Буровой раствор

 

СОЮЗ СО8ЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

RCFX0@ P qg

13;,, 13

ВНЫЛаг. :. -:;

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н ABTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

О, 3-0,5

О, 1 "О,З

ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЬПЮ (21) 3737142/23-03 (22) 04.05.84 . (46) 07.03.86. Бюп. У 9 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (72) С.А.Гарьян, Б.Ф.Егоренко, В.М.Лимановский, P .Á.Ìàëõàñüÿí, Н.А.Масюкова, А.И.Пеньков, В.Б.Суханов и М.В.Рудомино (53) 622 .243. 144. 3 (088. 8) (56) Авторское свидетельство СССР

В 924079, кл. С 09 К 7/02, 1980.

Рязанов Я.A. Справочник по буровым растворам.- М.: Недра, 19 79, с.46.

Авторское свидетельство СССР

0 968048, кл. С 09 К 7/02Р 1981.

Авторское свидетельство СССР

В 883140, кл. С 09 К 7/04, 1981. (54) (57) БУРОВОЙ РАСТВОР содержащий глину, полимерный понизитель водоотдачи, например. акрилового .ряда, алюмокалиевые квасцы, гидро„„SU„„1216193 A (511 4 С 09 К 7 02 окись, ингибирующую добавку и воду, отличающийся тем, что, с целью улучшения его качества rty тем повышения ингибируницих свойств, в качестве ингибирующей добавки он содержит нитрилотриметилфосфонс вую или оксиэтилендифосфоновую кислоту при следующей соотношении компонентов. мас.Ж:

Глина 5,020,0

Полимерный пониз ител ь водоотдачи

Апюмокапиевые квасцы. 0,30,5

1идроокись, капия

Нитрилотри ме тилфо сфоновая или оксиэтиле нфо сфоновая кислота 0,2-0,4

Вода Остальное

Ф 1

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин в разрезах, сложенных легконабухающими глинами, склонными к осыпям и обвалам.

Цель изобретения улучшение качества буровогA раствора за счет повышения ингйбирующих его свойств.

Ингибирующую способность буровых растворов оценивакгг по снижению н@бухания саригюхского бентонита в" фильтратах буровых растворов °

Определение констант набухания глины проводят по методике Жигача и Ярова.

Для измерения параметров буровых растворов готовят глинистую суспензию из предварительно гидратированной и диспергированной глины (бентонита или глинистого шлама) и воды. Глинистую суспензию об- рабатывают реагентами в следующей последовательности: понизит ель водоотдачи (КМЦ или метас), фосфоновые комплексоны (или окзил по известному способу), алюмокалиевые квасцы совместно с KOH.

Растворы КИЦ, метаса, алюмокалиевых квасцов и окзила. готовят по известным методикам. Фосфоновые комппексоны хорошо растворимы в воде и в буровом растворе, в связи с чем реагенты могут вводиться в раствор в сухом виде или в виде водных растворов любой концентрации.

Для проведения экспериментов готовят 1ОЖ-ные водно-щелочные растворы комппексонов. Щелочь (КОН) вводят в количествах, необходимых для подцержания рН бурового раствора в пределах 8,5-9,5. Аналогич-. но готовят известные растворы для сравнения, В качестве модифицированного лигносульфоната используют окэил. Применение окзила вызывает необходимость обработки растворов пеногасителем трибутилфосфатом (ТБФ))

Прогрев растворов производят в автоклаве при 200 или 150 С в течение 8 ч.

Дпя определения технологических параметров буровых растворов ис-. пользуют стандартные приборы и методики.

В табл. 1 приведены результаты сравнения ингибирующей способности предлагаемого (. составы 3 и 4 ) и известных растворов.

216193 2

l5

Как видно иэ данных табл.1, на- ° бухание бентонита в предлагаемом растворе значительно ниже, чем в растворах, содержащих отдельно апюмокалиевые квасцы или фосфоновые комплексоны при концентрациях, превышающих суммарную концентрацию всех реагентов. Это подтверждает появление синергетического эффекта и взаимного усиления ингибирующей способности реагентов, Состав и технологические параметры буровых растворов приведены в табл.2, причем составы раствора приведены из расчета количества реагентов, необходимых для приготов ления 100 r бурового раствора.

Предлагаемый буровой раствор обладает высокой ингибирующей способностью, имеет удовлетворительные технологические параметры при температурах до 200 С. Иеханизм усиления ингибирующей способности бурового раствора при введени фосфоновых комплексонов заключается в следующем.

Фосфоновые комплексоны являются высокоэффективными комплексообраэователями и способны образовывать прочные хелатные соединения с катионами металлов, в том числе К и Al.

Адсорбируясь на разбуриваемых гли- нистых породах, комплексоны моди фицируют их поверхность, увеличивая активность глинистых минералов по отношению к катионам металлов, особенно Al. При этом на поверхности образуется пленка глиноорганических комплексов состава глинистая частица - комппексон - катион маталла. Присутствие комплексонов способствует усилению адсорбции катионов металлов и, следовательно, повышению ингибирующего эффекта.

Это объясняется тем, что характер« ным свойством НТФ и ОЭДФ является образование особо прочных полиядерных комппексов с катионами Al

5+ в которых одна молекула комппексона связывает несколько атомов Al. Образующий адсорбционный слой отли» чается особой прочностью и устойчивостью к воздействию высоких температурр .

НТФ и ОЭДФ, в качестве ингибиторов набухания и диспергирования глинистых пород, используются при концентрации свыше 0,5Х, а ингибирукиций эффект достигает заметной

1216193

Т аблица l

Известный

0,3

1,05

0,5

1,06

Предлагае.

Мйй

0,2

0,3

0,90

0,4

0,5

0,87

0,5

l l5

1,0

О, 99.

1,0

1,03

П р и м е ч а н и: рН фильтрата 8,5-9,0.

Т аблица2

Известный

10 03 01

10 . 03 01

3,0 0,5 0,3

5 933 03

593303

10 85 7 О 5 величины при содержании реагентов

1-2Х. Проявление ингибирующего эффекта при высоких концентрациях

НТФ н ОЭДФ объясняется тем, что механизм ингибирования комплексонами s отсутствии катионов металлов ЭА1 заключается в частичной гидрофобиэации поверхности, глины за счет углеродводородных фрагментов, входящих в молекулы реагентов.

Совместное же применение алюмокалиевых квасцов и комплексонов за счет проявления реагентами синергетического эффекта позволяет получить высокий ингибирукщий эффект.

Кроме того, применение фосфоновых комплексонов устраняет необходимость обработки растворов лигносульфонатами, а также разбавление раствора в связи с тем, что образующаяся на поверхности частиц бурового раствора адсорбционная пленка предохраняет его от коагу ляционного загущения при вводе алюмокалиевых квасцов.

1216193

Продолжение табл.2

Содержание компонентов раствора, мас.%

Состав бурово го раст вора

Квасцы КОН

Вода Понизитель водоотдачи

Фосфоновые Ок вил комплекГлина соны

НТФ ОЭДф

КМЦ метас

Предлагаемый

0,5 0,2

Ов5 0,2

0,3 0,2

0,3 0,2

0,3 0,4

5 93,9

5 93,9

0,1

0,3

0,1

0,3

5 94,0

0,2

0,3

0,3 0,2

0,5 0,3

0,5 0,3

0,3 0,2

5 94,0

20 78,5

20 78,5

10 88,8

10 88,8

20 78,5

20 73,5

10 89 2 О 3

10 884 03

10 88,8 0,4

10 88,5 0,2

0,3 0,4

0,3 0,4

0,3 0,4

0,3 OВ2

0,4

0,4

0,4 0,3

0,4

1,4

0,3

0,4

0,3

0,1

0,5

0,5 0,3

0,2 0,2

0,7 0,2

0,5 0,3

0,4

0,4

0,6 0,4

5 93,2

0,2

4 948 03

23 758 03

0,2

0,5

0,3 0,2

0,4

Продолжение табл,2

Состав бурового раст вора

Известныйй

2

15/40 5,0 8,5

21/50 6,0 8,3

26/70 6,5 8,1

20 200

200

1,04 35

1,04 42

1,07 58

1,05

1,06

1,06, 1216193

Продолжение табл. 2

Состав ! бурового раствора

Темпера.тура термостатирования г/см

Коэффициент набухания глины в фильтрате рН

Ф, см

СНС, дПа

Т, с

1,04 25

1,04 30

5/8 50 81 091

12/32 5,5 8,2 0,92

150

1,04 27 12/21 4,5 8,5 0,90

200

200

20

200

20

1,14 53 27/61 6,5 8, 1 0,86

200

150

28/61 5,0 8,3 1,01

16/27 5,5 8,1 0,86

150

150

150

150

150

1, 17 127

150

П р и м е ч а н и е: Растворы состава 1-3 обработаны пеногасителем, Составитель Г.Сапронова

Редактор И.Дербак Техред Ж.Кастелевич Корректор A-Тяско

Заказ 962/29 Тираж 644 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

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

1,04 41

1,14 30

1,14 45

1,08 27

1,08 35

1, 14 45

1,08 53

1 08 25

1,08 23

1,08 27

1,04 65

1,03 23 18/47 5,5 8,2 0,91

6/9 6,0 9,2 0,86

21/55 7,0 8, 7 0,87

4/12 5,0 8,6 0,90

21/52 70 8 3 О 91

18/36 4,5 8,4 0,86

8/19 5,0 8,2 1,00

12/32 9,0 8,1 0,85

47/96 40 82 086

8/10 7,5 8,1 0,90. н/з 40 80 088