Буровой раствор

 

Изобретение относится к бурению скважин. Цель - снижение прихватоопасности при одновременном снижении плотности бурового раствора (БР). Последний содержит ингредиенты при следующем их соотношении, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза - 0,5 - 1,5; акриловый полимер - 0,1 - 1,0; феррохромлигносульфонат - 0,8 - 7,0; цемент - 0,01 - 1,20; вода - остальное. В качестве акрилового полимера могут быть использованы полиакриламид, гипан, метан, реагент М-14, в качестве цемента - портландцемент, строительный, гипсоглиноземистый и другие виды цемента независимо от их назначения. Приготавливают БР путем смешения его ингредиентов. Снижение прихватоопасности БР достигается за счет снижения коэффициента сжимаемости фильтрационной корки. 4 табл.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буровым растворам. Цель изобретения снижение прихватоопасности при одновременном снижении плотности раствора. Раствор включает ингредиенты при следующем их соотношении, мас. Карбоксиметил- целлюлоза 0,5-1,5 Акриловый полимер 0,1-1,0 Феррохромлиг- носульфонат (ФХЛС) 0,8-7,0 Цемент 0,01-1,20 Вода Остальное Приготавливают раствор путем смешения ингредиентов. П р и м е р. К 870 г воды добавили при перемешивании 5 г КМЦ-600, после растворения реагента добавили 100 г водного раствора М 14,3% концентрации, после этого при перемешивании ввели 0,1 г цемента, а затем 20 г ФХЛС, довели массу системы водой до 1000 г и перемешивали в течение 20 мин до получения однородной системы. Технологические свойства различных рецептур бурового раствора указаны в табл.1. В табл.2-4 приведены результаты испытаний раствора. Прихватоопасность раствора оценивали по коэффициенту сжимаемости фильтрационной корки. Испытания проводились следующим образом. На приборах ВМ-6 формировали фильтрационную корку исследуемого раствора при давлении 0,25 Па в течение 24 ч. Давление создавали установкой на поршень прибора дополнительного груза. После формирования корки остаток раствора из приборов сливали. Извлекали из одного прибора фильтрационную корку, измеряли ее вес на лабораторных весах и объем корки путем погружения ее в медный цилиндр с дизельным топливом. По результатам измерений вычисляли плотность Р1 и толщину l1 корки по формулам: P1= l1= где G1 и V1 вес и объем сформированной корки; S площадь фильтра. В камеру второго прибора поверх сформированной корки наливали машинное масло и при давлении 0,25 Па осуществляли уплотнение корки. Об окончании уплотнения судили по завершению отжатия из корки жидкости. Замеряли массу и объем уплотненной корки и вычисляли ее плотность Р2 и толщину l2 по формулам:
P2 l2= где G2 и V2 масса и объем уплотненной корки. Определяли показатель сжимаемости корки К по формуле:
K P21, а также абсолютное уменьшение толщины корки l:
l l1 l2. После приготовления буровых растворов в них вводили 30% по массе шлама триасовых глин, содержащих значительную часть высококоллоидной перлитовой фракции. После ввода глинистого шлама раствор перемешивался электромешалкой в течение 4 ч при комнатной температуре или в течение 6 ч при 40оС. В последнем случае раствор при перемешивании помещали в водяную баню. После окончания перемешивания раствора его оставляли в покое при комнатной температуре на 16 ч После этого сливали верхнюю отстоявшуюся часть раствора, замеряли его параметры и исследовали на сжимаемость фильтрационные корки раствора. В табл.2 приведены параметры растворов на сжимаемость их фильтрационных корок для случая, когда глинистый шлам после его ввода в раствор перемешивался в течение 4 ч при комнатной температуре. В табл.3 те же параметры для случая, когда глинистый шлам перемешивали в течение 6 ч при 40оС. В табл.4 приведены параметры описываемого раствора и свойства его корки, приготовленного с использованием разных цементов. По результатам лабораторных исследований получены следующие выводы:
количество перешедшего в раствор шлама триасовых глин зависит от времени и температуры перемешивания, а также от вязкости раствора, которая зависит от количества полимера в растворе;
описываемый раствор имеет водоотдачу ниже, чем известный при одинаковом количестве полимеров в растворах. С увеличением времени измерения водоотдачи разница в показателе водоотдачи для этих растворов возрастает. Так, если водоотдача за 30 мин для описываемого раствора на 2,5-14 см3 меньше, чем для известного (табл.2 и 3), то водоотдача за 24 ч для данного раствора на 21,5 см3 меньше по сравнению с известным раствором;
показатель уплотнения корки для данного раствора во всех случаях ниже, чем для известного, при этом разница в этом показателе увеличивается с увеличением количества полимеров в растворе, а соответст- венно, с ростом в растворе глинистого шлама (табл.2 и 3);
если для описываемого раствора абсолютная величина уменьшения толщины корки в результате ее уплотнения составляет 0,1-0,2 мм, то для известного раствора толщина корки при уплотнении уменьшилась на величину от 1,1 до 3,8 мм (табл. 2 и 3). Это объясняется двумя факторами: меньшим коэффициентом сжимаемости корки и меньшей толщиной корки,
тип цемента практически не оказывает влияния на свойства раствора и показатель сжимаемости корки (табл.4). Указанные достоинства раствора предопределяют возможность использования его в промысловой практике.


Формула изобретения

БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, акриловый полимер, минеральную добавку и воду, отличающийся тем, что, с целью снижения его прихватоопасности при одновременном снижении плотности раствора, он дополнительно содержит феррохромлигносульфонат, а в качестве минеральной добавки цемент при следующем соотношении компонентов, мас. Карбоксиметилцеллюлоза 0,5 1,5
Акриловый полимер 0,1 1,0
Феррохромлигносульфонат 0,8 7,0
Цемент 0,01 1,20
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 29-2000

Извещение опубликовано: 20.10.2000        




 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивных пластов и глуигенйи нефтяных и тазовых скважин

Изобретение относится к нефтедобыче

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и направлено на повышение пескоудерживающей способности раствора

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а также нефтепромысловой геофизике

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для промывки ствола скважин
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к составам буровых растворов

Изобретение относится к области химии, а именно к смесям (концентратам), используемым при бурении скважин различного назначения, резания горных пород, и способам получения указанных композиций

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам буровых растворов на водной основе, используемым при вскрытии пласта
Наверх