Буровой раствор

 

БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глину, понизитель водоотдачи, нитрилотриметилфосфоновую кислоту или 1-оксиэтнлидендифосфоновую кислоту и воДу, отличающий.ся тем, что, с целью повьшения ингибирующих свойств раствора, он содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: Глина8-25 Понизитель водоотдачи 0,01-0,3 Нитрилотриметилфосфоновая кислота или 1-оксиэтш1идендифосфоновая кислота 0,5-2,0 ВодаОстальное

..SU„„1098951 А

СОЮ9 СО8ЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

3Ш С 09 К 7/02

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

Н ABTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

0 5-2,0

Остальное Я

ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (2 1) 3482181/23-03 (22) 11.08,82 (4б) 23.0б.84. Бюл. У 23 (72) А.И. Булатов, С.А. Гарьян, В.М. Лимановский, Н.А. Масюкова, А.И. Матвиякин и В.И. Рябченко (7t) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (53) б22.243.144 (088.8) (56) 1. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М., "Недра", 1979, с. 43-53.

2, Авторское свидетельство СССР

В 924079, кл. С 09 К.7/02, 1980. (54)(57) БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глину, понизитель водоотдачи, нитрилотриметилфосфоновую кислоту или

1-оксиэтилидендифосфоновую кислоту и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения ингибирующих свойств раствора,. он содержит компоненты в следующем соотношении, мас.7:

Глина 8-25

Понизитель водоотдачи 0,01-0,3

Нитрилотриметилфосфоновая кислота или

1-оксиэтилидендифосфоновая кислота

Вода

98951 2 нитрилотриметилфосфоновую кислоту или 1-оксиэтилидендифосфоновую кислоту и воду, содержит компоненты в следующем соотношении, мас.7.:

Глина 8-25

Понизитель водоотдачи 0,01-0,3

Нитрилотриметилфосфоновая

10 кислота или

СН, -PO(OH), И СН -РОЖОН), СН -РО(ОН), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) РО(ОН),, з

) - P0(OH), ОН

1-оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) 1 10

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин в разрезах, сложенных неустойчивыми глинис" тыми породами.

Необходимым требованием при бурении в потенциально неустойчивых глинистых отложениях является применение в буровых растворах ингибиторов, уменьшающих набухание и диспергирование глин и обеспечивающих тем самым сохранение устойчивости ствола скважины.

Наиболее часто в качестве ингибированных применяют гипсовые, известковые, высококальциевые и другие буровые растворы, в которых диспергирование глинистых пород предотвращается двух и более валентными катионами, вводимыми в глинистые растворы в качестве ингибиторов. Повышение устойчивости глинистых пород основано на замещении в обменном комплексе глины одновалентных катионов поливалентными, хемосорбции поливалентных катионов и коагулирующем действии Г 1).

Однако эти растворы имеют ряд существенных недостатков, а именно: многокомпонентность, трудность регулирования фильтрационных и реологических свойств, повышенный расход понизителей водоотдачи и разжижителей, йевысокая термостойкость.

Наиболее близким к изобретению является буровой раствор, содержащий глину, воду, понизитель водоотдачи и фосфоновые комплексоны — нит ролотриметилфосфоновую (НТФ) и 1-оксиэтилидендифосфоновую (ОЭДФ) кисло ты в количестве 0,01-0,037. Применение известного бурового раствора в неустойчивых глинистых породах возможно в связи с тем, что комплексоны при концентрациях 0,01-0,037 являются высокоэффективными разжижнтелями и позволяют поддерживать стабильные структурно-механические параметры бурового раствора при переходе в него диспергированной породы f 2 j.

Однако известный раствор не предотвращает набухание глин и, следовательно, не может обеспечить сохранение устойчивости ствола скважины.

Целью изобретения является повышение ингибирующих свойств бурового раствора.

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор, содержащий глину, понизитель водоотдачи, -оксиэтилидекдифосфоновая кислота 0 5-2,0

Вода Остальное

Фосфоновые комплексоны отвечают следующим структурным формулам:

Фосфоновые комплексоны являются высокоэффективными комплексообразова" телями и способны к хемосорбции на глинистых частицах. При малых концентрациях реагента (0,01-0,037) адсорбция энергетически более выгод-.

I на по краям силикатных плоскостей, 35 имеющих нескомпенсированные валентности и свободные заряды, так как в этом случае происходит образование химических связей. Хемосорбция на краях препятствует сближению частиц

4О глины самыми активньнчи участками и предотвращает загущеНИа бурового раствора.

При увеличении концентрации фосфоновых комплексонов до 0,5-2,07. начинается адсорбция на базальных плоскостях глинистых частиц, обусловленная в основном электростатическими, а также образованными водо5О родными свЯзЯми, Это приВодит к гидрофобизации поверхности глинистых минералов за счет углерод-водородных фрагментов, входящих в молекулы фосфоновых комплексонов, и способствует уменьшению набухания глин.

Сущность процесса ингибирования заключается в смешении гидрофильногидрофобного баланса глины в сторону увеличения ее гидрофобности. Сте51 4 глинистом растворе структуры. Количество добавленной глины, при котором появляются первые измеримые значения СНС (на приборе

СНС-2) характеризует величину глиноемкости раствора ингибитора.

Глиноемкость воды принимается равной 1. Состав исследуемых растворов и их глиноемкость приведены в таблице 2

Как видно из данных табл.2 по эффективности снижения набухания и диспергирования глинистых пород фосфоновые комплексы находятся на

I уровне таких широко применяемых ингибиторов, как соединения кальция и калия.

Состав и технологические параметры буровых растворов приведены в табл.3. Таким образом, технологические параметры растворов, содержащих

0,5-2% фосфоновых комплексонов,легко регулируются, не требуется увеличивать содержание понизителей водоотдачи и применять разжижители. Растворы термостайки до 180 С.

Таблица 1

Среда набуха- К К ния

4,15

Вода

1,60

0,57. НТФ

1,0% НТФ

2Х НТФ

0,5Х ОЭДФ

1,0% ОЭДФ

2Х ОЭДФ

1% Сас

47 KCR

2,98

1,15

2,57

0,99

1,99

0,77

3,00

2,59

1,00

2,08

0,80

0,68

1,68

1,59

0,61

Та блица 2

1,0

Вода

0,57 НТФ

1,83

3 10989. пень ингибирования глинистых пород оценивается по снижению величин набухания и диспергирования глины в среде ингибитора.

Пример. 80 г бентонитового

5 глинопорошка или глинистого шлама самотлорского месторождения диспергируют в 1000 мп воды, затем вводят понизнтель водоотдачи — 1 мл 107-ного водного раствора КМЦ-600 или

0,2 мл 2Х-ного водного раствора полиакриламида и перемешивают до полного растворения. Отдельно rотовится водный раствор фосфонового комплексона растворением 5 г кислоты в небольшом количестве воды и обработкой товарной щелочью до рН 7. Стабилизированная глинистая суспензия перемешивается с раствором комплексона в течение 1-2 ч, затем измеряются параметры бурового раствора.

Ингибирующие свойства раствора определяют по набуханию бентонита при помощи прибора конструкции Жигача-Ярова. Константы набухания определяют графическим способом.

Показатели набухания следующие:

К вЂ” коэффициент набухания, равный отношению объема жидкости .V свя30 занной с пробой, к объему сухих частиц Ч ; К, — коэффициент набухания,,равный отношению V ê массе сухой пробы m; К, — количество жидкости набухания (см ), связывающее 1 r глины.

Определение степени набухания бентонита проводят в растворах, указанных в табл.1.

Растворы калия и кальция выбраны для сравнения как наилучшие ингибиторы набухания при концентрациях, соответствующих максимальному ингибирующему эффекту. Растворы фосфоновых комплексонов готовят растворением необходимого количества реаген- 45 . та в воде, затем добавляют товарную щелочь до рН 8-9.

Влияние концентрации фосфоновых комплексонов на показатели набухания бентонита, характеризующие ингибирую-50 щий эффект, приведены в табл. I.

Дпя определения глиноемкости растворов готовят растворы ингибиторов, в которые добавляют бентонитовую глину порциями по 10-20 r. 55

После перемешивания растворов измеряют статическое напряжение сдвига (СНС), характеризующее наличие в в

1098951

Продолжение табл, 2

2,13

2,83

4,0X KCt

1,0Х СаСИ2

1,0Х НТФ

2,0Х НТФ

2,61

2,53

П р и м е ч а н и е. Глиноемкость воды состав ляющая 60 r глины на

500 мп раствора, принята равной

0 5Х ОЭДФ

1,85!

1,0Х ОЭДФ

2,16

2,0X ОЭДФ

2,57

Таблица 3

Параметры.растворов

Состав раствора,X

ВенПо прогрева

КИЦ-60

После прогрева,г/см иит

С,дна В,см р

10 ии

Т. CHC,aIla, Ь,см р8

1/10 мин

1,05 25 О/О 3,2 9,1 1,05 37

0,3

0,5

О/О 5,4 9,0

1,0

О,1

2,0 1,07 24 О/О 3,6 9,1 1,07 36 О/О

0,2

20 — 0,03. 0,5 1, 14 23 О/O 3,4 9,3 1, 14 35 О/О

4 t0 8@9

25 - 0 02

1,5

25 - 0,01 2,0 1,18 21 О/О 3,7 9,2 1,18 30 О/О

3,8. 8,9

П р и и е ч а н и е. Прогрев растворов проиэводнт при 180 С в течение 8 ч.

Составитель В. Ягодин

Редактор Н. Джуган Техред С.Мигунова Корректор А. Зимокосов

Закаэ 4319/21 Тираж 634 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам иэобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная,4

Шлам самотлорског месторовдени фосфо овые омплекс и

1 07 22 О/О 3 8 9 2 1 07 32 О/О

1,18 25 О/О 3,6 9,2 1,18 39 О/О б,t 9

5,7 8,9

3,6 9,0