Состав ванны для освобождения в скважине бурильного инструмента

Состав ванны для освобождения в скважине бурильного инструмента

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

союз соВетских социАлистических

РЕСПУБЛИК (51)5 С 09 К 7/02

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР

{ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4873519/03 (22) 25.07,90 (46) 23.01.93. Бюл, N 3 (75) А.Г.Степченко. А.М.Панов. А.Н.Курбанов и Х.А.Абдуллаева (56) Кулиев С.М., Филатов Б.С. Бурение нефтяныхых и газовых скважин. — М.: Гостопиздат, 1968, с, 73.

Шацов Н.И. и др. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М.: Гостопиздат, 1961, с.

108.

Авторское свидетельство СССР

¹ 1073432, кл, Е 21 В 23/00, 1988.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к жидкостным ваннам, устанавливаемым в скважине для освобождения прихваченного инструмента.

Известны составы для установки ванны для освобождения прихваченных бурильных труб, представляющие собой растворы кислот и щелочей.

Эти ванны эффективны лишь при установке в карбонатных глинистых и частично в кварцевых породах.

Известны нефтяные ванны, применяемые для освобождения прихваченного в скважине бурильного инструмента, а также содержащие поверхностно-активные вещества, водные растворы.

Недостатком этих ванн является низкая плотность 0.8-0,9 г/см по сравнению с,, Ы2,, 1789546 А1 (54) СОСТАВ ВАННЫ ДЛЯ ОСВОБОЖДЕНИЯ В СКВАЖИНЕ БУРИЛЬНОГО

И Н СТРУМ Е НТА (57) Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к жидкостным ваннам, устанавливаемым в скважине для освобождения прихваченного бурильного инструмента. Состав содержит водный раствор САГа — продукта поликонденсации хлопкового гудрона с ариламинокислотой (1-10 мас.7,). Использование предлагаемого состава ванны обеспечивает следующие преимущества: сокращение сроков ликвидации аварий, снижение пожароопасности, исключение загрязнения биосферы нефтью, недефицитность и дешевизну применяемого реагента. 2 табл. плотностью буровых растворов, величина которых доходит до 2 г/см и более, Такая разница в плотности приводит к фонтанам и загрязнению биосферы, повышает вероятность возникновения пожаров, кроме того, недостатком нефтяных ванн являются большие давления, возникающие при закачке ее в скважину, и сравнительно низкая эффективность из-за малого вытеснения промывочного раствора нефтью, обусловленного резким отличием ее структурно-механиче. ских свойств от вытесняемого раствора, К недостаткам установки нефтяных ванн также следует отнести потерю значительного количества нефти, которую после перемешивания с буровым раствором уже трудно выделить.

Целью изобретения является повышение эффективности ванн при освобождении

1789546 прихваченного бурильного инструмента и уменьшение возможности загрязнения окружающей среды.

Поставленная цель достигается тем, что с целью повышения эффективности ванны, в качестве растворителя содержит воду, а в качестре нафтеновых кислот едкого натра и алканолов содержит САГ-продукт поликонденсации хлопкового гудрона с ариламинокислотой, имеет поверхностное натяжение водного раствора в пределах 50-73,69 дин/см. Его кислотное число находится в пределах 40-76,8 мг КОН/r, амидное число составляет 2,44 мг КОН/г гидроксильное число 6.68 мг КОН/г. Условно названный реагент САà — определяется неионогенным характером, составляющим его основу-продукт поликонденсации гудрона с арилами. нокислотой (частным случаем является аминобензойная кислота). Испытание реагента в минерализованной воде NaCI. имея в виду неионогенный характер действия реагента, соответствует испытаниям в минерализованной воде по щелочным солям как первой группе щелочных металлов (К, I i, ЫН4), так и второй группе — Са. Mg, St, Ва и даже редкоземелыные — Cs, Pb и т.п.

В данном случае под улучшением условий прокачивания имеется в виду снижение структурной вязкости, но также следует отметить, что понижение плотности раствора до

0,96 — 1,15 т/м обладает адитивностью с з первым.

Для условий скважины снижение межфазового натяжения, соответствующего поверхностному, также способствует улучшению условий прокачивания, что подтверждается как гидравлическими расчетами, так и практическими данными.

Реагент САГ с концентрацией 18% имеет плотность в пределах 1,01-1,03 г/смэ, В изобретении по а.с.. Кт 653892 приводятся сведения о получении и свойствах продукта поликонденсации хлопкового гудрона и ариламинокислоты. . Одним из двух компонентов процесса поликонденсации при получении САГ является промышленный отход масложирового производства — хлопковый гудрон, имеющий следующий состав, мас,%:

Госсипол и его производные 10-35

Глицерид олеиновой кислоты 2-10

Фосфотиды 6-10, Жирные кислоты 20-30

Углеводороды 2-15.

Жирные спирты 0,3-3,0

Водный раствор NaOH Остальное

Вторым компонентом процесса поликонденсации является ариламинокислота;

1р чем при получении реагента САГ берутся в соотношении 1:1,5 — 1:2,5 по массе, а сам процесс поликонденсации происходит при 60-90"С.

Маслоэмульсионный раствор относится к эмульсиям 1 рода (масло в воде), которые применяются в основном при бурении мощныхтолщ глинистых и глинистокарбонатных пород, склонных к образованию сальников на бурильных трубах, Как показывают результаты экспериментальных исследований с использованием САГ, эффективность предлагаемого способа освобождения прихваченного в скважине инструмента и труб на основе

15 жидкостной ванны из раствора этого реагента обеспечивается за счет физико-химического взаимодействия реагента САГ с частицами горной породы, с компонентами буровых растворов. Это создает благоприятные условия для увеличения глубины проникновения жидкостной ванны и более эффективного разрыхления массы, который прихвачены трубы или бурильные инструменты.

25 Различное физико-химическое действие реагента САГ (разными концентрациями) на структуру минералов горных пород и бурового раствора является результатом реакций, протекающих между предлагаемой

30 жидкостью и ионами кальция, алюминия, кремния, железа и др., содержащимся в массе, которой прихвачены трубы, Поэтому, нарушая структуру минерала и разрыхляя эту массу, реагент САГ значительно снижает си35 лу трения на контактных поверхностях между частицами горных пород, структурной решетки буровых растворов с одной стороны и с другой, способствуя значительному снижению усилия, необходимого для их

40 срыва.

Для проверки эффективности и редлагаемого состава были проведены лабораторные исследования.

Результаты лабораторных опытов по onределению усилий для освобождения прихваченной трубы при применении ванны с использованием 1-10%-ного водного раствора САГ сведены в таблицы.

При проведении испытаний применя50 лись буровые растворы разных плотностей, а также 5%-ный буровой раствор из бентонитового глинопорошка плотностью 1,21 г/см .

Из табл, 1 видно, что минимальное усилие для освобождения прихваченной трубы при применении бурового раствора плотностью 1,21 г/см после установки ванн из

1%-ного водного раствора САГ составляет

30 кг/см (среднее значение).

1789546

Из табл. 2 видно, что минимальное усилие для освобождения трубы в утяжеленном буровом растворе плотностью 1,83 г/см з после установки ванн из 1 -ного водного раствора САГ равно 40 гс/cM . г

Применение предлагаемого состава на основе САГ снижает необходимое усилие для освобождения прихвата для неутяжеленного бурового раствора в 4-8 раз, для утяжеленного — 8-10 раз, Формула изобретения

Таблица 1

Необходимое усилие по освобождению прихвата

П р и м е ч а н и е: Для поддержания исходной плотности утяжеленного бурового раствора добавляемый водный раствор САГ предварительно насыщается бари;ом до плотности 1,21 г/см, Состав ванны для освобождения в скважине бурильного инструмента, включающий нафтеновые кислоты, едкий натр, алканолы и растворитель, о т л и ч а ю щ ий с я тем, что, с целью повышения эффективности ванны и уменьшения возможности загрязнения окружающей среды, в качестве нафтеновых кислот едкого натрэ и алканоИcïoëьэование предлагаемого со.т:вз по сравнению с известными обеспечивает следующие преимущества; недефипитнос ть и дешевизна вводимого рас1пора, реагент, 5 на основе которого готовится состав. выпускается B виде 50",ь-ной пасты, vTQ обеспечивает удобство при транспортировке и дозировке при установке ванны, сокращение сроков ликвидации аварий, снижение

10 возможности возникновения пожаров, исключение загрязнения биосферы нефтью. лов содержит САà — продукт поликонденсации лопкового гудрона с ариламинокислотой (частным случаем является аминобензойная кислота) при следующем соотношении компонентов, мас. :

САà — продукт поликонденсации хлопкового гудрона с ариламинокислотой 1 — 10

Вода 99 — 90

1789546

Таблица 2

Необходимое усилие по освобождению прихвата ванн

Составитель А.чепченко

Техред М.Моргентвл Корректор И.ШУлла

Редактор

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 328 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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