Буровой раствор

 

Буровой раствор содержит, мас%: глину 8 - 20; каустическую соду 0.1 - 0,3; понизитель вязкости 0,5 - 2,0; хлористый натрий 10-26; карбоалюмилон 1,0 - ЗДдефть 5,0 - 15,0; воду - остальное. Карбоалюмилон представляет собой карбоксиметилцеплюлозу, модифицированную сернокислым алюминием в присутствии трилона Б. 2 таба

I (19) КЦ (11) (5Ц

Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам „," "- Ш®,р

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К ПАТЕНТУ (21) 4878578/03 (22) 29.10.90 (46) 30.10.93 Бюп. Йа 39 — 40 (71) Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный инс и ут по добыче и переработке сероводородсодержащих газов (72) Гапян ДА; Черняховский АИ.; Чадина Н.П„Левшин В.Н. (73) Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов (54) БУРОВОЙ РАСТВОР (57) Буровой раствор содержит, мас%: глину 8—

20; каустическую соду 0,1 — 0,3; понизитель вязкости 0,5 — 2,0; хлористый натрий 10 — 26; карбоалюмилон 10 — 3.Обнефть 5,0 — 15,0; воду — остальное.

Карбоалюмилон представляет собой карбоксиметипцеплюпозу, модифицированную серн о кислым алюминием в гюисутствии трилона Б. 2 табл

ЬЭ

<Р

CO О

Cpk

2001936

0,5-2.0

10-26

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и предназначено для промывки ствола скважин в сложных геологических условиях.

Цель — повышение эмульгирующих и ингибирующих свойств бурового раствора, Буровой раствор включает ингредиенты при следующем их соотношении, мас,g, Глина 8 — 20

Каустическая сода 0,1-0,3

Кальцинированная сода 0,5 — 1,0

Понизитель вязкости

Хлористый натрий

Карбоксиметилцеллюлоза. модифицированная сернокислым алюми нием в присутствии трилона Б 1,0-3,0 . Нефть 5,0 — 15

Вода Остальное

В качестве понизителя вязкости могут быть использованы ССБ, ФХЛС, КССБ и другие реагенты, Приготавливают раствор путем смешивания ингредиентов.

Пример 1. Навеску глины в количестве 80 г диспергируют в 749 r воды, затем постоянно перемешивая раствор, вводят 1 г каустической соды; 5 г кальцинированной соды; 100 г хлористого натрия; 5 г ФХЛС; 10 г карбо;люмилона; 50 г нефти. Смесь компонентов бурового раствора перемешивают в течение 2 ч на высокооборотной мешалке, после чего замеряют технологические параметры и определяют ингибирующие свойства раствора (опыт 7 табл. 1).

Пример 2. Навеску глины в количестве 140 г диспергируют в 538 г воды, затем добавляют при перемешивании 2 г каустической соды; 7,5 г кальцинированной соды;

180 г хлористого натрия; 12,5 r ССБ; 20 г карбоалюмилона; 100 г нефти. Раствор перемешивают в течение 2 ч (опыт М 11, табл.

1).

Аналогичным образом были приготовлены данные составы буровых растворов (опыты М 7 — 15, табл. Nò 1).

Известные составы растворов готовили так же. используя вместо карбоалюмилона

КМЦ 85/700(on, М 1 — 6 табл. N 1), Для измерения технологических показателей приготовленных растворов (плотности — р, условной вязкости ув; пластической вязкости — у, статического напряжения сдвига — СНС, динамического напряжения сдвига — t, водоотдачи — В и рН) использовались стандартные приборы и методики в соответствии с РД 39-2-45-82.

По сравнению технологических показателей судят о качестве бурового раствора.

Ингибирующие свойства известного и данного буровых растворов оценивались по влиянию их фильтратов на набухание глин и по степени диспергируемости фазы (табл. 1, 10 2)

Набухание бентонита в фильтрате раствора замеряли на приборе конструкции

Жигача-Ярова. Через 24 ч определяли показатель набухания Кг. см /г и среднюю за весь процесс скорость набухаHMA — Wgp 10, CM /r . V. з

Показатель набухания Кг показывает, какое количество жидкости набухания (в смз) связывает 1 г глинистых минералов или глинистых пород и рассчитывается по формуле: /ж

Кг=

ГП где Ч вЂ” объем жидкости набухания, см; з, m — вес пробы, г.

Пример 1. Навеску бентонита в количестве 10 r в цилиндре прибора конструкции Жигача-Ярова помещают в фильтрат

30 исследуемого бурового раствора, предварительно замерив денсиметром его плотность (плотность фильтрата данного раствора

1,075 г/см и выдерживают в течение 24 ч, По истечении укаэанного времени опреде35 ляют вес бентонита после набухания, Вес бентонита после 24 ч набухания равен 13,87 г. Количество жидкости набухания в пробе составляет 13,87 - 10 r - 3,87 г.

Объем жидкости набухания

Чж = з = 35см, 3,87г 3

1,075 r/см

45 отсюда

Кг = — = 0,360 см /г;

3,6смз 3

10г з 0,360 см /г 10з

24ч см /r ч (опыт 7 табл. N 1).

Аналогичным образом определяли по55 казатель набухания для остальных составов буровых растворов табл. М 1.

Степень диспергируемости глинистой фазы определялась по изменению условной вязкости и статического напряжения сдвига известного и заявляемого буровых раство2001936

55 ров после контакта с 20 глинистого шлама в течение 1 и 24 ч.

Эмульгирующие свойства бурового раствора оценивались по величине отстоя нефти на поверхности раствора через сутки.

Результаты исследований показывают, что буровой раствор приобретает лучшие эмульгирующие свойства, суточный отстой нефти на поверхности данного раствора составляет 0-0,3 (on. N 7 — 15, табл. М 1), Кроме того раствор, содержащий карбоалюмилон, имеет более высокие ингибирующие свойства — скорость набухания бентонита в фильтрате данного раствора

12.92-15 см /г ч, показатель набухания

0.310-0,360 см /г (on. N. 7-15 табл. N. 1), скорость набухания в фильтрате известного раствора(17,33 — 18,75см /г . ч, показатель з набухания 0,416 — 0,450 см /г (on, N 1 — 6 табл. No 1), Приведенные в табл. 2 данные показывают, что введение 20-",ь к объему раствора глинистого шлама независимо от времени перемешивания не вызывает значительного роста условной вязкости и статического напряжения сдвига (on. N. 7-15), что свидетельствует о резком уменьшении диспергирования глинистого шлама по сравнению с известным раствором (on. N.

1 — 6).

Опытами N 16-25табл, N 1 обоснованы верхние и нижние границы концентраций компонентов данного раствора на примере палыгорскитового раствора, При содержании глины менее 87; статическое напряжение сдвига раствора снижается до нуля (on, N 16), производить утяжеление такого раствора до необходимого удельного веса невозможно.

Буровой раствор, содержащий более

20 глины, имеет высокие значения условной вязкости (on, М 17), для дальнейшей его эксплуатации требуется дополнительная обработка реагентами понизителями вязкости.

Содержание каустической соды менее

0.1 в буровом растворе вызывает увеличение фильтрации, так как не обеспечивается эффекта стабилизации (оп, N. 18). более

0,3 приводит к повышению вязкости (on, N. 19).

При содержании кальцинированной соды менее 0,5 статическое напряжение сдвига раствора падает до нуля (on. N 20), при утяжелении баритом до необходимого удельного веса стабильность данного раствора более 0,06 г/см, что выше допусти5

45 мых значений стабильности для утяжеленных буровых растворов.

Содержание кальцинированной соды более 1,0 вызывает рост структурно-механических свойств и фильтрации раствора (on. N.. 21).

Содержание карбоалюмилона менее

17, не обеспечивает получения раствора с высокими показателями качества, так раствор обладает не достаточными эмульгирующими свойствами (отстой нефти на поверхности раствора через сутки увеличивается до 1,0 ), кроме того возрастают фильтрация раствора с 7,5 см /30 мин до 12 з см /30 мин, показатель набухания с 0,370 до 0,4 см /г, скорость набухания с 15,4 и до з

16,7 см /г ч (оп, N 22).

Содержание карбоалюмилона более З не предлагается ввиду экономической нецелесообразности, так как эмульгирующие свойства раствора остаются без изменений, существенного повышения ингибирующих свойств не вызывает (показатель набухания снижается с 13,54 до 13,46 см /г . ч, фильтрация раствора с 8,5 см /30 мин до 6,5

:з см /30 мин. (on. N. 23).

Кроме того увеличение карбоалюмилона в составе бурового раствора более 3 вызывает рост условной вязкости, требуется дополнительная обработка реагентами понизителями вязкости.

Содержание ССБ менее 0,5 не обеспечивает удовлетворительных значений условной вязкости, такой раствор не пригоден для бурения (on. М 24), более 2 малоэффективно, так как при увеличении добавки

ССБ структурно-механические показатели изменяются незначительно (on. N 25), Применение предлагаемого бурового раствора будет способствовать значительному повышению технико-экономических показателей бурения за счет сокращения расхода химических реагентов. увеличения механической скорости и проходки на долото, предотвращения диспергирования и гидратации глинистых пород. (56) Рязанов Я.Л. Справочник по буровым растворам. M. Недра, 1979, с. 28. 42.

Булатов А.И. и др. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984, с, 58.

Городков В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. M,: Недра, 1984, с. 7.

Булатов А.И. и др. Промывочные жидкости и тампонажные растворы. Техника, 1974, с. 32. 38.

2001936 таблица 1

Состав н те»нопогические параыетры буровы» растворов

Предлагаемый состав

14

9 тО

12

15

Сравнительный состав

1О

10 ."6

26

0.1

0.3

0,1

0.3

0.5

3.5

1.0

Э.О

20

ПродрпжЕниЕ табл. !

Отстой нефти

Параметры раствора

Влияние

Ф 10 кг/м

1 р. 10

«гlм

СНС. дПа

n/n фильтр. на наб. глин

УВ,с через сутки.

10 рН

Извес тный состав

9

21

О

2

ЭВ

46

42

36

Предлагаемый состав

1290

8.

7, 9

1090

1300

12

8.

15

Сравнительный состав

15,4 !

Э.54

15,6

13.75

15 ! Ñ.2

16,7

13.46

15.58

1Э.5

16

17

18

19

21

22

2Э

24

1300

9

7,5

8,5

0.5

1,0

0.5

1,0

0.2

1.5

0.5

1.О

0,5

1.О

9.Э

9.2

9.1

8.9

9.0

8,9

9.1

8,85

8,6

9,7

8.9

9.6

9.1

8.85

8.8

0,450

0,42

0,455

0,43

0,440

0,416

0.37

0.325

0.375

0,330

0.360

0,340

0.4

0.323

О,Э74

0.324

0.5

2,0

0.5

2,0

0.5

2,0

0.5

2.0

0.2

2.5

18,75

17.5

16.96

17,9

",8.33

17,33 l,5

4,0

1.О

3,5

2.0

3.5

0.2

02

0.1

0,2 l,0

О

5

15

2001936

Таблица 2

Вликг.нг глинистого иглама на текнологические параметры буровык растворов

Параметры раствора после контакта с глинистым шлемом в течение

Мга Добавка глир ра нистого игласогл, иа, ф к табл обьему р-ра

1 ч

СНС. дПа ) Ф 10 м /30м р 10. кг/м рн уВ,c

ДПа мПа с

12

1170

56

20

51

1360

45

18

57

63

52

58

36

1360

48

12

1170, 20

5 6

8

18

1250

21

14

23

1360

19

1170

27

1370

29

46

12

3

IЭ

36

38

13

16

31

Продолиение табл 2

Параметры РаствоРа после контакта с глинистым шламом е течение

Р ра т С, Ф 1О, м /30м рн

СНС. дПа

УВ, с согл. табл, ДПа мПа с

10

1Z

2l

18

24

12

108

175

15

12

6

44

8

9

40

I8

46

12

9

43

16

38

14

15 нием в присутствии трилона Б, при следу45 ющем соотношении ингредиентов, мас. :

Глина 8-20

Каустическая сода 0,1 -0,3

Кальцинированная сода 0,5- 1,0

Понизитель вязкости 0,5 - 2,0

50 Хлористый натрий 10- 26

Карбоксиметилцеллюлоэа, модифицированная сернокислым алюминием в присутствии трилона Б 1,0- 3,0

55 Нефть 5.0 - 15.0

Вода Остальное

Формула изобретения

БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глину, каустическую и кальцинированную соду, понизитель вязкости, хлористы и натрий, реагент-стабилизатор на основе карбоксиметил целлюлозы, нефть и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения змульгирующих и ингибирующих свойств раствора, он в качестве реагентастабилиэатора содержит карбоалюмилонкарбоксиметилцеллюлозу, модифицированную сернокислым алюми1170

ll80

1370

54

62

56

63

52

59

38

18

12

I9

6

9

9

l5

12

16

23

11

22

23

29

23

19

27

29 l2

131

1 08

132

57

58

39

121

161

1 00

131

52

58

43

Э9

33

38

9

9.5

9,5

8.0

8,0

9,0

8.0

6.0

9.0

8.5

9.0

9,0

9.5

8.0

9,5

9.0

8.0

8,0

9.0

8.0

9

8.5

9.0

9,0

9.2

9,15

9.05

8.65

8.9

R,85

9.2

9,15

9.1

9.0

8.95

8.8

8,9

8,85

8,8

9 25

9.2

9.05

8,8

8.9

8.8

9.2

9.15

9.1

9.0

8.95

8.8

8.9

8. 85

8,8