Способ химической обработки буровых растворов

:Вф ГОСУДАРСТЮННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНР(46) 23.12.85. Бюп. У 47 (71) Ухтинский индустриальный институт(53) 622,243.144.2(088.8) (56) Наус К.ф, Буровые растворы. М,: Недра, 1973, с. 252-257.Агабалянц Э.Г. Промывочные жидкости дпя осложненных условий бурения. - М.: Недра, 1972, с. 157-174. 801199786 А(54)(57) СПОСОБ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ путем введенияингибитора глин, о т л й ч а ю -щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности способа путемподдержания технологических свойствбуровых растворов при одновременном улучшении йх ингибирующихсвойств, в качестве реагента-ибитора вводят кремнефториды наи/или калия в количестве 0,53,0 мас.Ж.1Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано при приготовлении и обработкебуровых растворов,Цель изобретения - повышение эффективности способа путем поддержания технологических свойств буровых растворов при одновременномулучшении их ингибирующих свойств.Обработка бурового раствора крем"нефторидом ведется следующим образом (на примере полимерного раствора табл. 2).Готовят полимерный буровой раствор. При этом гидролизованный щелочью полиакриламид (2,5 г) растворяют в воде, при перемешиваниивводят прегидратированный бентонит(20 г) и органический стабилизаторКМЦ(1,8 г). При перемешиваниив приготовленный полимерный буровой раствор аналогично и в другиерастворы вводят кремнефторид калияв количестве 1,5 г.Применение кремнефторидов натрияи/или калия, обладающих ограниченной растворимостью, позволяет постоянноподдерживать в буровом растворе необходимое количество ионов,расход которых на ингибированиеувлажнения породы на стенках скважины и в шламе восполняется растворяющимися кремнефторидами.Способ проверяют в лабораторныхусловиях путем оценки влияния добавок кремнефторидов натрия и калияв буровой раствор на показатели набухания (давление Р, кг/см и сте"пень р, 7) соригюхского бентонитаи время размокания (1, ч) нефтеабадской глины.Зависимость степени (р, Е ) идавления р кг/см набуханиябентонита от концентрации ингибитора показана в табл. 1; ингибирующее действие на технологические параметры буровых растворов - втабл, 2,Преимущество кремнефторидов Каи К, как показывают лабораторные199786 2 51 О 15 20 25 30 35 40 45 50 опытй (табл. 1), проявляется в более эффективной по сравнению, напри-,мер, с хлоридом гидратации глин вих среде. Хорошая ингибирующая способность хлоридов, особенно калия,.и жидкого стекла при высоких содержаниях солей связана с их высокой растворимостью и приводит, как известно,к ухудшению технологических свойствбуровых растворов, обработанных этими солями, а следовательно, перерасходу химреагентов,Указанные кремнефториды могут быть также использованы как ингибиторы и в других типах буровых растворов: полимерных, гельгуматных, лигносульфонатных, эмульсионных и др.Основными преимуществами изобретения являются упрощение химической обработки буровых растворов за счет поддержания в растворе постоянного невысокого количества ингибирующих ионов, исключения перерасходов солей и химреагентов, облегчение условий труда буровой бригады.Предлагаемый ингибитор позволит снизить расходы на химическую обработку бурового раствора в глубоких скважинах не менее, чем на 8-10. Ингибитор вводят в буровой раствор в количествах 0,5-3 мас.7 Результаты,приведенные в табл. 1 (опыт 4, 5 и 6) показывают, что гидрационные характеристики бентонита в присутствии большего количества ингибитора изменяются несущественно,Результаты рецептурных опытов показывают, что с увеличением содержания солей свыше указанных пределов в .ряде буровых растворов, кроме того, может произойти их концентрационное запущение (пример 1 О, 11, табл. 2) или гетерокоагуляционное разжижение (пример 5, табл. 2). При уменьшении содержания ингибитора в растворе ниже 0,5 мас.Е очень сильно сказывается на ингибирующих свойствах растворов.1199786 Продолжение табл, 2 5,0 1,08 87 10,0 118,2 158,4 10Й 10,0 3 32 Не фечет 34,0 Не из- меримо 32 Гель гунатный УЩР 1,04 28 5,5 10 8 33 2 7,0 О 4,0 0,2 Остальное КЯ 1 Р Э,О 1,06 37 То ае ЭТо ае 1,05 52 14 Эмульсионяый Веитоинт ,8,1 О 1,5 КССВТо ае 15 То ае 1 6Гидрогельмагния 14,0 4,87,2 3 24 27 26,4 0 33 аС 1 ИВС 1 12,0 2 О ЯаОН Вода КЯМ Э,О 1,24 29 2,0 Вр 4 38,0 7 То ае То ае Составитель Г. Сапронова. Редактор Н. Гунько Техред Т.Дубинчак Корректор С, Черни Заказ 7792/29 Тираж 629 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж, Раушская наб д. 4/5