Буровой раствор

 

Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ.Цель изобретения - повьшение поглотительной способности раствора по отношению к .сероводороду и устойчивости его к углекислотной агрессии при одновременном сохранении технологических свойств раствора. Он содержит следующие компоненты при их соотношении , мас.%: глина 3,0-10,0; карбоксиметилделлюлоза (КМЦ 600) 0,2-1,0; конденсированная сульфидспиртовая барда 0,1-1,0, твердьй остаток или обожженный твердый остаток содового производства 0,5-10,0; вода остальное . Твердый остаток используют в качестве поглотителя сероводорода. Раствор готовят путем постепенного ввода в воду компонентов при постоянном тщательном перемешивании. Колво нейтрализующей сероводород добавки зависит от кол-ва сероводорода, поступающего в буровой раствор.Применение последнего при незначительных материальных затратах предотвращает осложнения, связанные с проявлением сероводорода и углекислого газа, и обеспечивает требуемые санитар но-технические нормы на буровой. 7 табл. (Л 00 00 СХ) 4

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (11) (51) 4 С 09 К 7/02

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (54) БУРОВОЙ РАСТВОР

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3764158/22-03 (22) 21.06,84 (46) 15.04.88. Бюл. )). 14 (71) Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащего газа (72) Д.А.Галян, Н.M.Êîìàðîâà, Т.Г.Фроловская и В.И.Иысина (53) 622.243.444(888.8) (56) Физико-химические методы предупреждения осложнений в .бурении. M.:

Недра, 1977, с. 272 °

Авторское свидетельство СССР

)(933697, кл. С 09 К 7/02, 1980. (57) Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ.Цель изобретения — повьппение поглотительной способности раствора по отношению к .сероводороду и устойчивости его к углекислотной агрессии при одновременном сохранении технологических свойств раствора. Он содержит следующие компоненты при их соотношении, Mac.X: глина 3,0-10,0; карбоксиметилцеллюлоза (КИЦ 600) 0,2-1,0; конденсированная сульфидспиртовая барда 0,1-1,0, твердый остаток или обожженный твердый остаток содового производства 0 5-10,0; вода остальное. Твердый остаток используют в качестве поглотителя сероводорода.

Раствор готовят путем постепенного ввода в воду компонентов при постоянном тщательном перемешивании..Колво нейтрализующей сероводород добавки зависит от кол-ва сероводорода, поступающего в буровой раствор.Применение последнего при незначительных материальных затратах предотвращает осложнения, связанные с проявлением сероводорода и углекислого газа, и обеспечивает требуемые санитарно-технические нормы на буровой.

7 табл.

1388413

Изобретение относится к буровым растворам, применяемым при бурении скважин на нефть и газ, содержащие сероводород и углекислый газ.

Целью изобретения является повышение поглотительной способности раствора по отношению к сероводороду и устойчивости его к углекислотной агрессии при одновременном сохранении технологических свойств раствора.

Раствор содержит в качестве поглотителя твердый остаток или обожженный остаток содового производст1 ва при следующем соотношении ингредиентов, мас.X:

Глина 3,0-10,0

Карбоксиметилцеллюлоза, 20

KNII-600

Конденсированная сульфидспиртовая барда О, 1-1,0

Твердый остаток 25 или обожженный

0,2-1,0 остаток содового производства 0 5-10 0

Вода Остальное

Твердый остаток содового производства (TOC) является многотоннажным отходом и представляет собой соединения поливалентных металлов следующего состава, :

СаСО

40-60

Саяо 3 6

Са(ОН) 2

20-25

МВ(ОН) 4-6

А1 той

1-2

При обжиге твердого остатка содового производства протекают процессы дегидратации и декарбонизации, в результате чего остаток имеет состав, приведенный в табл. 1.

Содержащиеся в ТОС соединения поливалентных металлов взаимодействуют с сероводородом с образованием труднорастворимых неагрессивных сульфи дов, выпадающих в осадок, 50

Окислы металлов, образующиеся при прокаливании твердого остатка содового производства при гидратации образуют гидроксиды металлов, повышающие значение показателя рН суспензий.

Гидратация прокаленного (обожженного) (ТОС) в воде продолжается в .течение суток, но интенсивно в течение первого часа, о чем свидетельствуют показатели рН входных суспензий ТОС (см. табл. 2).

Обжиг твердого остатка содового производства осуществлен во вращающихся печах "обжига" при 650-750 С.

Поглотительная способность по отношению к Н S твердого остатка со2 дового производства проверена в водных суспенэиях с различными значения. ми рН суспензий.

П р .и м е р 1. В склянку Дрекселя заливали 100 мл воды, регулятор рН и 1 поглотителя H S. Через суспензию барботировали . Н S. После завершения реакции нейтрализации

Н S в суспензии поглотителя подQ. считывали количество необратимо поглотившегося Н S с образованием не2 растворимых сульфидов.

Поглотительная способность по отношению к Н S твердого остатка содового пройэводства в водных суспензиях приведена в табл. 3.

Таким образом, ТОС обладает большей поглощающей способностью по отношению к Н S по сравнению с извест2 ным поглотителем (колчеданные огарки) .

Поглотительная способность по отношению к Н S значительно воэрас2 тает у обожженного ТОС.

Для проверки эффективности поглощения сероводорода в буровых растворах исследованы составы глинистого бурового раствора, содержащие в качестве регулятора рН и поглотителя сероводорода — обожженный ТОС.

В лабораторных условиях готовили буровой глинистый раствор, через который барботировали сероводород.

После завершения реакции поглощения

Н $ проводили контроль H S u сульфидов в составе раствора и подсчет поглотительной способности бурового раствора по отношению к Н S с образованием сульфидов тяжелых металлов, выпадающих в осадок.

П р е р 2. Буровые растворы готовят следующим образом. В фарфоровый стакан наливают расчетное количество воды 86,7-90,8, затем добавляют в указанной последовательности расчетное количество глины

3-10, понизителя водоотдачи (KMIJ-

600) 0,2-1 0 пониэителя вязкости (КССБ) О, 1-1,0 . После тщательного перемешивания воды, глины и реагентов в приготовленные составы

1388413

45 добавляют поглотитель сероводорода

10,0-0,5% который одновременно выполняет функции регулятора щелочности

Составы буровых растворов представлены в табл. 4, а показатели свойств и поглотительной способности — в табл. 5.

Количество нейтрализующей серово- 10 дород добавки зависит от количества сероводорода, поступающего в буровой раствор, и обеспечивает эффективную нейтрализацию Н S при рН 7 при расходе обожженного ТОС в количестве 0,5 — 10 мас. ..

Концентрация обожженного ТОС в составе бурового раствора составляет 0 5 10 мас.X.

При концентрации ТОС менее 20

0,5 мас.7 снижается поглотительная способность и незначительно повышается рН.

При концентрации ТОС более 10% прекращается рост поглотительной 25 способности бурового раствора по отношению к Н S, а также необходимо ограничить йопадание в буровой раствор вместе с ТОС окиси кремния,вызывающее повышение абраэивности раствора.

Буровой раствор, содержащий 3-107 глины, при добавке обожженного ТОС в количестве 0,5-107. имеет значение показателя рН 7,5-11,8 и хорошие показатели структурно-механических свойств и водоотдачи.

В табл. 6 приведены данные о влиянии Н S на свойства раствора и поглотительной способности,в том числе бурового раствора с оксидом кальция (СаО).

Приведенные составы помещают в е склянки Дрекселя и барботировали через них газ,содержащий 307 сероводорода, при постоянном перемешивании растворов. Во всех опытах количество пробарботированного газа постоянное и составляет 10 объемов на

1 объем раствора.

После окончания реакции воздействия сероводорода на буровой раствор инертным газом отдувают свободный и физически растворенный сероводород в поглотительную склянку с хлористым кадмием. Затем замеряют параметры

55 бурового раствора и йодометрическим методом определяют количество растворимых сульфидов и проскочивший сероводород, а по разнице с количеством пропущенного сероводорода определяют осажденные сульфиды.

Из табл. 6 видно,что при воздействии сероводорода на буровые растворы происходит ухудшение их структурномеханических свойств. Контрольный буровой раствор (состав 1), имеющий показатели УВ 28, СНС„11 17/24, Ф 4,, рН 7, после пропускания сероводорода изменил показатели УВ 104, СНС1!10

84/126, Ф 6, рН 5,5.

При этом поглотительная способность по отношению к сероводороду

0,6 г/л.

Буровой раствор (состав 2), имеющий показатели УВ 26, CHC„1„ 29/35, Ф 4, рН 7,5, после пропускания сероводорода незначительно изменил технологические показатели: УВ 32, СНС

30/44, Ф 4, рН 7,3. Поглотительная способность по отношению к сероводороду 5,2 г/л. У бурового раствора,содержащего 0,5% СаО (состав 3), она составила 4,02 г/л и при этом показатели раствора после воздействия сероводорода значительно хуже, чем у раствора, содержащего в своем составе

ОТОС.

Результаты опытов показали,что буровой раствор, имеющий в своем составе ОТОС, обладает большой поглотительной способностью по отношению к сероводороду при одновременном сохранении структурно-механических свойств, чем буровой раствор, содержащий в своем составе СаО, Для подтверждения свойств бурового раствора предотвращать углекислотную агрессию были проведены лабораторные испытания с буровыми растворами (см. табл. 4) по следующей методике.

Приведенные составы бурового раствора помещали в склянку Дрекселя и барботировали через них углекислый гаэ при постоянном перемешивании раствора.

Через 1 объем бурового раствора пропущено 10 объемов углекислого газа.

После окончания реакции воздействия углекислого газа на буровой раствор инертным газом отдувают свободный и физически растворенный СО в поглотительную склянку раствором

Na0H замеряют параметры и в отобранном фильтрате бурового раствора

1388413

0.,2-1,0 ства 0 5-10,0

Остальное

Т а блица 1

I (l I (((Si0 > А1 0З Ре ОЗ СаО MgO S0> Р Оз Na>0 К О С1 п.п.п

17,7 3,34 1,06 44,9 2,19 1,9 0,39 0,30 0,11 3,8 7, 1

15,5 2,61 1,27 65,9 3,02 2,9 0,42 0,80 0,30 5,86 10,4

Т а блица 2

Концентрация

ТОС, вес.Х

0,3 0 5

Значение рН через 1 ч 7,05 7,8

10 15

3 4 5

1 2

8,8 9,1 9,75 9,85 11,2 12,1 12,15 через 24 ч 7,05 7,85 8,85 9,55 10,2 10,6 11,9 12,2 12,45 определяют количество растворимых карбонатов и бикарбонатов путем подсчета на основе титрования соляной кислотой с использованием индикаторов фенолфталеина и метилоранжа.

Для проведения лабораторных испытаний используют сжатый углекислый газ из баллона. . Данные лабораторных исследований приведеньа в табл. 7.

Из табл. 7 видно, что при воздей- ствии углекислого газа на буровой раствор происходит его коагуляционное загущение, Добавка обожженного

70С предотвращает рост вязкости и статического напряжения сдвига за счет осаждения растворимых карбонатов и бикарбонатов.

Применение предлагаемого состава бурового раствора при незначительных материальных затратах предотвращает осложнения, связанные с проявлением сероводорода и углекислого газа и обеспечивает требуемые санитарно-технические нормы на буровой.

При этом поглотитель сероводорода выполняет функции регулятора рН бурового раствора, в результате чего исключается необходимость использования другого реагента-регулятора рН.

При достаточно высокой поглотительной способности в широком диапазоне рН (6-12) обожженный ТОС в составе бурового раствора повышает значение показателя рН, способствует получению хороших структурно-механических показателей при низком содержании глинистой фазы (3-10X) за счет дополнительного структурирования кристаллической твердой фазой гидроксидов тяжелых металлов.

Формула изобретения

Буровой раствор, содержащий глину, воду, карбоксиметилцеллюлозу КИЦ-600, конденсированную сульфидспиртовую барду и поглотитель сероводорода, отличающийся тем,что, с целью повышения поглотительной способности раствора по отношению.к сероводороду и устойчивости его к углекислотной агрессии при одновременном сохранении технологических свойств раствора, он содержит в качестве поглотителя сероводорода. твердый остаток или обожженный твердый остаток содового производства при следующем соотношении компонен25 тов, мас.X:

Глина 3,0-10,0

Карбоксиметилцеллюлоза,, КМЦ-600

Конденсированная сульфидспиртовая барда 0,1-1,0

Твердый остаток или обожженный твердый остаток содового производ

Вода

1388413

ТаблицаЗ

- Поглотители

Поглотительная способность 1 мг H S Т г йогл. в зависимости от рН

7 8 9 10

6 t1 12

Колчеданные огарки 85 83 83 80 80 74 70

ТОС

90 95 105 105 90 97 107

Обожженный ТОС 227 390 663 660 560 520 490

Т а б л и ц а 4

Содержание, мас.%, составов

Компоненть г

3 4 5

5 0 10 10

3,0

3,0

Глина

Понизитель

0,2

0,2

0,4 1,0 1,0

0,1

0,1

0,2 1,0 1,0

5 0 0 5 0,3

89,4 87,5 87,3

12,0

10,0

84,7

86,7

Вода

Т а б л и ц а 5 рН Коли честУсловСос Плотность, тав P,êã/м

Статическое напряжение сдвига,СНС

Па.мкг/см ная вязоглокость

УВ,с

500 нного

1 мин 10 ми

1,2 1,7

1085

1,7

1080

1,2

1,5 1,9

2,9 35

1080

4 1080

7,5

5,2

7,2

1,7 2,1

5 1080 водоотдачи, КМЦ-600

Понизитель вязкости

КССБ

Обожженный

ТОС

Водоотдача

В, 10 мз/30 ми

11,9 10,8

11,8 10,8

10,8 10,4

1388413

Та блица 6

Услов- Статическое

СосСостав раствора

КоличестрН

Фильтрация,Ф

3 10б тав наПряжение сдвига, мгс/см ная вязво кость, УВ,с поглощенноro ce1 мин 10 мин роводорода, г/л

28

Г07

7

0,6

26 .

5 2

7,3

3 Состав № 1 36

0,5% СаО 58

4,2

7,4

7,2 4,02

П р и м е ч а н и е. В числителе даны параметры до пропускания, в знаменателе — после пропускания сероводорода.

Т а блица 7

Статическое нарН

УсловКоличество осажСос Плотность, кг/м

Фильная пряжение сдвига мгс/см вязкость, УВ

Боо

1 мин 10 мин

l1 9 0,3

11,9 0,3

0,06

0,16

12

17

1085. 20

1085 20

6,56

1080 20

1080 20

5,833

11,8 0,3

Т0,6 О, 18

0,06

0,20

12. 17

12 17

5.

3,052

0,36

0,41

10,8 0,2

9,3 О

1080 22

1080 26

15 19

18 24

1080 26 29 35

1080 34 % 76

9,75 0 0,40

8,2 0 0,68

1,244

0,867

7,9 О 0,40

6 О 5,048

5 1080 25 17 21

1080 186 82 195

П р и м е ч а н и е. В числителе даны параметры до пропускания, в знаменателе — после пропускания углекислого газа.

Глина 10%+

КМЦ-600 1%+

КССБ 1%

Состав в ¹ 1+

0,5% ОТОС

17 24

84

29 35

30 44

32 54

44 76 трация, Ф 10 м /30 мин

Количество карбонатов и бикарбонатов в растворе, г/ денных карбонатов и бикарбонатов, г/л