Буровой раствор

ав (и) . СОЮЗ СОВЕТСНИХСОЦИАЛИСТИЧЕСНРЕСПУБЛИК 98951 9 К 7 ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕ АВГОРСН СВИД ЛЬСТВ й рилчу 0,5-2,0ОстальноеГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИ(4 б) 23.0 б.84. Бюл. Юф 23 (72) А.И. Булатов, С.А. Гаръян, В.И. Лимановский, Н.А, Иасюкова, А.И. Иатвиякин и В.И. Рябченко (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению сква жин и буровым растворам(53) б 22.243.144 (088.8) (56) 1. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М., "Недра, 1979, с. 43-53.2, Авторское свидетельство СССР Оф 924079, кл. С 09 К 7/02, 1980.(54)(57) БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащн глину, понизитель водоотдачи, нит триметилфосфоновую кислоту или 1-оксиэтилидендифосфоновую кисло и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения ингибирующих свойств раствора,. он содержи компоненты в следующем соотношении, мас.7:Глина 8-25Понизитель водоотдачи 0,01-0,3Нитрилотриметилфосфоновая кислота или1-оксиэтилидендифосфоновая кислотаВода98951 2нитрилотриметилфосфоновую кислотуили 1"оксиэтилидендифосфоновую кислоту и воду, содержит компоненты вследующем соотношении, мас.7.: 5Глина 8-25Понизитель водоотдачи 0,01-0,3Нитрилотриметилйосйоновая1 О кислота или 1 СН -РО(ОН) И СН, -РОЖОН),20 СН РО(ОН), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) РО(ОН),2 ) нн(он),ОН1-оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) 1 10Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин в разрезах, сложенных неустойчивыми глинис" тыми породами.Необходимым требованием при бурении в потенциально неустойчивых глинистых отложениях является применение в буровых растворах ингибиторов, уменьшающих набухание и дис" пергирование глин и обеспечивающих тем самым сохранение устойчивости ствола скважины.Наиболее часто в качестве ингибированных применяют гипсовые, известковые, высококальциевые и другие буровые растворы, в которых диспергирование глинистых пород предотвращается двух и более валентными катионами, вводимыми в глинистые растворы в качестве ингибиторов. Повышение устойчивости глинистых пород основано на замещении в обменном комплексе глины одновалентных катионов поливалентными, хемосорбции поливалентных катионов и коагулирующем действии 1.13.Однако эти растворы имеют ряд существенных недостатков, а именно: многокомпонентность, трудность регулирования фильтрационных и реологических свойств, повышенный расход понизителей водоотдачи и разжижителей, йевысокая термостойкость,Наиболее близким к изобретению является буровой раствор, содержащий глину, воду, понизитель водоотдачи и фосфоновые комплексоны - нитролотриметилфосфоновую (НТФ) и 1-оксиэтилидендифосфоновую (ОЭДФ) кисло- ты в количестве 0,01-0,037 Применение известного бурового раствора в неустойчивых глинистых породах возможно в связи с тем, что комплексоны при концентрациях 0,01-0,037 являются высокоэффективными разжижнтелями и позволяют поддерживать стабильные структурно-механические параметрь 1 бурового раствора при переходе в него диспергированной породы 1.2 .Однако известный раствор не предотвращает набухание глин и, следовательно, не может обеспечить сохранение устойчивости ствола скважины.Целью изобретения является повышение ингибирующих свойств бурового раствора.Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор, содержащий глину, понизитель водоотдачи,-оксиэтилидекдифосфоноваякислота 0,5-2,0 Вода Остальное Фосфоновые комплексоны отвечают следующим структурным формулам: Фосфоновые комплексоны являютсявысокоэффективными комплексообразова"телями и способны к хемосорбции наглинистых частицах. При малых концентрациях реагента (0,01-0,037)адсорбция энергетически более выгод-.на по краям силикатных плоскостей, 35 имеющих нескомпенсированные валентности и свободные заряды, так как вэтом случае происходит образованиехимических связей. Хемосорбция накраях препятствует сближению частиц 40 глины самыми активньщи участками ипредотвращает загущЕНИЕ буровогораствора. При увеличении концентрации фосфоновых комплексонов до 0,5-2,07.начинается адсорбция на базальных плоскостях глинистых частиц, обусловленная в основном электростатическими, а также образованными водо" 50родными сВЯзЯми, Это приВодит к гидрофобизации поверхности глинис" тых минералов за счет углерод-водородных фрагментов, входящих в молекулы фосфоновых комплексонов, и способствует уменьшению набухания глин.Сущность процесса ингибирования заключается в смешении гидр 9 фильногидройобного баланса глины в сторону увеличения ее гидрофобности. Сте51 аглинистом растворе структуры,Количество добавленной глины, при котором появляются первые измеримые значения СНС (на приборе СНС) характеризует величину глиноемкости раствора ингибитора.Глиноемкость воды принимается равной 1. Состав исследуемых растворов и их глиноемкость приведены втаблице 2Как видно из данных табл.2 по эффективности снижения набухания и диспергирования глинистых пород фосфоновые комплексы находятся науровне таких широко применяемых ингибиторов, как соединения кальция и калияСостав и технологические параметры буровых растворов приведены в табл.З. Таким образом, технологические параметры растворов, содержащих От 5-2% фосфоновых комплексонов,легко регулируются, не требуется увеличивать содержание понизителей водоотдачи и применять разжижители. Растворы термостайки до 180 С.Таблица 1 3 10989.пень ингибирования глинистых породоценивается по снижению величин набухания и диспергирования глины всреде ингибитора.П р и м е р. 80 г бентонитового5глинопорошка или глинистого шламасамотлорского месторождения диспергируют в 1000 мп воды, затем вводятпонизнтель водоотдачи - 1 мл 107-ного водного раствора КМЦили0,2 мл 27-ного водного раствораполиакриламида и перемешивают дополного растворения. Отдельно готовится водный раствор фосфоновогокомплексона растворением 5 г кислоты в небольшом количестве воды иобработкой товарной щелочью дорН 7. Стабилизированная глинистаясуспензия перемешивается с раствором комплексона в течение 1-2 ч,затем измеряются параметры буровогораствора.Ингибирующие свойства раствораопределяют по набуханию бентонитапри помощи прибора конструкции Жигача-Ярова. Константы набуханияопределяют графическим способом.Показатели набухания следующие:К - коэффициент набухания, равныйотношению объема жидкости .Чт свя 30занной с пробой, к объему сухих частиц Ч ; К, - коэффициент набухания,,равный отношению Ч к массе сухойпробы ш; К, - количество жидкостинабухания (см)т связывающее 1 гглины.35Определение степени набухания бентонита проводят в растворах, указанных в табл.1.Растворы калия и кальция выбраныдля сравнения как наилучшие ингибиторы набухания при концентрациях,соответствующих максимальному ингиби"рующему эффекту. Растворы фосфоновых комплексонов готовят растворением необходимого количества реаген. та в воде, затем добавляют товарнующелочь до рН 8-9.Влияние концентрации фосфоновыхкомплексонов на показатели набуханиябентонита, характеризующие ингибирую щий эффект, приведены в табл. 1,Дпя определения глиноемкостирастворов готовят растворы ингибиторов, в которые добавляют бентони"товую глину порциями по 10"20 г. 55После перемешивания растворов измеряют статическое напряжение сдвига109895Продолжение табл, 2 4,07 К5 3 1,0 Ж НТФ 2,0 Ж НТФ 5 Ж СаСИ 61 мечан ость ста Ж ОЭД,ОХ О 6 аствоята рав 7. ОЭД р 5 Таблица Параметры растворов Состав раствора прогрев После прогрева оовкаэ 4319/21 ППП "Патент", г. Ужгород,Фил ектная,4 Шлам рщ са- мот- лорског мес- то- рова н и е, Прогрев растворов проиэводит при 180 С в течение Тираж ВНИИПИ Госуд по делам и 035, Москва, 634 Подписноерственного комитета СССРобретений и открытийЖ, Раушская наб., д. 4/ Глиноемводы, сляющаяглины н500 мпра, приной