RU2001936C1 - Буровой раствор - Google Patents

Abstract

Буровой раствор содержит, мас%: глину 8 - 20; каустическую соду 0.1 - 0,3; понизитель в зкости 0,5 - 2,0; хлористый натрий 10-26; карбоалю- милон 1,0 - ЗДдефть 5,0 - 15,0; воду - остальное. Карбоалюмилон представл ет собой карбоксиме- тилцеплюлозу, модифицированную сернокислым алюминием в присутствии трилона Б. 2 таба

Description

Изобретение относитс  к области бурени  нефт ных и газовых скважин и предназначено дл  промывки ствола скважин в сложных геологических услови х.

Цель - повышение эмульгирующих и ин- гибирующих свойств бурового раствора.

Буровой раствор включает ингредиенты при следующем их соотношении, мас.%: Глина8-20

Каустическа 

сода0,1-0,3

Кальцинированна  сода0,5-1,0 Понизитель в зкости 0,5-2,0 Хлористый натрий 10-26 Карбоксиметил- целлюлоза. модифицированна  сернокислым алюминием в присутствии трилона Б 1,0-3,0 Нефть 5,0-15 Вода Остальное В качестве понизител  в зкости могут быть использованы ССБ, ФХЛС, КССБ и другие реагенты.

Приготавливают раствор путем смешивани  ингредиентов.

Пример 1. Навеску глины в количестве 80 г диспергируют в 749 г воды, затем посто нно перемешива  раствор, ввод т 1 г каустической соды; 5 г кальцинированной соды: 100 г хлористого натри ; 5 г ФХЛС; 10 г карбОс /шмилона; 50 г нефти. Смесь компонентов бурового раствора перемешивают в течение 2 ч на высокооборотной мешалке, после чего замер ют технологические параметры и определ ют ингибирующие свойства раствора (опыт 7 табл. 1).

Пример 2. Навеску глины в количестве 140 г диспергируют в 538 г воды, затем добавл ют при перемешивании 2 г каустической соды; 7,5 г кальцинированной соды; 180 г хлористого натри : 12,5 г ССБ; 20 г карбоалюмилона; 100 г нефти. Раствор перемешивают в течение 2 ч (опыт №11, табл.

1).

Аналогичным образом были приготовлены данные составы буровых растворов (опыты № 7-15, табл. N 1).

Известные составы растворов готовили так же. использу  вместо карбоалюмилона КМЦ 85/700 (оп. № 1-6 табл. № 1).

Дл  измерени  технологических показателей приготовленных растворов(плотно- сти - р, условной в зкости ув; пластической в зкости - ;;, статического напр жени  сдвига - СНС, динамического на0

пр жени  сдвига - г, водоотдачи - В и рН) использовались стандартные приборы и методики в соответствии с РД 39-2-45-82.

По сравнению технологических показателей суд т о качестве бурового раствора.

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

Набухание бентонита в фильтрате раствора замер ли на приборе конструкции Жигача-Ярова. Через 24 ч определ ли показатель набухани  К2. см /г и среднюю 5 за весь процесс скорость набухани  - Wcp 10 , см3/г ч.

Показатель набухани  Ка показывает, какое количество жидкости набухани  (в см3) св зывает 1 г глинистых минералов или глинистых пород и рассчитываетс  по формуле:

уV

К2 IFгде - обьем жидкости набухани , см ; m - вес пробы, г.

0

5

Пример 1. Навеску бентонита в количестае 10 г в цилиндре прибора конструкции Жигача-Ярова помещают в фильтрат

исследуемого бурового раствора, предварительно замерив денсиметром его плотность (плотность фильтрата данного раствора 1,075 г/см и выдерживают в течение 24 ч. По истечении указанного времени определ ют вес бентонита после набухани . Вес бентонита после 24 ч набухани  равен 13,87 г. Количество жидкости набухани  в пробе составл ет 13,87 - 10 г 3,87 г. Обьем жидкости набухани 

V,

3,87 г

1,075 г/см ;

3.5 CMJ

45

отсюда

„ 3.6см3 К2 WT

0,360 см3/г;

Wcp

см3/г ч

(опыт 7 табл. Me 1).

.360см3/г 103 . I и Л Ь

24ч

Аналогичным образом определ ли по- казатель набухани  дл  остальных составов буровых растворов табл. Мг 1.

Степень диспергируемости глинистой фазы определ лась по изменению условной в зкости и статического напр жени  сдвига известного и за вл емого буровых растворов после контакта с 20% глинистого шлама в течение 1 и 24 ч.

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

Результаты исследований показывают, что буровой раствор приобретает лучшие эмульгирующие свойства, суточный отстой нефти на поверхности данного раствора составл ет 0-0,3% (on. N 7-15, табл. № 1).

Кроме того раствор, содержащий карбо- алюмилон, имеет более высокие ингибиру- ющие свойства - скорость набухани  бентонита в фильтрате данного раствора 12.92-15 см /г ч, показатель набухани  0.310-0,360 см3/г (on. N° 7-15 табл. № 1). скорость набухани  в фильтрате известного раствора (17,33-18,75 см /г ч, показатель набухани  0,416-0,450 смэ/г (оп. N° 1-6 табл. N° 1).

Приведенные в табл. 2 данные показывают , что введение 20% к объему раствора глинистого шлама независимо от времени перемешивани  не вызывает значительного роста условной в зкости и статического напр жени  сдвига (оп. № 7-15), что свидетельствует о резком уменьшении диспергировани  глинистого шлама по сравнению с известным раствором (оп. N° 1-6).

Опытами N° 16-25 табл. № 1 обоснованы верхние и нижние границы концентраций компонентов данного раствора на примере палыгорскитового раствора.

При содержании глины менее 8% статическое напр жение сдвига раствора снижаетс  до нул  (оп. N° 16), производить ут желение такого раствора до необходимого удельного веса невозможно.

Буровой раствор, содержащий более 20% глины, имеет высокие значени  условной в зкости (оп. № 17), дл  дальнейшей его эксплуатации требуетс  дополнительна  обработка реагентами понизител ми в зкости .

Содержание каустической соды менее 0,1 % в буровом растворе вызывает увеличение фильтрации, так как не обеспечиваетс  эффекта стабилизации (оп. N 18), более 0,3% приводит к повышению в зкости (оп. N° 19).

При содержании кальцинированной соды менее 0,5% статическое напр жение сдвига раствора падает до нул  (оп. N° 20), при ут желении баритом до необходимого удельного веса стабильность данного раствора более 0.06 г/см , что выше допустимых значений стабильности дл  ут желенных буровых растворов.

Содержание кальцинированной соды более 1,0% вызывает рост структурно-меха- 5 нических свойств и фильтрации раствора (оп. №21).

Содержание карбоалюмилона менее 1% не обеспечивает получени  раствора с высокими показател ми качества, так рас0 твор обладает не достаточными эмульгирующими свойствами (отстой нефти на поверхности раствора через сутки увеличиваетс  до 1,0%), кроме того возрастают фильтраци  раствора с 7,5 см /30 мин до 12

5 см3/30 мин, показатель набухани  с 0.370 до 0,4 см3/г. скорость набухани  с 15,4 и до 16,7см3/г ч(оп. №22).

Содержание карбоалюмилона более 3% не предлагаетс  ввиду экономической неце0 лесообразности, так как эмульгирующие свойства раствора остаютс  без изменений, существенного повышени  ингибирующих свойств не вызывает (показатель набухани  снижаетс  с 13,54 до 13,46 см3/г ч, филь5 траци  раствора с 8,5 см3/30 мин до 6,5 см3/30 мин. (оп. № 23).

Кроме того увеличение карбоалюмилона в составе бурового раствора более 3% вызывает рост условной в зкости, требует0 с  дополнительна  обработка реагентами понизител ми в зкости.

Содержание ССБ менее 0,5% не обеспечивает удовлетворительных значений условной в зкости, такой раствор не пригоден

5 дл  бурени  (on. N° 24), более 2% малоэффективно , так как при увеличении добавки ССБ структурно-механические показатели измен ютс  незначительно (оп. № 25).

Применение предлагаемого бурового

0 раствора будет способствовать значительному повышению технико-экономических показателей бурени  за счет сокращени  расхода химических реагентов, увеличени  механической скорости и проходки на доло5 то, предотвращени  диспергировани  и гидратации глинистых пород.

(56) Р занов Я.Л. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979, с. 28, 42.

0Булатов А.И. и др. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984, с. 58.

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

5Булатов А.И. и др. Промывочные жидкости и тампонажные растворы. Техника, 1974, с. 32. 38.

Состав и технологические параметры буровы растворов

Т   6 л и цэ 1

продолжение табл 1

глинисто о шл мэ на технологические параметры буровых растворов

Claims (1)

1. Формула изобретени 

   БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глину , каустическую и кальцинированную соду , понизитель в зкости, хлористый натрий, реагент-стабилизатор на основе карбоксиметилцеллюлозы. нефть и воду, отличающийс  тем, что, с целью повышени  эмульгирующих и ингибирующих свойств раствора, он в качестве реагента- стабилизатора содержит карбоалюмилон- карбоксиметилцеллюлозу, модифицированную сернокислым алюмиТаблица 2

   Продолжение табл 2

   нием в присутствии трилона Б, при следу- ющем соотношении ингредиентов, мас.%: Глина8 - 20

   Каустическа  сода0,1 - 0,3

   Кальцинированна  сода0,5-1,0

   Понизитель в зкости0,5-2,0

   Хлористый натрий10-26

   Карбоксиметилцеллюлоза, модифицированна  сернокислым алюминием в

   присутствии трилона Б1,0 - 3,0

   Нефть5,0-15.0

   ВодаОстальное