Гидрофобно-эмульсионный раствор для бурения и глушения скважин

Гидрофобно-эмульсионный раствор для бурения и глушения скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Союз Севетскнх

Севрфаннстнческнк

Феснубннн

ОП ИСАНИЕ

«i>857211 () ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИ ЕТИЛЬСТВУ

{61) Дополнительное к авт. сеид-ву— (22) Заявлено 100579 (2! ) 2775688/23-03 (51)м. кл.з

С 09 К 7/02 с присоединением заявки Ио(23) ПриормтетГосударственный комитет

СССР ио делам изобретений и открытий

Опубликовано 2 0881., Бюллетень ЙЯ 31

Дата опубликования описания 230881 (53) УДК622. 243. .144.3(088.8) (72) Авторы изобретения

Г.А. Орлов, В.Т. Скляр, М.Ш. Кендис, В. и A.И. Давыдова

Сектор нефтехимии института физико-орган и углехимии AH Украинской ССР и Татарски р ае н научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности

4 (71) 3аявмтел и (54) ГИДРОФОБНО-ЭИУЛЬСИОННЫЙ РАСТВОР

ДЛЯ БУРЕНИЯ И ГЛУШЕН ИЯ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к гидро-, фобно-амульсионным растворам, исполь. эуемым при бурении и глушении скважин.

Известны инвертные эмульсионные буровые растворы, включающие воду с различной степенью минерализации, нефтепродукт и эмульгатор из класса эфиров ненасыщенных высших кислот и многоатомных спиртов 1).

Однако указанные растворы обладают низкой стабильностью и малой устойчивостью к выбуриваемой породе.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является инвертный эмульсионный буровой раствор (2 ), содержащий, об.%:

Воду 60 -90

Нефтепродукт 3 -35

Эмульт ал 0 5-2,5

Окисленный петролатум 2 — 5

Структурно- механические свойства этого раствора, характеризующиеся показателем, н статическое напряжение сдвига позволяют удерживать в нем твердую фазу, в частности твердые утяжелители (барит, гематит и др.), что необходимо как для бурового раствора, так и для глушения скважин.

В укаэанном растворе достаточные значения статического напряжения сдвига достигаются за счет повышенного содержания водной фазы. Однако,опыт применения этого раствора показал, что в связи с повышенным содержанием воды он обладает эксплуатационными недостатками, а именно низкой агрегатнвной устойчивостью и повышенной вязкостью, что существенно ограничивает возможности его использования при бурении и глушении скважин. Кро15 ме того, входящий в состав гидрофобно-эмульсионного раствора эмультал характеризуется высокой стоимостью—

1300 руб. за 1 т.

20 Цель изобретения — повышение агрегативной устойчивости и снижение вязкости раствора.

Цель достигается тем, что гидрофобно-эмульсионный раствор, содержащий нефтепродукты, минерализованную . воду и окисленный петролатум, дополнительно содержит солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов C$7QQ

30 имеющих следующий состав, вес.%:

857210

16 -69,7

15 углеводороды 33,4 — .35,9 ..Первичные амины 23 7 — 24,9

Вторичные

BMHны 39,2 — 42,9 причем соотношение ингредиентов следующее, вес.Ъ:

Нефтепродукт 30 -80

Минерализованная вода

Окисленый петроt0 латум 0,1 — 2

Солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов С 7 2 0,2 — 2

В качестве нефтепродукта могут быть использованы нефть, дизельное топливо, битумный дистиллят и др.

Минерализованная вода представляет 20 собой водные растворы хлористого кальция или магния, азотнокислого . кальция, пластовую воду и др.

Окисленный петролатум (ТУ 38 УССР

201154=73) представляет собой продукт 25 окисления смеси парафинов и церезннов и содержит в своем составе высокомолекулярные жирные кислоты (кислотное число 60-70 мг.кон на 1 г продукта).

Солянокислые соли аминов получают действием соляной кислоты на кубовый остаток от производства высокомолекулярных аминов С - о (ТУ 6-02-75073). Кубовый, остаток представляет собой твердое вещество светло-коричневого цвета, плавящееся нри 58-6ФС.

Он содержит в своем составе, вес.Ъ:

Углеводороды 33,4 — 35,9

Первичные амины 23,7 - 24,9 40

Вторичные амины 39, 2 — 42,9

Солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов С 7 -Схо получают добавлением 45 к ним при перемешивании 40% от веса аминов соляной кислоты 25%-ной концентрации, температура реакции

80 -85 С, время 15-20 мин.

Солянокислые соли кубового остатка — твердое вещество бордового цвета с плотностью 0,96 гс/см, плавящееся при 50-54 С, поверхностное натяжение 1% раствора в керосине на границе с дистиллированной водой6,7 эрг/см, растворяется в воде и углеводородах, малотоксично.

Гидрофобно-эмульсионные растворы готовят следующим образом.

В нефтепродукт (нефть Ромашкинского месторождения) при перемешива- 40 нии вводят окисленный петролатум и солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов (СКЛ). Затем постепенно добавляют минерализованную воду (например, раствор хлористого кальция плотностью 1,18 г/см ) и интенсивно перемешивают раствор до постоянного значения величины напряже-ния электропробоя (электростабильности), характеризующего агрегативную устойчивость раствора.

В лабораторных условиях проведены сравнительные стандартные испытания гидрофобно-эмульсионных растворов различных составов для оценки их аг=регативной устойчивости и реологических свойств. Агрегативная устойчивость оценивалась по параметру электростабильности (В) на приборе

ИГЭР-1, вязкость(с)- на приборе

ВП-5, статическое напряжение сдвига (мг/см ) — на приборе СНС-2.

Составы растворов и результаты испытаний сведены в таблицу. Как следует из данных таблиц, оптималь-ная концентрация солянокислых солей кубовых аминов s растворе составляет 0,2-2 вес. t. При концентрации

0,3.% наблюдается резкое падение электростабильности, при концентрации, превышающей 2%, улучшения основных параметров раствора не отмечается. Приведенные данные свидетельствуют также о существенных преимуществах предлагаемого раствора по сравнению с известным. Эффективность предлагаемого раствора выражается в том, что при наличии необходимых для удержания твердых утяжелителей структурно»механических свойств (статическое йапряжение сдвига) предлагаемый раствор имеет в 1,752,5 раза более высокие показатели по электростабильности и в 2-4,8 раза более низкие значения по, вязкости по сравнению с известным.

Нефтепродукт 46,0

Окисленный петролатум 1,5 320 75 6,8 13

0,2

Иинерализованная вода 52,3

85 7210

Продолжение таблицы

2 3 4 5

Формула изобретения

Нефтепродукт 46

Окисленный петролатум 1,5

1,5 380 120 28 36

Минерализованная вода 51

Нефтепродукт 46

Окисленный петролатум 1;5

33,4 — 35 9

23,7 — 24,9

32 44

2 450 180

СКА

Минералиэованная вода 50,5

Нефтепродукт 46

Окисленный петролатум

1,5

0,1 170 60

4,6 8,1

36 48

26 32

Составитель Д, Вайнер

Редактор Г. Волкова Техред Н. Ковалева

-Zoppemoy P. Решетник

Заказ 7144/41 Тираж 684 Подпис ное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

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

Минерализованная вода 52,4

Нефтепродукт 46

Окисленный. петролатум 1,5

CKA 2,1 450 190

Минерализованная вода 50,4 Нефтепродукт . 22,5

Окисленный петролатум 5 Эмультал 2,5 150 400

Минерализованная вода 70

Гидрофобно-эмульсионный раствор для бурения и глушения скважин, содержащий нефтепродукты, окисленный петролатум и минерализованную воду, о т л и ч à ю шийся тем, что, с целью повышения агрегативной устойчивости и снижения вязкости раствора, он дополнительно содержит солянокислые соли кубового остатка

® от производства высокомолекулярных аминов С172Q имеющих следующий состав, вес.%:

Углеводороды

15 Первичные амины

Вторичные амины 39 2 — 42, 9 причем соотношение ингредиентов следующее, вес..Ъ:

Нефтепродукт 30 -80

Минерализованная вода 16 -69,7

Окисленный петролатум 0,1- 2,0

Солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов С 7 „ 0,2- 2,0

Источники информации, принятые во внимание прн экспертизе

ЗЗ 1. Авторское свидетельство СССР

Р 234285, кл. С 09 К 7/04,, 1»1.

4О 2. Авторское свидетельство СССР

9 570626, кл. С 09 К 7/02, 1973 (прототип).