RU2081147C1 - Реагент для обработки безглинистых буровых растворов - Google Patents
Реагент для обработки безглинистых буровых растворов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2081147C1 RU2081147C1 RU94028824A RU94028824A RU2081147C1 RU 2081147 C1 RU2081147 C1 RU 2081147C1 RU 94028824 A RU94028824 A RU 94028824A RU 94028824 A RU94028824 A RU 94028824A RU 2081147 C1 RU2081147 C1 RU 2081147C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reagent
- drilling fluids
- clay
- water
- properties
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Использование: бурение скважин на нефть и воду и предназначено для получения реагентов для безглинистых буровых растворов. Сущность: реагент для обработки безглинистых буровых растворов содержит, мас. %: полиакриламид 1,0-2,0, оксид кальция 1,0-4,0, лигносульфонат 20,0-25,0 и воду остальное. 2 табл.
Description
Изобретение относится к бурению скважин на нефть, газ и воду, в частности, к реагентам для обработки безглинистых буровых растворов, применяемых для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивных пластов в условиях, осложненных осыпями и обвалами глин и аргиллитов и (или) поступлением в ствол скважины высокоминерализованных пластовых вод.
В настоящее время известен реагент для обработки безглинистых буровых растворов, содержащий соль лигносульфоната и оксид магния при их соотношении 10: 1 7,5:1 и при содержании такого реагента в буровом растворе в пересчете на сухие продукты 1,03-1,43% (патент Великобритании N 1420650, кл. C 09 K 7/00 от 23.03.73. опубл. 7.01.76. заявка N 22999/75).
Готовится этот реагент путем смешения лигносульфоната и оксида магния в сухом виде.
Буровые растворы, обработанные указанным реагентом, имеют высокие флокулирующие свойства, обеспечивающие быстрое осаждение выбуриваемой породы на поверхности после выхода раствора из скважины.
Однако безглинистые буровые растворы, обработанные указанным реагентом, имеют высокие значения показателя фильтрации при воздействии полисолевой минерализации, а также низкую устойчивость к воздействию выбуренной породы.
Кроме того, безглинистые буровые растворы, обработанные известным реагентом, имеют низкие реологические свойства, и, следовательно, низкую выносную способность, что не позволяет использовать эти растворы при бурении неустойчивых, склонных к осыпям и обвалам пород.
Наиболее близким из числа известных к заявляемому техническому решению по технической сущности является реагент для обработки безглинистых буровых растворов, содержащий полимер, а именно, гидрооксиэтилцеллюлозу, оксид магния и кальциевую соль лигносульфоната, при соотношении оксида магния и гидрооксиэтилцеллюлозы 1: 3. Содержание оксида магния в буровом растворе изменяется от 0,1 до 0,15 вес. (патент Великобритании N 1420649, кл. C 08 L 1/28 от 23.03.73 г. опубл. 7.01.76. заявка N 14266/73).
Способ приготовления указанного реагента заключается в предварительном смешивании всех ингредиентов в сухом виде. При обработке бурового раствора этот известный реагент добавляется в сухом виде в водный раствор солей, в частности, в раствор хлорида кальция или хлорида натрия, или хлорида цинка.
Буровые растворы, обработанные известным реагентом, имеют высокую устойчивость к воздействию полисолевой минерализации, т.е. сохраняют регулируемые значения показателя фильтрации при воздействии солей кальция, натрия, цинка.
Одновременно с этим безглинистые буровые растворы, обработанные известным реагентом, имеют высокие реологические свойства, что обеспечивает необходимую выносную способность буровых растворов.
В то же время буровые растворы, обработанные указанным известным реагентом, имеют низкую устойчивость к воздействию выбуренной породы, т.к. после удаления твердой фазы из бурового раствора показатель фильтрации повышается.
Кроме того, буровые растворы, обработанные известным реагентом, имеют низкие флокулирующие свойства.
Целью изобретения является повышение флокулирующих свойств, а также повышение устойчивости фильтрационных свойств бурового раствора к воздействию выбуренной породы при одновременном сохранении у него высоких реологических показателей и высокой устойчивости фильтрационных свойств к воздействию полисолевой минерализации.
Цель достигается тем, что известный реагент для обработки безглинистых буровых растворов, содержащий водорастворимый полимер, оксид магния и лигносульфонат, дополнительно содержит воду, а в качестве водорастворимого полимера реагент содержит полиакриламид при следующем соотношении ингредиентов, мас. полиакриламид 1,0-2,0; оксид магния 1,0-4,0; лигносульфонат 20,0-25,0; вода до 100.
Для получения безглинистого бурового раствора минерализованную воду обрабатывают предлагаемым реагентом в количестве 8-15%
Благодаря введению в реагент, содержащий полимер, оксид магния и лигносульфонат, дополнительно воды к использованию в качестве водорастворимого полимера полиакриламида в предложенном количественном соотношении ингредиентов, оказалось возможным обеспечить высокую устойчивость фильтрационных свойств безглинистых буровых растворов, а также обеспечить их устойчивость к воздействию полисолевой минерализации и к воздействию выбуренной породы при одновременном придании раствору высоких флокулирующих свойств при повышенных реологических показателях. Это обусловлено, по-видимому, тем, что при взаимодействии полиакриламида с водным раствором лигносульфоната в присутствии оксида магния образуется новое комплексное органоминеральное соединение, которое и обеспечивает получение безглинистых буровых растворов с вышеуказанными свойствами.
Благодаря введению в реагент, содержащий полимер, оксид магния и лигносульфонат, дополнительно воды к использованию в качестве водорастворимого полимера полиакриламида в предложенном количественном соотношении ингредиентов, оказалось возможным обеспечить высокую устойчивость фильтрационных свойств безглинистых буровых растворов, а также обеспечить их устойчивость к воздействию полисолевой минерализации и к воздействию выбуренной породы при одновременном придании раствору высоких флокулирующих свойств при повышенных реологических показателях. Это обусловлено, по-видимому, тем, что при взаимодействии полиакриламида с водным раствором лигносульфоната в присутствии оксида магния образуется новое комплексное органоминеральное соединение, которое и обеспечивает получение безглинистых буровых растворов с вышеуказанными свойствами.
Для получения заявляемого реагента, в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
техническая вода с жесткостью менее 3 мг-экв/л;
лигносульфонат технический, ТУ 13-0281036-15-90;
полиакриламид (ПАА) отечественного производства, ТУ 6-01-1049-76;
полиакриламид марки POLYKEMDi американского производства, сухое порошкообразное вещество белого цвета;
полиакриламид марки DK-Dvill A-1 японского производства, сухое порошкообразное вещество белого цвета;
оксид магния марки ПМК, ГОСТ 1216-75, порошок белого вета.
техническая вода с жесткостью менее 3 мг-экв/л;
лигносульфонат технический, ТУ 13-0281036-15-90;
полиакриламид (ПАА) отечественного производства, ТУ 6-01-1049-76;
полиакриламид марки POLYKEMDi американского производства, сухое порошкообразное вещество белого цвета;
полиакриламид марки DK-Dvill A-1 японского производства, сухое порошкообразное вещество белого цвета;
оксид магния марки ПМК, ГОСТ 1216-75, порошок белого вета.
Пример. Для получения заявляемого реагента к 69 г технической воды добавляли 25 г лигносульфонатов, 4 г оксида магния и в смесь вводили 2 г ПАА. После перемешивания получали предлагаемый реагент со следующим содержанием ингредиентов, мас. лигносульфат 25,0; MgO 4,0; ПАА 2,0; вода - остальное.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого реагента с различным соотношением ингредиентов.
При обработке безглинистого бурового раствора расход заявляемого реагента составлял 8-15 мас. В качестве безглинистого бурового раствора использовали минерализованную воду.
В ходе лабораторных исследований определяли следующие свойства безглинистых буровых растворов, обработанных заявляемым реагентом: плотность (ρ, кг/м3), условную вязкость (УВ100, с), показатель фильтрации (Ф, см3 за 30 мин), пластическую вязкость ( h мПа•с), динамическое напряжение сдвига (to, дПа) и рН. Эти же показатели замеряли также и после воздействия и удаления из раствора выбуренной породы.
Исследование флокулирующих свойств безглинистых буровых растворов и оценку устойчивости фильтрационных свойств к взаимодействию выбуренной породы проводили по следующей методике. После приготовления бурового раствора замеряли его показатели, добавляли в раствор 5% глинопорошка, перемешивали 10 мин на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин и наливали в три мерных цилиндра объемом по 100 мл, имеющих отверстия посередине, закрытые пробкой, включали секундомер и замеряли плотность верхней половины раствора через 5,30 и 60 мин. По изменению плотности бурового раствора во времени судили о скорости осаждения твердой фазы, т.е. о флокулирующих свойствах буровых растворов. После полного удаления твердой фазы снова замеряли показатели свойств бурового раствора. По изменению этих показателей судили об устойчивости безглинистых буровых растворов к воздействию выбуренной породы.
В ходе лабораторных исследований изучали эти же показатели у безглинистых буровых растворов, полученных с использованием известных по аналогу и прототипу реагентов.
Данные об ингредиентом составе и свойствах безглинистых буровых растворов, обработанных заявляемым и известными по аналогу и прототипу реагентами, приведены в табл. 1.
Данные о флокулирующих свойствах безглинистых буровых растворов, обработанных заявляемым и известным по прототипу реагентами, приведены в табл. 2.
Данные, приведенные в табл. 1, и 2, показывают, что безглинистый буровой раствор, обработанный заявляемым реагентом, при следующем соотношении ингредиентов в реагенте, мас. полиакриламид 1,0-2,0; оксид магния - 1,0-4,0; лигносульфонат 20-25; вода до 100, имеет низкие значения показателя фильтрации (Ф=2,5-8,0 см3 за 30 мин), независимо от минерализации бурового раствора, и высокую устойчивость к воздействию полисолевой минерализации, в том числе при насыщении его хлоридами калия, натрия, кальция, магния.
Безглинистый буровой раствор, обработанный заявляемым реагентом, имеет высокие флокулирующие свойства, т.е. обеспечивает быстрое, в течение 5 мин, осаждение выбуренной породы. После выхода этого бурового раствора на дневную поверхность одновременно с этим буровой раствор имеет необходимые реологические показатели ( η 4,5-13,0 мПа•с, to 5,5-19,5 Па), обеспечивающие вынос выбуриваемой породы из ствола скважины или бурения неустойчивости пород, склонных к осыпям и обвалам.
Наряду с этим безглинистый буровой раствор, обработанный заявляемым реагентом, обладает высокой устойчивостью фильтрационных и реологических свойств к воздействию выбуренной породы, т.к. после удаления выбуренной породы показатели свойств бурового раствора остаются без изменений. При этом безглинистый буровой раствор, обработанный заявляемым реагентом, сохраняет низкие значения показателя фильтрации в течение длительного времени независимо от минерализации бурового раствора, т.е. он устойчив во времени.
Указанные технические преимущества безглинистого бурового раствора, обработанного заявляемым реагентом, при его использовании в производственных условиях позволяет:
снизить в 2-5 раз затраты времени и средств на приготовление и обработку безглинистых буровых растворов ввиду высокой устойчивости бурового раствора во времени и к воздействию высокой минерализации и выбуренной породы, в результате чего сокращается число дополнительных обработок бурового раствора для поддержания необходимых показателей свойств:
повысить показатели работы долот (повысить проходку на долото и механическую скорость бурения на 20-30%) за счет высоких флокулирующих свойств бурового раствора, обработанного заявляемым реагентом, и присутствия в реагенте полимера (полиакриламида), повышающего смазывающие свойства бурового раствора;
расширить область применения безглинистых буровых растворов за счет того, что заявляемый реагент обеспечивает получение безглинистых буровых растворов, обладающих высокими флокулирующими свойствами и необходимой удерживающей способностью, что позволяет использовать буровые растворы при бурении скважин на месторождениях и площадях, разрезы которых сложены в основном устойчивыми породами, а также в разрезах, сложенных неустойчивыми глинами и аргиллитами, склонными к осыпям и обвалам, или в разрезах, содержащих хемогенные пропластки, или имеющих притоки высокоминерализованных пластовых вод.
снизить в 2-5 раз затраты времени и средств на приготовление и обработку безглинистых буровых растворов ввиду высокой устойчивости бурового раствора во времени и к воздействию высокой минерализации и выбуренной породы, в результате чего сокращается число дополнительных обработок бурового раствора для поддержания необходимых показателей свойств:
повысить показатели работы долот (повысить проходку на долото и механическую скорость бурения на 20-30%) за счет высоких флокулирующих свойств бурового раствора, обработанного заявляемым реагентом, и присутствия в реагенте полимера (полиакриламида), повышающего смазывающие свойства бурового раствора;
расширить область применения безглинистых буровых растворов за счет того, что заявляемый реагент обеспечивает получение безглинистых буровых растворов, обладающих высокими флокулирующими свойствами и необходимой удерживающей способностью, что позволяет использовать буровые растворы при бурении скважин на месторождениях и площадях, разрезы которых сложены в основном устойчивыми породами, а также в разрезах, сложенных неустойчивыми глинами и аргиллитами, склонными к осыпям и обвалам, или в разрезах, содержащих хемогенные пропластки, или имеющих притоки высокоминерализованных пластовых вод.
Claims (1)
- Реагент для обработки безглинистых буровых растворов, содержащий водорастворимый полимер, оксид кальция и лигносульфонат, отличающийся тем, что он дополнительно содержит воду, а в качестве водорастворимого полимера - полиакриламид при следующем соотношении ингредиентов, мас.Полиакриламид 1,0 2,0
Оксид кальция 1,0 4,0
Лигносульфонат 20,0 25,0
Вода Остальноее
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94028824A RU2081147C1 (ru) | 1994-08-01 | 1994-08-01 | Реагент для обработки безглинистых буровых растворов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94028824A RU2081147C1 (ru) | 1994-08-01 | 1994-08-01 | Реагент для обработки безглинистых буровых растворов |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94028824A RU94028824A (ru) | 1996-06-20 |
RU2081147C1 true RU2081147C1 (ru) | 1997-06-10 |
Family
ID=20159233
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94028824A RU2081147C1 (ru) | 1994-08-01 | 1994-08-01 | Реагент для обработки безглинистых буровых растворов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2081147C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2801238C1 (ru) * | 2022-03-28 | 2023-08-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Реагент для повышения реологических показателей поликатионных буровых растворов |
-
1994
- 1994-08-01 RU RU94028824A patent/RU2081147C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент Великобритании N 1420650, кл. C 09 K 7/00, 1976. 2. Патент Велибритании N 1420649, кл. C 08 K 1/28, 1973. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2801238C1 (ru) * | 2022-03-28 | 2023-08-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Реагент для повышения реологических показателей поликатионных буровых растворов |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU94028824A (ru) | 1996-06-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4142595A (en) | Shale stabilizing drilling fluid | |
CA2307105C (en) | Drilling and cementing through shallow waterflows | |
US3499491A (en) | Method and composition for cementing oil well casing | |
NO144047B (no) | Herdbar blanding for sementering av dype borehull | |
Xalloqovich | Effective composition of washing fluid on base the waste products when opening the productive horizon | |
RU2081147C1 (ru) | Реагент для обработки безглинистых буровых растворов | |
RU2710654C1 (ru) | Высокоингибированный инвертный буровой раствор | |
RU2148702C1 (ru) | Способ бурения неустойчивых глинистых отложений разреза скважины | |
US3042607A (en) | Drilling fluid | |
RU2006499C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
RU2107708C1 (ru) | Реагент для обработки буровых растворов | |
RU2061717C1 (ru) | Буровой раствор | |
SU1585313A1 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
RU2681614C2 (ru) | Буровой раствор | |
RU2755108C1 (ru) | Ингибирующий буровой раствор для бурения в неустойчивых терригенных отложениях | |
RU2717317C1 (ru) | Тампонажный материал | |
RU1556099C (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
SU1002523A1 (ru) | Способ креплени стенок скважин | |
SU726308A1 (ru) | Состав дл изол ции зон поглощени | |
RU2186820C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов (варианты) | |
CA1097904A (en) | Shale stabilizing drilling fluid | |
RU2058364C1 (ru) | Глинистый буровой раствор | |
Sh et al. | WASHING LIQUIDS WHEN OPENING PRODUCTIVE LAYER WITH ABNORMALLY HIGH PORE PRESSURE | |
SU991028A1 (ru) | Тампонажный состав дл изол ции зон поглощений при бурении скважин | |
RU2226540C2 (ru) | Безглинистый буровой раствор |