Буровой раствор

 

Сущность изобретения: буровой раствор содержит, мае. %: глина 4-10; реагентстабилизатор 0,5-1.0; кремнефтористый аммоний 0,1-0,5; вода - остальное. 3 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)з С 09 К 7/02

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) то

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ (2.1) 5023013/03 (22). 17.07.91 . (46) 30.08.93. Бюл. hh 32 (71} Башкирский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Б.А.Андресон, В.Г.Тарасюк, Р.Г;Абдрахманов и Р,K.Pàxìàòóëëèí (73) Башкирский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (56) Авторское свидетельство СССР

М 1493649, кл. С 09 К 7/02, 1986, Авторское свидетельство СССР

N. 1121281, кл. С 09 К 7/02, 1984.

Авторское свидетельство СССР

hb 969709, кл. С 09 К 7/02, 1980, Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к буровым растворам на водной основе, применяемым для заканчивания нефтяных и газовых скважин.

Целью изобретения является улучшение кольматирующих свойств бурового раствора за счет снижения показателя мгновенной фильтрации и предотвращение загрязнения продуктивного пласта дисперсной фазой и дисперсионной средой бурового раствора.

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор на водной основе, содержащий глину, стабилизатор и добавку, в качестве добавки содержит кремнефтористый аммоний при следующем соотношении инг редиентов, мас. 7.

„„Я „„1838368 А3 (54) БУРОВОЙ РАСТВОР (57) Сущность изобретения: буровой раствор содержит, мас.$: глина 4-10; реагентстабилизатор 0,5-1.0; кремнефтористый аммоний 0,1-0,5; вода — остальное. 3 табл.

Глина 4-10

Стабилизатор 0,5-1,0

Кремнефтористый аммоний 0,1-0,5

Вода Остальное 6д

Кремнефтористый аммоний выпускает- (О ся Череповецким ПО "Аммофос" в соответ- (Д ствии с ОСТ 6-08-2-75, представляет собой О тонкодисперсный порошок белого цвета, (р хорошо растворимый в.воде.

В. табл.1 приведено количественное со- фт отношение ингредиентов исследованных составов предлагаемого и известного буровых растворов, а в табл.2 и 3 приведены примеры, характеризующие свойства предлагаемого состава раствора в сравнении с прототипом, причем в табл.2 в качестве стабилизатора взят нитронный реагент (HP), а

1838368

Таблица 1 в табл.3 в качестве полимерного стабилизатора — КМЦ.

Изучены также составы раствора при соотношении ингредиентов ниже и выше заявляемых пределов (составы 4 и 5 табл,).

Через сутки замеряют стандартные показатели раствора. Методика контроля параметров буровых растворов, РД

39-2-645-81, Миннефтепром, М;, 1981.

П р и и е р 1. В 954 мл технической воды добавляют последовательно при перемешивании 40 г глинопорошка, 5 г полимерного стабилизатора(КМЦ, HPj и 1 r кремнефтористого аммония. Перемешивэние осуществляется лабораторной мешалкой в течение 30 мин.

Пример 2. В 920 мл тех ической воды добавляют последовательна при перемешиваниидо полного растворения 70 r глинопо.рошка, 7,5 г полимерного стабилизатора и

2,5 г кремнефтористого аммония, Пример 3 Ь 885 мл технической воды добавляют при непрерывном перемешивании 100 r глинопарошкэ, 10 г полимерного стабилизатора и 5 r кремнефтористаго аммония.

Пример 4, В 965 5 мл технической воды добавляют паследовагельна 30 r глинапарашка, 4 r полимерного стабилизатора и 0,5 г кремнефтористога аммония.

Пример 5. В 873 мл технической воды добавляют при непрерывном перемешивании 110 r глинопорошка, 11 г полимерного стабилизатора и 6 г кремнефтористаго аммония.

Анализ данных табл. 2 и 3 показывает, что по сравнению с прототипом у предлагаемого состава величина мгновенной фильтрации в 1,8-10,6 раза меньше, мгновенная скорость фильтрации предлагаемого сас1эва также значительна меньша, по сравнению с известным техническим решением.

Это позволило снизить загрязнение продуктивного пласта дисперсионной средой и дисперсной фазой бурового раствора, т.е. будет способствовать сохранению коллектарских свойств и повышению нефтеотдачи пласта.

У раствора, содержащего КФА менее

0,1 мас.,, (примеры 4 табл.2 и 3), наблюдается повышенная величина мгновенной

10 фильтрации и мгновенных скоростей фильт.рации, ухудшаются реологические свойства.

При концентрации КФА выше заявляемого предела (примеры 5 табл.2 и 3), дальнейшее снижение величины мгновенной фильтра15 ции и мгновенной скорости фильтрации происходит крайне незначительно и веде лишь к неоправданному перерасходу реагента. Таким образом, анализ данных табл.2 и " убеждает, что наиболее оптимальным

20 содержанием КФА в растворе является 0,10,5%.

Основными преимуществами предлагаемого технического решения перед известными являются;

1. Низкая величина мгновенной фильтрации и мгновенной скорости фильтрации, обеспечивающие сохранение устойчивого ствола скважин и естественных коллекторских свойств продуктивного пласта.

30 2. Снижение затрат на приготовление и обработку раствора.

Формула изобретения .. Буровой раствор на водной основе, содержащий глину, реагент-стабилизатор и

35 добавку, отличающийся тем, что он в качестве добавки содержит кремнефтористый аммоний при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: ,Глина 4-10

Реагент-стабилизатор 0,5-1,0

Кремнефтористый аммоний 0,1-0,5

Вода Остальное

1838368

Продолжение таблицы 1

Табаоцо 2

Вода - остальное

Таблица Э

v .Во„а.

Составитель Л. Шигонова

Техред М.Моргентал Корректор E. Oann

Редактор

Заказ 2903 Тираж 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