Полимерный буровой раствор

 

Изобретение касается бурения геологоразведочных скважин и предназначено для их промывки. Цель изобретения - улучшение псевдопластичных свойств и повышение закупоривающих свойств полимерного бурового раствора. Полимерный буровой раствор содержит, мас.%: полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 0,5 - 1,9% 0,14 - 0,20

бихромат щелочного металла 0,14 - 0,20

гипосульфит натрия 0,11 - 0,15

продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила в присутствии лигносульфонатов (анилис) 0,3 - 1,0

вода остальное. Раствор готовят путем растворения анилиса и ПАА с последующим введением бихромата NA/К/ и гипосульфита NA. Изобретение позволяет улучшить очистку ствола скважины, уменьшить потери бурового раствора и сократить затраты времени и средств на предупреждение и ликвидацию осложнений, связанных с поглощением.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5I ) s С 09 К 7/02

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

1 Ф (21) 4638458/03 (22) 13.01.89 (46) 15.08.91. Бюл. М 30 (71) Ростовский государственный университет (72) Г.П.Новиков, В.А.Евецкий, А.Н.Костышев, И.М.Давыдов, Б.А.Новожилов и Г,А.Воробьев (53) 622,243. 144,3(088,8) (56) Нефедов П.В. Технология приготовления и использования полимерных и полимербентонитовых промывочных жидкостей, Методические рекомендации. ОНТИ

ВИТРа, 1979, с.46.

Авторское свидетельство СССР

М 1239140, кл. С 09 К 7/02. 1983. (54) ПОЛИМЕРНЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР (57) Изобретение касается бурения геологоразведочных скважин и предназначено для

Изобретение относится к бурению геологоразведочных скважин и предназначено для их промывки.

Цел ь изобретен ия — улучшение псевдопластичных и повышение закупоривающих свойств полимерного бурового раствора.

Полимерный буровой раствор содержит, мас.%;

Полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 0,51,9% 0,14 — 0,20

° Бихромат щелочного металла 0,14-0,20

Гипосульфит натрия 0,11-0,15

Продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила в присутствии,, 50,, 1669967 А1 их промывки, Цель изобретения — улучшение псевдопластичных свойств и повышение закупоривающих свойств полимерного бурового раствора. Полимерный буровой раствор содержит, мас.%: полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 0,5-1,9

0,14 — 0,20; бихромат щелочного металла

0,14-0,20; гипосульфит натрия 0,11-0,15: продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила в присутствии лигносульфонатов (анилис) 0,3-1,0; вода остальное. Раствор готовят путем растворения анилиса и ПАА с последующим введением бихромата Na(K) и гипосульфита Na. Изобретение позволяет улучшигь очистку ствола скважины, уменьшить потери бурового раствора и сократить затраты времени и средств на предупреждение и ликвидацию осложнений. связанных с поглощением, лигносульфонатов (анилис) С,З-- 1,0

Вода Остальное

Технологические свойства полимерного бурового раствора определяют по известным методика;л: плотность (р) измеряют пикнометрическим методом; условную вязкость (УВ) — с помощью воронки

ББР-1; эффективную вязкость (п,фф) — на вискоэиметре ВСН-3; водоотдачу(В) — на приборе BM-6; статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин (СНС / о) и динамическое напряжение сдвига (zo) — на вискозиметре ВСН вЂ” 3, Закупоривающие свойства оценивали по снижению водопроницаемости (p) пористых пород путем прокачивания воды под давлением сжатого воздуха через образцы пористых пород, выполненные из поднятого керна, до и после насыщения их

1669967 полимерными буровыми растворами. Исходные образцы имеют пористость 21 u начальную проницаемость 0,46 л1км . Псеедопластичные свойства оценивали по интенсивности уменьшения эффективной вязкости в диапазоне скоростей сдвига от

3,3до10с .

Яэ ф.з.з. ф .;-10Пример 1. В 994,1 г (99,41 мас, ) воды при перемешивании растворяют 2 г (0,2 мас. ) анилиса, 1,4 r (0,14 мас. ) полиакриламида (ПАА) с мол. мас, 3 10 и содержанием карбоксильных групп

0,57,, 1,4 г (0,14 мас.%) бихромата натрия и 1,1 г (0.11 мас, ) гипосульфита натрия.

Г1олучен.« и полиf 3 ный буровои раствор характеризуется следующими параметрами: р 1010 кг/ л ; УВ 2 rc;;, „g, 2 и

2 МГ1е с (соответственно, rtpv скор<;сти сдвига 3,3 и 10с ); CI1ÑI,f;n О/О, г1 5 д la !3

10 сл1 .

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых пород и выдерживают их и полимерный раствор в те3ение суток. flo истечении 24 ч измеряют

УВ ра:геора и проницас лость породы, Полимерный раствор имеет YB 75 с, которая после иеремешиеания в течение 5 лин снижается до первоначальной величины 20 с. Проницаемость породы снижается до 0,118 мкм .

П р и гл е р 2. В 993.1 г (99,31 мас." ) воды при перел1ешивании растворяют 3 I (0,3 мас. ) анилиса. 1,4 r (0,14 мас. ) ПАА с л

° лол. t ас. 3 10 и с0держанием карбокси1ьных гсуии 0,5,, 1.4 г (0,14 л1ас, ) бихро лата

trarpvl и 1,1 r (О мас." ) гипосульфита натрия.

Полу <еи ый поли лерный буровой раствор характеризуется следующ 1ми параметрами: /11010 кг/м, УВ 20 c: .I г/;ф 3 и 2 МПа с (соотиегс1пенио ири скорости сдеи а 3,3 и 10 с ); СНС1, rrr =- 0 0;

1. то = 5 дГ1а; В 10 слг. з

После этого полимерным растьоро л насыщают с бразцы пористых иород и выдерживают их и полимерный рас3вор в течение суток По истсчении 24 ч измеря от YB раствоГа и проницаел1ос ь породы.

Полимерный раствор имеет YB 90 с, которая после перемешиеания и течение 5 мин снижается до иереоначальной B.. Irè IIIIIû

20 с. Проницаал1ость .10роды сниж;. ется до

0,095 О1км

П р и tt е р 3. B 908 8 г (98,88 мас.%) воды при перемешииагввл растворяют 6,5 г (0,65 Mar . „-) ачriлнса, 1.7, (0 17 мпс.%) flAA

35 10

15 г, 3

55 с мол. мас. 6 10 и содержанием карбок5 сильных групп 1,0, 1,7 г (0,17 мас.g) бихрол1ата калия и 1,3 г (0,13 мас. ) гипосульфита натрия.

Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими параметрами: р - 1015 кг/м; УВ - 21 с; gýô. 5 и

3 мПа с (соответственно, при скорости сдвига 3,3 II 10 с ). CI3С1/1о=0/О; т, = 6дПа;

В =9 см2.

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых пород и выдерживают их и полимерный раствор в течение суток. По истечении,24 ч измеряют УВ раствора и проницаемость породы.

Полимерный раствор имеет YB=

=105 с, которая после перемешивания в течение 5 мин снижаегся до первоначальной пеличины 21 с. Проницаемость породы снижается до 0.072 мкм .

П р и гл е р 4. В 985,3 r (98,5 мас, ) воды ири иеремешиеании растворяют

10 r (1,0 мас. ) анилиса, 1,7 г (0,17 мас.ф,)

ПАА с мо I. мас. 6 10 и содержанием кар5 боксильных групп 1,0, 1,7 г(0,17 мас. (,) бихромата калия и 1,3 г (0,13 мас. ) гипосульфита натрия.

Полученный полимерный буровой раствор характеризуегся следующими параметрами; р = 1015 кг/м"; YB = 22 с; g3ô.= 6 и 3 мПа с (соответственно, при скорости сдвига 3,3 11 10 с ); СНС3/10 = О/О; х0 6 дПа;

В =-8см . з

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых пород и выдерживают ик и полимерный раствор B течение сугок По ис ечении 24 ч измеряют УВ расгвора и проницаемость породы, Полимерный раствор имеет У — — 1231 с, которая после перемешивания в течение 5 мин снижасгся до первоначальной величины

22 с. Проницаемость породы снижается до

0,54 мкм .

П р и M е р 5. B 984,4 кг (98,45 мас, )

Fs0+bI при г ереглешипании растворяют 10 г (1,0 Mac, /,) а ни,",иса, 2,0 г (0,20 мас. ) ПАА с мол. мас. 6 10 и содержанием карбоксильных групп 1,9, 2,0 г (0,2 мас.%) бихромага натрия и 1,5 I (0,,15 мас. ) гипосульфита натрия

Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими параметрами; р 1020 кг/м; УВ 23 с;у ф з, 7 и 4 МПа с (соответственно, при скорости сдвига 3.3 и 10 с ): СНС1/lo = О/О; То =7 дПа;

Б 8см

После этого полимерным раствором насыщают образцы пористых пород и выдерживают их и полимерный раствор в течение

1669967 суток. По истечении 24 ч измеряют УЗ раствора и проницаемость породы. Полимерный раствор имеет УВ 170 с, которая после перемешивания в течение 5 мин снижается до первоначальной величины 23 с. Проницаемосгь породы снижается до 0,040 мкмг.

Пример 6, В 983,5 г (98,35 мас.%) воды при перемешивании растворяют 11 г (1,1 мас.%) анилиса, 2 г (0,2 мас.%) ПАА с мол. мас, 6 10 и содержанием карбоксиль6 ных групп 1,9%, 2 г (0,2 мас,%) бихромата натрия и 1,5 г (0,15 мас, ) гипосульфита натрия. Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими параметрами: р= 1020 кг/м ; УВ = 23 с; цэф.= 7 и 4 мПа с (соответственно, при скорости сдвига 3,3 и 10 см ), CHCI/10 = О/О. то=7дПа; В=8смг

После этого полимерным раствором насыщают образцы порисгых породи выдерживают их и полимерный раствор о течение суток. По истечении 24 ч измеряют УВ раствора и проницаемость породы, Полимерный раствор имеет УВ 250 с, которая после перемешиоания в течение 5 мин снижается до 45 с, причем раствор при этом теряет однородность и представляет собой полимерный раствор со взвешенными о нем хлопьями гелеобразной массы. Дальнейшее перемешивание в течение 20 мин также не позволяет привести раствор в однородное состояние. Hpollvцаемость породы снижается до 0,040 мкм .

Пример 7. В 979,5 г (97,95 мас.%) воды при перемвшивании растворяют 15 г (1,5 мас. ) анилиса, 2 г (О 2 мас.%) ПАА с мол. мас. 6 .10 и содержанием карбоксиль6 ных рупп 1,9%, 2 г (0,2 мас.%) бихромата нагрия и 1,5 г (0,15 мас. ) гипосульфита натрия. Полученный полимерный буровой раствор характеризуется следующими параметрами; р 1020 кг/м, УВ =- 24 с; 1/ ф 7 з и 4 мПа с (соответственно, При скорости .1 сдвига 3.3 и 10 с ), С11С1!10 = О/О, т — 7 дПа;

В =- 8 см".

После этого полимерным раствором насыщают образцы порист,lx пород и выдерживают их и полимерный раствор о течение суток. По истечении 24 ч измеряют УБ раствора и проницаел1ость породы.

Полимерный раствор имеет вязкость

"не течет". После перемешиоания в течение 5 мин структура и однородность нарушаются. При этом он представляет собой полимерный раствор со взвешенными в нем хлопьями гелеобразной массы. Дальнейшее перемешивание в течение 20 мин

50 не позволяет привести систему в состояние однородной жидкости. Проницаемость породы снижается до 0,039 мкмг.

Результаты экспериментальных работ приведены в таблице.

Анализ полученных данных показывает следующее.

При содержании ПАА 0,14--0,20 мас,$ бихромата натрия или калия 0,14-0,20 мас.%, гипосульфита нагрия 0,11-0,15 мас.% и анилиса 0,3 — 1,0 мас,% (примеры 2-5) полимерный буровой раствор обладает удовлетворительными технологическими параметрами (р 1010-1020 кгl мз; УВ 2023 с; СНС1/10=0/О; то5-7дПа: В 8-10смз).

Кроме того, он характеризуется эффективной вязкостью 3-7 и 2-4 мПа с при скорости сдвига 3,3 и 10 с соответственно, в то время как прототип при разных скоростях сдвига имеет одинаковую эффективную вязкость (2 и 5 мПа с).

Вследствие этого критерий псевдоплап ф.з,з стичности - ф — - данного бурового раство1)зф.10 ра составляет 1,5-2,0, что значительно выше по сравнению с прототипом, для которого он равен 1. Это свидетельствует о улучшении псевдопластичных свойств.

При этих же содержаниях ингредиентов (примеры 2-5) полимерный буровой раствор снижает проницаемость пород от 0,46 до

0,040-0,095 мкм, в то время как прототип способен снижать проницаемость до 0,064—

0,170 мкм . Так, при нижних предельных

2 содержаниях ингредиентов прототип сни>кает проницаемость до 0.120 л1км, а при г тех же концентрациях ПАА, бихромата, гипосульфита и дополнительном содержании

0,3% анилиса (пример 2) проницаемость снижается до 0,095 мкм, т.е. на 20,8 г эффективнее по сравнению с прототипом, При верхних предельных содержаниях ингредиентов прототип снижает проницасмость О, 064 мкм, а при тех же концентрациях ПАА, бихромата, гипосульфита и дополнительном содержании 1% лнилиса (пример 5) проницаемость снижаетс до 0,040 мкм, т.е. на 37,5% эф2 фективнее по сравнению с прототипом, Вязкость бурового раствора через 24 ч выдержки выше по сравнению с известнь и раствором, что также пооышает эффек гивность закупоривания поглощающих каналов. Так, вязкость прототипа составляет 75 и 135 с, а вязкость данного состава, соответственно, составляет 90 и 170 с (приI1opLI 2 и 5) при одинаковых содержаниях ингредиентов и дополнительном содержании анилиса. Это свидетельствует о повы1бб99б7 шении эакупоривающих свойств. С увеличением содержания анилиса закупоривающие свойства повышаются. Так. при одинаковых содержаниях ПАА, бихромата калия и гипосульфита натрия состав, содержащий 0,65 (анилиса (пример 3), имеет вязкость через 24 ч 105 с и снижает прони2 цаемость до 0,072 мкм, а состав, содержащий 1,0 (, анилиса (пример 4), имеет вязкость 125 с и снижает проницаемость до 0,054 мкм, Формула изобретения

0,14-0,20

0,11-0,15

Составитель Л.Бестужева

Редак1ор Л.Веселовская Техред М.Моргентал Корректор О.Кундрик

Заказ 2716 Тираж 410 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

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

При содержании анилиса 0,2 буровой раствор им ет эффективную вязкость

2 мПа с при скорости сдвига как 3,3 так и 10 с (отношение их равно 1), YB 75 с

-1 с через 24 ч и снижает проницаемость i;o

0,118 мкм (при лер 1), ч1о практически со 2 ответс1сует прототипу (эффективная Ds:зкость пргл скоростях сдвига 3,3 н 10 с

-l составляет 2 лПа с, условная вязкосгь че рез 24 ч — 75 с, проницаемость снижается до

0,120 мкм ). Поэтому уменьшение содер кания анилиса менее 0,3% не позволяет зо. ст» „цели изобретения.

При содержании анилиса 1,1 и 1,5 млс, (примеры 6 и 7) вязкость через 2 ч возрастает до 250 с и до "не течет", однако разрушение структуры таких гелей не позволяет перевести их в однородные жидкости, пригодные для промывки скважин. Кроме того, при этом дальнейшего снижения проницаемости практически не происходит. Проницаемость снижается соответственно до 0,040 и 0,039 мкм против 0,040 мкм для состава, содержащего 1 мас. анилиса.

Поэтому увеличение содержания анилиса бо лее 1 мас. нецелесообразно.

Таким образом, применение буровых растворов, содержащих 0,14-0,20 мас.

ПАА, 0,14-0,20 мас. бихромата щелочного металла, 0,11-0,15 мас. гипосульфита

5 натрия и 0,3 — 1,0 мас. анилиса, позволяет улучшить очистку ствола скважины и осуществлять вынос выбуренной породы и сократить затраты времени и средств на предупреждение и ликвидацию осложне10 ний, связанных с поглощением, при этом потери бурового реактора уменьшаются.

15 Полимерный буровой раствор, содержащий полиакриламид с содержанием касбоксильных групп 0,5 — 1,9), бихромат щелочного металла, гипосульфит натрия и воду, отличающийся тем, что, с целью

20 повышенил закупоривающих и улучшения псевдоплас1ичных свойств бурового раствора, он дополнительно содержит продукт щелочного гидролиэа полиакрилонитрила в присутствии лигносульфонатов при следу25 ющем соотношении компонентов, мас. :

Полиакриламид с содержанием карбоксильных групп

0,5 — 1,9 0,14 — 0,20

30 Бихромат щелочного металла

Гипосульфит натрия

Продукт щелочного гидролиэа полиакри35 лонитрила в присутствии лигносульфонатов 0,3-1,0

Вода Остальное