Способ химической обработки буровых растворов
СПОСОБ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ путем введения ингибитора глин, о тли чающий с я тем, что, с целью повышения эффективности способа путем поддержания технологических свойств буровых растворов при одновременном улучшении их иигибирзпсяцих свойств, в качестве реагента-ингибитора вводят кремнефториды натрия и/или калия в количестве 0,5- 3,0 мас.%.
СОКИ СОВЕТСКИХ
МАМО
РЕСПУБЛИК (Sl)4 С 09 К 7 02
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ
ГОСУДАРСТНЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3604729/23-03 (22) 07,04.83 (46) 23.12.85. Бюп. У 47 (71) Ухтинский индустриальный институт (72) Р.Г. Ахмадеев (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.
„„SU„„1199786 А (54}(57) СПОСОБ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ БУРОВЬИ РАСТВОРОВ путем введения ингибитора глин, о т л и ч а ю— шийся тем, что, с целью повы.шения эффективности способа путем поддержания технологических свойств буровых растворов при одновременном улучшении их ингибирующих
-свойств, в качестве реагента-ингибитора вводят кремнефториды натрия и/или калия в количестве 0,53,0 мас.X.
I 1
Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано при приготовлении и обработке буровых растворов.
Цель изобретения - повышение эффективности способа путем поддержания технологических свойств буровых растворов при одновременном улучшении 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 перемешивании вводят прегидратированный бентонит (20 r) и органический стабилизатор
КМЦ-500 (1-,8 г). При перемешивании в приготовленный полимерный буровой раствор аналогично и в другие растворы вводят кремнефторид калия в количестве 1,5 г.
Применение кремнефторидов натрия и/или калия, обладающих ограниченной растворимостью, позволяет постоянно поддерживать в буровом растворе необходимое количество ионов, расход которых на ингибирование увлажнения породы на стенках скважины и в шламе восполняется растворяющимися кремнефторидами.
Способ проверяют в лабораторных условиях путем оценки влияния добавок кремнефторидов натрия и калия в буровой раствор на показатели набухания (давление Р>, кг/см и сте» пень р, 7) соригюхского бентонита и время размокания (t<, ч) нефтеабадской глины.
Зависимость степени (р, X ) и давления рн> кг/см набухания бентонита от концентрации ингибитора показана в табл. 1; ингибирующее действие на технологические параметры буровых растворов - в табл. 2.
Преимущество кремнефторидов Ка и К, как показывают лабораторные
199786 2
1О
50 опытй (табл. 1), проявляется в более эффективной по сравнению, напри-., мер, с хлоридом гидратации глин в их 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 свойств буровых 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 изобрел тения 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 8-10Х.
Ингибитор вводят в буровой раствор в количествах 0,5-3 мас.X. 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 10, ll, табл. 2) или гетерокоагуляционное разжижение (пример 5, табл. 2). При уменьшении содержания ингибитора в растворе ниже 0,5 мас.X очень сильно сказывается на ингибирующих свойствах растворов.
1199786
Таблица I
202 1,6 210 1,56 200 1,50 15) 1,27 136 l,l;8 115 1,04
202 1,6 194 1,43 175 1,12 108 0,80 70 0,38202 1,6 191 ),50 144 0,99 71 0,55 27 0,50 10 0,31
202 1,6 180 1,15 157 0,86 84 0,61 56 0,51 52 0,48
2021611107 19045 15042 12031 10. 028
6 На БЫ + K2SiFg 202 1,6 164 0,96 (в соотношейии
1:4) 1,03 27 5 0 7 ° 2 12,0
Бентонит 2,0 О
I . Полнмерний
0,25
0,18
Вода
Осталъкое
KgSiFg. 0,15 1,03 33
То зе 0 5 ) 03 38
2 Токе. 5;5 22,8 37,2
65 30,0 384
То ке
9,5 10,8 14,4
6,Ь 3) 2 40,8
5,0 1,06 26
У
8,) О ) 06 32
Бентонмт
6 Лигносулъфокатный
KCCB
Вода
Осталъкое
))аТВП 0,15 ),06 39 6,0 48,0 55,2
То ке 0,5 1,06 43 . 6,5 52 8 6),2
7 То хе
То ке
1 NaC1
N q Sip
3 КС1
4 Na SiF
1 т8
38 0,66 21 0,47 1 0,36 14 0,35
3,0 1,05 37 8 0 28,8 36,0
3,0 !,07 49 7,5 58,8 72,0
1199786
Продолжение табл. 2
5,0 1,08 87 10,0 118,2 158,4
10,0 t 12 Не те» чет
l4,0 Не иеиефиио
12 Гель гуматный ущР
1,04 28 5,5 10,8 13 2
1,0 О
4,0
0,2
Остальное
Q iF 3 0 1,06 37
То же!
3 То же
1,05 52
14 Эмульсионный Вентонит, 8,1 0
1 5 Нефть
Вода
Остальное
1,05 48 5,5 27,6 42,0
"егя1FL
KiSiFC в соотно шенин
1!1 3,0
То же
15 То же 1 6 . Гидрогель магния
1404,8 7,2!
924 27
26,4 0
HaCl
MgClt 1290 2t0
ЯаОН
Вода
K1SiF 3,0 1,24 29 !2,0 8,4 18,0
17 То же
То же
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-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, v" . Проектная, 4
1 5
Остальное
65 132 180
5,0 25,2 33,8
