Реагент для глинистых буровых растворов

Реагент для глинистых буровых растворов

Реферат

 

Реагент относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам, используемым для их промывки. Техническим результатом является комплексное повышение ингибирующих, смазочных и фильтрационных качеств бурового раствора при одновременном сокращении количества реагента для обработки. Реагент для глинистых буровых растворов включает талловый пек и гидроксид натрия и дополнительно торф при следующем соотношении ингредиентов, мас. ч. : талловый пек 100, гидроксид натрия 4 - 12, торф 10 - 70 и приготовлен спеканием смеси указанных ингредиентов в течение 1 - 2 ч при 120 - 150°С. Талловый пек является кубовым остатком ректификации таллового масла. Используется фрезерный товарный торф влажностью 50 - 70% с размером частиц 3 - 7 мм. Реагент представляет собой твердое, легко размалываемое, хорошо растворимое в воде и глинистых суспензиях вещество. Рекомендуемая дозировка реагента для буровых растворов 1,5 - 2,5% по массе от их объема. 2 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к получению реагентов для буровых промывочных растворов.

Известны торфощелочные реагенты для снижения фильтрации и реологических параметров буровых растворов [1], характерные отсутствием ингибирующих свойств. Крепящими свойствами обладают реагенты на основе таллового пека и щелочи [2], но они значительно повышают вязкость и статическое напряжение сдвига буровых растворов.

Наиболее близким аналогом к изобретению является реагент состава, мас.ч. : Талловый пек - 100 Гидроксид натрия - 8-16 Лигнин - 10-60 получаемый при нагревании смеси компонентов при 150-220^oC в течение 1-2 ч [3].

Недостатками раствора с известным реагентом являются незначительное ингибирование диспергации и набухаемости глинистых пород, не позволяющее избежать осложнений при бурении, обусловленных неустойчивым состоянием стенок скважин, слабые смазочные свойства и повышенный расход реагента.

Технической задачей изобретения является комплексное повышение ингибирующих и смазочных (противоприхватных) свойств бурового раствора путем уменьшения водоотдачи, толщины и липкости глинистой корки, коэффициента трения, снижения набухаемости глинистых пород при улучшении других общетехнологических свойств и сокращении расхода реагента.

Поставленная задача решается тем, что в реагенте для глинистых буровых растворов, включающем талловый пек и гидроксид натрия и приготовленном спеканием их смеси в течение 1-2 ч, смесь содержит дополнительно торф при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: Талловый пек - 100 Гидроксид натрия - 4-12 Торф - 10-70 а спекание осуществляют при 120-150^oC. Реагент входит в количестве 1,5-2,5% по массе от объема бурового раствора.

Талловый пек (по ТУ 13-02810-78-84-89) - черное или темно-коричневое смолоподобное вещество является кубовым остатком ректификации таллового масла. Состоит из нейтральных и окисляемых органических веществ (48-55%), смоляных кислот (10-15%), жирных кислот (35-39%). Условная вязкость не менее 200 с; температура размягчения не менее 30^oC. Использовался талловый пек хвойных и лиственных пород Котласского ЦБК (г. Коряжма Архангельской обл).

Торф верховой группы фускум Пожненского месторождения (Республика Коми) содержит, %: гуминовых кислот 25,4-36,1; фульфокислот 21,0-23,0; битумов 4,2-5,3; целлюлозы 4,0-5,0; лигнина 7,0-8,0. Имеет зольность (pH) 4,2-5,0; влажность 50-70%, использовался товарный фрезерный торф с частицами 3-7 мм.

Применен натр едкий (гидроксид натрия - каустическая сода по ТУ 6-01-1306-85).

Изобретение осуществляется следующими способами: Пример 1. К 100 г (1 м.ч.) таллового пека, разогретого до вязкотекущего состояния (t = 70-80^oC) добавляют 8 г (0,08 м.ч.) гранулированного гидроксида натрия. Размешивают жидкую смесь, разогретую экзотермией реакции до 120^oC, механической мешалкой 10-15 мин. Не прекращая перемешивания, всыпают 40 г (0,4 м. ч. ) торфа. Повышают температуру смеси до 150^oC, размешивают смесь до гомогенности, извлекают мешалку. Смесь спекают 1-2 ч при t = 120-150^oC. Быстро охлаждают до температуры окружающей среды. Получают твердый хрупкий, хорошо растворимый продукт коричневого цвета (реагент N 5).

Пример 2. Операции выполняют аналогично примеру 1, но используют 10 г (0,1 м. ч. ) гидроксида натрия. При этом за счет экзотермической реакции температура реакционной смеси поднимается до 130^oC. Смесь спекают при температуре 120-150^oC в течение 1 ч. После резкого охлаждения получают твердый, хорошо размалываемый продукт с высокой растворимостью (реагент N 15).

В табл. 1 приведены данные, иллюстрирующие влияние количественного содержания ингредиентов реагента на его агрегатное состояние и некоторые свойства.

Для определения эффективности различных композиций заявляемого реагента их добавляли в 7%-ные суспензии бентонита в количестве 2 мас.% (в опытах NN 6, 8 - 5%) от объема.

Были приготовлены 3 известных раствора и 21 раствор согласно изобретению с граничным и средним содержанием компонентов, а также с их содержанием выше верхнего и ниже нижнего пределов.

В табл. 2 приведены сравнительные данные о влиянии заявляемого реагента с различными количественными соотношениями ингредиентов и известного решения (прототипа) на технологические характеристики глинистых буровых растворов. Оценка аналогичных свойств была проведена в одинаковых условиях эксперимента.

Диапазон содержания торфа определяли для составов реагента в опытах NN 2-12. Нижний предел содержания - 10 м.ч., т.к. ниже этой величины, точнее при отсутствии торфа в составе реагента, у растворов малоэффективно снижается фильтрация и липкость глинистой корки. Верхний предел - 70 м.ч. Выше этого предела ухудшаются смазочные свойства, интенсивно нарастает толщина фильтрационной корки; реагент неполностью растворим.

В опытах NN 13-15 определяли диапазон компонентного содержания таллового пека. Оптимальным является количество 100 м.ч. Ниже этого содержания в буровых растворах малоэффективно снижение фильтрации, коэффициента трения и набухаемости глинистых пород. Выше этого содержания у реагента проявляются ухудшенные смазочные свойства, неполная растворимость, повышенная прилипаемость к материалам тары и перемешивающего оборудования.

В опытах NN 16-22 установлен диапазон содержания для гидроксида натрия. Нижний предел составляет 4 м.ч. При меньшем содержании щелочи реагент нерастворим. Верхний предел содержания - 12 м.ч. Выше этого предела реагент ухудшает смазочные свойства, усиливает набухаемость и диспергацию глинистых пород.

Данные (табл. 2) проведенных лабораторных испытаний свидетельствуют о том, что реагент согласно изобретению с оптимальным подбором ингредиентов (в частности, NN 4, 5) обладает значительно лучшими смазочными, противоприхватными и реологическими свойствами, эффективнее снижает фильтрацию бурового раствора и набухаемость глинистых пород, чем известные реагенты (2, 3) близкого состава и назначения. При этом более высокая технологическая эффективность достигается добавкой 2 мас. % к объему бурового раствора реагента согласно изобретению, чем 5%-ми добавки известного реагента (прототипа).

Замена в предлагаемом решении лигнина на торф в отличие от известного придала реагенту эффективные ингибирующие и смазочные свойства. Достигнутая эффективность, вероятно, связана с образованием специфичных межмолекулярных соединений, формирующих и стабилизирующих структуру бурового раствора, и реализацией защитных адсорбционных механизмов.

Предлагаемый реагент придает глинистым буровым растворам новый комплекс улучшающих свойств.

Заявляемое техническое решение отвечает критерию "промышленная применимость", так как предлагаемый реагент может быть получен в рамках существующих технологий лесохимических производств и применен при бурении скважин введением дозированных количеств в циркулирующий буровой раствор.

Использование предлагаемого технического решения позволяет применять порошковый реагент, исключающий перевозки балластной воды или разогрев смолоподобных веществ, снизить количественный расход реагентов на обработку буровых растворов и их ассортимент и при этом получить следующие преимущества буровых растворов: - усиленные смазочные свойства, уменьшающие опасность прихвата бурового инструмента и его износ; - снижение возможности возникновения аварийных ситуаций при разбуривании пластов и пропластков, представленных неустойчивыми пластичными глинами; - пониженная водоотдача и предотвращение загрязнений фильтратами буровых растворов продуктивных пластов.

Источники информации 1. Баранов В. С. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях. -М.: Гостоптехиздат, 1955, с. 59-63.

2. Авторское свидетельство СССР N 1025714, C 09 K 7/02, 1982.

3. Авторское свидетельство СССР N 1379302, C 09 K 7/00, 1985.

Формула изобретения

Реагент для глинистых буровых растворов, включающий талловый пек и гидроксид натрия и приготовленные спеканием их смеси в течение 1 - 2 ч, отличающийся тем, что смесь содержит дополнительно торф при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: Талловый пек - 100 Гидроксид натрия - 4 - 12 Торф - 10 - 70 а спекание осуществляют при 120 - 150^oC.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3