SU1758065A1 - Буровой раствор на водной основе - Google Patents

Abstract

Буровой раствор на водной основе, используемый при бурении, содержит ингредиенты при следующем их соотношении. мас.%: глина 4-10, полимерный стабилизатор 0,1-0,7; полидиметилдиаллиламмонийх- лорид 0.1-0,7; вода остальное. 7 табл

Description

Изобретение относитс  к нефт ной промышленности , в частности к буровым растворам на водной основе, примен емым дл  бурени  нефт ных и газовых скважин.

Как известно, одной из важных проблем при бурении нефт ных и газовых скважин  вл етс  очистка бурового раствора от тонкодисперсных (коллоидных) частиц выбуренной породы, избыток которых отрицательно вли ет на процесс бурени  скважин. Так, известно, что снижение концентрации коллоидных частиц с 5 до 3% способствует повышению скорости проходки на 10%, а примен ющиес  механические средства очистки не обеспечивают выделение из бурового раствора частиц размером 40 мкм и менее, что обуславливает повышение плотности и резкое снижение скорости бурени  скважины.

Дл  улучшени  очистки от тонкодисперсных частиц выбуренной породы известны составы буровых растворов, предусматривающие применение полимеров и их композиций: метас, полиакрилат гуанидина, полиакриламид с силикатом натри . Полимерные реагенты: полиакриламида. КМЦ или полиэтиленоксида с олеатом моноэта- ноламина.

Однако, низкие селективно-флокирую- щие свойства не обеспечивают очистку раствора от избытке тонкодисперсных частиц, а низка  стабильность раствора во времени обуславливает диспергирование частиц выбуриваемых пород и развитие осложнений в скважине.

Наиболее близким к изобретению  вл етс  полимерный буровой раствор следующего состава, мас.%:

Бентонит3-5

Реагент HP (продукт

омылени  отходов

нитронного волокна

гидроксидом натри ) 0,25-0,5

Полиакриламид0,25-0,5

ВодаОстальное

Недостатками известного технического решени   вл ютс : невысока  степень очистки От тонкодисперсных частиц и низка  стабильность раствора во времени вследствие подверженности полиакриламида гидё

V|

сл

00

о

о сл

релизу в высокощелочной среде (за счет HP)

Кроме того, указанный состав весьма чувствителен к воздействию полиминеральных солей, что вызывает дестабилизацию раствора и возникновение осложнений в скважине.

Цель изобретени  - повышение стабильности технологических параметров раствора во времени при одновременном повышении флокулирующей способности.

Цель достигаетс  тем, что раствор содержит в качестве полиметилдиал- л иламмонийхлорид при следующем соотношении ингредиентов, мае %:

Глина4-10

Полимерный

стабилизатор0,1-0,7

Полидиметиламмонийхлорид0 ,1-0,7

ВодаОстальное

Полидиметилдиаллиламманийхлорид выпускаетс  под техническим названием ВПК-402 ПО Каустик в соответствии с ТУ 6-05-2009-86. Представл ет собой малотоксичную однородную жидкость, содержащую в массовых дол х 30-35 % активного вещества , с мол. м 100-300 тыс.ед , плотностью 1,0-1,1 г/см3.

Известно применение полидиметилди- аллиламмонийхлорида дл  улучшени  структуры почв Согласно изобретению по л и ди мети л диа л л иламмонийхлорид используетс  в Функции селективного флокул н- та, способствующего повышению степени очистки от тонкодисперсных частиц выбуренной породы при одновременном повышении стабильности показателей бурового раствора во времени

В табл. 1 приведено количественное соотношение ингредиентов исследованных составов предлагаемого раствора и известного состава бурового раствора, а в табл 2 - примеры по оценке селективно- флокупирующих свойств и изменени  показателей раствора через 30 сут после приготовлени  при использовании в качестве полимерного стабилитрона - гипана.

Исследовались также составы раствора при соотношении ингредиентов ниже и выше за вл емых пределов (составы 4 и 5, табл 1). Через сутки замер ют стандартные показатели раствора

Содержание коллоидных частиц определ лось по методу метиленовой сини. Содержание коллоидной составл ющей твердой фазы в глинистой суспензии составило 3,45% Затем добавл лось соответствующее количество реагентов за вл емого состава бурового раствора и после перемешивани  (30 мин) и выдержки раствора в статических услови х (10 мин) замер ли методом метиленовой сини содержание коллоидных частиц из отработанной пробы 5 раствора.

Аналогично замер лись содержание коллоидных частиц в известных составах бурового раствора (прототип). В составе 2 (табл. 1) за вл емого бурового раствора и в

0 составе 6 (прототип) содержание гпины одинаковое - 7%, однако в силу специфических свойств у Известного состава содержание коллоидной составл ющей равно 3,40%. а у за вл емых составов 2,65-3,00%, т. е ниже

5 на 11,8-22,1%.

Содержание микроорганизмов оценивали методом посева испытываемого раствора на агаризованные питательные среды после 24 ч и 30 сут инкубации в термостате

0 при 28-30°С (наиболее благопри тна  среда дл  роста и развити  микроорганизмов ).

Пример 1. В 958 мл технической воды добавл ют последовательно при перемеши5 вании 40 г глинопорошка, 1 г полимерного стабилитрона (гипан, HP, КМЦ) и 1 г полиди- метилдиаллиламмонийхлорида.

Пример 2. В 922 мл технической воды добавл ют последовательно при перемеши0 вании до полного растворени  70 г глинопорошка , 4 г полимерного стабилизатора и 4 г полидиметилдиаллиламмонийхлорида.

ПримерЗ В 886 мл технической воды добавл ют последовательно при перемеши5 вании до полного растворени  100 г глинопорошка , 7 г полимерного стабилизатора и 7 г полидиметилдиаллиламмонийхлорида.

Анализ данных табл. 2 показывает, что по сравнению с прототипом предлагаемый

0 состав бурового раствора обеспечивает снижение коллоидной составл ющей на 20,6-25%.

После выдержки в течение 30 суток, указанные показатели практически не измен 5 ют своих величин, что свидетельствует о высокой стабильности за вл емого раствора в течение времени. Высока  стабильность показателей за вл емого раствора обусловлена бактерицидным действием

0 полидиметилдиаллиламмонийхлорида. о чем свидетельствуют данные, приведенные в табл. 3. Так, уже при концентрации ВПК- 402 в массовых дол х 0,2% обеспечиваетс  практически полное подавление микроорга5 низмов, что предотвращает биодеструкцию компонентов раствора и улучшает его стабилизирующие свойства во времени.

У раствора, содержащего ВПК-402 менее 0,1% (№ 4), наблюдаетс  повышение показател  фильтрации при одновременном

снижении в зкостных свойств. Это объ сн етс  повышенными флокулирующими свойствами при малых концентраци х по- лидиметилдиаллиламмонийхлорида (0,005- 0,05%). что характерно дл  большинства полимеров. При выдержке во времени (30 сут) отмечаетс  полна  дестабилизаци  данного состава бурового раствора, что св зано со снижением бактерицидных свойств и развитием микроорганизмов, вызывающих биодеструкцию компонентов раствора.

При концентрации ВПК-402 0,8% (свыше за вл емого предела, состав № 5) наблюдаетс  коагул ционное структурооб- разование, обуславливающее чрезмерное загущение раствора, оказывает отрица- тельное вли ние на процесс бурени  скважины .

Таким образом, анализ данных табл. 2 убеждает в том, что наиболее оптимальным содержанием ВПК-402 в растворе  вл ет- с  0,1-0,7%.

У известного состава бурового раствора нар ду с более высоким содержанием коллоидных частиц (раствор № 6, табл. 2), резко снижающим показатели бурени  скважины, после выдержки во времени (30 сут) наблюдаетс  коагул ционное разжижение: рост показател  фильтрации и снижение в зкости . Это обусловлено как гидролизом поли- акриламида в высокощелочной среде (HP), так и ростом численности микроорганизмов (табл. 3, растворы 1 и 2), обуславливающих биодеструкцию компонентов раствора.

Отмеченные свойства предлагаемого раствора про вл ютс  также при использо- вании в качестве полимерного стабилизатора карбоксиметилцеллюлозы (табл. 4), реагента HP (табл. 5), оксиэтилцеллюлозы (табл. 6).

Применение предлагаемого состава бу- рового раствора позвол ет за счет низкой скорости мгновенной фильтрации повысить период устойчивого состо ни  набухающих обвалоопасных пород, а также снизить загр знение продуктивного пласта дисперси- онной средой и дисперсной фазой, т. е.

будет способствовать сохранению коллек- торских свойств и повышению нефтеотдачи пласта. Результаты исследований, выполненных по известной методике, представлены в табл. 7.

Как показывает анализ данных табл. 7, у предлагаемого состава величина мгновенной фильтрации в 1,454-15,4 раза меньше, чем у известного состава раствора (прототипа ). Кроме того, скорость мгновенной фильтрации предлагаемого состава также значительно меньше по сравнению с известными .

Таким образом, основными преимуществами за вл емого состава перед известными  вл ютс : более высока  степень очистки от тонкодисперсных частиц выбуренной породы, обеспечивающа  улучшение показателей работы долот и повышение скорости бурени  скважины; высока  стабильность параметров бурового раствора во времени, способствующа  снижению осложнени  в скважине и затрат на химическую обработку раствора; низкие величины мгновенной фильтрации и скорости мгновенной фильтрации, обеспечивающие сохранение устойчивости ствола скважины и естественных коллекторских свойств продуктивного пласта.

Claims (1)

1. Формула изобретени  Буровой раствор на водной основе, содержащий глину, полимерный стабилизатор и добавку, отличающийс  тем, что, с целью повышени  стабильности технологических параметров раствора во времени при одновременном повышении флокулирую- щей способности, он содержит в качестве добавки полидиметилдиаллиламмонийхло- рид при следующем соотношении ингредиентов , мае. %:

   Глина4-10

   Полимерный стабилизатор0 ,1-0,7 Полидиметилдиаллил- аммонийхлорид0,1-0,7 ВодаОстальное

   Таблица 1

   Примечание, р - плотность; У8 - условна  в зкость по СПв-5; - показатель фильтрации по SH-6 за 30 рН - концентраций водородных ионов; СНС - статическое напр жение сдвига; С« - содержание коллоидной состзвлиовей по методу метиленовой сини; Cw содержание микроорганизмов в 1 нл раствор

   Таблица 3

   Вода - остальное

   вода - остальное

   4 Вода - остальное.

   Таблицэб

   Таблица 7