Безглинистый буровой раствор

 

Изобретение относится к буровым растворам, применяемым при бурении геолого-разведочных скважин. Техническим результатом является улучшение псевдопластических и структурно-механических свойств бурового раствора, сокращение расхода химических реагентов для его приготовления. Безглинистый буровой раствор, включающий углеродсодержащее вещество, гидролизованный полиакрилонитрил и воду, содержит в качестве углеродсодержащего вещества тонкодисперсную фракцию отхода обогащения каменного угля при следующем соотношении компонентов, мас. %: тонкодисперсная фракция отхода обогащения каменного угля 3,0-8,0, гидролизованный полиакрилонитрил (в пересчете на сухое вещество) 0,2-0,5, вода остальное. 3 табл.

Изобретение относится к буровым растворам, применяемым при бурении геолого-разведочных скважин.

Известен безглинистый буровой раствор (а. с. СССР 11433759, заявл. 18.02.83 г. , опубл. 07.03.85 г., кл. МКИ С 09 К 7/02), содержащий отход производства торфяного красителя, кальцинированную соду и воду, это дает возможность использовать его при отрицательных температурах окружающей среды. Такой раствор обладает низкими псевдопластическим свойствами, что обуславливает низкую эффективность промывки скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому положительному эффекту является реагент для бурового раствора, содержащий торф, гидролизованный полиакрилонитрил и воду (а.с. 1361163, заявл. 31.01.86 г., опубл. 23.12.87 г., кл. МКИ С 09 К 7/02 "Реагент для бурового раствора"). Буровой раствор на основе торфа обладает низкими псевдопластическими свойствами. Это проявляется в том, что буровой раствор характеризуется низкой способностью разжижаться при высоких скоростях сдвига и загустевать по мере их снижения, что обуславливает низкую эффективность промывки скважин.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является улучшение псевдопластических и структурно-механических свойств бурового раствора.

Поставленная задача решается тем, что безглинистый буровой раствор, включающий углеродсодержащее вещество, гидролизованный полиакрилонитрил и воду, в качестве углеродсодержащего вещества содержит тонкодисперсную фракцию отхода обогащения каменного угля, при следующем соотношении компонентов, мас. %: тонкодисперсная фракция отхода обогащения каменного угля 3,0-8,0; гидролизованный полиакрилонитрил (в пересчете на сухое вещество) 0,2-0,5; вода - остальное.

Для приготовления беглинистого бурового раствора используются следующие компоненты.

Гидролизованный полиакрилонитрил - гипан, который выпускается в соответствии с ТУ 6-01-166-84 и представляет собой вязкую, темно-желтого цвета 10%-ной концентрации жидкость, хорошо растворимую в воде.

Отходы обогащения каменного угля вследствие повышенной зольности не используются в качестве топлива и складируется. Для предлагаемого бурового раствора используют тонкодисперсную фракцию, полученную после обогащения отходов каменного угля крупностью менее 0,06 мм с содержанием золы 40-60% и плотностью 1,4-1,8 г/ см³. По минералогическому составу тонкодисперсная фракция отхода обогащения каменного угля состоит из минералов группы глин, обломков алюмосиликатов, сульфидов, сульфатов, при сравнительно высоком содержании сростков частичек угля с глинистыми минералами. Содержание углерода составляет 94,5%, водорода - 3,2%.

Химический состав тонкодисперсной фракции отхода обогащения каменного угля приведен в таблице 1.

Наличие в тонкодисперсной фракции отхода обогащения каменного угля органического вещества, а также обломков алюмосиликатов способствует образованию устойчивых коллоидно-дисперсных систем и обеспечивает хорошие псевдопластические и структурно-механические свойства бурового раствора.

Безглинистый буровой раствор готовят следующим образом. В воду добавляют 0,2-0,5 мас.% гидролизованного полиакрилонитрила в пересчете на сухое вещество и перемешивают до полного растворения, после чего вводят 3,0-8,0 мас.% тонкодисперсной фракции отхода обогащения каменного угля и диспергируют до однородной суспензии.

Псевдопластические свойства полученного бурового раствора устанавливали по интенсивности уменьшения эффективной вязкости по мере увеличения скорости сдвига. Критерием псевдопластичности принимается отношение η_{эф.макс} при скорости сдвига 3 с^-1 к η_эф.мин при скорости сдвига 437 с^-1. Эффективную вязкость определяли на приборе Реотест.

Для характеристики структурно-механических свойств бурового раствора определяли плотность (ρ), которую измеряли пикнометрическим методом; условную вязкость (У.В.) - с помощью воронки ВБР - 1; водоотдачу (В) - на приборе ВМ - 6, статистическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин (CHC_1/10) - на приборе СНС - 2.

Соотношение компонентов безглинистого бурового раствора и его структурно-механические свойства представлены в таблице 2.

В таблице 3 представлены псевдопластические свойства бурового раствора, содержание компонентов которого приведены в таблице 2.

Пример 1. В 95 г воды растворяют 2 г 10%-го гидролизованного полиакрилонитрила (в пересчете на сухое вещество 0,2 мас.%) и тщательно перемешивают. Затем добавляют 3,0 мас.% тонкодисперсной фракции отхода обогащения каменного угля и диспергируют до однородной суспензии. Свойства полученного бурового раствора приведены в таблицах 2 и 3.

Из составов, приведенных в таблице 2 (примеры 2-10), были приготовлены безглинистые буровые растворы аналогично примеру 1, структурно-механические свойства которых представлены в таблице 2, а псевдопластические - в таблице 3.

Анализ полученных данных показывает следующее. Буровые растворы на водной основе, содержащие 3-8 мас.% тонкодисперсной фракции отхода обогащения каменного угля и 0,2-0,5 мас.% гидролизованного полиакрилонитрила, характеризуются отношением η_{эф.макс} к η_эф.мин 25,5-45,6, что свидетельствует об улучшении псевдопластических свойств (табл. 3, примеры 1-3, 6-8) по сравнению с прототипом, для которого это отношение составляет 9,1. Уменьшение содержания гипана менее 0,2 мас.% (пример 4 таблиц 2 и 3) и отхода обогащения каменного угля менее 3,0 мас. % (пример 9 таблиц 2, 3) приводит к образованию очень жидкого бурового раствора с отношением η_{эф.макс} к η_эф.мин - 12,2 и 11,5 (примеры 4 и 9 таблицы 3), что говорит о низких псевдопластических свойствах и осложняет процесс бурения.

Буровой раствор, содержащий отходы обогащения каменного угля более 8,0 мас. % (пример 10 таблиц 2 и 3) и гидролизованного полиакрилонитрила более 5 мас.% (пример 5 таблиц 2 и 3), представляет собой вязкую массу, не пригодную для бурения.

Данные, приведенные в таблице 2 (примеры 1-3 и 6-8), свидетельствуют о низкой водоотдаче и высоких ингибирующих свойствах данных буровых растворов.

Таким образом, выбранное соотношение компонентов тонкодисперсной фракции отхода обогащения каменного угля и гидролизованного акрилонитрила дает возможность получить безглинистый буровой раствор с хорошими псевдопластическими и стрктурно-механическими свойствами, что особенно важно при бурении в глинистых отложениях. Хорошие структурно-механические свойства позволяют более полно использовать гидравлическую мощность буровых насосов, что приводит к повышению скорости бурения.

Отходы обогащения каменного угля в качестве топлива не используются и складируются, что исключает затраты на добычу сырья. Запасы этого сырья в районах интенсивной угледобычи на территории России огромны и постоянно возобновляются в связи с добычей угля.

Вовлечение отходов угледобычи в хозяйственный оборот позволяет ликвидировать источники загрязнения окружающей среды, оздоровить экологическую обстановку в угледобывающих регионах.

Формула изобретения

Безглинистый буровой раствор, включающий углеродсодержащее вещество, гидролизованный полиакрилонитрил и воду, отличающийся тем, что он в качестве углеродсодержащего вещества содержит тонкодисперсную фракцию отхода обогащения каменного угля при следующем соотношении компонентов, мас.%: Тонкодисперсная фракция отхода обогащения каменного угля - 3,0 - 8,0 Гидролизованный полиакрилонитрил (в пересчете на сухое вещество) - 0,2 - 0,5 Вода - Остальноер

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3