Буровой раствор

(51 ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОВЕДОМСТВО СССР(ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ К ПАТЕНТУ 54) БУРОВОЙ 57) Сущность теор содержит стабилизатор аммоний 0,1-0 РАСТВОР изобретен мас.: гли 0,5-1,0, к 5; вода-о я: буровой расна 4-10; реагентемнефтористый тальное, 3 табл. венный научнтный институ т 4-10,5-1 ает- ветбой ета, соных ( д ости гается тем, что ной основе, содерор и добавку, в какремнефтористый соотношении инге иис ста- Р), а(73) Башкирский государственный научнисследовательский и проектный институнефтяной промышленности(56) Авторское свидетельство СССРМ 1493649, кл. С 09 К 702, 1986,Авторское свидетельство СССРМ 1121281, кл. С 09 К 7/02, 1984.Авторское свидетельство СССРМ 969709, кл. С 09 К 7/02, 1980,Предлагаемое изобрнефтяной и газовой простности, к буровым расоснове, применяемымнефтяных и газовых скваЦелью изобретенияние кольматирующих свотвора за счет снижемгновенной фильтрациизагрязнения продуктивнсной Фазой и дисперсиоаого раствора.Поставленная цель дбуровой раствор на воджащий глину, стабилизатчестве добавки содержитаммоний при следующемредиентов, мас. ф. етение относится к мышленности, в чатворам на водной для заканчивания жин,является улучшейств бурового расния показателя и предотвращение ого пласта диспернной средой буроГлинаСтабилизатор 0,0Крем нефтористыйаммоний 0,1-0,5Вода ОстальноеКремнефтористый аммоний выпусся Череповецким ПО "Аммофос" в сооствии с ОСТ 6-08-2-75, представляет стонкодисперсный порошок белого цхорошо растворимый в воде.В. табл.1 приведено количественноотношение ингредиентов исследовансоставов предлагаемого и известного бвых растворов, а в табл.2 и 3 привепримеры, характеризующие свойства илагаемого состава раствора в сравненпрототипом, причем в табл,2 в качествебилизатора взят нитронный реагент (Н1838368 Таблица 1 в табл.З в качестве полимерного стабилизатора - КМЦ.Изучены также составы раствора при соотношении ингредиентов ниже и выше заявляемых пределов (составы 4 и 5 табл,),Через сутки замеряют стандартные показатели раствора. Методика контроля параметров буровых растворов, РД 39-2-645-81, Миннефтепром, М;, 1981.П р и и е р 1. В 954 мл технической воды добавляют последовательно при перемешивании 40 г глинопорошка, 5 г полимерного стабилизатора(КМЦ, НР) и 1 г кремнефтористого аммония. Перемешивание осуществляется лабораторной мешалкой в течение 30 мин.П р и м е р 2. В 920 мл тех ической воды добавляют последовательна при перемешивании до полного растворенил 30 г глинопорошка, 7,5 г полимерного стабилизатора и 2,5 г кремнефтористого аммония,П р и м е р 3 В 885 мл технической воды добавляют при непрерывном перемешивании 100 г глинопарошкэ, 10 г полимерного стабилизатора и 5 г кремнефтористого аммония.П р и м е р 4, В 965,5 мл технической воды добавляют последооагельна 30 г глинопорошка, 4 г полимерного стабилизатора и 0,5 г кремнефтористаго аммония.П р и м е р 5, В 873 мл технической воды дабавля от при непрерывном перемешиоании 110 г глинопорошка, 11 г полимерного стабилизатора и 6 г кремнефтористаго аммония.Анализ данных табл. 2 и 3 доказывает, что по сравнению с прототипом у предлагаемого состава величина мгновенной фильтрации о 1 Я,6 раза меньше, мгновенная скорость фильтрации предлагаемого сос 1 аоа также значительно меньша, по сравнению с известным техническим решением. Это позволило снизить загрязнение продуктивного пласта дисперсионной средой идисперсной фазой бурового раствора, т.е.будет способствовать сохранению коллек 5 тарских свойств и повышению нефтеотдачипласта.У раствора, содержащего КФА менее0,1 мас.% (примеры 4 табл,2 и 3), наблюдается повышенная величина мгновенной10 фильтрации и мгновенных скоростей фильт.- рации, ухудшаются реологические свойства,При концентрации КФА выше заявляемогопредела (примеры 5 табл.2 и 3), дальнейшееснижение величины мгновенной фильтра 15 ции и мгновенной скорости фильтрациипроисходит крайне незначительно и веделишь к неоправданному перерасходу реагента. Таким образом, анализ данных табл,2и 3 убеждает, что наиболее оптимальным20 содержанием КФА в растооре является 0,10,5%.Основными преимуществами предлагаемого технического решения перед известными являются;25 1. Низкая величина мгновенной фильтрации и мгновенной скорости фильтрации,обеспечивающие сохранение устойчивогоствола скважин и естественных коллекторских свойств продуктивного пласта.30 2, Снижение затрат на приготовление иобработку раствора,Формула изобретения. Буровой раствор на водной основе, содержащий глину, реагент-стабилизатор и35 добавку, отличающийся тем,чтоонв качестве добавки содержит кремнефтористый аммоний при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:1838368 Продолжение таблицы 1баооо 2 Вода - остальноеблица Э Составитель Л. ШигоноТехред М,Моргентал Редак рректор Е. Па Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101 каз 2903 Тираж ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5