Буровой раствор

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывке ствола скважин. Цель изобретения - снижение ингибирующих свойств раствора. Раствор готовят путем растворения в воде технической кальциевой соли уксусной кислоты, затем вводят структурообразователь (асбест глину, мел и т.д.) и реагент-стабилизатор (эфир целлюлозы, полиакриламид), тщательно перемешивают и т.д., компоненты содержатся в следующем соотношении, мас.%: структурообразователь минерального типа 2,0-20,0

реагент-стабилизатор 0,2-3,0

техническая кальциевая соль уксусной кислоты 0,1-0,4

вода остальное. Буровой раствор позволяет снизить аварийные ситуации при бурении. 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (sl)s С 09 К 7/02

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ о

Ю, О

О (Л (21) 4639798/03 (22) 29.11,88 (46) 15.07.91.Бюл.N 26 (71) Московский институт нефти и газа им,И.M.Ãóáêèíà (72) В.Э.Аваков; О.К.Ангелопуло и А.А.Алекса ндрюк (53) 622.293.144.3(088.8) (56) Булатов А,И.Справочник по промывке скважин. M. Håäðà, 1984, с.42-46.

Авторское свидетельство СССР

М 4282849, кл. С 09 К 7/02, 1987. (54) БУРОВОЙ РАСТВОР (57) Изобретение относится к.бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к проИзобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывке ствола скважины.

Цель изобретения — снижение ингибирующих свойств раствора, Буровой раствор содержит, мас. ;

Структурообразователь минерального типа 2,0-20,0

Реагент- стабилизатор . 0,2-3,0

Техническая кальциевая соль уксусной кислоты 0,1-0,4

Вода Остальное

В качестве структурообразователя можно испольэовать различную твердую фазу: асбест, глину, мел и т.д, В качестве реагента-стабилизатора используют фактически любые органические стабилизаторы: на основе эфиров целлюлозы, полиакрилаты, лигносульфонаты и т.д.,„!Ж „, 1663005 А1 мывке ствола скважин. Цель изобретения— снижение ингибирующих свойств раствора.

Раствор-готовят путем растворения в воде технической кальциевой соли уксусной кислоты, затем вводят структурообразователь (асбест глину, мел и т.д.) и реагент-стабилизатор (эфир целлюлозы, полиакриламид), тщательно перемешивают и т.д., компоненты содержатся в следующем соотношении, 1 мас. : структурообразователь минерального типа 2,0-20,0; реагент стабилизатор

0,2-3,0; техническая кальциевая соль уксусной кислоты 0,1-0,4; вода остальное, Буровой раствор позволяет снизить аварийные ситуации при бурении. 1 табл.

Техническая кальциевая соль уксусной кислоты (ТКС) получается при нейтрализации гашенной известью продуктов, образующихся при термическом разложении древесины, представляет собой серый гранулированный порошок. Водный раствор ТКС имеет слабощелочную среду. ТКС имеет следующий состав, мас.%:

Производные фенолов 7 -10

Гашенная известь 10-14

Кальциевая соль уксусной кислоты Остальное

Пример 1. В 979,92 r воды последовательно размешивают 1 г ТКС, 20 r асбеста и 2 r полиакриламида и тщательно размешивают, Пример 2. В 894 г воды размешивают

100 г бентонитового глинопорошка, добавляют 5 г КМЦ-700, тщательно перемешивают. После получения стабильных

1663005

Концентрация ТКС, мас,,4

¹ пп

Номер растворов

%/0>o, дПа

Введено дополнительно

Фю, см

Всего.

<о дПа /1 мПа с

7/8

60/70

10/12

24/31

7/12

41/54

36/48

35/49

2

5

7

0,1

0,1

0,2

0,4

12

19

27

13

21

33

46

99

7

7

6

2,67

2,57

2,45

2.52

3,24

2,51

2,48

2,45

0,1

0,2

0,3

0,2

0,3

0,4 параметров добавляют 1 г технической кальциевой соли, Пример 3, В 821,9 r воды растворяют

2 г полиакриламидэ, добавляют структурообразователь, состоящий из 100 r воды, 20 г асбеста марки П-6-30,4 г медного купороса и 0,1 г гидроксида натрия, В 50 г воды раз мешивают 2 г ТКС и вводят в полимерасбестовый раствор.

Пример 4. В 696 г воды размешивают

200 г мела и добавляют 100 г 30%-ного ФХЛС, содержащего дополнительно 4 г ТКС.

Пример 5, В качестве известного используют хлоркальциевый раствор следующего состава: бентонитовый глинопорошок 100, хлорид кальция 10, КМЦ-700 10, КССБ-2 50, гидроксид натрия 3, вода остальное, Оценка ингибирующих свойств раствора проводилась по следующей методике.

После 30 мин фильтрации бурового раствора на вакуумной установке фильтрат в количестве 5 см наливают на торцовые з поверхности образцов глины, которые получали прессованием бентонитового глинопорошка в металлических пресс-формах при давлении 100 МПа.

Образцы находятся в напряженном состоянии, что имитирует горную породу в условиях естественного залегания, Нэ торцовую поверхность цилиндрического глинистого образца устанавливают металлический шток, передающий увеличение объема образца на мессуру, Через определение промежутки времени снимается увеличение объема образца, после чего строится зависимость линейного увеличения образца (в условиях скважины — так называемый процесс "выпучивания"). Получаемая кривая описывается уравнением

hl = ехр (K(lnt) "), где t — время эксперимента

Л I — линейное приращение образца;

К вЂ” коэффициент, учитывающий прони5 кающую способность фильтрата;

n — показатель, учитывающий материал образца, Поскольку образцы во всех опытах одинаковые, то и будет для всех образцов

10 одинаковыми. Поэтому, чем меньше коэффициент К, тем образцы меньше набухают.

К вЂ” величина безразмерная. Опыты, показывающие свойства буровых растворов и их ингибирующую способность, приведены в

15 таблице.

Как видно из полученных материалов присутствие кальция с органическим анионами снижает козффициент К по сравнению с хлоркальциевыми системами несмотря на

20 то, что в известном растворе 4 в несколько раз. больше содержание органических стабилизаторов. Увеличение концентрации

ТКС выше 0 4% (на одном растворе, опыты

6,9) увеличивает проникающую способность

25 фильтрата, Формула изобретения

Буровой раствор, содержащий струк30 турообразователь минерального типа, реагент-стабилизатор, техническую кальциевую соль уксусной кислоты и воду, о тличающийся тем,что,сцелью снижения ингибирующих свойств

35 раствора, он содержит компоненты в следующих количествах, мас,%: структурообразователь минерального типа 2,020,0, реагент-стабилизатор 0,2-3.0, техническая кальциевая соль уксусной

40 кислоты 0,1-0,4, вода остальное.

Параметры бурового раствора

Продолжение таблицы

5 2.74

5 2,87

5 2,91 д- пластическая вязкость; Tp — динамическое напряжение сдвига; 1 Îù - статическое напряжение сдвига; < о — показатель фильтрации; К вЂ” коэффициент проникновения фильтрата, Составитель Л,Бестужева

Редактор М.Недолуженко Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор Л. Бескид

Заказ 2236 Тираж 417 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101