Буровой раствор

)5 С 09 К 7/ РЕТЕНИЯ САНИЕ ЕТЕЛЬСТВУ РСКОМУ К ен ская арян елко н. М Лип- одер 85, с. мся продуктом "нитрон". Имеет бентонита, 0,1 - , Известный бунедостаточной ью и способно- забойных услогидро следу 0,5 ровой ингиб стью с виях. Наиболее блиэк ности к предлагаем является раствор с твердой фазы. стаби техническои сущуровому раствору ым содержанием рованный акрилому ма иэ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕВЕДОМСТВО СССР(56) Авторское свидетельство СССРЬЬ 1131894, кл. С 09 К 7/02, 1983.Булатов А,И., Пеньков А.И, и ПросЮ.М. Справочник по промывке скважиНедра, 1984, с. 112 - 113.Дедусенко Г.Я., Иванников В.И. икес М.И. Буровые растворы с малым сжанием твердой фазы. М.: Недра, 19115-116,Изобретение относится к бурению скважин, в частности к составам буровых растворов на водной основе, используемым в разрезах, сложенных неустойчивыми глинистыми отложениями.В современном отечественном бурении находят применение для этих целей буровые растворы с акриловыми полимерами, получаемыми омылением полиакрилонитрила (гипан, К, К). Следует отметить что все они не технологичны в применении, являются жидкостями, замерзающими при температуре меньше нуля с ухудшением качества. Их ингибирующие свойства невысоки вследствие высокого содержания щелочи (рН 12).(57) Использование: бурение нефтяных и газовых скважин, Сущность: буровой раствор содержит, мас.: глина 4-6, легкое талловое масло (побочный продукт целлюлознобумажного производства с плотностью 0,91-0,97 кг/мф) 0,5-1,0; реагент К, высушенный в присутствии синтетического наполнителя, гидролизованный полиакрилонитрил или реагент К, высушенный в присутствии синтетического наполнителя - продукт гидро- лиза отходов волокна "Нитрон" 0,1 - 0,4; вода остальное. 3 ил., 2 табл. олимером, являющ иза отходов волокна ющий состав: 4 - 6 НР - 6, вода остально раствор обладает ирующей способност нижать фильтрацию Целью изобретения является улучшение ингибирующих свойств раствора и его способности снижать фильтрацию в забойных условиях (при температуре 70-80 С и давлении до 5 МПа),Это достигается тем, что буровой раствор, содержащий глину, воду и акриловый полимер, дополнительно содержит легкое талловое масло (побочный продукт целлюлозно-бумажного производства с плотностью 0,91 - 0,97 кг/мэ), а в качестве акрилового полимера высушенный в при 1778129сутствии синтетического наполнителя гидролизованный полиакрилонитрил (К) или высушенный е присутствии синтетического напал нителя продукт гидролиза отходов волокна "нитрон" (К) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:Глина 4 - 6, Легкое талловое масло(побочный продуктцеллюлозно-бумажногопроизводства сплотностью 0,91 - 0,97 кг/м ) 0,5 - 1,0 Высушенный в присутствиисинтетического напол нителягидролизованный полиакрилонитрил (К)или высушенный в присутствии синтетического наполнителя продукт гидролиза отходов волокна "нитрон" (К - 15) 0,1-0,4 Вода Остальное Для экспериментальной проверки предлагаемого бурового раствора в лабораторных условиях были приготовлены шесть составое (табл.1). В качестве легкого таллового масла использован побочный продукт целлюлозно-бумажного производства, выпускаемый согласно ТУ 81-05-76. Представляет собой маслянистую жидкость темно-коричневого цвета со специфическим запахом хвои и канифоли плотностью 0,91 - 0,97 кг/м, Имеет следующий состав,змас.%:Жирные кислоты, е т.ч.Непредельные Сб - С 2 оПрЕдЕльныЕ СИ-С 24Смоляные кислотыНеомыляемыеОкисленные 50-6078-7915-17,53 - 525-350,2-5,0 Непредельные жирные кислоты в основном представлены олеиновой (до 32 0 ) и линолевой (до 5%) кислотами.Полимер К (К - 15) представляет собой желтоватый порошок хорошо растворимый в воде. Выпуск осваивается на заводе "Нитрон" ПО "Навоиазот", Технология основана на получении водного раствора высокомолекурного полиакрилонитрила (ПАН) с последующим удалением влаги, Процесс получения включает гидролиз и сшивку макромолекул акрилового полимера и его сушку при 150 - 200 С в присутствии синтетического наполнителя, благодаря чему получается полимер с мол,м, 600-800 тысбольшей чем у гипана и других полимеров серии К. Полимер Кполучают гидролизом ПАН, а Кгидролизом волокна "нитрон" и последующей их сушкой, Технология приготовления буровых растворов, представленных в табл,1. сводится к следующему, В предварительно прогидратированную глинистую суспензию из глинопорошка с выходом 7,77 м /т вводятся расчетные количества пол имера К - 14 (К) и легкого таллоеого масла, порознь или в смеси друг с другом, Перемешиеание производилось на миксере "Воронеж" е течение 30 мин, после чего замерялись технологические параметры 10 полученных растворов на стандартных приборах при температуре окружающего воздуха 20 С, Коэффициент трения определялся на приборе ФСКУфимского нефтяного института. Аналогичным способом приготое лен раствор прототипа, Нитронный реагентполучен гидролизом едким натром отходов волокна "нитрон" Новополоцкого комбината, имеющими состав, 0 : 93 акрилонитрила;5,7 метаакрилата; 1,7 игаконовой кислоты.20 Анализ табл,1 показывает, что оптимальныепараметры заявляемых буровых растворов получены при следующем соотношении ингредиентов, мас,0 :Глина 4 - 6 25 Легкое талловое масло(побочный продукт целлюлознобумажного производства сплотностью 0,91 - 0,97 кг/м ) 0,5 - 1,0 Высушенный в присутствии30 синтетического наполнителягидролизованный полиакрилонитрил (К) иливысушенный в присутствиисинтетического35 наполнителя продукт гидролизаотходов волокна "нитрон"(К) 0,1-0,4 Вода Остальное Ингибирующая способность предлагае мого состава и состава-прототипа оценивалась по набухаемости образов богандинской глины с выходом 2,3 м /т, близкой по минералогическому составу к разбуриваемым породам месторождений 45 Тюменской области на приборе конструкции Ярова-Жигача, а также по их глиноемкости по отношению к этой же глине. Влияние забойных условий оценивалось на приборе УИВпри 70 - 80 С и перепаде давления 50 1 - 5 МПа. В табл.2 приводится изменениефильтрации и толщины глинистых корок для исследованных растворов в зависимости от давления и температуры. 55 На фиг,1-3 показаны результаты проведенных исследований,В растворе заявляемого состава образцы богандинской глины приблизительно в два раза медленнее набухают, что коррелируется с данными по глиноемкости (раствор1778129 35 Таблица Текнолотические ларанетри доа нт/30 нни " ьеа с доа Состав раствора, нас 2 рН 1055 32 О/О 6 ео то От 5 22 25 ь 5 овг 1 Глина- статическое налрякение сдвигатолкина коек- еодородннй показателькозафикиент трения- динамическое напрякенне сдвига заявляемого состава имеет в 1,5 - 2 раза меньшую условную и пластическую вязкость при одном и том же содержании твердой фазы в сравнении с прототипом). Это свидетельствует о значительном улучшении ингибирующей способности раствора заявляемого состава, В забойных условиях (при температуре 70 - 80 С и давлении 5 МПа) заявляемый состав более термостоек (см. табл,2). Фильтрация имеет более низкое значение, оставаясь стабильной при всех исследованных давлениях. Толщина фильтрационных корок уменьшается примерно в полтора раза.Проведены опытно-промышленные испытания заявляемой рецептуры бурового раствора на Ямбургском месторождении (скв. М 10803), Результаты испытаний показали, что буровой раствор на основе полимера К(К) и ЛТМ обеспечивает технологическую возможность успешной проводки скважин на валанжинские отложение Ямбургского газоконденсатного месторождения. Полученные в промысловых условиях результаты сравниваются с аналогичными данными, полученными при бурении скв, че 12001 с применением нитронного реагена. Эти две скважины находятся на одном месторождении, на небольшом расстоянии друг от друга. Время бурения под эксплуатационную колонну одинаково, т.е, продолжительность контакта промывочной жидкости со стенками скважины одна и та же. На фиг,3 приведены данные кавернометрии в интервалах эалегания неустойчивых пород на анализируемых скважинах. Оценка качества ствола показывает, что заявляемая рецептура на основе Ки ЛТМ более эффективна, чем 5 рецептура с нитронным реагентом (состояние ствола ближе к номинальному, меньше объем каверн. отсутствуют сужения ствола),Ф о р мул а и э о бр ете н и я 10 Буровой раствор, содержащий глину,воду и акриловый полимер, о т л и ч а ю щ ий с я тем, что, с целью улучшения ингибирующих свойств.и способности снижать фильтрацию в забойных условиях при 70-80 С и 15 5 МПа, он дополнительно содержит легкоеталловое масло - побочный продукт целлюлозно-бумажного производства с плотностью 0,91 - 0,97 кг/м, а в качествезакрилового полимера - реагент К-высу шенный в присутствии синтетического наполнителя, гидролизованный полиакрилонитрил или реагент К. высушенный в присутствии синтетического наполнителя продукт гидро- лиза отходов волокна нНитронн при следую щем соотношении ингредиентов, мас.;Глина 4-6; Реагент КилиРеагент К0,1 - 0,4; Легкое талловое30 масло - побочный продуктцеллюлозно-бумажногопроизводства сплотностью 0,91-0,97 кг/м 0,5-1,0; Вода Остальное,1778129 Та бл и ца 2 8 лияние забойных условий на фильтрацию глинистых растворов (при забойной температуре 70 С )г г8 ргия но 5 уконоя,с Фигг+с лМ л - о оЬ Сэ е ф 1 О 20 ЯО ФО Сореражие г Фиг,г1778129 4 к-й слтР 1 Составитель Н,КашкаровТехред М.Моргентал Корректор М.Демч Редактор Заказ 4162 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ ССС 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101