RU2238297C1 - Гидрофобный эмульсионный буровой раствор и способ его приготовления - Google Patents
Гидрофобный эмульсионный буровой раствор и способ его приготовления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2238297C1 RU2238297C1 RU2003112255/03A RU2003112255A RU2238297C1 RU 2238297 C1 RU2238297 C1 RU 2238297C1 RU 2003112255/03 A RU2003112255/03 A RU 2003112255/03A RU 2003112255 A RU2003112255 A RU 2003112255A RU 2238297 C1 RU2238297 C1 RU 2238297C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- clay
- solution
- drilling fluid
- polymer
- Prior art date
Links
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к эмульсионным буровым растворам на смешанной водно-углеводородной основе с гидрофобными свойствами. Технический результат, достигаемый данным изобретением, - разработка гидрофобного эмульсионного бурового раствора на смешанной водно-углеводородной основе и способа его приготовления, а именно стабильной эмульсии переходного типа, характеризующейся минимальной фильтрацией в термобарических условиях и регулируемыми в широком диапазоне значениями реологических параметров, СНС и вязкости. Гидрофобный эмульсионный буровой раствор, включающий глину, полимер, воду, дизельное топливо или нефть, эмульгатор и стабилизатор, глину, полимер, воду содержит в виде полимерглинистого раствора на водной основе, а в качестве эмульгатора и стабилизатора - 20%-ный водный раствор карболигносульфоната пекового состава, мас. %: технические лигносульфонаты 15,0 – 17,0, талловый пек 58,0 – 61,0, каустическая сода 5,0 – 6,0, карбоксиметилцеллюлоза со степенью полимеризации 700 и степенью замещения 85 18,0 – 20,0, вода остальное при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полимерглинистый раствор на водной основе 44,8 – 58,1, дизельное топливо или нефть 30,1 – 40,0, указанный раствор карболигносульфоната 11,0 – 21,3. Полимерглинистый раствор на водной основе имеет плотность 1180 - 1200 кг/м3 и фильтрацию 2,0 – 2,5 см3/30 мин. В способе приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора, включающем равномерную подачу при интенсивном перемешивании до получения требуемых значений технологических параметров в дизельное топливо или нефть воды, глины, полимера, стабилизатора, эмульгатора, при приготовлении указанного выше бурового раствора подачу указанного раствора карболигносульфоната пекового и полимерглинистого раствора на водной основе осуществляют одновременно. 2 н. и 1 з. п. ф-лы, 5 табл.
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к эмульсионным буровым растворам на смешанной водно-углеводородной основе с гидрофобными свойствами.
Известен инвертный эмульсионный буровой раствор, состоящий из водной фазы, углеводородной среды, эмульгатора, стабилизатора, структурообразователя и дополнительного ПАВ - гидрофобизатора твердой фазы (авторское свидетельство СССР №1058993, С 09 К 7/06, 1983).
В указанном инвертном эмульсионном буровом растворе величина фильтрации при температуре +20°С и перепаде давления на поверхность фильтрации ΔР=1 кгс/см2 составляет не более 1 см3/30 мин. Однако с увеличением температуры до 93°С и перепада давления до 35 кгс/см2 фильтрация возрастает до 12-14 см3/30 мин. Кроме этого, эмульсионные растворы данного типа (состава) характеризуются низкими значениями показателей вязкости, реологических свойств и статического напряжения сдвига.
Известен инвертный эмульсионный буровой раствор (авторское свидетельство СССР №1134594, С 09 К 7/06, 1985), содержащий воду или глинистый раствор на водной основе, дизельное топливо, талловый пек, омыленный (ОТП) углекислым натрием (кальцинированной содой), побочный продукт производства фитостерина (ППФ) и мелкодисперсный мел при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
вода или глинистый раствор
на водной основе 23-39
дизельное топливо 40-50
талловый пек, омыленный
углекислым натрием 10-12
побочный продукт
производства фитостерина 1-3
мелкодисперсный мел 10-12
Приготовление инвертного эмульсионного бурового раствора осуществляется по следующей технологии. В воде или в глинистом растворе на водной основе при перемешивании растворяют часть таллового пека, смыленного углекислым натрием, в количестве до 50 мас.% от расчетного. Затем вводят дизельное топливо с растворенной в нем оставшейся частью омыленного таллового пека. В образующуюся эмульсию добавляют ППФ и мелкодисперсный мел, которые стабилизируют эмульсию.
Недостатками данного инвертного эмульсионного бурового раствора являются низкие значения условной вязкости - от 37 до 100 с и статического напряжения сдвига: СНС за 1 мин составляет 6-12 дПа, СНС за 10 мин составляет 12-20 дПа.
Из-за низких значений СНС и реологических параметров: пластической вязкости от 14 до 18 сПз, динамического напряжения сдвига от 28 до 68 дПа отсутствует полный вынос шлама выбуренных частиц горных пород из пологих участков ствола скважины в пределах значений зенитного угла 60-80 градусов.
Высокая фактическая фильтрация инвертного эмульсионного бурового раствора (12-14 см3/30 мин), измеренная в термобарических условиях: температуре 93°С и перепаде давления на поверхность фильтрации ΔР=35кгс/см2, негативно влияет на качество вскрытия продуктивных пластов. К моменту стабилизации процесса фильтрации через 30-36 часов ее значения достигают 60-70 см3. За это время в зоне влияния скважины - проникновения фильтрата или эмульсии блокируется часть порового пространства продуктивного пласта.
Недостатками инвертного эмульсионного бурового раствора являются также повышенный расход углеводородной жидкости (дизельного топлива или нефти), эмульгатора и стабилизатора эмульсии - омыленного таллового пека; высокая пожароопасность при нагреве углеводородной жидкости до температуры ~80°С для растворения твердого омыленного таллового пека.
Наиболее близкими являются гидрофобный эмульсионный буровой раствор, включающий глину от 0,7 до 5 кг на м3 бурового раствора, полимер от 0,7 до 5 кг на м3 бурового раствора, воду, дизельное топливо или нефть от 30 до 95 об.%, эмульгатор от 1 до 7 кг на м3 бурового раствора и стабилизатор, и способ приготовления указанного бурового раствора, включающий введение воды, глины, полимера, стабилизатора, эмульгатора в дизельное топливо или нефть путем равномерной подачи при интенсивном перемешивании до получения требуемых значений технологических параметров (см., например, патент США №5096883, С 09 К 7/06, 17.03.1992).
Изобретение направлено на решение задачи повышения качества вскрытия продуктивных пластов при уменьшении фильтрации в проницаемую часть пласта водно-нефтяной эмульсии или ее фильтрата, обеспечение полного выноса шлама на участках ствола скважины с зенитным углом более 60 градусов, уменьшение расхода углеводородной жидкости и эмульгатора (ПАВ) для приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора.
Технический результат, достигаемый данным изобретением, - разработка гидрофобного эмульсионного бурового раствора на смешанной водно-углеводородной основе и способа его приготовления, а именно стабильной эмульсии переходного типа, характеризующейся минимальной фильтрацией в термобарических условиях и регулируемыми в широком диапазоне значениями реологических параметров, СНС и вязкости.
Гидрофобный эмульсионный буровой раствор, включающий глину, полимер, воду, дизельное топливо или нефть, эмульгатор и стабилизатор, глину, полимер, воду содержит в виде полимерглинистого раствора на водной основе, а в качестве эмульгатора и стабилизатора - 20%-ный водный раствор карболигносульфоната пекового состава, мас.%: технические лигносульфонаты 15,0 – 17,0, талловый пек 58,0 – 61,0, каустическая сода 5,0 – 6,0, карбоксиметилцеллюлоза со степенью полимеризации 700 и степенью замещения 85 18,0 – 20,0, вода остальное при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
полимерглинистый раствор
на водной основе 44,8–58,1
дизельное топливо
или нефть 30,1–40,0
указанный раствор
карболигносульфоната 11,0–21,3
Полимерглинистый раствор на водной основе имеет плотность 1180-1200 кг/м3 и фильтрацию 2,0 – 2,5 см3/30 мин.
В способе приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора, включающем равномерную подачу при интенсивном перемешивании до получения требуемых значений технологических параметров в дизельное топливо или нефть воды, глины, полимера, стабилизатора, эмульгатора, при приготовлении указанного выше бурового раствора подачу указанного раствора карболигносульфоната пекового и полимерглинистого раствора на водной основе осуществляют одновременно.
В качестве полимера в составе полимерглинистого бурового раствора используют карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, Унифлок.
Соотношение реагентов в составе гидрофобного эмульсионного бурового раствора выбрано с учетом их взаимного влияния на свойства друг друга и достижения наиболее высокого уровня стабилизации бурового раствора, удовлетворяющего требованиям качественного вскрытия продуктивных пластов, обеспечения полного выноса шлама при значениях зенитного угла 60-80 градусов. При этом расход углеводородной жидкости для приготовления эмульсионного раствора уменьшается по сравнению с известным на 10%, а эмульгатора - в 2,8-5 раз в расчете на сухое вещество, что, несомненно, свидетельствует о соответствии критерию “изобретательский уровень”.
Результаты анализа (измерения) значений показателей свойств эмульсионных буровых растворов: предлагаемого и известного, в том числе фильтрации в термобарических условиях, представлены в таблицах 1-3. С целью охарактеризовать пределы изменения параметров свойств гидрофобного эмульсионного бурового раствора на смешанной водно-углеводородной основе приготовили 20 различных его комбинаций с широким диапазоном изменения концентрации ингредиентов (см. табл.1):
исходного полимерглинистого раствора с
плотностью 1180 кг/м3 от 44,8 до 82,4%;
углеводородной жидкости
(нефти) от 12,4 до 40,0%;
водного раствора КЛСП
(20%-ной концентрации) от 3,2 до 24,1%
Пример приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора (п.6, табл.1). В цилиндрический стакан залили 309 мл нефти, затем при интенсивном перемешивании одновременно и равномерно начали вводить водный раствор КЛСП (20%-ной концентрации) и исходный полимерглинистый раствор с плотностью 1180 кг/м3. Было добавлено 110 мл водного раствора КЛСП и 581 мл полимерглинистого раствора. Поскольку последнего было значительно больше, чем раствора КЛСП, то его продолжили вводить также с постоянной скоростью в эмульсию после расходования раствора КЛСП. Эмульсионный раствор перемешивали в течение 30 мин, затем измерили его технологические параметры.
На основании выполненных исследований - анализа показателей свойств полученных гидрофобных эмульсионных буровых растворов установили, что оптимальными концентрациями являются:
полимерглинистого раствора с
плотностью 1180 кг/м3 44,8-58,1%
углеводородной жидкости
(нефти) 30,1-40,0%
водного (20%-ного) раствора
КЛСП 11,0-21,3%
При этом обеспечивается наиболее высокий уровень значений технологических параметров гидрофобного эмульсионного раствора, в т.ч.:
плотности 880-980 кг/м3
вязкости 180-435 с
фильтрации 0,0 см3/30 мин
фильтрационной корки 0,1 мм
коэффициента липкости фильтрационной корки 0,03
СНС за 1 мин 66-81 дПа
за 10 мин 84-165 дПа
пластической вязкости 23-36 сПз
динамического напряжения
сдвига 155-305 дПа
Согласно данным табл.1 наиболее приемлемыми (рекомендуемыми) являются следующие значения количественных соотношений между исходным полимерглинистым раствором, углеводородной жидкостью и водным раствором КЛСП: от 2,28:1,41:1 до 5,28:2,81:1.
Кратное превышение количества исходного полимерглинистого раствора по отношению к углеводородной жидкости и водному (20%-ному) раствору КЛСП может составлять или увеличиваться соответственно в 2,28-5,28 раза и в 1,41-2,81 раза.
За пределами области значений концентрации ингредиентов, ограниченной п.п. 6-14 (см. табл.1), когда количество углеводородной жидкости составит менее 30,1%, исходного полимерглинистого раствора - более 58,1%, водного раствора КЛСП - менее 11%, отмечается: увеличение плотности гидрофобного эмульсионного бурового раствора от 980 до 1090 кг/м3 и фильтрации - от 0,0 до 1,5 си3/30 мин; уменьшение условной вязкости соответственно от 180 и 318 с до 80 и 78 с; СНС за 1 мин - от 66 и 75 дПа до 48 и 57 дПа;
СНС за 10 мин - от 84 и 144 дПа до 63 и 87 дПа; пластической вязкости - от 23 и 24 до 21 сПз; динамического напряжения сдвига - от 216 и 155 дПа до 149 и 135 дПа.
По результатам сравнительных испытаний фильтрации известного инвертного эмульсионного и предлагаемого гидрофобного эмульсионного буровых растворов в обычных условиях (t=22°C; ΔР=1 кгс/см2) и в условиях, приближенных к забойным (t=93°C; ΔР=35 кгс/см2), установили, что (см. табл. 2; 3):
фильтрация инвертного эмульсионного бурового раствора с увеличением температуры до 93°С и перепада давления на поверхность фильтрации ДР до 35 кгс/см2 возрастает многократно от 0,0-1,0 до 12-14 см3/30 мин;
фильтрация гидрофобного эмульсионного бурового раствора с увеличением температуры до 93°С и ДР до 35 кгс/см2 увеличивается незначительно от 0,0 до 2,0-2,2 см3/30 мин.
По результатам анализа значений условной вязкости, СНС и реологических параметров эмульсионных растворов (см. табл. 1 и 3) установлено, что известный инвертный эмульсионный буровой раствор удовлетворяет условиям промывки либо в вертикальном стволе, либо в скважинах с зенитным углом 10-15 градусов и не соответствует требованиям бурения пологих скважин по причине низких значений указанных параметров.
Гидрофобный эмульсионный буровой раствор в соответствии с требованиями характеризуется оптимальными значениями параметров вязкости, СНС и реологических свойств, которые по величине значительно превосходят аналогичные показатели в инвертном эмульсионном буровом растворе, принятом за прототип. В частности, возрастает:
условная вязкость в 4,35-4,86 раза
СНС за 1 мин в 6,75-11 раз
СНС за 10 мин в 7-8,25 раза
пластическая вязкость в 1,64-2 раза
динамическое напряжение
сдвига в 4,48-5,53 раза
Промышленные испытания и внедрение рецептуры и способа приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора произвели при бурении 7 скважин на Уренгойском газоконденсатном месторождении в интервале 3100-3300 м под хвостовик эксплуатационной колонны.
Согласно фактическим данным экономия от использования гидрофобного эмульсионного бурового раствора при бурении складывалась за счет: уменьшения ассортимента и расхода химических реагентов и материалов; сокращения затрат производительного времени на приготовление и химическую обработку бурового раствора, промывку и проработку ствола скважины.
В результате использования новой технологии расход реагентов и материалов уменьшился на:
По предварительным расчетам экономия от сокращения расхода химических реагентов и материалов в ценах на 01.01.2002 года составляет:
Общая экономия от сокращения расхода химических реагентов и материалов по 7 скважинам в результате замены инвертного эмульсионного бурового раствора на гидрофобный эмульсионный буровой раствор составила - 1542231 руб. (без учета НДС и транспортных затрат).
В случае использования инвертного эмульсионного бурового раствора по 7 скважинам следовало ожидать, что затраты производительного времени, связанные с буровым раствором, проработкой и промывкой скважины составят 958,1 часа.
Фактические затраты времени при использовании гидрофобного эмульсионного бурового раствора составили 308,5 часа. В итоге затраты времени уменьшились на:
958,1-308,5=649,6 (часа).
При стоимости 1 суток работы буровой бригады 121876 руб экономия составила:
121876·649,6/24=3298776,9 (руб.).
С учетом уменьшения затрат на химические реагенты и материалы:
3298776 + 1542231=4841007 (руб.).
Claims (3)
1. Гидрофобный эмульсионный буровой раствор, включающий глину, полимер, воду, дизельное топливо или нефть, эмульгатор и стабилизатор, отличающийся тем, что глину, полимер, воду он содержит в виде полимерглинистого раствора на водной основе, а в качестве эмульгатора и стабилизатора - 20%-ный водный раствор карболигносульфоната пекового состава, мас.%: технические лигносульфонаты 15,0 - 17,0, талловый пек 58,0 - 61,0, каустическая сода 5,0 - 6,0, карбоксиметилцеллюлоза со степенью полимеризации 700 и степенью замещения 85 18,0 - 20,0, вода остальное при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Полимерглинистый раствор на водной основе 44,8 - 58,1
Дизельное топливо или нефть 30,1 - 40,0
Указанный раствор карболигносульфоната 11,0 - 21,3
2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что полимерглинистый раствор на водной основе имеет плотность 1180 - 1200 кг/м3 и фильтрацию 2,0 - 2,5 см3/30 мин.
3. Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора, включающий равномерную подачу при интенсивном перемешивании до получения требуемых значений технологических параметров в дизельное топливо или нефть воды, глины, полимера, стабилизатора, эмульгатора, отличающийся тем, что при приготовлении указанного бурового раствора по п. 1 подачу указанного раствора карболигносульфоната пекового и полимерглинистого раствора на водной основе осуществляют одновременно.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003112255/03A RU2238297C1 (ru) | 2003-04-29 | 2003-04-29 | Гидрофобный эмульсионный буровой раствор и способ его приготовления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003112255/03A RU2238297C1 (ru) | 2003-04-29 | 2003-04-29 | Гидрофобный эмульсионный буровой раствор и способ его приготовления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2238297C1 true RU2238297C1 (ru) | 2004-10-20 |
Family
ID=33537927
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003112255/03A RU2238297C1 (ru) | 2003-04-29 | 2003-04-29 | Гидрофобный эмульсионный буровой раствор и способ его приготовления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2238297C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445337C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор на углеводородной основе |
| RU2447121C2 (ru) * | 2010-06-11 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор на углеводородной основе |
| RU2490293C1 (ru) * | 2012-02-13 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин |
-
2003
- 2003-04-29 RU RU2003112255/03A patent/RU2238297C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТОКУНОВ В. И. и др. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. - М.: Недра, 1983, с. 69 - 99. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447121C2 (ru) * | 2010-06-11 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор на углеводородной основе |
| RU2445337C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор на углеводородной основе |
| RU2490293C1 (ru) * | 2012-02-13 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107801398B (zh) | 作为用于钻井液的降滤失剂的海枣籽粉末 | |
| CN105694834B (zh) | 一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法 | |
| CN106661929A (zh) | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 | |
| RU2309970C1 (ru) | Буровой раствор низкой плотности (варианты) | |
| RU2238297C1 (ru) | Гидрофобный эмульсионный буровой раствор и способ его приготовления | |
| RU2582197C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| CN104745165B (zh) | 固井用含盐冲洗液及其制备方法 | |
| RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
| RU2516400C1 (ru) | Алюмогипсокалиевый буровой раствор и способ его получения | |
| RU2710654C1 (ru) | Высокоингибированный инвертный буровой раствор | |
| US2543868A (en) | Sealing of porous formations | |
| CN106967397B (zh) | 一种适用于油井水泥浆的热增黏沉降稳定剂及制备方法与应用 | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| CN105131924B (zh) | 自发泡洗井液用增粘剂及洗井液配置剂及洗井液 | |
| RU2507371C1 (ru) | Способ строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений (варианты) | |
| US11472996B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2236430C1 (ru) | Комплексный реагент-стабилизатор полимерных и малоглинистых буровых растворов и способ его приготовления | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| RU2277570C1 (ru) | Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2154084C1 (ru) | Реагент для обработки буровых растворов | |
| RU2277572C1 (ru) | Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор | |
| RU2211239C1 (ru) | Эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе | |
| RU2277571C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
| RU2753910C1 (ru) | Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060430 |