ повторять.
Наиболее близким техническим решением к изобретению является беэглинистый буровой раствор для заканчива-, ния скважины, содержащий калийсодер- З0 жащий отход титано-магниевого производства, каустическую соду, конденсированную сульфит-спиртовую барду, карбоксиметилцеллюлозу, флотореагент и воду. Известный безглинистый буро,soA раствор для эаканчивания скважин содержит следующие вещества, вес.В:
Калийсодержащий отход титано-магниевого производства
Каустическая сода 40
Конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ-2) 1,45-3,16
Карбоксиметилцеллюлоэа (КИЦ-600) 0,17-0,39 4$
Флотореагент (T-66) 0,26-0,39
Вода Остальное
Известный буровой раствор может также содержать до 0,14 вес.Ф полиак» риламида. На известном беэглинистом gg буровом растворе проводят следующие операции-при заканчивании скважин: вскрытие продуктивного пласта бурением, СпусМ обсадной колонны в сква" жину, промывку скважины, цементирование обсадной колонны, перфорацию скважины. Причем все указанные операции производят на этом буровом растворе без единого, даже части»ного .его замещения из ствола скважины j2) .
Однако известный безглинистый буровой раствор укаэанного состава невозможно использовать для вызова притока пластового Флюида (последняя операция при заканчиванин скважины), Пример. В ходе лабораторных испытаний определяют предельные и оптимальные концентрации компонентов и показатели свойств образующейся лены. При проведении указанных испытаний используют безглинистый буровой раствор следующего химического сос« тава, вес.Вг
Калийсодержащий отход титано-.магниевого производства (хлоркалий-электролит ХКЭ ) 23,73
Каустическая сода 0,23
Конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ-2. )
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ-600) 0,31
Флотореагент T-80 0,26
Вода Остальное
3 16 так как у него полностью отсутствуют пенообразующие свойства, т,е. этот ,раствор не способен создавать депрессию на пласт и тем самым вызвать приток пластового флюида.
Цель изобретения — придание беэглинистому буровому раствору для .заканчивания скважин пенообраэующих свойств на стадии вызова притока пластового флюида.
Поставленная цель достигается тем, что безглинистый буровой раствор для заканчивания скважин, содержащий калийсодержащий отход титано-магние- вого производства, каустическую соду, конденсированную сульфит-спир товую барду, карбоксиметилцеллюлозу, флотореагент и воду, дополнительно содержит ортофосфорную кислоту и кальцинированную соду, à в качестве флотореагента - Флотореагент Т-80 при следующем соотношении ингредиентов, вес.Ъ:
Калийсодержащий отход титано-магниевого производства Ж,35-21,24
Каустическая сода 0,18-0,21
Конденсированная сульфит-спиртовая барда 2,45-2,83
Карбоксиметилцеллюлоза Ок24 0 28
Флотореагент Т-80 0,12-0,14
Ортофосфорная кислота 1,02-3,06
Кальциннрованная сода 1,41-3,06
Вода Остальное
Появление высоких пенообраэующих свойств у предлагаемого раствора, по-видимому, обусловлено особенностями синергетической стабилизации продуктов взаимодействия ортофосфорной кислоты и кальцинированной соды в присутствии других ингредиентов бурового раствора при указанном соотношении,.
1058994
Такой безглинистый буровой раствор характеризуется следующими физико-химическими. показателями: . Плотность, кг/м х109 . 1,17
Условная вязкость (УВ о ), 5 5
Показатель .фильтрации по ВМ-6 за 30 мин, м х10 12 рН 7,0
Указанный безглинистый буровой раствор готовят следующим образом.
Сначала готовят насыщенный (30%ный) водный раетвор калийсодержащего отхода (хлоркалий-электролит ХКЭ).
Затем его обрабатывают 40%-ным водным15 раствором каустической соды в количестве 0,3 вес.Ъ (в расчете на сухой продукт). Полученную смесь перемешивают в течение 15 мин и потом стабилизируют вводом КССБ-2 в виде 25%-но-2О го,водного раствора в количестве
4,0 вес.Ъ (на сухой продукт) к
КМЦ-600 в количестве 0,4 вес.Ъ (на сухой продукт) в виде 5%-ного водного раствора. С целью пеногашения ,раствор обрабатывают флотореагентом . Т-80 в количестве 0,28 вес.Ъ. После. небольшого перемешивания раствор готов.
Используют также раствор ортофосфорной кислоты (Н РО4 ) 77,4%-ной концентрации плотностью 1,6 г/см> марки Б 2-го сорта, ГОСТ 10678-76, кальцинированную соду (Ма СО )
20%-ной концентрации — твердое кристаллическое вещество белого цвета
1-го сорта, ГОСТ 5100-73.
Испытания по определению показателей свойств пены производят следующим образом.
В мерный цилиндр на 1000 мл наливают 100 мл указанного безглинистого бурового раствора и к нему сначала добавляют ортофосфорную кислоту., а затем раствор кальцинированной соды.
При смешивании двух последних вещестВ друг с другом происходит реакция:
2Н РО4 + Ма 1СО 2 NaH< PO4 +
+ Н О + СО 1
Благодаря образованию углекислого ,газа, а также наличию поверхностноактивных веществ (КМЦ и КССБ) в беэглинистом буровом растворе последний превращается в пену.
s каждом опыте по известной методике определяют следующие показатели свойств пеныг кратность, плотность и время выделения 5М пенообразующей жидкости. ,Цанные о показателях свойств пенн при различных соотношениях ингредиентов приведены в табл. 1.
1058994
Ф ь
33 О 03 Ц
30Ul ах
4О Ж
33: 3C O ачхое еххэ аэ э н
СО Ч И Я х. н и о
Ф н и о "
ХО Е
Н4 O
О 33-Ц
ГЪС Х
Ul О
10 CO с с
О О
Ch 4О Ct с с с-3 3 4 М
3 Э о
Ф
Ц I I
Э и й.
I I о о
H
e o аo
34 Х
О СЧ с с
Ul Ul
Н 1-4 с с
Ul 4A г4 . СЧ Ch с ° с
ССЪ 43Ъ 4А
1О с с
\Р 4А
О Г Ъ с с
Г СО
ЧР 3 с с
Ul 1О
1 I I I
J и
1 1 1 I I
I 1 й
I I! I I и й
1 -1 I !
443
Ч 0 > оо
ov
30 Э
433 Рй 1 х!
I Х х е
Q 30 х х Ul Ul сй Г с с
Ю Ю
СЧ ЧЪ
О IA с с
СЧ СЧ
ОЪ СЧ
Ch с
%4 %4
Ю СО с-3 СЧ с с
СЧ СЧ
М Г Ъ
Л 0О с
СЧ СЧ
4А Г Ъ
О Ю
° с
СЧ СЧ
%-4
О с
%4 с4 Г Ъ М с3 с3 Ul с
%-4 %" 4 % Ч
1 ! (1
I . 1
1 а
I O ов н и
o,о ов
443 н оо
Ч Рн
ы и ю е хх ххСЧ О\
О 4О с .4
Ul М
С Ъ с г3 а-4
Ю ОЪ
М СЧ с
Н Г4
СЧ lO
Ю Ul с
СЧ N
О Ch
° Ф С Ъ с
\4 ф 3
М М с с
Н г4
О Ul
4ГЪ Г» с г4 Ю
Ф а
О НО
Н XCO
oe I
Ц ГлЕ1
В 03М N
° "4 т4 с
О О
М М а-4 4-4 с с
О О 3 с3 4 %4 с с
О О и Г Ъ
М-4 %-4 с с
О О сй
\ 4 с
° Ф Ф
%4 Ф 4 с с
О О
4А
Ч 4 % 3 с с
О О Ф
%-4 с
° 4Г 43
%4 %4 с с
О О
Х 3: О и Э О
Х NRI4o
O3: m1 охох!
О ОЪ
СЧ с с
О О
1 13, I
Х Х I <6 --!
oeI 0I СЧ1 ххх о
Э Х В Н 03 Ia
3 03 0 ацо1 х03цхао I
О О >,. Д 03 Z I
Wаoи3о I! наФ
1 х
e o ! х э
Cf 30
1 Э
0Ъ 1 )
Ю 44Ъ с с
СЧ 4Ч
О; CO LO с с
СЧ СЧ
О ф О Ul с с
СЧ СЧ Ф
Г 3 с с
СЧ 4Ч
О Ch
О Ch с
М СЧ
i-1. Ch
00 3 с с
N СЧ 3
Л с с
СЧ СЧ
ОЪ
СЧ
ГЧ
Г Ъ
00 с
СЧ
1 а
1 34 Э I ! Ха4
1 ХО!
1 333 1
I ЕН I
1XOI
1 х 343 1
1 Ф а
1 Н ! о ! о ! о >
30 не х иымо о цм э э ох
xo oг1 а-3 44
СЧ СЧ N с
О О О
О Ch
СЧ с-44 с с
О О
N. N СЧ
ГЧ СЧ СЧ с с с
О О О
О О
СЧ СЧ
°с
О О
Ch О\
%"4 Т4 с
О О г4 Ю
СЧ СЧ с с
О О
4" 3 ч-4
4Ч СЧ с с
О О
e I х н н а1 хх
one 3:
ИХ30а й3 Ch
N. О с
О О
СЧ (Ч ф О Ф ф
О Ch . 3 43Ъ с с с г4 О О О (Ч СЧ СЧ СЧ
СЧ. Ch
0Ъ СЧ с
О О
СЧ
00 С"Ъ
1-4 СЧ с
О СЪЪ
СЧ ф М
М с с
Ch ОЪ
° 4 %4 сГ СЧ ф
0Ъ Ф Г» с с с (Ч СЧ
СЧ N N Ф
N с
%4
СЧ
I
I н
И о
° О
ОЪ ч-3
Ul ЧP
С4 %4
Г4 СЧ т 3
44I I
Х 1
Ц I
4Р 1
333 1
Я4 х
I И
1 е
I 333
I Н и
С3 о
I 03
I u
1
1 333 о а
I >*
I 40 !
1 Я ! о
1 Н и
I t
1 Х ! х
1 Ц
l Э
1 4О
1 ! Е ! о
1 Ф ! e ! а
И
I Х
1 о!
3
I
1
1
1
I
О О Ю О
Ч) 0О О 43Ъ О цЪ 00 00 СЧ О О О- О О
Г Ъ Ю с-4 СЧ Г Ъ Г Ъ 1О е-4 г4 ч"4 с"4 Ch Ю тУ сР Ф в °;У 44Ъ СР .ч ю ч 4 ф С 4 СЧ 0О Г» сУ
4"Ъ СЧ Г4 С 3 СЧ N СЧ СЧ тЧ СЧ СЧ т-4 -4 к-3 с с w с с с с с с .с с
О О О О О О О О О О О О Ю О
ОЪ ф ф СО СО Л Л 3» . 4О 40 С» 3 Л 44Ъ
СЧ СЧ N СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ N СЧ N N СЧ ГЧ с с с с с с с с с с с с
О Ю О О О О О O О О О O О O
1058994
l l е:>в
g б»» 4»Ъ
Я»»Ъ О» !
6eO ххо
Фхж аее
63 4 А
I ..
l
1
I
I
1 Х
1 Я
6! ф с х
et ео
Н О
Я Х
»6 н
o a о»»с»»ъ хо Е ни о
О Х
Ц а -"»ы
СЧ
»4 л
С» с
I »O н н о с
С»
° «4!
»6О
I 0,0
1МХ
I I в а
1 о
63 о
1
I !»6 ! Xn300
1. a6IOu
l АО сч.1
I
1
1
Ю о с
»»Ъ!
3 брахе
»6 Х»6&
ы х х1 1 . »6
0, Н
1О 0О
1ОЕ Ца, 10 о с
С Ъ н о
6! х
l Н
1 О»
1О
1 I
4»Ъ 1 Ф
I. Ф 1 0»
l»0 1О
1 Н
И 1 О! о
I й
Ф 1
I »6 1 1
I и 1 Х!
»6 10
1 g I М
Е 1»0! О» I 0
1 И I »6
1 I М! m
1 I
I 0l I Х
1О IO
»Ч
И4
Ю но х со
Ф 1
1» Е4
»6 л, 1 л ц о е. о лЪ»6Ю
Ц»»Ъ 1 хох! 3
»Ч с о
i6
I »6
»6 Н Щ х хо х е н
»6 ба
611 Х о»х
О,o о
СЧ !
»6 И\ ао
»6 М »0 - ! н X»»»» l 1 Ф ° 1 I ХО! Це 1 I Ф6Ъ l О» 1 !» I хе! I ма! о ! 1еl61 t ХН1! ХО! l Ф»6 I яа! о I Х I 1 Н 1 х о Х I х н о :ь »6 Х »6 О. »А ° 4 с »Ч Ц »6 Х ы ФО оцм е 0 o— Ф.4 с C) »»Ъ РЪ л CO и о о и и ° 1.ц I »0 I I е.! м ! Ф I и! ц I о! ц 1 о! аll Д 1 Ф 1 й 1»6 I 63! н I O l,I6 I О..1 16 1О lL 0 «» 0rtlЖх &х х I Х Х се4 цC R Фл и и с о о N СЧ с r 1 И» f4 О »ЪЪ с с 4Ч И! и 4 Ъ и с СЧ М »4» 4 И с с а о »Ч »Ч с с о о 4О .Ф М)»A с с (Ч At О 6Ъ сЧ и4 с о о а»»Ъ о с с О 6Ъ AI u О Ch С» с о »А с »»Ъ и. I в ! »4» Ю с Ч» Ю Ю л чР о и с о »-4 »Ч с С» 4 о с »Ч Ю и с С» »f »А с »»Ъ и Ю »Ч 1 t 1 I l I I 1 1 1 I 1 1 1 Ф I I 1 I 1 1 ! I I I I I I1 I, I l I I 1 11 I ! 1 ! ! 1 ! 1 I 1 1 1 1 I 1 I 1 I I I I I I 1058994 Из табл. 1 видно, что безглинистый буровой раствор при содержании в нем ингредиентов, вес.%: 18,35-21,24 0,18-0,21 2,45-2,83 0,24-0,28 0,12-0,14 1,02-3,06 1,41-3,06 15 Остальное на стадии вызова притока пластового флюида обладает высокими пенообразуТаблица 2 Состав бурового раствора, вес,% Свойства пены Буровой раствор Время выделения 50% пенообразующей жидкости мин ПЛОтнОсть Р х10 кг/м з КратНОСТЬ ° П Предлагаемый Хлоркалий-электролит отход титано-маг-. ниевого производства Каустическая сода 0,21 Конденсированная сульфит-спиртовая барда 2,74 Карбоксйметилцеллюлоза Флотореагент Ортофосфорная кислота 1,02 Кальцинированная сода Вода 0,27 0 14 2,05 Остальное 5,6 0,22 Известный (11 52,17 1,5 47,83 Измерить невозможно ввиду малого времени жизни пены Известный j2) Хлоркалий-электролит — отход титано-магниевого производства 20,52 Каустическая сода 0,21 Конденсированная сульфит-спиртовая барда 2,74 Карбоксиметилцеллюлоза Флотореагент Соляная кислота (23%-ная) Мел (CaCO ) Вода 0,27 0,14 1,02 2,05 Остальное 3,5 0,24 Калийсодержащий отход титано-магниевого производства Каустическая сода Конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ-2) Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ-600) Флотореагент (T-80) Ортофосфорная кислота Кальцинированная сод4 Вода Соляная кислота (23%-ной конц,) Меловая пульпа (техническая вода + карбонат кальция) ((=1370 кг/м ) ющими свойствами: пена, образующаяся при смешении всех ингредиентов, ха- рактеризуется высокой кратностью (5-10) и длительным временем выделения 50% пенообразующей жидкости (28-180 мин). В лабораторных условиях проводят сравнительные испытания по определению пенообразукщих свойств показателей свойств пены предлагаемого беэглинистого бурового раствора, известного (Ц бурового раствора (добавлением к обык-. новенному безглинистому раствору технической воде соляной кислоты и меловой пульпы) и бурового раствора, полученного при смешении известного (2) безглинистого бурового раствора, соляной кислоты и мела. Полученные данные приведены в табл. 2. 1058994 Данные табл. 1 и 2 показывают ! что пена, полученная на стадии вызова притока пластового флюида из новаго безглинистого бурового раствора, характеризуется большой кратностью (5-10) н высокой устойчивостью (28-180 мнн), в то время, как известная пена 11), полученная из технической воды, соляной кислоты и меловой пУльпы,. вообще не обладает такими свойствами, несмотря на то, что соляная кислота и меловая пульпа вводятся в значительно больших количествах, чем ортофосфорная кислота и, кальцинированная сода в предлагаемый буровой раствор. Кроме того, пенообразующие свойства известного )2) безглинистого буро-, вого раствора, полученного при смешении известного бурового раствора с соляной кислотой и мелом, также невелики: кратность пены составляет всего лишь 3,5, а время жизни пены лишь 8 мин. Благодаря высоким преобразующим Свойствам предлагаемого безглинистого бурового раствора в производствен.ных условиях гарантированно будет обеспечен вызов притока пластового флюида за одну обработку, в то время, как известные пены для вызова притока пластового флюица требуют провеJ дения обработки несколько раз и дополнительного аэрнрования с помощью компрессора, В ходе лабораторных испытаний 1обнаружена воэможность перевода вапе5 ненного предлагаемого безглинистого бурового раствора (Йены) обратно в - aypoaoa раствор. Для этого необходимо использовать следующие реагенты флотореагент (T-80), каустическую )Q соду, конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ»2) и карбоксиметилцеллюлоэу (ИЩ-600). Характеристика указанных реагентовг Флотореагент T-80 - светло-моричневая легко подвижная маслянистая жидкость, ТУ 38-10-3429-80,. Каустическая сода (БаОН) — беловатое твердое кристаллическое вещество, ТУ 6-18-45-74. Конденсированная сульфит-спиртовая барда (KCCB-2) — коричневый порошок, Ту 39-095-75. Карбоксиметилцеллюлоза (КИЦ-600)белое или слегка кремовое волокнис- . тое вещество,.ГОСТ 5588-70. Данные о показателях свойств восстановленного из пены беэглинистого бурового раствора, а также о расходе реагентов, способных обращать эту пену обратно в буровой раствор, при30 ведены в табл.. 3. 14! М ! а I I ! I I ! .I 3 I ! I 1 1 1 о с ао о ю о » ° с 1» (с ф 1 е.Ф О1 CO 1Ч с аА % 1 с %-1 (» % 1 с 1 I ! о ж о М Ф а о у ж ° О о ° ov ое L N 1Ч У о D о » Ю an СЧ о Cl с о I t ф I ж а I Ф I 15 I ана 1 .R4 II I Ф Д.1(3 t ока(ч ! ж о! 1,eрI 3о (Ц Ov t жмхо 14OR8 toe u о » »À m o 0m н н ж э м 4 а э Э CC РО а ео ж а ж >э «(3 е И а а Э о Ц Ю М) (Ч о с ь Cl ь 3 I 1 1 ! » о Cl 1О о о с о 1 I I ж к ! нэ ж t V3CgO ! Эеох (и О Cl Ю Ю о D с ь аА CO о о о с о с о 1О. о ь о с о 1 4 н ж 1 О Ф 1 н 4о Оаф I I g e I (1вае CO D о о ь с о М 1 Ъ о Cl о » о I ж ц О а Ц 4 - -ж 902 аажо t". О 9.4 аи о о и а О 9 н (б ь 0 О аИ 940Д оа(Ъ4 4 KL с 1(3 н 4 о М х Ц» 9 Ф а ° п31 е а ц! о. х !6 1.0 ЦI Э "13 Р,ж e t э IOV 1(3,1 о m ч .1 а х 1 О t ао 1 ".ь 4 (eo! ж 3 е ж а е t oB I CР! oe t ao t o I » o I Ю дтпл О 5чч I (:3 9 13 1 М д 3 Ф Н t жо ! ао3 оы3 Я g(3 1 O (4> t ."ао 1 I Д 3 Н (o 3 О ф »67 (og О-1 .. I КХ4 I ВФ С И е <о t 1м 3 Н Г о ! о (ОЭ I аа 1 ео 14СЦ 1058994 г1 аА (с. с л аО Ю Ю Ю 1А с М1 Ю 1О (с %(%( с %Ч %1 ° Ф о 1O t» о о о о, о с с о о an ч ф 1 D а"1 о с» о о о о an с1 1Ч о о о о с с о о an ° 1 ФЧ о. о о о о о с с о о о о а(Ch ч-1 фс (с (с с \Ф %1 о о Ф <Ч 1"1 3 о о О D » с о о (Ч ° Ф (Ч СЧ с9 о о с с о о о о CQ с-4 Ф an о о о о с» о о 1Ч е-1 ° Й аА о о о .о о о с о о о с ° 1 % 1 (» н с с.( о % 4 Ю Ф о с Cl о \1 аА ь Ы э ж э eot и а х ао М (33 33 ж о аен Е Ц 34 Цжо о о. Q. 334 »т1. fN Р ц ж Э@Э I» Ц4 эоээ иэо о аж о од (С Н 4". 63 0 at3 ъжцн хрэо ээ о 4 Р »с ж 1 Н 1Ч AI0 с O >D at3. Ia R a(3 O о фа а(ч (: ° » х Во .оо @ Щ(Ч 91 Ч о ы Р - 4 a(3 ,н х ц южно t:eo CCOZ е 9 O x 4Цаа эа Р,а Р .-ж меч ж М1 Н 114 с Д 33o t; at3 д -. Ц" Ц»»с 0+ Р 1Ч ж о о Q (c Х Э Ю с-1 а а м- oe 113 Н Н m(4 0 Зохц инио охом 91 IC ххн ецхы vere а адж (с а ох 1058994 Данные табл. 3 показывают, что пена, образующаяся при введении в известный беэглинистый буровой раствор ортофосфорной кислоты и кальци1нированной соды, может быть снова обращена в буровой раствор, если в эту пену из расчета в 1 вес.ч, вспененного безглинистого бурового раствора 0,00017-0,00051 вес.ч. флотореагента T-80; 0,0017-0,0051 вес.ч. каустической соды, 0,0085-0,0427 вес.ч. конденсированной сульфит-спир.товой барды КССБ-2 и 0,000840,0043 вес.ч, карбоксиметилцеллюло-. зы КМЦ-600. В ходе лабораторных испытаний выявлена возможность многократного .использования раствора, обращенного из пены, для последующего бурения. Для этого к известному безглинистому буровому раствору добавляют ортофосфорную кислоту и кальцинированную соду и получают пену с определенными свойствами. Причем при получении пены к 1 вес.ч. известного (2$ беэглинистого бурового раствора добав.ляют или 0,021 вес.ч. ортофосфорной кислоты и 0,026 вес.ч. кальцинированной соды, что в пересчете на весовые проценты соответствует. содержанию в предлагаемом растворе 1 02 У вес.% Н РО4 и 2,05 вес.Ъ Иа СО (табл. 1, опыт 13) или 0,043 вес,ч. Н РО4 и 0,043 пес.ч. Иа СО, что в пересчете на весовые проценты соответствует содержанию в новом буровом растворе 3,06 вес.В Н9РО4 и 3,06 10 вес.Ъ NaZC03 (табл. 1, опыт 17}» Потом эту пену с помощью флотореагента T-80, каустической соды, KCCB-2 и КИЦ-600 вновь обращают в раствор, пригодный для последующего бурения. $5 Далее этот раствор опять превращают в пену, которую вновь обращают в раствор и такое превращение производят трижды, причем в каждом опыте определяют показатели свойств пены и полученного из пены бурового раствора. Данные о показателях свойств пены и бурового раствора при многократном их превращении друг в друга приведены в табл. 4 ° 1 Ю с 3 3» 1 1 сСЪ О I I М I а Ul ЧР I » О 1! I "! 6 3 Р\ ,а х ! ННссб ! оо! 1е03. I МхЕ о 1О с»3 I б I М 1 Р3 I I сР НХ, Р3 д д о 1 х 1» 1» 3гб 1 IОФХР3Х I и н &а»"б л 1 С»3 »-б 1 с Рб Д о О I Н 1 Ц 63 Рб О 333 ! V 36 33 0 > 1:» Х Рб Х- V 1 3 I Р 1 иЪ . I ссi I со »Ч » %j 1 C) б ! ОО М »-б Г» ° -б М а-1 l о I Ю I бР mO! и б6 Х Ф бац, ! 1 ахба х 3! СС3 Х О и .13 I. I Ю М о I ъ-бб! » 1 а-б с»3 а сб О ° 63 и о »О ° «3 » о %-б М о сО Ф ! о I м l I A ! нн I Рбv I ао ! РАУХИ! »И ! 36 о 36 о бсб а » О ссЪ 1О ct I Cl Р Ф Рб Р о Ф Рб Ф v е Рб Рэ о е Рф v е Рб Р v е Р3 Ф о Р3 l6 а о Рб н о Рб 1 « %-» Ю Ю 3 с-1 D о ь % б С»3,Сс» оо -u о ь Рб + о и о I сс\ v и 1 333 и и 36 о а Р4 о Ф РЗО Ю т-б б! Ю 0 о5 Р » о е Р3 о о ! »О »-б бI о о Р6 о и I н о а Рб О а Рб ° ° с с»3 б « I ц 1 ») I Ф ! 1 н(I i 1! I, I Р о NI н и с6 а О Ь о о а Р» Ю с6 Р3 н о 3g о и с I I Am н но g о v I охй 1 IХс»Х х, I Ф О 3 4 х Е 1 ФФК 1 Ц g.6! с 1 133 dP й 1 ! » I I Р; l ННЮИ о ос I Ох! 1 Х.сХ 36 333 ° Ц v ц Е 3 Р, 0»-1 сЪ 63 с30 ои U с ф4 63 о Р3 Р С6 О б Р Рб ° О Рби а.ае Ь ОР3 O Р3 Н»О 36 О с»б Я Рбо ао о х Р + ц о „ ео Ф Рб F4 Ф 333 0Ъ С»3 о+ о oz -0 о с6 Рц С»б Рб О Qa Ф О Р3 Р3 Н сбЪ ОС3 б6 Ю ао М ° о Р ° + Фо Р3 с0 I а-б » 1058994 б с»3 о0 О а3 l2I С Ъ f0 v ае О Р3 Рб Н»О Осб с6 о а Р + о ту ео Р3 С4 Н Л С»3 о+ о ох -о Ю с6 Р + Р A3 v а Ф О Рб Р3 н ссб O сб Р3 о Р,о ° Ю Р ° + о ФЮ 36 сО ! »б < сбЪ ° Р пб °.Р,O.о Ф 16 Р3 н V 333 63 с»3 ао ° о Р ° + Ф 0 х о ° о »О ° 3 « v N. вор„ о сС3 ° . CV + о ° oz o о0Ф Р3 о 36 РР 3«. ° о эро ° » б6 Оо а Ф О Р3+ 36 Н иЪ.С»3 ОС3 ФЮ 333 аюи -u ° o!6 Р ° + ° v ео 63m V 1 Э а-б Ес Рб с»Ъ 0. ои ° ю о Р3 а % б ф 6I V Р Э . О Рб Рб Н б»Ъ Uw 36 о а. ъ о Ф + Ео 36 а ° Ч с« о ° о OIa е " а ссЪ Ю ° с»3 ф о+ о о oz e 0 36 о 36 Р 3 + а-б ° о са р о ° ъ 63 Оо .ае О Р3+ Р3 Н сбЪ С»3 Осб I Р3 о 333 аои и ° ЮМ ° + ° о ео ° Р36 O I Ф »-б Е< 36 1058994 Ф,I ! ° lI 1 х I Р D с о I о с «О а A Х н Ф O I О) Х Д Х) Э М 1 Ц I о Cf I О) а I И I I 1 н х> л,«) х о ) Ц а-« ФХФХ не а- и с с Г о н ы mom ювао> хам — o с «с 0 tI 4 х« х ° -1 с гЧ «О «-« с « с I Х О х х Э Х И Ф Н и Ь ЙООН ювао ««I Х х ац Х«РХ хОЖ х %« с ь I ! 1 1 I 1 I I l 1 1 с g о о (с О с ««) «ъа ч ) 3 Ф ° "« с ь вОН М нь Z ОХс« хс. х Ю Г с с ь с A н v о х и I — — - I I I I ° ь ь ° Щ о Рф " Э а Ф Ф I«I I«I а о Ф а о R аФ н о о 0 о а е о С4 а с, ь п3 I а 1 I о! н а o Н) Ф VIS 1 Ф 0! m )« I Ф O I X а) о о)и а с I Ю 1 I a о а I I O v. а I 01 1 Н ! о I и I ! I I Ф Ц 1 а 1 . I tk 1 3 ,"«) 1 Й Х)ф Ф И I C 1 I а 1 н н! о 01): :Х I )» о а 1 1 1 I Н I C I а ! 1 1 1 I I 1 1 .1 1 1 1 I « 3 «« эО ь0 с ф ье « «2I Р Ео а Ф Om а н « 1 v еь аь F + 0 w ЭО l«I Р« « с ь е О v «o 9f 1 ДВ ь ° ь+ ь сж 0 ьо Ф al a + М D ° г« «р ь ° ь Re ь оа а н «« 0«Ч «Ч «I1 о Рь ° ь 0 р И ° + 0 ° Э ь. Э а «о ° «(ч Э l«I « 3 ° Р «ес оО с0 ь ь +а «5 « ° ° -« ео а э оа ««) н «1 0 Е «I) O а с ь Р + ЭО а С4 %.« O c «ч ь ° ь o+ ° O U сф Э ьо а «)) + Х«" -o ьo ° с e oo а Ф оа+ а ню«ч 0«Ч I «!) O 1I) Аь0 с0 ° о) Р ° + ° Эь а«в 0 1 Cl н&«а 1 ! 1 I 1 I I 1 ! 1 l ! I I I I 1 I I I 1 1, 1 1 I 1 1 1 I 1 ! 1 l ! ! I 1 I 1 х о н о 5 о. и "И а,р « о Р) аЧ он -о Ц Х ) а I« ОФ ах нх оо «)! н а еК ао Э X а 1058994 Составитель A. Балуева Редактор Н. Егрроза ТехредМ,Костик Корректор И.Эрдейи. Г(одписное Заказ 9708/24 Тираж 639 ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб,, д. 4/5 Филиал ППП "Патент", r, Ужгород, ул. Проектная, 4 е Результаты, приведенные в табл. 4, показывают, что цаиа ебревувщ@вся после вызова притока нластевого флюида, может быть многократно обрацена в буровой раствор и обратно, причем показатели свойств как пены, 5 так и бурового раствора отвечают требованиям проведение. бурсак работ, сохраняя свои первоначальиые качества, несмотря на иеодщжразйые превращения бурового раствера в пену 10 и обратно. В ходе лабораторныи испытаний выяснено, что пена, образующаяся в результате ввода соляной кислоты в известный j2) бевглиниетый буровой раствор, не может Выть переведена обратно в буровой раствьр,,так как соляная кислота приво4р т к.коренному ухудшению свойств беэгяинистого бурового раствора. В промысловых услс виях пена, 20 полученная с помощью соляной кислоты, выбрасывается на поверхность и сильно загрязняет окружающую среду. Безглинистый буровой раствор j2) для заканчиваиия скважин в настоящее 25 время для вызова притока пластового флюида не намел применения, так как он не обладает пемооЬреэумщими свойствами. В отечестваниОй практике бурения 30 скважин широкое применение иашел раствор для вызова притока пластового флюида при заканчиваыиы скважин на основе П В, аэрираванвый воздухом (базовый объект). При аэрировании З5 раствора получают пену„ которая и создает депрессию на пласт, что способствует вызову притока пластового флюида. Технико-экономическое преимущест,во предлагаемрго безгяинистого бурового раствора для заканчивания скважин по сравнению с базовым объектом состоит в том, что пенообраэующие свойства на стадии вызова притока предлагаемого раствора значительно выше пенообраэующих свойств известного раствора, а именно: кратность. пены выше в 2 раза, а время жизни больше в 4-5 раз. Благодаря укаэанному преимуществу предлагаемый буровой раствор позволяет осуществить вызов притока нефти эа одну обработку, в то время, как при использовании известного раствора следует провести несколько обработок (от 3 до 5 и более Обработок), чтобы добиться положительного результата. Это позволит снизить материальные и трудовые затраты на 40Ъ. Кроме того, предлагаемый буровой раствор после вызова притока пластового флюида можно многократно испольэовать для последующего бурения путем добавления:в него флотореагента (Т-80), каустической соды (NaOH) KCCE-2 и КМЦ-600, s то время, как пена, обраэОвавшаяся из известного раствора, выбрасывается из скважины прямо на прверхность земли, загрязняя окружающую территорию и мешая работе буровых бригад. Предлагаемый же беэглинистый буровой раствор, который на стадии вызова притока пла тового флюида находится в виде пены, весь вновь переводится в буровой раствор, пригодный для последующего бурения. Таким образом исключается загрязнение местности и одновременно с этим сокращаются материальные затраты ввиду повторного использования для бурения одного и того же материала.