Добавка к глинистым буровым растворам

Добавка к глинистым буровым растворам

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Применение отхода целлюлознобумажной промьшшенности на стадии переработки сырого сульфатного мыла на фитостерин (ППФ) в качестве смазывающей и крепящей добавки к глинистым буровым растворам. (Л I4D СЬ сл ;о

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

g g С 09 К 7/02

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3621257/23-03 (22) 08.07.83 (46) 30.11.84. Бюл. Р 44 (72) В.С.Войтенко, В.Б.Некрасова, Э.Л:Никитинский, В.Н.Пономарев, . Л,М,Софрыгина, А.А.Сажинов, В.Д.Тур и А.Ф.Усынин (71) Всесоюзный научно-исследователь- . ский геологоразведочный нефтяной институт, Ленинградская лесотехни- . ческая академия им. С.M. Kèðîâà .и Производственное объединение "Соломбальский целлюлозно-бумажный комбинат" (53) 622.242.14.3(088.8) (56) 1. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М., "Недра"

1972, с. 218-222.

2. Эпштейн Е.Ф., Титаренко Н.Х.Давиденко А.Н. и др. Сульфатное мыло как смазывающая добавка к буровым растворам. Львов, труды УкрНИГРИ, вып. 4, в кн. "Вопросы глубокого бурения на нефть и газ", 1974, с. 74-76... SU„, 1126590 А (54) ДОБАВКА К ГЛИНИСТЫМ БУРОВЫМ

РАСТВОРАМ. (57) Применение отхода целлюлознобумажной промьппленности на стадии переработки сырого сульфатного мыла на фитостерин (ППФ) в качестве смазывающей и крепящей добавки к глинистым буровым растворам.

Натриевые соли смоляных кислот

Неосмыляемые вещества (спирт алифа" тический С14 -С16, углеводороды) Этиловый спирт

Вода

10-12

2-10

Остальное

1 . 11

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к составам буровых растворов с улучшенными смазочными и крепящими свойствами.

Известно применение сырой нефти в качестве смазочной добавки к буровым растворам Ц .

Однако сырая нефть является дефицитной, пожароопасной, а ее добавка многотоннажной. Кроме того, сырая нефть повышает износ резиновых элементов бурового оборудования в связи с наличием в ее составе бензиновых фракций и требует в большинстве случаев совместного введения специальных эмульгаторов, что усложняет процесс обработки и повышает стоимость бурового раствора. Наряду с этим применение нефти ограничивается ее отрицательным воздействием на состояние окружающей среды.

Наиболее близким к предлагаемому техническим решением является применение в качестве смазочной добав" ки сырого сульфатного мыла (2j .

Недостатками этой смазочной добавки являются низкие смазочные и крепя щие свойства, вспенивание растворов,, а также вредное воздействие на здоровье обслуживающего персонала за счет присутствия в составе сульфатного мыла метилсернистых соединений.

Цель изобретения — повышение смазочных и крепящих свойств глинистых буровых растворов.

Поставленная цель достигается тем, что в качестве смазывающей и крепящей добавки и глинистым буровым раствором применяют отход целлюлозно-бумажной промышленности на стадии переработки сырого сульфатного мыла на фитостерин (ППФ). ППФ представляет собой однородную легко подвижную жидкость (условная вязкость 85 с при 20 С) коричневого цвета, без за паха, имеющую следующий состав, мас. X:

Натриевые соли жирных кислот 10-22

26590 2

10!

ППФ вырабатывается по новому способу, который предполагает растворение сырого сульфатного мыла в эти-. ловом спирте при соотношении 1:(1 5О

2,5) и при 50-55 С. После перемешива ния и последующего отстаивания при той же температуре отделяют раствор

\! tt от вала, разбавляют его водой до концентрации спирта 55-60Х и произво дят кристаллизацию фитостерина снижением температуры до .4-15 С в течео нии 72 ч. Выпавшие кристаллы фитосте. рина отделяют вместе с другими продуктами неомыляемой фракции, например с алифатическими спиртами и углеводородами. От оставшегося раствора отгоняют спирт до его концентрации в ППФ

2 — 10X. Выход ППФ в сутки составляет около 700 кг.

Для оценки эффективности ППФ как добавки к буровым растворам в лабораторных условиях были изучены свойства буровых растворов, обработанных соответственно ППФ, сульфанолом и сырым .сульфатным мылом. В резуль тате проведенных исследований установлено (табл. 1), что ППФ обладает лучшей способностью, как стабилизатор, снижать водоотдачу бурового раствора по сравнению с сульфанолом

1 и сульфатным мылом. Увеличение содержания ППФ свыше 1,0 вес.X практически не сказывается на его стабилизирующей способности.

В процессе бурения и при спускоподъемных операциях силы трения и ад. гезии препятствуют свободному перемещению колонны бурильных труб относительно стенки скважины с образованной на ее поверхности фильтрационной глинистой коркой. Остановка бурильной колонны без движения зачастую сопровождается ее "прилипанием" к стенке скважины — прихватом. Эффектив-. ность последующих противоприхватных мероприятий зависит от устойчивости горных пород в околоствольной зоне скважины. Обрушение. пород заканчивается обычно ликвидацией ствола сква-, жины.

В соответствии с этим изучение адгеэионных и фрикционных свойств буреных растворов было проведено на приборе ПТ-2, который позволяет оценить суммарное усилие, необходимое для сдвига металлического диска, имитиру.ющего поверхность бурильной трубы, от. относительно глинистой корки, находящейся в непосредственен 1м контакте с

I

Водоотда- Корка,, рН ча, см, мм

30 мин

Состав бурового раствора Плотность вес 7 кг/м ° 10

РастВязкость, с вор! Бентонит 8

1,06

15,5

40,5

3,0 7,85

Вода 92

24,5! б

t,ue

2,0 8,35

3 11265 ним и образованной подобно ее формированию на стенке скважины путем фильтрации бурового раствора через пористую среду. Усилие, представляющее собой сумму адгезионных сил и

f силы трения, определялось величиной предельного статического напряжения сдвига глинистой корки — Р„ (Па).

Изучена зависимость Р от концентрации.добавок к глинйстым растворам сульфанола, сульфатного мыла и ППФ, в результате чего. установлено что минимальные значения Р1 обеспечиваются добавкой ППФ в количестве

1.,5 вес. Ж.

Влияние сульфанола, сульфатного мыла и ППФ на величину Р1фильтрационных корок буровых растворов, стаби: лизированных УЩР, КССБ и КМЦ, показано в табл, 2. Данные этой таблицы свидетельствуют о том, что ППФ наиболее эффективно снижает величину Р„ и совместим,с различными реагентамистабилизаторами.

Поскольку между, энергией адгезионного взаимодействия контактирующих поверхностей и поверхностным натяжением имеется тесная зависимостьбыло изучено снижение поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора от величины добавок ППФ (табл.3)

Из табл. 3 следует, что ППФ более эффективно снижает поверхностное натяжение фильтрата, а оптимальной величины его добавки следует считать"

0,7-1,0 вес. 7, так как при содержании ППФ менее 0,7 вес.7. поверхностное натяжение возрастает, а с увеличением содержания свыше

1,0 вес. Ж вЂ” практически не изменяется. Влияние буровых растворов с до.

40 бавками сульфанола, сульфатного мыла и ППФ на устойчивость пород в стенках

2 Раствор 1 + 0,4Å сульфатного мыла + 0,12X MAC — 200 (леногаситель) 90 4 скважин оценивалось коэффициентом ус тойчивости К образцов этих пород (в частности образцов из гидрослюдистой глины) в среде указанных . растворов при одноосном сжатии. Pe" зультаты испытаний показывают, что максимальные значения К соответствуют буровому раствору с добавкой ППФ в количестве более 0,75 вес.

Устойчивость глинистых образцов в

- этом растворе повышается в 2 раза, а в растворе с добавкой сульфатного мыла — в 1,5 раза по сравнению с исходным растворам.

Таким образом, добавка ППФ в количестве 0,7-1,5 вес.7 способствует лучшей, стабилизации буровых растворов, эффективнее снижает поверхиос. тное натяжение фильтрата бурового раствора и предельное статическое напряжение сдвйга глинистой корки, повьппает коэффициент устойчивости глинистых образцов в 2 раза.

Кроме этого, наличие спирта.в составе ППФ снижает пенообразование в буровом растворе, частично образующаяся пена самостоятельно гасится в течение нескольких минут. Аналогичные добавки сульфанола и сульфатного мыла требуют совместное применение пеногасителя, например ИАС-200 (табл. 1). Промысловые испытания показали, что благодаря смазочным и противоизносным свойствам бурового раствора улучшаются условия работы .породоразрушающего инструмента.

Увеличение механической скорости бурения достигается за счет взаимо; действия смазки с металлом при высоком контактном давлении и температуре (табл. 4). Сравнение эффективиос. ти смазочных добавок при промысловом бурении представлено в табл.4. ! Таблица 1

1126590

Продолжение табл.1

Раствор

Вязкость, с

Корка, рН отность кгlм - 10

1,06

21,5

2,0 8,21

1,06

26,5

2,0 9,05

1,06

20,0

15,7

2,0 9,40

1,06

15,8

19,5

2,0 9,46

1,06

1 6,0

18,0

1,06

16,1

16,5

1,06

16,3

16,5

2,0 9,54

Таблица 2

Раст-

У вор

Р,Па

Раствор

Состав бурового P, Па

Ф раствора,вес. 7 !

Раствор 11+0,37 сульфатного мыла 10,5

Бентонит 10

УЩР-4 .

15,0

Раствор 11+0,5Х сульфатного мыла 6,5

12,0

8,5

16

6,5

8,0

13,0

Г1

Состав бурового раствора вес. Х

1.

3 - Раствор 1 + 0,4Х сульфанола +О, 12Х

МАС-200

4 Раствор 1 + 0,2Х

ППФ

5 Раствор. 1 + 0,40 ППФ

6 Раствор 1 + 0,6Х ППФ

7 Раствор 1 + 0,80 ППФ

8 Раствор 1 + 1,0Х ППФ

9 Раствор 1 + 1,37 ППФ

Состав бурового раствора,вес.Х

Раствор 1+0,1Х сульфанола

Раствор 1+0,3Х сульфанола

Раствор 1+0,57 сульфанола

Раствор 1+0,1Х сульфатного мьша

Водоотдача, си, 30 иин

Раствор 11+0,1Х

ППФ

Раствор 11+0,3Х

ППФ

Раствор 11+0,57

ППФ

2,0 9,50

2,0 9,52

1126590 .

Продолжение табл.2

Бентонита О

КИЦ-600 1,5

11,5

Вода 88,5

12, Раствор 1+0,5Х сульфатного мыла 7,0

Раствор !8+0,1Х сульфатного мыла 10

Раствор 18+0,ЗХ сульфатного мыла . 8,5

Раствор 1+0,1Х

ППФ

11 30.

Раствор 1+О,ЗХППФ

Раствор .18+0,5Х сульфатного мыла 7,0

7 5

Раствор 18+0,1Х

ППФ

5,0

23

Раствор 18+0,ЗХ

ППФ

12 Раствор 11+0,1Х сульфатного мыла 12,0

Раствор 18+0,5Х

ППФ

24.5,0

Таблица 3

Концентрация добавок,вес.l

Поверхностное натяжение, дин/см

Сырое сульфатное мыло

Сульфанол

72,60

26,71

24, 17

0,1

0,2

24,31

0,3

0,5

23,45

0,7

Ъ

1,0

23,45

22,44

23,44

23,43

22.44

Раствор 1ФО,ЗХ сульфатного мыла

10 Раствор 1+0,5Х

ППФ

11 Бентонит 1О

КССБ 4

Вода 86

72,60

28,50

23,30

22,47

22,47

22,45

72,60

31,82

28,01

26,63

25,53

25,16

24,52

23,45

I l 26590

10 ф ф — 4. Ф а блица ц

Параметры буровых растворов

Скважина

СИСА мг/см2

Т, с Всм г/см

К, мм

3 12/16 186- Х 0,88

1,14 1S

300

2 53/60 300 Х 1,09

3 6/12 80- УШ 1,02

6 Суль@атное мыло 1,5Й 1,14 1.7 29

1,08 17

820

200

Ликвидирована из-за прихвата бурильного инструмента

453

815 Сульфатное выло 1,5Х 1,10 18

802 32/54 200 УШ 1,28

20 454 ППФ-1,3

2 28/52 349 УШ 1,34

1,10 18

1,5Х

Составитель И.Хрипач

Редактор Т.Колб Техред Т.Фанта Корректор А.Тяско

Заказ 8636/19 Тираж 633 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР ло делам изобретений и открытий

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

Филиал ППП "Патент", r.Óæãoðoä,óë.Ïðoåêòíàÿ.4

Смазочная добавка, sec, 3

Интервал буре= ния,м

Категория пород

Механическая скорость бурения, м/q