Буровой раствор

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСНИХРЕСПУБЛИК 9 К 70 ВСЕ 1.ОВЯЮуЦ ". ИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ окись, ингибирующую добавку и воду,отличающийся тем, что,с целью улучшения его качества пу-.тем повышения ингибирующих свойств,в качестве ингибирующей добавкион содержит нитрилотриметилфосфоновую или оксиэтилендифосфоновуюкислоту при следующей соотношениикомпонентов. маГлина 0,0 ва- сквас.Х:5,0 2 Полимерныйпонизительводоотдачи Апюмокапиевые квасцы . 1 мдроокись, капия Нитрилотри 1 "О,З метилфо сфоноая или окси тиленфосфоноая кислота 0,2-0,4 Остапьн од ДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЬ 1 ТЮ(46) 07.03.86. Бюп. У 9 ( 71) Все союзный научно-исследо тельский институт по креплению жин и буровым растворам (72) С.А.Гарьян, Б.Ф,Егоренко, В.М.Лимановский, Р,Б.Малхасьян, Н.А.Масюкова, А.И,Пеньков, В.Б.Суханов и М.В.Рудомино(53) 622 .243. 144.3 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР В 924079, кл . С 09 К 7/02, 1980.Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам,- М.: Недра, 1979, с.46.Авторское свидетельство СССР В 968048, кл. С 09 К 7/02 Р 1981.Авторское свидетельство СССР Мф 883140 ф кл . С 09 К 7/04 э 1981(54) (57) БУРОВОЙ РАСТВОР содержащий глину, полимерный понизитель водоотдачи, например. акрилового ряда, апюмокалиевые квасцы, гидро,8012161934 1Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин в разрезах, сложенных легконабухающими глинами, склонными к осыпям и обвалам.Цель изобретенияулучшение качества бурового раствора за счет повышения ингйбирующих его свойств.Ингибирующую способность буровых растворов оценивакгг по снижению нбухания саригюхского бентонита в"фильтратах буровых растворовОпределение констант набухания глины проводят по методике Жигача и Ярова.Дпя измерения параметров буровых растворов готовят глинистую суспензию из предварительно гидратированной и диспергированной глины 1,бентонита или глинистого шлама) и воды, Глинистую суспензию об- рабатывают реагентами в следующей последовательности: понизитель водоотдачи ( КМЦ или метас), фосфоновые комплексоны 1 или окзил по известному способу), алюмокалиевые квасцы совместно с КОН.Растворы КИЦ, метаса, алюмокалиевых квасцов и окзила. готовят по известным методикам. Фосфоновые комппексоны хорошо растворимы в воде и в буровом растворе, в связи с чем реагенты могут вводиться в раствор в сухом виде или в виде водных растворов любой концентрации.Для проведения экспериментов готовят 1 ОЕ-ные водно-щелочные растворы комппексонов. Щелочь КОН) вводят в количествах, необходимых для подцержания рН бурового раствора в пределах 8,5-9,5, Аналогич-. но готовят известные растворы для сравнения, В качестве модифицированного лигносульфоната используют окэил. Применение окзила вызывает необходимость обработки растворов пеногасителем трибутилфосфатом ( ТБФПрогрев растворов производят в автоклаве при 200 или 150 С в течение 8 ч.Дпя определения технологических параметров буровых растворов используют стандартные приборы и методики.В табл, 1 приведены результаты сравнения ингибирующей способности предлагаемого ( составы 3 и 4 )и известных растворов.216193 1 5 1 О 15 20 25 30 Э 5 40 45 50 55 Как видно иэ данных табл,1, на-бухание бентонита в предлагаемомрастворе значительно ниже, чем врастворах, содержащих отдельноапюмокалиевые квасцы или фосфоновыекомплексоны при концентрациях,превышающих суммарную концентрациювсех реагентов. Это подтверждаетпоявление синергетического эффектаи взаимного усиления ингибирующейспособности реагентов,Состав и технологические параметры буровых растворов приведеныв табл.2, причем составы раствораприведены из расчета количествареагентов, необходимых дпя приготовления 100 г бурового раствора.Предлагаемый буровой растворобладает высокой ингибирующей способностью, имеет удовлетворительные технологические параметры притемпературах до 200 С. Механизмусиления ингибирующей способностибурового раствора при введени фосфоновых комплексонов заключаетсяв следующем,Фосфоновые комплексоны являютсявысокоэффективными комплексообраэователями и способны образовыватьпрочные хелатные соединения с катионами металлов, в том числе К и А 1,Адсорбируясь на разбуриваемых гли-нистых породах, комплексоны модифицируют их поверхность, увеличивая активность глинистых минераловпо отношению к катионам металлов,особенно А. При этом на поверхностиобразуется пленка глиноорганических комплексов состава глинистаячастица - комппексон - катион маталла. Присутствие комплексоновспособствует усилению адсорбциикатионов металлов и, следовательно,повышению ингибирующего эффекта,Это объясняется тем, что характерным свойством НТФ и ОЭДФ являетсяобразование особо прочных полиядерных комппексов с катионами А5+в которых одна молекула комппексонасвязывает несколько атомов А 1. ОбРазующий адсорбционный слой отличается особой прочностью и устойчивостью к воздействию высоких температур,НТФ и ОЭДФ, в качестве ингибиторов набухания и диспергированияглинистых пород, используются приконцентрации свыше 0,5 Х, а ингибирующий эффект достигает заметной10 03 01 1,0 . 0,3 0,1 3,0 0,5 О,З 93 ф 3 ОэЗ 5 933 03 10 85 7 О 5 величины при содержании реагентов 1-2 Х. Проявление ингибирующего эффекта при высоких концентрациях НТФ н ОЭДФ объясняется тем, что механизм ингибирования комплексонами в отсутствии катионов металлов ЭА заключается в частичной гидрофобиэации поверхности. глины за счет углеродводородных фрагментов, входящих в молекулы реагентов. Совместное же применение алюмокалиевых квасцов и комплексонов за счет проявления реагентами синергетического эффекта позволяет получить высокий ингибирукщий эффект.Кроме того, применение фосфоновыхкомплексонов устраняет необходимость обработки растворов лигносульфонатами, а также разбавлениераствора в связи с тем, что образующаяся на поверхности частицбурового раствора адсорбционнаяпленка предохраняет его от коагу "ляционного загущения при вводеалюмокалиевых квасцов.1216193 Продолжение табл.2 Содержание компонентов раствора, мас.7 Составбурового раствора Квасцы 1 КОНПониэитель во- доотдачи Фосфоновые ОкэилкомплекВода Глина соны НТФ ОЭДф КМЦ метас Пред- лагаемый 4 0,5 0,2 0,5 0,2 0,3 0,2 0,3 0,2 0,3 0,4 5 93,9 5 93,9 0,1 0,3 0,1 0,3 5 94,0 0,2 0,3 0,3 0,2 0,5 0,3 0,5 0,3 0,3 0,2 5 94,0 20 78,5 20 78,5 10 88,8 10 88,8 20 78,5 20 73,5 10 89 2 О Э 10 88 4 О 3 10 88,8 0,4 10 88,5 0,2 0,3 0,4 0,3 0,40,3 0,4 10 0,3 0,2 0,4 0,4 0,40,3 0,4 1,4 0,3 0,4 13 0,3 О,14 0,1 0,5 0,5 0,3 0,2 0,2 0,7 0,2 0,5 0,3 0,4 16 0,4 17 0,6 0,4 5 93,2 0,2 4 948 03 23 75,8 0,3 0,2 19 0,5 0,3 0,2 0,4 20 Продолжение табл,2 Состав бурового раст вора Иэвестный123 15/40 5,0 8,5 21/50 60 8,3 26/70 6,5 8,1 20200 200, бурового раствора Температуратермостатированияг/см Коэффициентнабуханияглины вфильтрате рн Ф, см СНС, дПа Т, с 1,04 25 1,04 30 5/8 5,0 8, 1 0,91 20 12/32 5,5 8,2 0,92 150 1,04 27 12/2 4,5 8,5 0,90 20 200 20 200 10 20 200 12 20 13 1,14 53 27/61 6,5 8, 1 0,86 200 150 14 28/61 5,0 8,3 1,01 16/27 5,5 8,1 0,86 150 16 150 17 150 150 18 150 19 1, 17 127 20 150 П р и м е ч а н и е: Растворы состава 1-3 обработаны пеногасителем,Составитель Г,Сапронова Редактор И,Дербак Техред Ж,Кастелевич Корректор А.Тяско 4Заказ 962/29 Тираж 644 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва. Ж, Раушская наб., д. 4/5