Буровой раствор

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКРЕСПУБЛИК 1663005 А 1 51)5 С 09 К 7 3 Й КОМИТЕТЯМ И ОТКРЫТИЯМ ОСУДАРСТВЕН ПО ИЗОБРЕТЕН ПРИ ГКНТ ССС ОБРЕТЕНИЯ ПИСАН Иэобрете ных и газов ывке ствола рению нефности к проотносится ккважин, в чаажины. О ТОРСКОУУ СВИДЕТЕЛЬСТВ(71) Московский институт нефти и газа им,И.М.Губкина(57) Изобретение относится к.бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к проЦель изобретения - снижение ингибирующих свойств раствора,Буровой раствор содержит, мас.,ь;Структурообразовательминерального типа 2,0-20,0Реагент- стабилизатор 0,2-3,0Техническая кальциеваясоль уксусной кислоты 0,1-0,4Вода ОстальноеВ качестве структурообразователя можно испольэовать различную твердую фазу:асбест, глину, мел и т.д,В качестве реагента-стабилизатора используют фактически любые органическиестабилизаторы; на основе эфиров целлюлозы, полиакрилаты, лигносульфонаты и т.д. мывке ствола скважин. Цель изобретения - снижение ингибирующих свойств раствора. Раствор. готовят путем растворения в воде технической кальциевой соли уксусной кислоты, затем вводят структурообразователь (асбест глину, мел и т.д,) и реагент-стабилизатор (эфир целлюлозы, полиакриламид), тщательно перемешивают и т.д., компоненты содержатся в следующем соотношении, 1 мас,: структурообразователь минерального типа 2,0-20,0; реагент стабилизатор 0,2-3,0; техническая кальциевая соль уксусной кислоты 0,1-0,4; вода остальное, Буровой раствор позволяет снизить аварийные ситуации при бурении. 1 табл. Техническая кальциевая соль уксусной кислоты (ТКС) получается при нейтрализации гашенной известью продуктов, образующихся при термическом разложении д древесины, представляет собой серый О гранулированный порошок. Водный рас- О твор ТКС имеет слабощелочную среду, ТКС имеет следующий состав, мас. : Производные фенолов 7 -10 Гашенная известь 10-14 Кальциевая соль уксус- ы ной кислоты Остальное 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,П р и м е р 2. В 894 г воды размешивают 100 г бентонитового глинопорошка, добавляют 5 г КМЦ, тщательно перемешивают, После получения стабильныхВведено дополни- тельно Фю,см Всего. одПа мПа с 7/860/7010/1224/317/1241/5436/4835/49 1 2 3 5 6 7 8 0,1 0,1 0,2 0,4 12 19 15 27 10 15 13 13 21 75 40 33 25 46 99 36 10 5 7 8 7 6 6 5 2,67 2,57 2,45 2,52 3,24 2,51 2,48 2,45 0,1 0,2 0,3 0,2 0,3 0,4 параметров добавляют 1 г технической кальциевой соли,П р и м е р 3, В 821,9 г воды растворяют 2 г полиакриламида, добавляют структурообразователь, состоящий из 100 г воды, 20 г асбеста марки П-30,4 г медного купороса и 0,1 г гидроксида натрия, В 50 г воды раз- мешивают 2 г ТКС и вводят в полимерасбестовый раствор.П р и м е р 4. В 696 г воды размешивают 200 г мела и добавляют 100 г 30%-ного ФХЛС, содержащего дополнительно 4 г ТКС.П р и м е р 5, В качестве известного используют хлоркальциевый раствор следующего состава: бентонитовый глинопорошок 100, хлорид кальция 10, КМц10, КССБ50, гидроксид натрия 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 торцовыезповерхности образцов глины, которые получали прессованием бентонитового глинопорошка в металлических пресс-формах при давлении 100 МПа.Образцы находятся в напряженном состоянии, что имитирует горную породу в условиях естественного залегания,На торцовую поверхность цилиндрического глинистого образца устанавливают металлический шток, передающий увеличение объема образца на мессуру, Через определение промежутки времени снимается увеличение объема образца, после чего строится зависимость линейного увеличения образца ( в условиях скважины - так называемый процесс "выпучивания"), Получаемая кривая описывается уравнением Л = ехрК( пс) "),где т - время экспериментаЛ 3 - линейное приращение образца;К - коэффициент, учитывающий прони 5 кающую способность фильтрата;и - показатель, учитывающий материалобразца,Поскольку образцы во всех опытах одинаковые, то и будет для всех образцов10 одинаковыми. Поэтому, чем меньше коэффициент К, тем образцы меньше набухают.К - величина безразмерная. Опыты, показывающие свойства буровых растворов и ихингибирующую способность, приведены в15 таблице.Как видно из полученных материаловприсутствие кальция с органическим анионами снижает коэффициент К по сравнениюс хлоркальциевыми системами несмотря на20 то, что в известном растворе 4 в несколько раз. больше содержание органическихстабилизаторов. Увеличение концентрацииТКС выше 0,4(на одном растворе, опыты6,9) увеличивает проникающую способность25 фильтрата,Формула изобретения Буровой раствор, содержащий струк турообразователь минерального типа,реагент-стабилизатор, техническую кальциевую соль уксусной кислоты и воду, о тличающийся тем,что,сцелью снижения ингибирующих свойств 35 раствора, он содержит компоненты вследующих количествах, мас, : структурообразователь минерального типа 2,0- 20,0, реагент-стабилизатор 0,2-3,0, техническая кальциевая соль уксусной 40 кислоты 0,1-0,4, вода остальное. Параметры бурового раствора2,74 2,87 2,91 пряжение сдвига; ООщ статическое напря- коэффициент проникновения фильтрата,оставитель Л,Бестужехред М,Моргентал едакт едолуженко аказ 2236 Тираж 417 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ ССС 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5 роизводственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгоро агарина, 10 д- плас жение с еская вязкость, ига: сто - показ- динамическое ль фильтрации,ева Корректор Л, Беск- 1