Малоглинистый нефтеэмульсионный буровой раствор

Малоглинистый нефтеэмульсионный буровой раствор

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

МАЛОГЛИНИСТЫЙ НЕФТЕЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глинопорошок, стабилизатор, углеводородную фазу, поверхностно-активные вещества, кубовые остатки синтетических жирных кислот, гидроксид и воду, отличающийся тем, что, с целью повьшения его реологических и ингибирующих свойств, а также солестойкости , он содержит в качестве гидроксида гидроокись аммония 25-ной концентрации при следующем соотнощении компонентов, мас.%: 2,0-4,0 Глинопорошок Гидроокись аммония 25%-ной кон0 ,8-1,2 центрации 0,3-0,5 Стабилизатор Кубовые .осi татки синтетических жир (Л 1,5-2,0 ных кислот Углеводород20 ,0-30,0 ная фаза Поверхностноактивные ве0 ,6-1,0 щества Остальное Вода

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН

1 А (19) (ll) 3(51) С 09 К 7 02

0,8-1, 2

0,3-0,5 центрации

Стабилизатор

Кубовые .остатки синтетических жирных кислот

Углеводородная фаза

Поверхностноактивные ве1,5-2,0

20,0-30,0

0,6-1,0

Остальное щества

Вода

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (2 1) 349 1979/23-03 (22) 17.09.82 (46) 30.03.84. Бюл. N - 1" (72) А.Н. Андрусяк, А.Ф. Семенаш и Т.М. Боднарук (71) Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" (53) 622.243.144.3(088,8) (56) 1. Патент США № 3017350, кл. 252-8.5, 1954.

2. Андрусяк А.Н. и др. Опыт применения нефтеэмульсионных буровых растворов с добавкой гидрофильных эмульгаторов и смеси ПАВ.-Сб."Дисперсные системы в бурении", Киев, "Наукова думка", 1977, с. 145-146 (прототип). (54)(57) МАЛОГЛИНИСТЪ|Й НЕФТЕЭМУЛЬСИОННЪ|Й БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глинопорошок, стабилизатор, углеводородную фазу, поверхностно-активные вещества, кубовые остатки синтетичес ких жирных кислот, гидроксид и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения его реологических и ингибирующих свойств, а также солестойкости, он содержит в качестве гидроксида гидроокись аммония 25-ной концентрации при следующем соотношении компонентов, мас.7:

Глинопорошок 2,0-4,0

Гидроокись аммония

251. †н кон1 1082

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям на водной основе, предназначенным для вскрытия продуктивных отложений, а также для глушения скважин при проведении их капитального и подземного ремонта.

Известен нефтеэмульсионный буровой раствор (НЭР), в котором нефть или ее дистилляты эмульгируются в вод-10 ной среде (глинистом растворе) с помощью продукта нейтрализации гидроокисью калия кубовых остатков жирных кислот С1 3.

Недостатком данного состава являет-1 ся большое (с целью получения достаточно тиксотропного раствора) содер— жание глинистой фазы (207 бентонита), что, как известно, отрицательно сказывается на показателях бурения и качестве вскрытия продуктивных отложений.

Наиболее близким к предлагаемому является состав НЭР, в котором эмульгирование углеводородной фазы (нефти, . дизтоплива) осуществляется за счет введения продуктов омыления кубовых остатков синтетических жирных кислот (КОСЖК) гидроокисью натрия.

При этом 2-37 образующихся натрие30 вых мыл КОСЖК позволяет повысить нефтесодержание НЭР до 50-607., а содержание глинистой фазы снизить до

5-77. Кроме того, в данном составе добавкой 0,5-17 смеси неионогенного и анионного ПАВ, взятых в отношении

1: 1, достигается повышение поверхностной активности НЭР и его фильтрата, что способствует сохранению фильтрационных свойств вскрываемых продуктивных отложений (23.

Однако при глиносодержании ме— нее 57 реологические свойства данного раствора ухудшаются. Кроме того, данный состав характеризуется недостаточной устойчивостью к действию солей.

При низком содержании глинистой фазы (менее 57) не обеспечивается достаточно эффективная очистка забоя от выбуренной породы, может иметь место выпадение утяжелителя, а при введении солей с целью улучшения ингибирующих свойств НЭР— рост водоотдачи, что требует дополнительного расхода реагентов — стабилизаторов для ее снижения. 55

Цель изобретения — повышение реологических и ингибирующих свойств и солестойкости раствора.

791

Поставленная цель достигается тем,l что малоглинистый нефтеэмульсионный буровой раствор, содержащий глинопорошок, стабилизатор, углеводородную фазу, поверхностно-активные вещества, кубовые остатки синтетических жирных кислот, гидроксид и воду, в качестве гидроксида содержит гидроокись аммония 25-ной концентрации при следующем соотношении компонентов, мас. 7.:

Глинопорошок 2,0-4,0

Гидроокись аммония 257-ной концентрации 0,8-1,2

Стабилизатор 0,3-0,5

Кубовые остатки синтетических

1,5-2,0 жирных кислот

Углеводородная фаза 20-30

Поверхностноактивные ве- Ъ щества 0,6-1,0

Вода Остальное

В качестве стабилизаторов могут быть использованы полисахариды, полиакрилаты и др. В качестве добавки, регулирующей поверхностно-активные свойства, применены неионогенные

ПАВ (например, дисольфан) или синергетические смеси неионозенных и анион— ных ПАВ (например, дисольван и сульфонол, взятые в соотношении 1: 1).

В качестве углеводородной фазы используется дизельное топливо, нефть.

Гидроокись аммония (НН 10Н) характеризуется слабощелочными свойствами, в водном растворе диссоциируется на ионы NH+ и ОН и при взаимодействии с жирныйи кислотами образует продукты омыления, обладающие эмульгирующими и структурнообразующими свойствами. Эффективный радиус иона NH имеет значительно меньшее значенйе, чем ионы Na или К, и составляет

1,43 А (Na 2,86 А, К+ 2,66 А) . Это способствует более глубокому проникновению ионов в межпакетное пространство глинистых частичек, что, с од— ной стороны, ограничивает их гидратацию и тем самым ловышает ннгибирующие свойства бурового раствора, а с другой стороны, способствует упрочнению структурных связей при получе- нии НЭР.При этом значительно понижается расход глинистого материала, выполняющего функции вяжуаего компонента - структурообразователя. Используемые з 1082 при получении нефтеэмульсионного раствора КОСЖК являются побочным продуктом производства синтетических жирных кислот в процессе получения их при окислении парафиновых углеводородов молекулярным кислородом, По результатам экстракционного pasделения КОСЖК содержат следующие фракции, %: жидкие кислоты 35; твердые 22,2; смолистые 42,8.

1О

Технология приготовления малоглинистого НЭР с использованием в качестве эмульгатора продуктов омыления

КОСЖК гидроокисью аммония (аммониевых мыл КОСЭК) заключается в следующем.

В приемных емкостях на буровой с помощью гидравлических диспергаторов заготавливается необходимый объем суспенэии глинистого материала, s которую при замкнутой циркуляции вводят 2 расчетные количества реагента-стабилизатора (например, КМЦ), затем гидроокиси аммония. Отдельно приготавливается углеводородная фаза, например раствор КОСЖК в дизтопливе, расчетное

25 количество которой вводят в предварительно стабилизированную глинистую суспензию, обработанную гидроокисью аммония. Одновременно вводят расчетное количество ПАВ. Все указанные добавки вводятся при непрерывном перемешивании раствора до получения промывочной жидкости с заданными параметрами., Пример 1. Приготовление малоглинистого НЭР в лабораторных усло- 35 виях. Навеску бентонитового глинопорошка в количестве 10 r (2 мас.7) диспергируют в 347 г (69,4 мас.X) воды.

Затем добавляют КМЦ в количестве

2,5 г (О 5 мас.%) при продолжении перемешивания до полного ее растворения. В полученную суспензию вводят

5 г ИН ОН 257-ной концентрации (1,0 мас.X) и смешивают ее с 125 г (25 мас.7) углеводородной фазы, со- 4> держащей 7,5 г (1,5 мас.X) КОСЖК, одновременно добавляя 1,5 г (0,3мас. дисольвана, затем 1,5 r (0,3 мас.X) сульфонола (анализ 2).

Пример 2. Навеску бентонитового глинопорошка в количестве 15 г (3 мас.X) диспергируют в 312,5 г (62,5 мас.X) воды, затем добавляют

1,5 г (0,3 мас.%) КИЦ, а после полного растворения последней 6 r NH4 OH

25%-ной концентрации (1,2 мас.7). В полученную стабилизированную суспензию вводят при перемешивании 150 г

791 4 (30 мас.7) углеводородной фазы, содержащей 10 г (2, мас.%) КОСЖК, затем 2,5 r (0,5 мас;%) дисольвана и

2,5 r (0,5 мас.7) сульфонола (анализ 3).

Пример 3. Навеску палыгорскитового глинопорошка в количестве

20 г (4 мас.%) диспергируют в 363 r (72,6 мас.7) воды. Затем при продолжении перемешивания добавляют 2,5 r (0,5 мас.X) КМЦ и 4 г (0,8 мас.%)

NH<0H 25%-ной концентрации. В полученную глинистую суспензию, стабилизированную КИЦ и обработанную

НН+ОН, вводят 100 г (20 мас.X) углеводородной фазы, содержащей 7,5 г (1,5 мас.X) КОСЖК, одновременно добавляют 1,5 r (0,3 мас.7) дисольвана и 1,5 r (0,3 мас.X) сульфонола (анализ 4).

Замеры параметров проводят при нормальной и повышенных температурах (150 С).

Результаты испытаний приведены в табл. 1.

В таких же условиях для сравнения испытывают НЭР на основе натриевых мыл КОСЖК (анализы 6-8).

Как видно из табл. 1, реологические свойства предлагаемого НЭР (анализы 1-5) и прототипа (анализы 6-8) сравнительно близки, однако содержа" ние глинистой фазы в них соответственно равно 1-5 и,4-7 мас.7.. Если сравнить показатели НЭР, содержащих одинаковое количество глины (анализы 4 и 6), то видно, что более высокие значения характерны для предлагае— мого НЭР. Снижение до минимума содержания глинистой фазы способствует как повышению технико-экономических показателей бурения, так и повышению качества вскрытия продуктивных отложений.

Количество глинопорошка меньше

2 мас.7 не обеспечивает достаточного ограничения водоотдачи НЭР.и соответствующих требованиям показателей реологических свойств (анализ 1).

При содержании глинопорошка более

4 мас.7 имеет место черезмерное повы" шение значений условной вязкости и динамического сопротивления сдвига (анализ 5).

Таким образом, оптимальное глино- содержание, обеспечивающее технологические параметры НЭР предлагаемого состава, находится в пределах 2-4 мас.

1082791

Таблица 1

Состав НЭР, мас.%

Ауа лиэ ГлиноУглеводородная фаза

ПАВ

NaOH

ИН 0Н

251-ой порошок концентрации

КСЖК

Дисоль- Сульфован нол

Дизтопливо

2,0

20,0

0,3

0,3 1 1

2 2

3 3

4 4

5 5

0,5

1,2

0,3

1,0

0,3

0 5

1,5

30,0

2,0

0„5

0,5

0,3

1,2

20,0

0,5

0,8

1,5

0,3

0,3

2,0

20,0

0,5

0,3

1,0

Предлагаемый состав НЭР более устойчивый по сравнению с известными к действию электролитов, например

СаС1> и КС1 (анализы, 9, 10, 12 и 13), что значительно расширяет область 5 применения НЭР и позволяет рекомендовать его для вскрытия продуктивных отложений с пропластками чередующихся гидратирующихся сланцев.

Устойчивость предлагаемого НЭР к действию электролитов (СаС12., КС1), которые широко используются в качестве ингибиторов набухания при обработке буровых растворов, показывает возможность использования ингибированных 15 глинистых растворов, применяемых при бурении скважин до кровли продуктивных отложений, в качестве основы для приготовления малоглинистых НЭР, пред назначенных, главным образом, для вскрытия продуктивных отложений.

Как видно из табл. 1 (анализы 11 и 14), введение утяжелителя не вызывает ухудшения технологических параметров НЭР, что свидетельствует о его достаточной седиментационной устойчивости как при нормальных условиях (анализ 11), так и после баротер мальной обработки (анализ 18). Это определяет возможность его примене- 30 ния при бурении глубоких скважин с пластовым давлением, значительно превышающим гидростатическое.

Испытания, проведенные на установке УИПК-ГМ, показывают, что предлагае-Э мый раствор обеспечивает достаточно высокую степень сохранения нефтепроницаемости кернов (анализы 2-5, 9-11, 16, 17) .

Кинетика приращения объема бенто1 нита в фильтратах НЭР различных компонентных составов, проведенная на приборе ПНГ-1 по известной методике, приведена в табл. 2.

Как видно из табл. 2, приращение объема бентонита в фильтрате предлагаемого НЭР относительно небольшое и меньшее, чем в фильтрате прототипа, что подтверждает более высокие ингибирующие свойства предлагаемого НЭР.

Как видно из табл. 1, использование неионогенных ПАВ (анализ 2) приемлемо, хотя для условий забойных температур 100 Ñ и более, когда раст воримость, а следовательно, и активность неионогенных ПАВ снижается, целесообразно использовать смесь неионогенного и анионного ПАВ, обладающую синергетическим эффектом в от ношении термостойкости.

Кроме того, используемая для омыления и регулирования рН гидроокись аммония в отличие от NaOH u KOH йе относится к химическим веществам, загрязняющим среду.

Применение предлагаемого состава

НЭР позволяет повысить механическую скорость бурения за счет низкого содержания глины, а также эффективность вскрытия продуктивных отложений за счет большей степени сохранения свойств продуктивных отложений и тем самым продуктивность скважин.

1082791

Продолжение табл.

Состав НЭР мас 7

Ана лиз

ПАВ

ГлиноNH ОН

257.-ой

Na0H порошок концентрации

КСЖК дисоль- Сульфован нол

25,0 0,3

0,3

2,0

0,3

0,5

20,0

0,3

0,3

1,5

0,3

0,5

20,0

2,0

0,5

0,5

0,3

0,5

2: 17 СаС1

4: 57 КС1

10 раствор

3 : 607 барита

7: 57 КС1

11 раствор

12 раствор

13 раствор 8: 17 СаС12

14 раствор 7 : 607. барита

15 раствор 2 после автоклава (Т=150 С, Р = 50 ИПа) 16 раствор 3 после автоклава (Т=150 С, Р = 50 ИПа) о

17 раствор 4 после автоклава (Т=150 С, P = 50 ИПа) 18 раствор 11 после автоклава (Т=150 С, Р = 50 ИПа) о

0,3

2,0 20,0

0,3

0,37 ги- 1,0 пана

19 3

0,37. ПАА 1,0

0,3

20,0

0,3

2,0

20 3

21 3

0,5

30,0

2,0

0,57. КИП 1,0

6 4

7 5

8 7

9 раствор

Углеводородная фаза

Дизтопливо

1082791

УсловАнаЭффективная

Статическое

Предельное динамичесПоверхностПлотКоэффициент

Фильлиз напряжение сдвига, Па, за мин ность, zr/ трация смэ, за

30 мин вязкость вязное восстановлекость;

МПа с кое нанатяпряжение сдвига, Па жение фильтрата, мН/м ние

10 проницаемости, 7

0,28

9,0. О, 12

0,1

1020 3,3

1020 3,4

1015 4,6

1 28

2 32

2,0

1, 15

88,0 6

89,0 7

20,0

0,75

1,46

3,1

1,31

2,89

2,9

1,56

4,74

8,86

4,3

0,3

0,93

0,90

0,9

1,9

1,15

6 5

1,0

2,9

1,51

1,21

1,42

23,0 0,94

3,1

88,0 9

90,0 8

1030 9,9

1330 2,9

1,12

1, 10

20,9

jib 10

2,1

2,60

0,9

0,27

0,30

6,3

2,91

2,10

0,4

0,30

0,29

8,9

1,9

3,56

2,70

19,3

1020 2,9

2,9

2,71

21,0

4,70

2,84

18,8

1315 4, 1

1010 4,0

2,1

4,74

2,70

21,0

80,0 5

85,6 6

32,0 6

2,8

2,49

1,24

18,6

2,1

1,74

22„0

2,11

2,1

1,61

19,0

3 80 19 0

4 96 20,3

5 Капает 20,7

6 28

7 32

8 37

9 38

10 41

11 90 190

12 228 2 2

13 Капает 2, 3

14 48

,5 40

17 43

18 60

19 48

20 39

21 35

Показатели НЭР

Продолжение табл. 1

1020 3,8 88,3 5

1020 3,8 84,0 4

1015 2,1 85,1

1010 3,9 80,3 6

1010 3,9 80,3 5

1010 1,9 87,0 11

1030 7,9 77,0 !2

1020 3,0 77,8 13

1310 3,0 80, 0 1О

1020 2,9 84, 1 12

1020 3,8 89,0 10

1082791 Таблица 2

Приращения объема бентонита в фильтратах

НЭР, мм

Замер

Врмя с NaOH (прототип) Ин он

0,9

0,6

1 3 MHH

2 5 мин

3 10 мин

4 15 мин

5 30 мин

6 1 ч

7 3 ч

8 1 сут

9 3 сут

1,2

1,5

1,3

1,9

2,1

1,5

1,6

1,9

3,0

3,7

2,1

2,1

Заказ 1672/23 Тирах 634 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", г. Ухгород, ул. Проектная, 4

Составитель В. Ягодин

Редактор Ю. Ковач Техред Т.Фанта Корректор М. Демчик