SU969708A1 - Буровой раствор - Google Patents

Буровой раствор Download PDF

Info

Publication number
SU969708A1
SU969708A1 SU802934537A SU2934537A SU969708A1 SU 969708 A1 SU969708 A1 SU 969708A1 SU 802934537 A SU802934537 A SU 802934537A SU 2934537 A SU2934537 A SU 2934537A SU 969708 A1 SU969708 A1 SU 969708A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
solution
chalk
polyacrylamide
calcium carbonate
mixture
Prior art date
Application number
SU802934537A
Other languages
English (en)
Inventor
Иван Юрьевич Харив
Николай Иванович Македонов
Константин Владимирович Иогансен
Вера Забитовна Ага-Алиева
Светлана Алексеевна Шелягова
Original Assignee
за вители t ,Г : /J3 ЛТЕНТН у ,, I j ИБС/М) / и. Македонов, К. В. ИогансеН, .Gfi;jV-r и С. А. Шел гова--.- ,
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by за вители t ,Г : /J3 ЛТЕНТН у ,, I j ИБС/М) / и. Македонов, К. В. ИогансеН, .Gfi;jV-r и С. А. Шел гова--.- , filed Critical за вители t ,Г : /J3 ЛТЕНТН у ,, I j ИБС/М) / и. Македонов, К. В. ИогансеН, .Gfi;jV-r и С. А. Шел гова--.- ,
Priority to SU802934537A priority Critical patent/SU969708A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU969708A1 publication Critical patent/SU969708A1/ru

Links

Landscapes

  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Description

() БУРОВОЙ РАСТВОР
1
Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, примен емым дл  проходки нефт ных, газовых и других скважин в сложных геологических отложени х.
Известны буровые растворы дл  проводки скважин, содержащие реагентстабилизатор , полиакриламид и смазочные добавки 1 .
Недостатками указанных растворов  вл ютс  интенсивное обогащение выбуренной породой и низкие ингибирующие свойства. Ввод хлористого кали  предотвращает обогащение выбуренной породой , повышает период устойчивости стенок скважины, однако приводит к потере стабильности раствора и выпадению в осадок твердой составл ющей что уменьшает равновесие скважинапласт и водонефтегазопро вленйе. .
Наиболее близким к предлагаемому  вл етс  буровой раствор, содержащий реагент-стабилизатор, полиакриламид , хлористый калий и воду 2,
Недостатками известного раствора  вл ютс  обогащение выбуренной.пбродой и низкие ингибирующие свойства . Ввод хлористого кали  предотвращает обогащение выбуреннойпородой , повышает период устойчивости стенок скважины, однако приводит к седиментации мела, что нарушает равновесие системы скважина-пласт. Недостатком раствора также  вл етс  высока  водоотдача, вызванна  отсутствием в нем коллоидной составл ющей , способной образовывать тонкую и плотную корку на стенках скважин .
Цель изобретени  - повышение ингибирующих свойств раствора, стабильности и снижение водоотдачи.
Поставленна  цель достигаетс  тем, что буровой раствор дополнительно содержит смесь карбоната кальци  и сернокислого железа при
ледующем соотношении компонентов, асД:
Хлористый калий Полиакриламид 0,02-0,2 Лигносульфонат-5
ный реагент-стабилизатор , например конденсированна  сульфит-спиртова 
барда или феррохром-ю
Лигносульфонат, или окзил3 0-,0
Карбоксиметилцеллюлоза0 ,2-0,5
Смесь карбоната15
кальци  и сернокислого железа ВодаОстальное
Буровой раствор, содержит смесь арбоната кальци  и сернокислого же- го еза в соотношении 1:1-1:2,3.
В качестве реагента-стабилизатора раствор содержит карбоксиметилцеллюлозу в количестве 0,2-0,5% с конденсированной сульфит-спирто- 25 вой бардой или с феррохр 01члигносульфонатрм , или с окзилом.
Дл  повышени  эффективности реагентов-стабилизаторов раствор обрабатывают щелочью (NaOH, КОН) в ко- jo 1 7,Э&% + 0,02% полиакриламида+5% 1,18 k КССБч-20% мела 2.77,8% Н20+0,2% полиакриламида+2% КССБ+20% мела 3.№ 1+3% КС1 4.№ 2+10% КС1 5.70% ,1% полиакриламиДа+ %КССБ+ +0, КМЦ+5% 1,20 18 КС 1+20% мела 6. 73% HiO+0,n полиакриламида КССБ+ % КМЦ+5%
личестве 0,1-0,3 от объема раствора .
Дл  улучшени  смазочных свойств раствора используют нефть, нефтепродукты , графит и различные ПАВ.
Испытание нового раствора провод т следующим образом.
На 500 см воды при перемешивании добавл ют 10-400 г смеси карбоната кальци  (мела) и сернокислого железа , 30-100 г хлористого кали , д,22 г полиакриламида, г лигносульфонатного стабилизатора водоотдачи , например КССБ, 2-5 г КМЦ. Объе до 1 л Довод т дистиллированной водой . Перемешивание осуществл ют 2 ч, после чего замер ют показатели растворов . Ингибирующие свойства оценивают по коэффициенту устойчивости, характеризующему степень разупрочнени  образца аргиллита в растворе. Устойчивость образца аргиллита в прототипе принимаетс  за единицу. Фл кулирующие свойства оценивают по устойчивости бентонитового глинопорошка в растворах, т.е. по стабильности раствора до и после добавки 5 бентонитового глинопорошка.
Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице. 8 о/о i о/о
KCL+20% смеси содержащей 50 мела и 50 сернокислого железа1,21 32
.73% Н,0+0,П поли .акриламида
кссБ+0, кт+2%
КС 1+20% смеси, содержащей 50% мела и 50% сернокислого железа1,19 35
.72,5% H,jO+0,1% полиакриламида+ % КССБ+ +,0% КМЦ+3% КС1+20% смеси, содержащей
50% сернокислого
железа1,20 3
.65,5% Н20+0,1% полиакриламида КССБ +0,% КМЦ+10% КС 1+20% смеси, содержащей 50% мела и 50% сернокислого железа 1,2 32
0.60,5% ,1% полиакриламида КССБ 4 +0,% КМЦ+15% КС1 + +20% смеси, содержащей 50% мела и 50% сернокислого железа 1,27 30
1.7,59% H,,01% полиакриламида+4% КССБ-1+0 ,t КМЦ+5% КС 1+20% смеси, содержащей
50% мела и 50% сернокислого железа 1,21 29
2.7,58% ,02% полиакриламида+Ц% КССБ4 +0, КМЦ+5% КС 1+20% смеси, содержащей 50% мела+50% сернокислого железа 1,21 30
3.70,4% Н,0+0,2% полиакриламида+ % КССБ+ +0, (МЦ+5% КС 1+20%
Продолжение таблицы
О/О
1,93
6 о/о
1,06
6 о/о
1.29
6 о/о
3,
15 о/о
3,50
6 о/о
1,72
1,86
6 о/о
смеси , содержащей 50% мела и 50% сернокислого железа 1,21 33
70,3 Н20+0,3 полиакриламида +k% КССБ+ +0, KMU+5 КС 1+20 смеси, содержащей 50% мела и 50 серно1 ,20 38 6 О/О кислого железа
70,9% ,1% поли5 . акриламида+4% КССБ+. +5% КС1+20% смеси, содержащей 50 мела и 50% сернокислого железа1 ,20 21
,% Н,зО+0,1% поли6 . акриламида+0,5% КНЦ+ +5% KCL+20% смеси, содержащей 50% мела и 50% сернокислого железа1 ,21 29
73,5% ,1% полиак7 . риламида+2% КССБ+0,5% КМЦ+5% KCL+20% смеси, содержащей 50% мела и 50% сернокислого железа .1,21 27
8.
69,7% H,,1% полиакриламида+50% КССБ+0,2% KMU+5% KCL-f20% , Содержащей 50%|Мела сернокислогЪ железа 1,20 39
70,8% Н20+0,1% ПОЛИ-9 . акриламида+4% КССБ+0,1% КМЦ+5% КС 1+20% смеси,содержащей 50% мела+50% сернокислого железа 1,20 32
70,4% Н,0+0,1% поли0 . акриламида 0,5% KMUt +4%кССБ+5% КС 1+20% 9меси, содержащей 50% мела и 50% сернокислого железа 1,20 32
6 О/О
2,23
2,30
1,04
28 О/О
16 О/О
1,15
14 О/О
1,23
11 О/О
1.52
19 О/О
1,19
О/О
1,72
21.70,3 Hjjp-fO.nполиакриламида+0 ,6% КМЦ КССБ+5% КС1+20% смеси, содержащей 50% мела и 50 сернокислого железа
22.70,3 ,П полиакриламида+ % KCCBi Q ,k% КМЦ KCl+0,5 смеси, содержащей 501 мела и 50 сернокислого железа
23.60,3% ,1% полиакриламида+ % КССБ++0 ,6% КМЦ+5% .С1+ЦО% смеси, содержащей 50% мела и 50% сернокислого железа
2Д. АО,5% ,1% полиакриламида+ % КССБ +0 ,% КМЦ-5% KCU50% смеси, содержащей 50% мела и 50% сернокислого железа
25. 70,5% Н20+0,1% полиакриламида+ % КССБ +0,% КМЦ+5% KCL+20% смеси,содержащей 20% мела и 80% сернокислого железа
26.70,5% H20+OJ% полиакриламида- : % КССБ- Q ,k% КМЦ+5% КС 1+20% смеси, содержащей 30% мела и 70% сернокислого железа
27.70,5% HjO+0,11& полиакриламида+Ц% KCCBf +0,4% КМЦ+5% КС 1+20% смеси, содержащей 80% мела+20% сернокислого железа
1,20 35 6 О/О
1,73
1,03 18 21 О/О
1,03
0,02
1,30 А2 3 О/О
2,52
1,36 3 О/О
2,55
}.2k
1,Й
1,08 20 37 О/О
1,21 73 8 О/О
1,9
1,07 20 7 О/О
1,37
1,73
11
70,5% Н,0+0,1 полиакриламида+4 KCCB-f+Q , 1(МЦ+5 KClf +20 смеси, содержащей 70% мела и 30% сернокислого
1,20 29 6 О/О железа
№ 1+5% бентонитового глинопорош . 969705
.: 12 . /
Продолжение таблицы
1,8i
Как видно из таблицы, оптимальным  вл етс  состав раствора KCL, 0,02-0,2 полиакриламида, лигносульфонатного стабилизатора водоотдачи, 0,2-0,5% КМЦ, -kO% смеси , содержащей 30-70% карбоната кальци  (мела и 30-70% сернокислого железа.
Уменьшение количества хлористого кали  ниже 3% приводит к обогащению раствора бентонитом и снижению ингибирующих свойств раствора, повышение количества хлористого кали  выше 10% не улучшает качества раствора .
Добавки полиакриламида мене 0,02 и выше 0,2% стабилизируют бентонит в растворе.
Уменьшение количеств КССБ менее 3 и КМЦ менее 0,2% приводит к увеличению водоотдачи растворов, увели-.
Продолжение таблицы
чение количеств КССБ свышеf,КМЦ выше 0,5% нецелесообразно, поскольку они перестают оказывать существенное вли ние на водоотдачу раствора.
В результате уменьшени  количеств смеси карбоната кальци  и сернокислого железа ниже 1% не улучшаетс  стабильность системы и не образуетс  плотна  тонка  корка, о чем свидетельствует повышение водоотдачи раствора; содержание белее А0% смеси не улучшает качество раствора.
Изменение соотношени  мела и сернокислого железа в смеси приводит к ухудшению качества раствора.

Claims (2)

  1. В исследовани х примен ют полиакриламид различной степени гидролиза и разного молекул рного веса, а также двухвалентное (FeS04-7 ) и трехвалентное (Рег(504)з) железо. 15 Внедрение предлагаемого раствора позволит бурить скважины на сбалан сированном давлении, что повысит н 5% механическую скорость бурени  и уменьшит на 300 ч затраты времени на проработку ствола скважины. Формула изобретени  1. Буровой раствор, содержащий реагент-стабилизатор, полиакрилами хлористый калий и воду, отличающийс  тем, что, с целью повышени  ингибирующих свойств рас вора,стабильности и сйижени  водоотдачи ,он дополнительно содержит с карбоната кальци  и сернокислого ж леза при следую1чем соотношении ком . нентов, мас.%: Хлористый калий 3,0-10,0 Полиакрил.амид 0,02-0,2 Лигносульфонауный р агент-стЬ илизатоД , ;например, конденсированна  сульфит-спиртова  барда или феррохромлигно8 сульфонат, или ок3 ,0-i,0 зил Карбоксиметил0 ,2-0,5 целлюлоза Смесь карбоната кальци  и сернокислого железа 1,,0 ВодаОстальное 2.Раствор поп.1,отличающ и и с   тем, что бн содержит смесь карбоната кальци  и сернокислого, железа в отношении 1:1-1:2,3. 3.Раствор по п,1, о т л и ч а ющ и и с   тем, что он в качестве реагента-стабилизатора содержит карбоксиметилцеллюлозу в количестве 0,2-0,5 с конденсированной ульфит-спиртовой бардой или с ферохромлигносульфонатом , или с окзиом . Источники информации, рин тые во внимание при экспертизе 1.Паус К. Ф. Буровые растворы. ., Недра, 1973, с.85.
  2. 2.Дарли Х.С.Х. Преимущества поимерных буровых растворов. - Инженер ефт ник, 1976, № 11, с. (проотип ) .
SU802934537A 1980-06-04 1980-06-04 Буровой раствор SU969708A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU802934537A SU969708A1 (ru) 1980-06-04 1980-06-04 Буровой раствор

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU802934537A SU969708A1 (ru) 1980-06-04 1980-06-04 Буровой раствор

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU969708A1 true SU969708A1 (ru) 1982-10-30

Family

ID=20899685

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU802934537A SU969708A1 (ru) 1980-06-04 1980-06-04 Буровой раствор

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU969708A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1315977C (zh) * 2003-05-16 2007-05-16 韩文峰 无粘土油层保护钻井液
RU2451786C1 (ru) * 2011-01-12 2012-05-27 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1315977C (zh) * 2003-05-16 2007-05-16 韩文峰 无粘土油层保护钻井液
RU2451786C1 (ru) * 2011-01-12 2012-05-27 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US2935504A (en) Process of improving the effectiveness of the components of spent sulfite liquor andthe products thereof
US2775557A (en) Drilling muds containing acrylic acidacrylamide copolymer salts
US4240915A (en) Drilling mud viscosifier
US4647859A (en) Method for effecting electric well logging with introduction of a fluid composition to minimize the effect of interfering ions
US3278425A (en) Drilling fluid composition process and product
SU969708A1 (ru) Буровой раствор
US3318396A (en) Rotary drilling process
US5446133A (en) Nitric acid oxidized lignosulfonates
EP0137872B1 (en) Well drilling and completion fluid composition
US3244623A (en) Drilling fluid composition and process
US5401718A (en) Tin/cerium compounds for lignosulfonate processing
WO1986001253A1 (en) High-density brine fluid and use in servicing wellbores
US4264455A (en) Drilling mud viscosifier
RU2102429C1 (ru) Безглинистый буровой раствор
SU1121281A1 (ru) Безглинистый буровой раствор
SU1384596A1 (ru) Безглинистый буровой раствор
US4804484A (en) Antifloc additives for sodium bromide compositions
US3177142A (en) Drilling fluid
RU2135542C1 (ru) Гидрогелевый буровой раствор
SU945163A1 (ru) Безглинистый буровой раствор
EP0191558A1 (en) Control of viscosity of aqueous drilling fluids
SU962287A1 (ru) Буровой раствор
RU2213120C2 (ru) Неорганический буровой реагент
SU1361161A1 (ru) Модифицированный гуматный реагент дл обработки глинистых буровых растворов
SU825576A1 (ru) Реагент для обработки буровых растворов