Буровой раствор

 

БУРОВОЙ РАСТВОР, включающий полимерную добавку, ингибитор коррозии , регулятор рН и воду, о т л ич а ю щ и и с я тем, что, с целью повышения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта, в него дополнительно введен нитрит натрия при следунмцем соотношении компонентов, мас.%: Полимерная добавка 0,001-0,800 Ингибитор коррозии 0,6-6,5 Нитрит натрия 0,7-7,0 Регулятор рН 0,4-4,0 ВодаОстальное (Л

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЩИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (! 9) (11) .1

4(51) С 0 К 0

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСНОМЪ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗ(ОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3675708/23-03 (22) 03 .1 1.83 (46) 15.06.85. Бюл. У 22 (72) А,У,Шарипов С.И.долганская и Г.П.Бочкарев (71) Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (53) 622.243.144..3(088.8) (56) 1. Патент США Ф 4239629, кл. 252-8.5с, опублик, 1981.

2. Steiger R.P. Применение калиевых полимерных буровых растворов для умейьшения осложнений при бурении и заканчивании скважин.-"J.oK

Petrol Technol" 1982, v. 34, В 8, р. 1661-1670 (прототип) . (54) (57) БУРОВОЙ РАСТВОР, включающий полимерную добавку, ингибитор коррозии, регулятор рН и воду, о т л и.ч а ю шийся тем, что, с целью повышения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта, в него дополнительно введен-митрит натрия при следующем соотношении компонентов, мас.Х:

Полимерная добавка 0,001-0,800

Ингибитор коррозии 0,6-6,5

Нитрит натрия О, 7-7,0

Регулятор- рН 0 4 4э0

Вода 0c таль ное

1161530

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, -применяемым для бурения и вскрытия продуктивных пластов. 5

В настоящее время для бурения и вскрытия продуктивных пластов получили распространение безглинистые полимерные буровые .растворы. В ка честве дисперсионной среды в таких 10 растворах используют пресную воду или минерализованную воду, а в качестве полимеров — ПАА, КИЦ, крахмал и т.д. Для регулирования плотности в такой раствор добавляют различные минеральные соли- j1 j.

Недостатками таких растворов являются низкие антикоррозионная способность и коэффициент восстановления первоначальной проницаемости пласта. щ

Наиболее близким тскническим решением к изобретению является буровой раствор, содержащий, мас.7: полимер ХС 0,20; крахмал 1,20; полианионная целлюлоза 0,20; пара- р5 формальдегид 0,05; калий хлористый

15,00; кали едкое 0,15 и вода остальное. Плотность такого раствора составляет 1080-1920 кг/мэ (2 .

Недостатками этого раствора явля- . ются сравнительно низкий коэффициент восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта, многокомпонентность и сложность состава, приводящие к известным трудностям в 3S приготовлении однородного качественного раствора.

Цель изобретения — повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта.

Указанная цель достигается тем, что буровой раствор, включающий полимерную добавку, ингибитор коррозии, регулятор рН и воду, дополнитеЛьно содержит нитрит натрия при следующем соотношении компонентов, мас.7.:

Полимерная добавка 0,001-0,800

Ингибитор коррозии 0,6-6,5

Нитрит натрия 0,7-7,0 56

Регулятор рН 0,4-4 0

Вода Остальное

В качестве полимерной добавки используют полиакриламид (ПАА), в SS качестве ингибитора коррозии — монозтаноламин, а в качестве регулятора рН - соляную кислоту. г

Буровой раствор готовят в следующей последовательности.

Составляют два раствора: раствор моноэтаноламина и нитрита натрия в предварительно растворенном полиакриламиде и раствор соляной кислоты в воде, а затем оба раствора соединяют при прокачке в скважину. Например, для получения состава по примеру 3 (табл. 1) составляют два раствора: раствор 0,2 r ПАА, 3 г моноэтаноламина и 4 r нитрита натрия в воде с таким расчетом, чтобы общий объем составлял 50 мл, и 5,7 мл концентри! рованной соляной кислоты (содержащей

357. или 2 r сухого НС1) растворяют в аоре так чтобы общий объем составлял 50 мл.

В табл, t показаны пять составов предлагаемого бурового раствора, подвергнутых испытанию в лабораторных условиях.

В табл. 2 приведены данные исследований технологических свойств растворов непосредственно после приготовления и после перемешивания в течение

24 ч.

Как следует из представленных данных, технологические свойства предлага мого раствора не ухудшаются в сравнении с прототипом и сохраняют свои свойства после 24 ч перемешивания.

В табл. 3 приведены данные по изучению антикоррозионных свойств предлагаемого раствора и коэффициента восстановления первоначальной проницаемости при фильтрации его через естественные керны (песчаники

Арланского месторождения Башкирии) в сравнении с такими же характеристиками раствора прототипа.

Как видно из табл. 3, применение предлагаемого бурового раствора позволяет в 2 раза увеличить коэффициент восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта по сравнению с буровым раствором по прототипу.

Предлагаемый раствор характеризуется низкой коррозионной активностью и хорошими технологическими параметрами (вязКостью, низкой водоотдачей, хорошими смазочными свойствами), Анализ полученных данных, представленных в табл. 2 и 3, свидетель1161530 ствует о том, что повьпиение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта достигается при применении растворов составов по примерам 2-4, При

Т аблнца 1

Состав, мас.7

Буровой раствор

Полиакрил- Моноэта- Нитрит . Соляная Полимер Крахмал амид ноламин натрия кислота ХС

Предлагаемый по примерам

0,3

0,5

0,6

0,6

0,6

0,4

0,2

3,,0

4,0

2,0

0,8.6,5

7,0

4,0

7,0

8,0

5,0

Прототип

0,2 1,2

Продолжение табл. 1

Состав, мас.Х

Буровой раствор

Полианионная Парафор- Хлористый Щелочь Вода целлюлоза мальде- калий ъ гид.Остальное

0,15

Q 2.

0,05

15,0

Прототип

Предлагаемый по примерам

0 0005

0,001 использовании состава 1 концентрацц l

ПАЛ и других компонентов слишком низка. При использовании состава 5 технологические параметры улучшаются незначительно.

1161530

Таблица 2

Буровой раствор

Непосредственно после приготовления

Смазочные свойства, а

Противоиэносные свойства, мм

ПокаэаВяэкость, сСт

Предлагаемый по примерам

5,09

5 0

12,0

1,10

1,15

4,01

3,6

7,0

3,2

5,5

3,12

4,0

2,87

2,8

2,85

2,8

3,0

4,76

4,1

7,0

Прототип. Параметры растворов L

Буровой раствор

После 24 ч перемешивания

Показатель, фильтрации, см /30 мин

Вязкость, сСт

Смазочные свойства, а

Противоизнос. ные свойства, мм

Предлагаемый по примерам

1,08

13,0

6,10

1,10

7,0

3 5

4,02

3,21

9,75

6,0

3,3

2,9

2,92

3,0

2,7

2,90

Прототип

15,0

4,65

5,28

10,25

85,68

89,22

77,42

85,30

88,95

42,50 тель фильтрации, см /,30 мин

Параметры растворов

Продолжение табл. 2

1161530

Таблица 3

Восстановление проницаемости, 7

Скорость коррозии, Первоначальнан

Буровой раствор проницаемость керна, Д м2. Год

Предлагаеьый по примерам

0,208

0,216

50,6

0,505

0,681

0,778

0,586

0,712

0,753

67,0

О, 266

92,0

96,0

0,268

0,276

1,112

96,3

48,0

Прототип

Составитель В, Аваков

Техред Т.Дубинчак

Редактор Т. Колб

Корректор .В. Синицкая

Заказ 3936/30

Тираж 630

Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Иосква, Ж-35, Раушскан наб., д. 4/5

Филиал ППП ".Патент", г. Ужгород, у». Проектная, 4