Буровой раствор

 

Использование: бурение нефтяных и газовых скважин. Сущность: буровой раствор содержит, мас.%: глина 8-40, отход производства глицерина на завершающей стадии 0,109-0,810, реагент-стабилизатор 0,5-2,0, суперпластификатор-1 40-03 -0,036-0,270, вода - остальное. Суперпластификатор-1 40-03 - на основе модифицированных натриевых солей олигомерных нефтяных кислот ,представляющийсобой нейтрализованный гидроокисью натрия продукт конденсации сульфированных ароматических углеводородов газойлевых фракций каталитического крекинга и пиролиза нефти с формалином. 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСГ1УБЛИК (я)5 С 09 К 7/02

ГОСУДАРСТВЕННЫИ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (54) БУРОВОЙ РАСТВОР

8-40

0,5 — 2,0

Глина

Органический реагентстабилизатор

Отход производства глицерина на завершающей стадии

Суперпластификатор-1

О, 109-0. 810 (21) 4880137/03 (22) 26.0?,90 (46) 23.11.92. Бюл, № 43 (71) Азербайджанский институт нефти и химии им. M.Àçèçáåêîâà (72) Н.3.Зейналов, LU.Õ.Бакиров, С.Г.Магеррамов, Х.С.Татлыев, И.А.Мовсумов, М.M.

Агаларов, А.А.Мовсумов и А.И.Джаббаров (56) Кистер 3. Химическая обработка буровых растворов, M„ Недра, 1972.

Авторское свидетельство СССР

¹ 1640137, кл. С 09 К 7/02, 1988.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. в частности, к химической обработке промывочных жидкостей для бурения скважин.

Известен буровой раствор, содержащий в качестве разжижителя ФХЛС, КССБ, нитроглицерин (1). Однако эти растворы оказываются малоэффективны, особенно при бурении мягких глинистых отложений.

Известен также буровой раствор (2), содержащий, мас.%:

Глина 28-40

Органический реагент

-стабилизатор 0,3-2,0

Отход производства глицерина на заверша ющей стадии 0,25-3,00

Вода Остал ьно

Однако при бурении легко диспергирующихся и сильно набухающих Глинистыхотложений этот буровой раствор не достаточно эффективен,так как структурно.. Ж 1776688 А1 (57) Использование: бурение нефтяных и Газовых скважин. Сущность: буровой раствор содержит, мас.%: глина 8-40, отход производства глицерина на завершающей стадии

0,109-0,810, реагент-стабилизатор 0,5-2,0, суперпластификатор-1 "40-03" — 0,036-0.270, вода — остальное. Суперпластификатор-1

"40-03" — на основе модифицированных натриевых солей олигомерных нефтяных кислот, представляющий собой нейтрализованный гидроокисью натрия продукт конденсации сульфированных ароматических углеводородов газойлевых фракций каталитического крекинга и пиролиза нефти с формалином. 1 табл. механические свойства бурового раствора оказываются завышенными, Цель — снижение структурно-механических свойств бурового раствора.

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор, включающий глину, органический реагент-стабилизатор, отход производства глицерина на завершающей стадии и воду, дополнительно содержит суперпластификатор-1 "40-03" на основе модифицированных натриевых солей олигомерных нефтяных кислот при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

1776688

"40-03" на основе модифицированных натриевых солей олигомерных нефтяных кислот 0,036 — 0,270

Вода Остальное

Отход производства глицерина (ОПГ) получают согласно методике (2). Реагент

МОНС (модифицированные натриевые соли олигомерных нефтяных сульфокислот) выпускаются согласно по ТУ 100-01-90. Получают его сульфированием ароматических углеводородов газойливых фракций каталитического крекинга и пиролиза нефти с последующей конденсацией формалином и активизацией лигно-сульфонатом натрия (ЛСТ) марки "В" предварительно нейтрализованный гидроокисью натрия.

Дла получения сравнительных данных готовили исходный буровой раствор иэ гидрвтированной гидрослюдистой глины.

Часть раствора обрабатывали стабилизатором — в нашем случае КМЦ.

Перед введением ОПГ и модифицированной натриевой соли олигомерной нефтяной сульфокислоты (МОНС) в буровой раствор их предварительно смешивают.

Пример. а) к 601 см воды добавили

15 r КМЦ, 4,5 г ОПГ плотностью 1280 кг/м, 1 5 r МОНС и 378 г глины. б) к 601 смз воды добавили 15 r КМЦ, 6 г ОПГ плотностью 1280 кгlм и 378 г глины.

После перемешивания до очередного состояния раствор пригоден для использования.

В соответствии с данным примером приготовлены различные составы буровых растворов, свойства которых приведены в табл, 1, 2.

Проведенные опыты показали, что оптимальная концентрация реагента в буровом растворе колеблется в пределах

0,145-1,08 мас.$. Как видно из табл. 1 при концентрации ниже оптимального (раствор

2) исходные показатели бурового раствора незначительны, а повышение концентрации существенного влияния не оказывает (раствор 5, 12, 19).

Опыты показали, что эффективность нового реагента по снижению структурно-механических. показателей глинистого фурового раствора значительно лучше, чем

0,5-2,0

0,036-0,270 остальное. известного реагента — ОПГ. Такая законо-. мерность сохраняется при изменении содержания глинистой фазы и ее состава (см. табл. 1), рН исходного реагента 11,8-12,8, не

5 токсичен. Приготавливают его на заводе или непосредственно на буровой.

Применение предлагаемого бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин улучшает условия труда, предотв10 ращает загрязнение окружающей среды, сокращает непроизводительные затраты календарного времени. позволяет сберечь много материальных и трудовых ресурсов, что повышает зкономические показатели

15 бурения.

Формула изобретения

Буровой раствор, включающий глину, органический реагент-стабилизатор, отход производства глицерина на завершающей

20 стадии и воду, отличающийся тем, что, с целью снижения его структурно-механических параметров, он дополнительно содержит суперпластификатор-1 ".40-03" на основе модифицированных натриевых со25 лей олигомерных нефтяных кислот, нейтра-, . лизованный гидроокисью натрия продукт конденсации сульфированных ароматических углеводородов газойлевых фракций каталитического крекинга и пиролиэа нефти с

30 формалином, при следующем соотношении ингредиентов, мас. : глина 8-40 органический реагентстабилизатор

35 отход производства глицерина на завершающей стадии 0.109-0,810 супер пластификатор-1

"40-03" на основе моди40 фицированных натриевых солей олигомерных нефтяных кислот, нейтрализованный гидро° окисью натрия продукт

45 конденсации сульфированных ароматических углеводородов газойлевых фракций каталитического крекинга и пиролиза нефти с

50 формалином вода

1776688

Состав растворов МОНС, 2

Технологические свойства растеоpos стабилизатор

3ОЗЦ предлагаемый ООГ вода

-I глина кг/ит

СНС,дпа

1 10 иин мин

033Г НОНС бентонитовая гицроC IICтая

Ос- 1210 32 5,5 16 46 7,0 таль1 28

HOe II то ие

0,097

0,109

0,459

0iS1

0,03

0,036

0,153

0,27 н

II

«1Ф»

0,145

0,612

1,08 н» н

«II»

«I I

1(«II »

Il и и

« I I»

«и

О, 036

0,153

0,27

0,109

0,459

0,81

О, 145

0,612

1,08

7,98

7,95

7,85

7,98

7,95

7,85

7,95

7,95

0 109 0,036

0,459 О, 153

0,81 0,27

«II»

«н

»t I»

«и»

« II»

О, 145

0,612

1,08

0,6!2

0,459

О, 153

Составитель Л.Бестужева

Техред М.Моргентал Корректор Н.Ревская

Редактор

Заказ 4100 Тираж Подписное

8Н

НИИПИ 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

27,97

3 27,95

4 27,83 ь5 27,70

6 27,95 7 27,83

8 27,70

9 38

30 37ю94

11 37,76

37,59

13 37,94

14 37,76

15 37,59

17

19

21

23.24

1,998

1,997

3,987

1,978

1,997

1,987

1,978

l,5

3,497

1,490

1,483

1>497

1,490

1,483

1,5

l,497

3,490

1,483

1,497

1,490

3,497

0,5

0,5

1209

120Э ! 210

120Э

1209

1309

3309

l 309

1309

1055

30 5;5

23 5,5

22 5,5

22 5

29 5,5

29 5,5

28 5,5

83 5,3

85 5,0

52 5,0

50 5,0

72 5,1

72 5,0

73 5,0

90 6

69 6

58 6

52 6

85 6

82 6

82 6

68 l6,5

86 16,5

I3 40 70

8 24 71

6 21 7,1

5 21 7,2

14 35 7,1

12 34 7 1

12 34 7,3

S4 179 7 ° 0

46 92 7,1

33 79 . 7; г

31 74 7,2

68 135 7,1

62 125 7,2

60 124 7,3

l43 200 7,0

118 372 7,1

89 159 7,1

86 153 7,2

128 187 7,3

124 178 7,2

120 174 7,3

ll9 l79 7,2

136 186 7,2