Комплексный реагент-стабилизатор глинистых буровых растворов клсп (карболигносульфонат пековый)
Использование: бурение нефтяных и газовых скважин Сущность комплексный реагент-стабилизатор буровых растворов содержит, мэс.%: пигносульфонаты технические 36,50 - 39,00; талловый пек 35,6 - 39,0: каустическая сода 2,5 - 5,00 карбоксиметилцеллюлоза 13,00 - 17,50; гликопорошок остальное Реагент получают путем последовательного растворения в воде каустической соды, лигносульфонатов технических, и карбоксиметилцеплюлозы В полученный раствор вводят гликопорошок и готовый продукт гранулируют. Перед растворением талловый пек и водный щелоченой раствор лигносульфонатов технических нагревают до 90 - 104° С 2 З.П.Ф-ЛЫ, 6 табл.
(19) RRU U(11) (51) 5 C09K7 02
Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ "::1:-:-:- :::,;..., К ПАТЕНТУ (21) 4910539/03 (22) 1202.91 (46) 15.10.93 Бюл. Ма 37-38 (71) Северный государственный научно-исследовательский и проектно-конструкторский геологический центр (72) Усынин АФ„Аракелян Э.И.; Яремийчук P.Ñ.; Грудинин В.П„Тарасова П.Г. Ишханов ВА (73) Северный государственный научно-исследовательский и проектно-конструкторский геологический центр (54) КОМПЛЕКСНЫЙ РЕАГЕНТ-СТАБИЛИЗАТ0Р ГЛИНИСТЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
КЛСП (КАРБОЛИГНОСУЛЬФОНАТ ПЕКОВЫЙ) (57) Использование: бурение нефтяных и газовых скважин. Сущность: комплексный реагент-стабилизатор буровых растворов содержит, мас%: пигносупьфонаты технические 36,50 — 3900; тапловый пек 35,6 — 390: каустическая сода 2,5 — 5,00 карбоксиметилцеллюлоза 13,00 — 17,50; гликопорошок остальное. Реагент получают путем последовательного растворения в воде каустической соды, пигносульфонатов технических и карбоксиметилцеплюпоэы В полученный раствор вводят гпикопорошок и готовый продукт гранулируют. Перед растворением талловый пек и водный щелоченой раствор лигносульфонатов технических нагревают до
90 — 104 С. 2 зл.ф-лы, 6 табп
2001091
36.50-39,00
36,50-39,00
2,50-5,00
1 мас.ч. (16,667);
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам-стабилизаторам комплексного действия, предназначенным для. использования в процессе приготовления и обработки глинистых буровых растворов.
Известны глинистые буровые растворы, содержащие глинопорошок, каустическую соду и комбинированный реагент-стабилизатор. Основными недостатками комбинированных реагентов-стабилизаторов являются сложность и длительность приготовления в промысловых условиях, присутствие в их составе углеводородного компонента, высокий расход на приготовление и стабилизацию глинистого бурового раствора, низкий уровень обеспечения стабильности показателей технологических свойств бурового раствора при одновременном воздействии минерализации и температуры.
Наиболее близким по составу к предлагаемому комплексному реагенту-стабиэатору глинистых буровых растворов, а также по способу достижения поставленного результата является комбинированный реагент
КРТБ, содержащий. мас. :
Та.,г«овый пек
Бардяной конц«-.нтрат жидкий-БКЖ или .ЧСТ 3 мас.ч. (50,00ф,);
Дизельное т )пли «о 2 мас.ч, (33,34$);
Вода До вязкости реагента на уровне 60 с
Основными недостатками указанного комбинированного реагента (КРТб) являются низкая эффективность снижения фильтрации бурового раствора в обычных (атмосферных) условиях при 22 С и в условиях термостатирования до 160 С, определяемая количеством реагента на единицу веса бурового раствора, кг/т; термоустойчивость реагента в составе бурового раствора менее 140 С; сложность и большие затраты времени на приготовление и обработку бурового раствора, ч/мз.
Кель изобретения — повышение термоустойчивости комплексного реагента в условиях солевого воздействия, уменьшение расхода реагента на единицу веса бурового раствора.
Сущность изобретения состоит в том. что комплексный реагент-стабилизатор глинистого бурового раствора в своем составе содержит, мас. ф: Лигносульфонаты
45 технические
Талловый пек
Каустическая сода
Карбоксиметилцеллюлоза
° со степенью полимеризации 700 и степенью замещения 85 13,00-17,50
Глинопорошок Остальное
Порядок приготовления комплексного реагента (химического синтеза в определенных термодинамических условиях) включает следующие операции: расчетное количество таллового пека и лигносульфонатов технических раздельно нагревают е двух термостойких емкостях до
90-104 в течение 30 мин; при перемешивании к лигносульфонатам техническим добавляют каустическую соду и растворяют при заданной температуре в течение 20-25 мин; в щелочной раствор лигносульфонатов технических при непрерывном перемешивании добавляют талловый пек, растворение таллового пека сопровождается его омылением с образованием полимерной структуры лигносульфонатно-пекового комплекса, Рост вязкости смеси в процессе ее перемешивания при 90-104 С в течение 2025 мин является характерным признаком синтеза новой физико-химической системы полимеризованных органических соединений жирных. смоляных, лигносульфоновых кислот и их производных; на следующей стадии приготовления комплексного реагента в раствор (расплав) лигносульфонатно-пекового концентрата при 80-90 С добавляют порошкообразную карбоксиметилцеллюлозу и равномерно ее диспергируют (перемешиванием) в течение
10-15 мин. Состав комплексного раагента на заключительном этапе характеризуется как смесь сложных эфиров целлюлозы и полимериэованных жирных. смоляных, лигносульфоновых кислот; комплексный реагент охлаждают, твердую массу измельчают на гранулы диаметром 0,5-1,0 мм и пересыпают (для предупреждения слеживания) глинопорошком.
Технология приготовления комплексного реагента рассчитана исключительно на условия производства химического предприятия, При выполнении экспериментальных исследований и выпуске опытной партии использовали; лигносульфонаты технические Архангельского ЦБК вЂ” ОСТ 81-7974, пек талловый Соломбальского ЦбК вЂ” ТУ
81-95-84-80, каустическую соду — ГОСТ 226371, карбоксиметилцеллюлозу Наманганского химического завода марки 700/85-ОСТ
2ОО1О91
15
6-05-386-80, глинопорошок Иджеванского завода — ТУ 39-01-08-658-81.
Пример приготовления в лабораторных условиях состава комплексного реагента— стабилизатора глинистых буровых растворов (табл. 1, реагенты М 6-11): приготовили навески лигносульфонатов технических Л СТ в количестве 390, 390, 390, 380, 365 и 341, 7 г, разместили их в фарфоровые кружки; приготовили навески таллового пека в количестве 390, 390, 390, 380, 365, 341,7 г и также разместили их в отдельные фарфоровые кружки; пробы таллового пека и лигносульфонатов технических нагрели на песчаной бане до 90-104 С: затем к лигносульфонатам техническим при перемешивании добавили соответственно 25. 50, 25, 25, 25, 34 г каустической соды и растворили при заданной температуре; в щелочные растворы лигносульфонатов технических при непрерывном перемешивании добавили равные им по весу flCT количества таллового пека, т.е. на 390 r Л СТ вЂ” 390 г пека, на 380 г ЛСТ вЂ” 380 г пека и т.д., достигли полного и равномерного растворения; в расплавы лигносульфонатно-пекового концентрата добавили навески порошкообраэной карбоксиметилцеллюлоэы в количестве 130. 130, 150, 175, 200 и 114 г, последовательность обработки проб оставалась прежней; после растворения (диспергирования) карбоксиметилцеллюлозы пробы комплексного реагента в виде плава разлили по эмалированным противням, в которых равномерным слоем было предварительно засыпано соответственно 65, 40, 45, 40, 45, 168 г бентонитового глинопорошка. После охлаждения твердую массу реагента измельчили на гранулы и перемешали с глинопорошком.
Количественные соотношения ингредиентов в составе комплексного реагента-карболигносульфоната пекового КЛСП установили в соответствии с данными табл.
1 и результатами исследований влияния добавок различных видов реагента на изменение показателей технологических свойств глинистых буровых растворов (табл. 2).
Для приготовления буровых растворов предварительно гидратировали глинопорошок, затем при перемешивании добавляли комплексный реагент и растворяли в течение 20-25 мин при 50-60" С.
Оптимальными концентрациями в составе комплексного реагента. обеспечивающими высокий уровень требований к фильтрации, реологическим параметрам
55 глинистых буровых растворов. а также к термоустойчивости в условиях солевого воздействия до 180 С, являются следующие концентрации исходных химических веществ. используемых в процессе синтеза комплексного реагента КЛСП (табл. 1, реагенты ММ 6-12), мас. (»:
Лигносульфонаты технические 36,50-39,00
Талловый пек 36.50-39,00
Каустическая сода 2,50-5.00
Карбоксиметилцелл юлоэа — 85/700 13,00-17,50
Глинопорошок Остальное
Лабораторными исследованиями (табл, 2, 3) установлено, что оптимальной добавкой КЛСП к глинистым буровым растворам с различным содержанием глинопорошка я вл я ются 3,0-5,0 мас.$. Расход комбинированного реагента КРТБ в составе известного бурового раствора составляет 37,5-50,0 мас. (табл, 3). При минимальных значениях показателя фильтрации, равных 1 см /30 мин, расходы КЛСП и КРТБ соответственно составили 12,00 и 43.75 мас. (табл. 3, растворы N.. 8 и N 2). Таким образом, по способу достижения одинакового качественного состояния (показателя фильтрации) глинистых буровых растворов эффективность КЛСП в
43,75/12,00 = 3.64 выше, а его расход на
43,75-12,00 = 31,75 кг меньше (в расчете на
100 кг бурового раствора).
Исследования термоустойчивости известного и предлагаемого составов буровых растворов свидетельствуют (табл, 4), что глинистый буровой раствор. стабилизированный КЛСП в количестве 3,0-5,0 мас.7ь и содержащий добавку до 6.0 мас. хлористого кальция термоустойчив до 180 С, Базовый глинистый буровой раствор, стабилизированный КРТБ в количестве
37,5-50,0 мас. и содержащий добавку 2,0 мас. хлористого кальция, термоустойчив при температуре менее 140 С.
Экономическая эффективность от испол ьэова ния предлагаемого комплексного реагента-стабилизатора глинистых буровых растворов складывается за счет сокращения времени на приготовление и обработку бурового раствора, уменьшения его стоимости и транспортных затрат.
Использование 300 т бурового раствора при бурении одной скважины позволяет получить экономический эффект только за счет снижения его стоимости. (56) Авторское свидетельство СССР
М 1315464, кл, С 09 К 7/02, 1985.
Авторское свидетельство СССР
N. 1204625. кл. С 09 К 7/02, 1983 (прототип).
2001091
Таблица 1
Состав и показатели физических и физико-механических свойств комплексного реагента стабилизатора буровых растворов КЛСП
Показатель физических и физикомеханических свойств гранул комплексного еагента
Реагент
КЛСП
КМЦ85/700 влажность, мас. ф> плотглино поротемпература талло- каустивый пек ческая ли гносул ьнаты технические динамическая вязкость, ность, кгlм шок размягчения.оС сода
M0a-c .. .10 в
4,50
5.00
0,012
0,020
0,032
37,5
12.07
44,00 2.50
44,00
45,5
12,54
7.50
5,00
43,75
43,00
42,00
40,50
39,00
39,00
39.00
4,00
2,50
2.50
44,5
7.50
10,00
10,00
3,50
4,00
0,020
0,028
0,023
0,082
0.072
45,0
46,5
5,00. 6,50
13,00
13,00
2,50
43,5
65,6
63,0
4,00
5.00
4.50
15,00
2,50
0,110
65,0
4,00
17.50
38,00 2,50
38,00 5,00
36,50 2,50
36.50 5,00
36.50 2,50
0,135
68.0
15,00
4.50
38,00
36,50
36.50
36,50
34,17
36.50
7,00
0,110
52,0
17,50
63,2
17,50
20,00
0,124
0,130
4,50
4.50
75,5
50.5
16,86
0.100
8,64
11,40
20.00
3,40
34,17
36.50
14.00
66.5
4,50
0.150
2,50
13» — каустическая сода добавлена в виде 507-ного водного раствора.
Состав комплексного реагента, мас. 7
43,75
43,00
42,00
40,50
39,00
39,00
39,00
38,00
1133
1171
1242
1281
1262
1227
1251
1262
1254
1268
1256
1275
12,76
10.58
12,40
8,50
12.61
12,51
12,60
10,20
10,04
10.00
13,03
1О
2001091
Таблица 2
Влияние добавок комплексного реагента-стабилизатора КЛСП на показатели свойств глинистого бурового раствора
Показатели свойств глинистого бурового раствора
М N. Состав бурового пп аство а, м рН
IC, Па динамичепластичекомп- гли лек- нопо сный рореа- шок да и
10мин но ское ская кг вязкость, напрягент
Пас ° же
103
103 ние сдвиra н/м .
Реагент КЛСП Ф 1
О! 1,4601 1
46,,10,546 9
4,0
96.0
1,8,0 ,О
8,7
94.0 1035
6,0
1,7
7 0.434
1036
6.0
93,0
92,0
91,5
91 0 о, о.ооо
6.0
6,0
6,0
1037
0,434 8,97
11,064
12,096
1040
0,434 j 9,05
0,4341 9,06
0,434 9,06
1041
60 90.0
60 89.0
88,0 87,0
16,096
23
1042
20,160
1043
0 0,434 9,06
О 0.434,9,06
21,168
1047
6,0 6,0
7,0 6,0
21,168
10
Реагент КЛСП N. 3
93.0, 1033
00 0,000
00, 0,000
17 0,217
0.0
1,0 6,0
2,0 6,0
3,0 6,0
4 О 6 О
5,0, 6,0
6,0 6,0
7,0 6,0
0,4
92.0 1036
0,4
0,8
1,6
1.6
2,8.
13
1037
91,0
90,0
89,О
17 0,217
17 0,434
1038
1042
17, 0,434
17 0,434
88,0 1043!
87,0 I 1044
l
Реагент КЛСП (Ф 4
25
83 I 2,508
1,О Г
2,0
3,0
4.0
4.0 95.0, 1026
10,54
1.2
4,0 940
4,0 93.0
4.0 92.0
9,0
1026
1027
1028
1030
2,7
7,5
2,7
6,5
3,9
4,2
47 50
4 О 91.0
1 40 9оо
90 4,5! 1036
1,0
2,0
2,5
3,0
4,0
5,0
0,043 0,130
0,043 0,481
0,043 0,260
0,043 0,167
0,043 0.173
8,65
8,65
8,65
8,54
8,47
8,47
8,47
10,54
10,64
10,50
10,62
10,73 динамическая вязкость, Пас
5,040
9,072
13,10
16.128
25,200
26,208
35.380
10,080
19,152
23,184
27,216
37,296
44,352
5.0
6,0
8,0
7,0
9,0
12,0
13,0
14,0
0,0
7,0
11,0
12,0
17,0
18,0
21,0
6,0
1 1,0
13,0
16,0
22,0
24,0
0,0
0,0
0.3
0,6
0,9
1,8
1,8
2001091
Продолжение табл.2
Показатели свойств глинистого бурового раствора
hk hk Состав бурового пп аство а, мас, Па рН фильплот- вязвода дина- пламиче- стическдя ская глиноподинамичекомплексный реа10мин
1мин траность, кость кгlм роция, ское см /3 шок вяз вязнакость, кость, Пас Пас
103 103 прягент же ние сдвига н/м .,10
0,434 10,54
0.217
0,217
0,217
0,651
0,738
0,836
14.0
28
34
38
46
62
14,0
21,112
26,216
1033
1038
1042
1044
1046
1050
93.0
2,5
6,0
24
26
27
28
10,0
0,434
0.434
0,825
1,254
1,476
10,63
92,0
2,7
16.0
6,0
2,0
8,0
28,434 18,0
42,166 22,0
46,292 28,0
48. 102 32,0
2,9
4,2
4.8
8,1
10,72
91,0
6.0
3.0
10,62
10,81
7,0
90,0
6.0
5,0
89,0
5.0
6,0
10,70
4,0
88,0
6,0
O N 5 т КЛС
Реаген
11.088 7,0
21,168 14,0
10,61
10,68
0,041
0,021
0,021
0,021
15,0
22
28
28
29
36
1,2
95,0
94.0
93,0
92,0
91,0
90,0
4,0
10.0
1,8
4,0
2,0
31
32
33
34
7,0
11,10
33,268
24.191
34,248
46,368
5,7
3,0
8,0
4,0
6,0
11.52
11,52
11,54
4.0
15,0
4,0
20,0
3,3
0,021
4,5
3,5
5,0
4,0
0.021
5,4
25.0
4,0
6.0
10,04
10,20
10.82
11,52
11,54
11,64
0,043
0,021
0,080
0,217
0.650
0.736
12,5
16,248 8,4
26
34
42
44
93,0
1,4
6,0
36 1,0
28,112
36,10
48,692
52,020
54,120
9,0
19,1
22,0
32,0
40.0
44,0
92,0
2.1
6.0
6.0
2,0
37
38
39
6,5
3.6
91,0
90.0
3,0
5,5
6,2
6,0
4,0
89.0
4.0
8,1
6,0
5,0
4,0
88,0
6,0
9,0
6,0
П(Ф6 т КЛС
Рва ген
0,000
0,000
8,0
0,0
6.0
1.0
6.5
0,0
0,0
6,0
6,0
2,0
3.0
18.0
0.217
0,434
0,434
1,736
3.906
5,0
2,7
4,0
21,0
3,3
5.4
9,6
12,6
6,0
4,0
4,0
6,0
24,0
5,0
4,0
6,0
6.0
33.0
42,0
6.0
3,5
7.0
42
43
44
46
47
93,0
92,0
91,0
90,0
89.0
88.0
87,0
1022
1027
1031
1032
1032
1036
1038
1041
1042
1043
1045
1036
1038
1042
1044
1053
22
24
31
34
52
82
125
0,334
0,021
0,021
0,021
0,021
0,021
0.162
0.043
0,217
0,434
0,823
1,254
0,000
0,000
0,217
0.434
2.164
5.642
8,680
8,85
8,95
9,10
9,15
9.20
9.25
9,32
0,000
0,000
29,232
35,220
45,360
70,560
94,752
2001091
13
Продолжение табл. 2
Показатели свойств глинистого бурового раствора
Состав бурового, аство а, мас.
N. M пп
1 вода I плот 1! ность г глиСНС, дП динамичекомпнополеккг/м сный ское ронареа- шок прягент же ние сдвига н/м .,10
Реагент КЛСП 1 г. 7
0,502 0,502
0,043 0,109
0,043 0,499
95.0 (1024
94,0 1028
4,0
11.20
21,168
2,4
49 1,0
11,17
2,0
11,16
1030 55
1032. 56
3,0
93,0
92.0
0,043 (0,125 10,95
4.0
11,54
91.0 1036 90
0,43
11,06
0,087
90.0 1037
93,0 1033
92,0 1036
91,0 1037
90,0 1038
11.18
0,217
26
38
54
11,20
0,434
11,16
0,434
0,868
0,906
1.824
10,98
5,2
11.12
10.6
16,8
89,0 1040
11,45
88,0 1043 135 т КЛС
П N -8
Реа ген
0,738 0.781
0,694 I 0.477
0.130 0,347
0,087 0.347
1,042 1,041
4,0 95.0 1030
4,0 94,0 1030
14,112
61
14,5
62
42
9,0
4.0 93.0 1030 53
4,0 92,0 1040
75
66
67
4.0
91,0 1040 95
1,432
4,0
90.0 1050
1,345
6.510
5,729
7,725
6,293
5,078
6,510
4,817
6.510
4,470
60 930 1040
6,0 92,0 1040
6.0 91,0 1045
123
6,0 90.0 1045 240
6.0 89,0 1050 345
4.514
52
53
54
56
57
58
59
5,0
6,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5.0
6,0
1,0
2.0
3,0
4,0
5,0
6,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
4,0
4,0
4,0
4.0
4,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
6,0
11,0
7,0
5.0
4,5
3,5
3,0
10,0
8,0
6.0
4,5
4,0
4,0
6,5
4,0
4,0
4,0
1 1.0
7,0
6,0
4,5
4.0
0,065
0,860
0,217
0,462
1,020
2,142
2,620
4.204
10,00
10.48
10,40
10.35
10,31
10.28
9,00
9.00
9,00
9,00
9,00
35,220
37,296
43,344
77,616
81,648
24;12
36,118
38.204
42,302
81,224
86,112
35,280
30.240
53,424
70,560
103,82
41,328
55,440
79.932
94,752
105, 12,0
21,0
22,0
25,0
41,0
40,0
14,0
18.0
24,0
28,0
42,0
44,0
8,0
13,0
16,0
26.0
Э5,0
45,0
13,0
23,0
28,0
35,0
41,0
3,3
3,9
4,8
10,8
29,6
1,8
2,6
4,1
1,5
4,8
3,6
6,3
9,0
14.7
7,5
8.1
12,2
15,9
18,3
2001091
15
Продолжение табл.2 гФ N. Состав бурового пп аство а, мас, Показатели свойств глинистого бурового раствора
СНС
1 мин рН динамическая вязкость, ila c.
Па фильвязкость вода плотпластичекомп глилек- нопосный рооеа- шок динамиче10мин траНОСТЬ. кг/м ция, ская ское см /3 вязкость, Пас ° наи p$Iгент же
103.10 ние сдвига
l н/м.
10 гент КЛСП №9
1,0
2,0
3,0
4,0
5.0
14,4
20. 1
Реагент КЛСП ¹ 10
40,206 12,0 4,2
11,20
11,18
11,16
11.06
11,12
11,08
640
18,0
24,0
212
5,1
6,4
422
8.0
28,0
42,0
46,0
104
12,8
844
18,0
260 еагент КЛСП N. 12
14,6 2,1
17.0 4,1
16,122
28,21
46,42
61,244
88,76
112Щ
11,0
1038
1040
93,0
92.0
6,0
1,0
2,0
B.0
6.0
5.9
7,6
26,2
6,0
48
1045
6,0
3,0
4,0
29,4
5,0
4,5
4,0
1047
6.0
14,8
40,0
48,2
104
160
1048
1050
6,0
5,0
22,0
6,0
6,0
¹13 т КЛСП
Реаген
245 .10,72
482 10,68
2,480 10,70
2,384 10,66
20,124
2,1
4.2
30,16
42.42
64,49
6,2
8,0
1,120
84
86
87
88
91
92
1.0
2,0
3.0
4,0
6.0
6,0
6,0
6,0
91,0
90,0
89,0
88.0
93,0
92,0
91,0
90,0
1043
1046
1047
8,0
6,0
5.5
5,0
0,820
0,760
1,112
1,080
0,680
0,412
2,820
2,420
2,642
0.820
1,476
0,434
1,254
1,480
2,144
2,084
0,896
0,760
10,42
10.60
10.80
11,50
11,54
11,62
18,144
30,240
49,392
62,496
95,760
114,912
58,420
80,602
92,760
112,72
118,02
10,0
17,0
23,0
28.0
40,0
45,0
12.0
16,0
24,0
32,0
2,4
3,9
6,3
8.1
2001091
Продолжение табл. 2
Показатели свойств глинистого бурового раствора
М М Состав бурового пп аство а, мас. вода плот- вяз- фильпла- династиче- мическая ское глитраНОСТЬ, КОСТЬ кг/м нопоция, росм /3 вязнашок кость. и ряПас же
° 1ОЗ ние сдвигент
103 га н/м
88,76
112216
40,0 12,4
48,0 18,2
1,826
0.820
10,82
4,0
0,824
89,0
88.0
1049
126
162
94
5,0
6,0
10,48
0,651
3,5
6,0
6,0
1051 т КЛСП
N 14
Реаген
0,0
0,000
93,0 1041 21
Таблица 3
Состав бурового раствора.мас.»
Содержание в буровом растворе, мас.
Показатели технологических свойств б овых аство ов пп
СНС, Па
1 мин 10 мин фил ьтрация. рн плотвязкость.с
6КЖ
1лст1
Дизелькмц85/700 таллоность. кг/м лого пеного см / ка топлива
/30мин
Известный состав:
Глиносолевой порошок-21,00
Каустическая сода-0,50
КРТ6-37.50
Вода-41,00
Глиносолевой порошок-21.00
3,40
10,го
6.80
1190 42 г.ю
0.40
0,80
11.20
Каустическая сода-0.50
КРТ6 -43.75
11.80 7 90
»80
1.0
1,ã0
2,40
11.20
В ода-34,75
Глиносолевой порошок-21.00
Каустическая сода-0.50
К Р Т 6-50.00
4.50
13,50 9.00
1180
В4
1.0
2.40
6,20
11,20
Вода-г8.50
96
97
98
99
101 комплексный реа1.0
2,0
3,0
4,0
5,0
6.0
6,0
6.0
6.0
6,0
6,0
6,0
92,0
91,0
90,0
89,0
88,0
1046
1047
1048
1050
31
32
37
10,0
7.0
6,0
5,5
5,0
5,0
0,000
0,000
0,217
0,434
0,434
0,000
0,000
0,000
0,217
0,434
0,434
9,30
9,65
9,68
9,70
9,90
9,92 динамическая вязкость.
Па.с
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,0
0.0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2001091
Продолжение табл. 3
2001091
Таблица 4
Изменение технологических параметров буровых растворов после термостатирования в условиях солевого воздействия
ТемДоСостав бурового раствора,мас, ММ пп рН снс, дПа фильтвязкость, пера бавка хлористого кальция, мас. ь
10 рация мин см /3 глино- реа- вода поро- гент шок стабилизаность, кгlм з тура мин термоста тироваО мин тор ой аство бентонитовый КЛСП
8,60
0,000
0.000
0,000
0,000
0.730
0.084
0,042
0,462
1040
93.0
93,0
93.0
91,0
91,0
91,0
91,0
3,0
3,0
3,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
8,40
0,000
26
1060
0,000
7,70
8,45
0,125
42 !
42
38
1075
8,15
0,042
8.10
0,042
8,30
0,217
0,434
1,020
8,20
91,0
8,10
1,824
0,868
91,0
10
7,90
0,217
0.477
1080 30
1100 39
1090 34
91,0! 91.0
8,15
0,084
1,930
1.963
5.0
1.337
8,35
91.0
91.0
91,0
93,0
93,0
93,0
93,0
93,0
93,0
91,0
91,0
91,0
91.0
5,0
5,0
5.0
3,0
3,0
3.0
3,0
3,0
3,0
7,50
1.345
1,041
1090
25
7,35
0,344
0.000
0,087
14
8.95
0.000
1080
16
0,084
9.35
0,084
0,084
0,042
0,084
0,027
0,034
8.10
8,70
0,042
18
19
21
22
23
24
26
0,084
0,022
8.60
8,20
8,45
3,804
2,842
5,0
5,0
5,0
5.0
1,377
1,797
8.20
1,971
2.519
8,07
7,65
0.585
0.585
2.173
1.254
0.668
3.386
8,50
91,0
28
23
5.0
1,254
8,10
91.0
5.0
0,936
7.85
91,0
5,0
4,0
4,0
4.0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4.0
4.0
4.0
4.0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4.0
4,0
4.0
4,0
4,0
4,0
2,0
2.0
2.0
2,0
2,0
2,0
4,0
4,0
4,0
4,0
6,0
6,0
6,0
6,0
1.0
1,0
1.0
2,0
2,0
2,0
4,0
4,0
4.0
4.0
6,0
6,0
6,0
160
Показатели свойств б ового аство а
6,0
6,5
6,5
4,0
4,0
4,0
4,5
5,0
5,0
5,0
5,0
8,0
8,5
10,0
8.0
6,5
6,5
6.0
7.0
7,0
4,0
6,0
6,0
8,0
8,0
8,0
10,0
2001091
Продолжение табл.4
Покаэатели свойств б ового аство а
ДоТемпераСостав бурового раствора,мас. 7, hhhk пп снс, дПа вяэ- фильтрН плот1 мин 10 вода реаглино пороность, кг/м кость, рация, см /3 тура гент мин термостатироваия, стабилиэашок мин тор
КЛСП М 9
70 0125
0,334
0,224
0,112
1.964
8,90
1,0
28 (29
0,112
0,082
0,334
22
8,0
1.0
8.35
8,5
6.0
1,0
8.00
8.30
2,0
31
32
33
0.125
0.125
6.0
7,75
2,0
2,0
6,0
7,70
7,0 1,797
4,0
8,10
8,0
8,0
1,214
0.836
8,00
4,0
8,05
4,0
ПМ8
КЛС
9.0
9.15
7,273
1,845
0,276
0,5
37
38
З9
8.75
9,0
0,5
7,80
9.0
0,5
8,70
6,180
1,923
0.836
6.5
1,0
6,0
8,50
1,0
7,25
6,0
1,0
ПМ7
КЛС
9,0
9. 15
8,90
20
0,5
3,0 аз
6,0
9.0
9.5
140
0,5
3,0
6,0
23
8,65
8,70
8,50
8.25
0,5
3,0
6,0
6.0
6.0
6,0
7,0
1,0
5.0
8,0
39
160
1.0
5,0
10,0
1,0
5,0
Иэвестный б овой Вствор глиносолевой КРТБ по ошок, каустическая со а
48
41,0
50
41,0
41.0
41,0
51
52
34,75
34.75
82
1180
6,0
6,0
6,0
6,0
6.0
6,0
21,5
21,5
21,5
21.5
21,50
21,50
3,0
3,0
3,0
5,0
5,0
5.0
37,5
37,5
37,5
37,5
43,75
43,75,0 ,0 ,0 ,0 ,0 .0 .0 ,0 ,0
91,0
91,0
91,0
89,0
89,0
89.0
91,0
91,0
91,0
89,0
89,0
89,0 бавка хлористого кальция, мас,g
2.0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
160
160
140
1075
1060
1070
1180
23
ЗЗ
28
24
61
36
2,0
18.0
32,0
1.0
7.106
0,835
0,292
1,854
0,809
0,418
0,919
0,824
0,501
2.926
2,404
2,215
0,627
0.543
2,048
1,804
1,428
2,215
1,444
1,296
3,636
3.310
2,926
0,872
0,412
0,344
0,292
1.234
1,112
2001091
Продолжение табл. 4
Показатели свойств б ового аство а
Состав бурового рас- Дотворэ,мас, ТемпераММ пп снс. дПа рН фильтвязкость, плот10
1 мин глино- реапоро- гент вода рация, см /3 ность, кг/м тура мин шок стабилизамин тор
34,0
1,008
1,628
0.234
10.20
2.0
21,50 43,75
9.40
0.114
21,50
2.0
6.288 11.06
1,0
2,404
2.122
21,5
2,0
10,60
16,0
5,768
1,824
0 688
21,5
2,0
10,15
1.108
21,5
36,0
2,0
9,10
0,344
21,5
2.0
Таблица 5
Стоимость 1 т предлагаемого и известного комплексных реагентов-стабилизаторов буровых растворов
56
57
58
59
43,75
50,0
50,0
50,0
50,0
34,75
34,75
28,5
28,5
28,5
28,5 хлористого кальция, мэс. термостатироваО
180
1180
33
112
106
82
2001091 с. f
Таблица 6
Стоимость 1т бурового раствора, стабилизированного КЛСП и КРТБ
Состав бурового раствора
Пример
Количество реагентов, кг/т
Предлагаемый буровой раствор
Бетонитовый глинопорошок
Реагент КЛСП
0,060
0,050
1т бурового раствора
Известный состав бурового раствора
Глиносолевой порошок
)Раагент КРТБ Каустическая сода
0,210
0,438
0,005
1 т б ового аство а
Составитель А. Усынин
Техред М.Моргентал
Редактор Н. Федорова
Корректор О. Густи
Подписное
Заказ 3111
Тираж
НПО "Поиск" Роспатента
113035. Москва, Ж-35, Раушская изб., 4/5
Производственно. издательский комбинат "Патент", г Ужгород. ул Гагарина, 101
Формула изобретения
КОМППГКС(Н>IA Pl:ÀÃI:I!T-ГТЛБИЛИЗАТОР ГЛИНИСТЫХ БЪ РОВЬ!Х ГЛСТВОРОВ КЛС11 (КАРБОЛИГНОСУ.И фОНЛТ ПГКОВЫй)
1. Комплексный реагент-стабилизатор глинис1 ых буровых растворов, включающий гли. а орошок, талловый пек, каустическуго со я. лигносульфонатный реагент, отrè÷ýâJIèi ся тем, что, с целью повышения его теомоустойчивости в минералиэованных средах при одновременном снижении его дозировки в буровом растворе, он дополнительно содержит карбоксиметилцеллюлозу со степенью полимеризации 700 и степенью замещения 85, а в качестве лигносульфонатного реагента - технические лигносульфонаты при следующем соотношении ингредиентов, мас,%:
Технические лигносульфонать36,50 - 39,00
Талловый пек 36,50 - 39,00
Каустическая сода 2,50 - 5,00
Карбоксиметилцеллюлоза со степенью полимериэации 700 и степенью замещения 85 13.00 - 17,50
Глинопорошок Остальное
2. Способ приготовления комплексного реагента-стабилизатора глинистых буровых растворов, включающий растворение таллового пека, лигносульфонатного и щелочного реагентов в воде с последующим введением глинопорошка, отличающийся тем, что перед растворением таллового пека в воде последовательно растворяют каустическую соду и лигносульфонатный реагент, в полученном растворе дополнительно растворяют карбоксиметилцеллюлозу со степенью полимеризации 700 и степенью замещения 85, после введения глинопорошка смесь охлаждают и гранулируют, в качестве лигносульфонатного реагента используют лигносульфонаты технические.
3, Способ по п,2, отличающийся тем, что перед растворением талловый пек и раствор каустической соды и лигносульфонатного реагента в воде нагревают до 90104 С.
