Буровой раствор

,(НИЯ ОБРЕ ОПИСАНИ К АВТОРСКОМУ ТВУ ченко,Репинобъедидобычвод- арнефффхими ослож, оверраст" важин "Нефс, 34 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИ(56) 1. Городнов В. Д. Физикческие методы предупреждениянений.в буренин. М "Недра"с. 188-19 8.2. Коновалов Е. А, и др.шенствование рецептур буровыхворов для бурения глубоких св неустойчивых отложениях.тяное хозяйством, 1979, 9 9,(54)(57) БУРОВОЙ РАСТВОР, содержа.щий силикат натрия, хлористый натрий, . карбоксиметилцеллюлозу и воду, о тл и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения стабильности раствора, повышения структурных и снижения кольматирующих свойств, раствор дополнительно содержит гидроокись натрия при следующем соотношении ингредиентов, вес.ч.:Силикат натрия 57,0-60,0Хлористый натрий 22,0-24,0Карбоксиметилцеллюлоза . 3,5-5,0Гидроокись натрия 27,0-29,0Вода . 100е3,5-5,0100,0 45 Такой раствор однороден, стабилен и имеет следующие параметры: плотность 1330-1350 кг/м 9, вязкость по ВП60-64 с, водоотдача по ВМ5-7 см за 30 мин, рН не менее 9,0. 50Состав по сравнению с известными характеризуется отсутствием взвешенных частиц. Поскольку размеры гли нистых частиц от 0,001 до 1000 мк, размеры пор фильтрующих элементов 55 максимально составляют 300 мк, а поровые каналы имеют извилистую Форму, то присутствие глины в составе промывочной жидкости неизбежно приведет к кольматации элементов. Предлага емый состав позволяет этого избежать и эффективно использовать забойные противопесочные фильтры. Полученный состав, имея повышенную плотность, позволяет создать большее противо.Изобретение относится к примене нию промывочных жидкостей в нефтяных скважинах, которые могут использоваться в качестве жидкостей глушения при проведении операции установки забойного противопесочного Фильтра. 5Известен состав малосиликатного глинистого раствора Ц .Состав содержит бентонитовую глину, силикат натрия, хлористый натрий и целин Е (средневязкий препарат 1 О карбоксиметилцеллюлозы).Однако стабилизирующая способность данного состава невелика, а содержание в составе бентонитовой глины осложняет операцию спуска противопесочного забойного фильтра и освоение скважин вследствие кольматации фильтра глинистыми частицами.Известен буровой раствор, содер- жащий силикат натрия, хлористый натрий, карбоксиметиллюлозу, воду 2 .Параметры состава; плотность 1117- 1250 кг/ м, вязкость ло ВП56- 320 с, водоотдача по ВМ-б 8-9 см 9 за 30 мин, рН 7,5-8,0, корка 0,5-1,5 мм. 25Однако известный буровой раствор лриводит к кольматации Фильтрующих элементов вследствие. наличия в составе до 1-3% хлористого кальция.Цель изобретения - повышение стабильности раствора, повышение структуры и снижение кольматирующих свойств бурового раствора.Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор, содержащий силикат натрия, хлористый натрий, 35 карбоксиметилцеллюлозу и воду, дополнительно содержит гидроокись натрия при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:Силикат натрия 57,0-60,0 40Гидроокись натрий 27,029,0Хлористый натрий 22,0-24,0КарбоксиметилцеллюлозаВода давление на пласт, что достигается увеличенным содержанием хлорида натрия, силиката натрия (плотность 1500 кг/м) и едкого натра. Так, плотность известного силикатно-соле-, ного раствора 1280 кг/м 9, а предлагаемого 1330-1350 кг/м. Кроме того, силикат натрия способствует увеличению прочности структуры и снижает ее Фильтрационные показатели, а также положительно влияет на устойчивость глинистых пород приэабойной эоны. Во избежание гелеобразования жидкости необходимо регулировать величину ее рН, что достигается,введе-. ниеМ щелочи, например едкого натра.В составе используется карбоксиметилделлюлоза со средней степенью замещения равной 80-90 и средней степенью полимеризации равной 600+30, Степень замещения этого реагента является оптимальной величиной для поддержания минимальной водоотдачи промывочных жидкостей. По сравнению с карбоксиметилцеллюлозой марки 500 КМЦоказывает более эффективное стабилизирующее, действие благодаря также большей степени полимеризации. Кроме того, КМЦобладает большей термо- и солеустойчивостью.Меняя концентрацию КМЦв составе можно регулировать ее фильтра. ционные свойства. Причем содержание хлористого натрия в количестве 22- 24 вес.ч. (10,5-11,0 вес,Ъ) позволяет увеличивать содержание КМП-,600 беэ увеличения вязкости раствора, так как с ростом минерализации выше 10 хлористого натрия добавки КМЦ, как правило, приводят к снижению вязкости жидкостей.Буровой раствор представляет собой гомогенную стабильную жидкость, не вызывает коррозию оборудования, не загрязняет добываемую нефть меха" ническими примесями, является жидкостью на водной основе, как наиболее удобной для применения в качестве бурового раствора. Состав обладает невысокой вязкостью и, следовательно, хорошей прокачиваемостью. Процесс приготовления и применения предлагаемого силикатно-солевого раствора технологичен, входящие в него ингредиенты недефицитны и недорогостойки. Состав позволяет сохранить проницаемость призабойной зоны. П р и м е р. Порошкообразную карбоксиметилцеллюлозу (КМП) заливают при перемешивании технической водой и ставят для набухания на сутки. Для более быстрого набухания жидкость можно подогреть до 70 С (3-4 ч), По истечении указанного времени образуется гелеобразный раствор. Затем.в этот раствор добавляют1063821 В табл. 2 приведены значения проницаемости фильтров. вюющею твитииюаещивтЕевеюевееаввавиттеещевеюеает еевввввтаветаетие еютещеюютееююеееюеюа Ингредиенты, вес.ч.Параметры Пример таеютааиаЕтвеютеиив в ивтеаещевтеивюееювететиившеюи щттетющвт ю ю т иве т ае е а ю ю Силикат Ма 02 ИаоН КИЦПлотность, Вязкость, Водоотдача, нат ия кг м 9с .смф 30 мин 1тееюа аеюещещи еюв ивещещии вшееевещее щит т твеюаеив теавеюеееююее, 1 57;О 22,0 27,0 .3,5. 1330 , . 60 . . 7 62 1340 4,3 2 58,523,0 . 28,0 1350 3 60,0 24,0 29,0.5,0 Таблица 2 ютюееююююююеюе Время кольма-таза, баии. Пройицаемость, Мд В фильтра етЕ а еюювпосле обработки известным составом до обработ- после: обработ ки . ки предлагаемым:составом тютеЕещеввеетщтшеютю вв 0 12 3000 2960 150 31:80 3200 3400 3 0 32:00 аавета ететеюеюивещетещевюююивееееииювеетаееюиатюютееютви еювеюв т ав а ви и т теП р и м е ч а н и е. Фильтры 1 т 3 обрабатывались составамипримеров 1 т 3 соответственно.БНИИПИ Заказ 10469/27 Тираж 639 Подписноетещеив ее щ евевщевивеевтаеююевеиееещте еевшитетиввше евт юФилиал ППП фПатентф, г.ужгород,ул.Проектная,4 щелочь (икон), хлористый натрий и силикат натрия. Смесь тщательно перемешивают до растворения хлористого натрия и получения однородной жидкости, производят замеры показателей раствора: плотности (весовым методом),5 условной вязкости по ВПЮ 5 и водоотдачи по ВИ. рН жидкости определяется универсальной индикаворной бумагой- и во всех, примерах равна 9 ю 10.В табл. 1 приведен состав ингре диентов (на 100 вес.ч. воды) и пара-. метры полученных растворов.Дляопределения пригодности прйменения состава для установки забойно- . го противопесочного фильтра. проводятся исследования проницаемости Фильтров по следующей методике. Берут кусочки различных фильтров диаметром . 30 мм и толщиной 15 мм,: На установке для определения проницаемости по 20 воздуху находят значения проницаемости Фильтров до обработки их , рабворами. Затем каждый фильтр по- мет,ают на дно воронки Шота, которая вставляется в колбу Вюрца. соединен ную,с Вакуумюяасосом, и проводят, Фильтрацию жидкости через исследую емый фильтр. После этого снова про водят определение проницаемости Филь.тра. Для.сравнения проводят замеры -проницаемости Фильтров после обрат ботки их известным глинистым соста.вом. Приведенные в таблице. величины проницаемости фильтров свидетельствуют о пригодности применения,.со става для глушения скважин и установ. ки забойного фильтра. с целью предот-вращения выноса. песка из скважин, поскольку кольматации поровых .кана лов фильтра не наблюдается.Пример конкретного использования состава.,приготовление рецептуры осуществляют в агрегате ЦА, Заданное количество карбоксиметилцеллюлоэы заливают необходимым количеством воды, перемешивают и оставляют на сутки. По истечении суток к. полученному гелеобразному раствору добавляют расчетное количество щедов чи, поваренной соли и жидкого стекла. Смесь тщательно перемешивают до установления заданной плотности, замеряют рН раствора.После этого полученную промывочную жидкость закачивают в скважину до полного заполнения ее объема,с целью ее остановки. Небольвюй закачкой (200 л) определяют степень поглощения промывочной жидкости скважиной и при отсутствии поглощения извлекают насосноюкомпрессорные тру бы. Производят согласно проекту работы по уотановке противопесочногр фильтра на забое скважины. При необходимости создания гравийной набивки ее намыв осуществляют также на предлагаемой жидкости. Осваивают скважину путем ее перевода на воду или нефть и запускают в эксплуатацию.Т а б л и ц а 1