SU1663005A1

SU1663005A1 - Буровой раствор

Info

Publication number: SU1663005A1
Application number: SU884639798A
Authority: SU
Inventors: Вартан Эдуардович Аваков; Олег Константинович Ангелопуло; Александр Анатольевич Александрюк
Original assignee: Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина
Priority date: 1988-11-29
Filing date: 1988-11-29
Publication date: 1991-07-15

Abstract

Изобретение относитс к бурению нефт ных и газовых скважин, в частности к промывке ствола скважин. Цель изобретени - снижение ингибирующих свойств раствора. Раствор готов т путем растворени в воде технической кальциевой соли уксусной кислоты, затем ввод т структурообразователь (асбест глину, мел и т.д.) и реагент-стабилизатор (эфир целлюлозы, полиакриламид), тщательно перемешивают и т.д., компоненты содержатс в следующем соотношении, мас.%: структурообразователь минерального типа 2,0-20,0

реагент-стабилизатор 0,2-3,0

техническа кальциева соль уксусной кислоты 0,1-0,4

вода остальное. Буровой раствор позвол ет снизить аварийные ситуации при бурении. 1 табл.

Description

Изобретение относитс к бурению нефт ных и газовых скважин, в частности к промывке ствола скважины.

Цель изобретени - снижение ингибирующих свойств раствора.

Буровой раствор содержит, мас.%:

Структурообразователь

минерального типа2,0-20,0

Реагент-стабилизатор0,2-3,0

Техническа кальциева

соль уксусной кислоты0,1-0,4

ВодаОстальное

В качестве структурообразовател можно использовать различную твердую фазу; асбест, глину, мел и т.д,

В качестве реагента-стабилизатора используют фактически любые органические стабилизаторы: на основе эфиров целлюлозы , полиакрилаты, лигносульфонаты и т.д.

Техническа кальциева соль уксусной кислоты (ТКС) получаетс при нейтрализа- циигашенной известью продуктов, образующихс при термическом разложении древесины, представл ет собой серый гранулированный порошок. Водный раствор ТКС имеет слабощелочную среду. ТКС имеет следующий состав, мас.%:

Производные фенолов7-10

Гашенна известь10-14

Кальциева соль уксусной кислотыОстальное П р и м е р 1. В 979,92 г воды последовательно размешивают 1 г ТКС, 20 г асбеста и 2 г полиакриламида и тщательно размешивают .

Пример 2. В 894 г воды размешивают 100 г бентонитового глинопорошка, добавл ют 5 г КМЦ-700, тщательно перемешивают . После получени стабильных

Ё

О

о

8

о ел

параметров добавл ют 1 г технической кальциевой соли.

П р и м е р 3. В 821,9 г воды раствор ют 2 г полиакриламида, добавл ют структуро- образователь, состо щий из 100 г воды, 20 г асбеста марки П-6-30,4 г медного купороса и 0,1 г гидроксида натри . В 50 г воды размешивают 2 г ТКС и ввод т в полимерасбе- стовый раствор.

Пример 4. В 696 г воды размешивают 200 г мела и добавл ют 100 гЗО%-ного ФХЛ С, содержащего дополнительно 4 г ТКС.

Пример 5. В качестве известного используют хлоркальциевый раствор следующего состава: бентонитовый глинопоро- шок 100, хлорид кальци 10, КМЦ-700 10, КССБ-2 50, гидроксид натри 3, вода остальное .

Оценка ингибирующих свойств раствора проводилась по следующей методике.

После 30 мин фильтрации бурового раствора на вакуумной установке фильтрат в количестве 5 см наливают на торцовые поверхности образцов глины, которые получали прессованием бентонитового гли- нопорошка в металлических пресс-формах при давлении 100 МПа.

Образцы наход тс в напр женном состо нии , что имитирует горную породу в услови х естественного залегани .

На торцовую поверхность цилиндрического глинистого образца устанавливают металлический шток, передающий увеличение объема образца на мессуру, Через определение промежутки времени снима етс увеличение объема образца, после чего строитс зависимость линейного увеличени образца ( в услови х скважины - так называемый процесс выпучивани ). Получаема крива описываетс уравнением

-

AI ехр K(lnt) n, где t - врем эксперимента

Al - линейное приращение образца;

К - коэффициент, учитывающий прони- 5 кающую способность фильтрата;

n - показатель, учитывающий материал образца.

Поскольку образцы во всех опытах одинаковые , то n будет дл всех образцов 10 одинаковыми. Поэтому, чем меньше коэффициент К, тем образцы меньше набухают. К- величина безразмерна . Опыты, показывающие свойства буровых растворов и их ингибирующую способность, приведены в 15 таблице.

Как видно из полученных материалов присутствие кальци с органическим анионами снижает коэффициент К по сравнению с хлоркальциевыми системами несмотр на 20 то, что в известном растворе 4 в несколько раз больше содержание органических стабилизаторов. Увеличение концентрации ТКС выше 0,4% (на одном растворе, опыты 6,9) увеличивает проникающую способность 25 фильтрата.

Ф о р„м ула изобретени

Буровой раствор, содержащий струк- 30 турообразователь минерального типа, реагент-стабилизатор, техническую кальциевую соль уксусной кислоты и воду, о т- личающийс тем, что, с целью снижени ингибирующих свойств 35 раствора, он содержит компоненты в следующих количествах, мас.%: структуро- образователь минерального типа 2,0- 20,0, реагент-стабилизатор 0,2-3,0, техническа кальциева соль уксусной 40 кислоты 0,1-0,4, вода остальное.

Продолжение таблицы

у- пластическа в зкость; г0- динамическое напр жение сдвига; статическое напр жение сдвига; Фзо показатель фильтрации; К - коэффициент проникновени фильтрата.

Claims

Ф о р.м у ла изобретения

Буровой раствор, содержащий структурообразователь минерального типа, реагент-стабилизатор, техническую кальциевую соль уксусной кислоты и воду, о тличающийся тем, что, с целью снижения ингибирующих свойств 35 раствора, он содержит компоненты в следующих количествах, мас.%: структурообразователь минерального типа 2,020,0, реагент-стабилизатор 0,2-3,0, техническая кальциевая соль уксусной 40 кислоты 0,1-0,4, вода остальное.

№ пп Номер растворов Концентрация ТКС, мас,% Параметры бурового раствора Введено дополнительно Всего Ά мПа>с Т_о, , дПа 0ι/0ιο . дПа Фзо. см³ К 1 2 з 4 5 6 7 8 9 1 1 - 0,1 12 21 7/8 10 2,67 2 2 - 0,1 19 75 60/70 5 2,57 3 3 - 0,2 15 40 10/12 7 2,45 4 4 - 0.4 27 33 24/31 8 2.52 5 5 - - 10 25 7/12 7 3,24 6 2 0.1 0,2 15 46 41/54 6 2,51 7 2 0,2 0,3 13 99 36/48 6 2,48 8 2 0,3 0,4 13 36 35/49 5 2,45

Продолжение таблицы

1 2 3 ^Ί 4 5 6 7 8 9 9 2 0.4 0,5 12 30 32/41 5 2.74 10 2 0,9 1,0 10 26 28/37 5 2,87 11 2 1,9 2,0 9 21 2/31 5 2,91

η - пластическая вязкость; т₀~ динамическое напряжение сдвига; fy/0io статическое напряжение сдвига; Фю~ показатель фильтрации; К - коэффициент проникновения фильтрата.