SU1082791A1 - Малоглинистый нефтеэмульсионный буровой раствор - Google Patents

Abstract

МАЛОГЛИНИСТЫЙ НЕФТЕЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глинопорошок, стабилизатор, углеводородную фазу, поверхностно-активные вещества, кубовые остатки синтетических жирных кислот, гидроксид и воду, отличающийс  тем, что, с целью повьшени  его реологических и ингибирующих свойств, а также солестойкости , он содержит в качестве гидроксида гидроокись аммони  25-ной концентрации при следующем соотнощении компонентов, мас.%: 2,0-4,0 Глинопорошок Гидроокись аммони  25%-ной кон0 ,8-1,2 центрации 0,3-0,5 Стабилизатор Кубовые .осi татки синтетических жир (Л 1,5-2,0 ных кислот Углеводород20 ,0-30,0 на  фаза Поверхностноактивные ве0 ,6-1,0 щества Остальное Вода

Description

Изобретение относитс  к бурению нефт ных и газовых скважин, в частно ти к промывочным жидкост м на водной основе, предназначенным дл  вскрыти  продуктивных отложений, а также дл  глушени  скважин при пройедении их капитального и подземного ремонта. Известен иефтеэмульсионный буровой раствор (НЭР), в котором нефть или ее дистилл ты эмульгируютс  в во ной среде (глинистом растворе) с помощью продукта нейтрализации гидроокисью кали  кубовых остатков жирных кислот Cl . Недостатком данного состава  вл е с  большое (с целью получени  достаточно тиксотропного раствора) содержание глинистой фазы (20% бентонита) что, как известно, отрицательно сказываетс  на показател х бурени  и ка честве вскрыти  продуктивных отложений . Наиболее близким к предлагаемому  вл етс  состав НЭР, в котором эмуль гирование углеводородной фазы (нефти дизтоплива) осуществл етс  за счет введени  продуктов омылени  кубовых остатков синтетических жирных кислот (КОСЖК) гидроокисью натри . При этом 2-3% образующихс  натрие вых мыл КОСЖК позвол ет повысить нефтесодержание НЭР до 50-60%, а содержание глинистой фазы снизить до 5-7%. Кроме того, в данном составе добавкой 0,5-1% смеси неионогенного и анионного ПАВ, вз тых в отношении 1:1, достигаетс  повышение поверхностной активности НЭР и его фильтра та, что способствует сохранению филь трационных свойств вскрываемых проду тивных отложений С 2. Однако при глиносодержании 5% реологические свойства данног раствора ухудшаютс . Кроме того, дан ный состав характеризуетс  недостато ной устойчивостью к действию солей. При низком содержании глинистой фазы (менее 5%) не обеспечиваетс  достаточно эффективна  очистка забо  от выбуренной породы, может иметь место выпадение ут желител , а при введении солей с целью улучшени  ингибирующих свойств НЭР - рост водоотдачи , что требует дополнительного расхода реагентов - стабилизаторов дл  ее снижени . Цель изобретени  - повьпиение рео логических и ингибирую1цих свойств и солестойкости раствора. Поставленна  цель достигаетс  тем, i что малоглинистый нефтеэмульсионный буровой раствор, содержащий глинопорошок , стабилизатор, углеводородную фазу, поверхностно-активные вещества, кубовые остатки синтетических жирных кислот, гидроксид и воду, в качестве гидроксида содержит гидроокись аммони  25-ной концентрации при следующем соотношении компонентов, мас,%: Глинопорощок 2,0-4,0 Гидроокись аммони  25%-ной концентрации 0,8-1,2 Стабилизатор 0,3-0,5 Кубовые остатки синтетических жирных кислот 1, 5-2,0 Углеводородна  фаза20-30 Поверхностноактивные ве- щества 0,6-1,0 Вода Остальное В качестве стабилизаторов могут быть использованы полисахариды, полиакрилаты и др. В качестве добавки, регулирующей поверхностно-активные свойства, применены неионогенные ПАВ (например, дисольфан) или синергетические смеси неионозенных и анион ных ПАВ (например, дисольван и сульфонол , вз тые в соотношении 1:1). В качестве углеводородной фазы используетс  дизельное топливо, нефть. Гидроокись аммони  () характеризуетс  слабощелочными свойствами, в водном растворе диссоциируетс  на ионы NH и ОН и при взаимодействии с жирными кислотами образует продукты омьшени , обладающие эмульгирующими и структурнообразующими свойствами . Эффективный радиус иона NHt имеёт значительно меньшее значение, чем ионы Na или К , и составл ет 1,43 А (Na 2,86 А, 2,66 А). Это способствует более глубокому проникновению ионов в межпакетное пространство глинистых частичек, что, с одной стороны, ограничивает их гидратацию и тем самым повышает ингибирующие свойства бурового раствора, а с другой сторинЫ; способствует упрочнению структурных св зей при получеНИИ НЭР.При этом з-начительно понижаетс  расход глинистого материала, выполн ющего функции в жушрго компонента структурообразовател . Используемые при получении нефтеэмульсионного раствора КОСЖК  вл ютс  побочньм продуктом производства синтетических жирных кислот в процессе получени  их при окислении парафиновых углеводородов молекул рным кислородо По результатам экстракционного разделени  КОСЖК содержат следующие фракции, %: жидкие кислоты 35; твердые 22,2; смолистые 42,8. Технологи  приготовлени  малоглинистого НЭР с использованием в качестве эмульгатора продуктов омылени КОСЖК гидроокисью аммони  (аммониевы мыл КОСЭК) заключаетс  в следующем. В приемных емкост х на буровой с помощью гидравлических диспергаторов заготавливаетс  необходимый объем суспензии глинистого материала, в ко торую при замкнутой циркул ции ввод  расчетные количества реагента-стабилизатора (например, КМЦ), затем гидр окиси аммони . Отдельно приготавливаетс  углеводородна  фаза, например раствор КОСЖК в дизтопливе, расчетно количество которой ввод т в предвари тельно стабилизированную глинистую суспензию, обработанную гидроокисью аммони . Одновременно ввод т расчетное количество ПАВ. Все указанные до бавки ввод тс  при непрерывном пере мешивании раствора до получени  промывочной жидкости с заданными параметрами . .Пример 1. Приготовление мало глинистого НЭР в лабораторных уелоВИЯХ . Навеску бентонитового глинопорошка в количестве 10 г (2 мас.%) ди пергируют в 347 г (69,4 мас.%) воды. Затем добавл ют КМЦ в количестве 2,5 г (0,5 мас.%) при продолжении перемешивани  до полного ее растворе ни . Б полученную суспензию ввод т 5 г 25%-ной концентрации (1,0 мас.%) и смешивают ее с 125 г (25 мас.%) углеводородной фазы, содержащей 7,5 г (1,5 мас.%) КОСЖК, одновременно добавл   1,5 г (0,3 мае дисольвана, затем 1,5 г (0,3 мас.%) сульфонола (анализ 2). П р и м е р 2. Навеску бентонитового глинопорошка в количестве 15 г (3 мас.%) диспергируют в 312,5 г (62,5 мас.%) воды, затем добавл ют 1,5 г (0,3 мас.%) КМЦ, а после полного растворени  последней 6 г 25%-ной концентрации (1,2 мас.%). В полученную стабилизированную суспензию ввод т при перемешивании 150 г ( 30 мас.%) углеводородной фазы, содержащей 10 г (2, мас.%) КОСЖК, затем 2,5 г (0,5 мас;%) дисольаана и 2,5 г (0,5 мас.%) сульфонола (анализ 3). П р и м е р 3. Навеску палыгорскитового глинопорошка в количестве 20 г (4 мас.%) диспергируют в 363 г (72,6 мас.%) воды. Затем при продолжении перемешивани  добавл ют 2,5 г (0,5 мас.%) КМЦ и 4 г (0,8 мас.%) 25%-ной концентрации. В полученную глинистую суспензию, стабилизированную КМЦ и обработанную , ввод т 100 г (20 мас.%) углеводородной фазы, содержащей г (1,5 мас.%) КОСЖК, одновременно добавл ют 1,5 г (0,3 мас.%) дисольвана и 1,5 г (0,3 мас.%) сульфонола (анализ 4). Замеры параметров провод т при нормальной и повьш1енных температурах (150°С). Результаты испытаний приведены в табл. 1. В таких же услови х дл  сравнени  испытывают НЭР на основе натриевых мьш КОСЖК (анализы 6-8). Как видно из табл. 1, реологические свойства предлагаемого .НЭР (анализы 1-5) и прототипа (анализы 6-8) сравнительно близки, однако содержание глинистой фазы в них соответственно равно 1-5 и.4-7 мас.%. Если сравнить показатели НЭР, содержащих одинаковое количество глины (анализы 4 и 6), то видно, что более высокие значени  характерны дл  предлагае мого НЭР. Снижение до минимума содержани  глинистой фазы способствует как повышению технико-экономических показателей бурени , так и повышению качества вскрыти  продуктивных отложений. Количество глинопорошка меньше 2 мас.% не обеспечивает достаточного ограничени  водоотдачи НЭР. и соответствующих требовани м показателей реологических свойств (анализ 1). При содержании глинопорошка более 4 мас.% имеет место чрезмерное повышение значений условной в зкости и динамического сопротивлени  сдвига (анализ 5). Таким образом, оптимальное глиносодержание , обеспечивающее технологические параметры НЭР предлагаемого состава, находитс  в пределах 2-4 нас. Предлагаемый состав НЭР более устойчивый по сравнению с известными к действию электролитов, например СаС и КС1 (анализы, 9,10, 12 и 13), что значительно расшир ет область применени  НЭР и позвол ет рекомендовать его дл  вскрыти  продуктивных отложений с пропластками чередующихс  гидратирующихс  сланцев. Устойчивость предлагаемого НЭР к действию электролитов (, КС1), которые широко используютс  в качестве ингибиторов набзпсани  при обработке буровых растворов, показывает возможность использовани  ингибированных глинистых растворов, примен емых при бурении скважин до кровли продуктивных отложений, в качестве основы дл  приготовлени  малоглинистых НЭР, пред

назначенных, главным образом, дл  20 вскрыти  продуктивных отложений.

Как видно из табл. 1 (анализы 11 и 14), введение ут желител  не вызывает ухудшени  технологических параметров НЭР, что свидетельствует о 25 его достаточной седиментационной устойчивости как при нормальных услови х (анализ 11), так и после баротермальной обработки (анализ 18). Это определ ет возможность его примене- 30

ни  при бурении глубоких скважин с пластовым давлением, значительно превьшгающим гидростатическое.

Испытани , проведенные на установке УИПК-ГМ, показывают, что предлагае-35 мый раствор обеспечивает достаточно высокую степень сохранени  нефтепроцелесообразно использовать смесь неионогенного и анионного ПАВ, обладающую синергетическим эффектом в от ношении термостойкости.

Кроме того, используема  дл  омылени  и регулировани  рН гидроокись аммони  в отличие от NaOH и КОН -не относитс  к химическим веществам, загр зн ющим среду.

Применение предлагаемого состава

скорость бурени  за счет низкого содержани  глины, а также эффективность вскрыти  продуктивных отложений за счет большей степени сохраТаблица 1 ницаемости кернов (анализы 2-5, 9-11, 16, 17). Кинетика приращени  объема бентонита в фильтратах НЭР различных компонентных со.ставов, проведенна  на приборе ПНГ-1 по известной методике, приведена в табл. 2. Как видно из табл. 2, приращение объема бентонита в фильтрате.предлагаемого НЭР относительно небольшое и меньшее, чем в фильтрате прототипа, что подтверждает более высокие ингибирующие свойства предлагаемого НЭР. Как видно из табл. 1, использованне неионогенных ПАВ (анализ 2) приемлемо, хот  дл  условий забойных температур и более, когда раст воримость, а следовательно, и активность неионогенных ПАВ снижаетс . НЭР позвол ет повысить механическую нени  свойств продуктивных отложений самым продуктивность скваи тем жин.

.Продолжение табл. 1

Продолжение табл. J

11

108279112

Таблица 2

Claims (1)

1. МАЛОГЛИНИСТЫЙ НЕФТЕЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глинопорошок, стабилизатор, углево'дородную фазу, поверхностно-активные вещества, кубовые остатки синтетичес- ких жирных кислот, гидроксид и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения его реологических и ингибирующих свойств, а также солестойкости, он содержит в качестве гидроксида гидроокись аммония 25-ной концентрации при следующем соотношении компонентов, мас.%:

   Глинопорошок 2,0-4,0 Гидроокись аммония 25%-ной кон- центрации 0,8-1,2 Стабилизатор 0,3-0,5 Кубовые .ос- татки синте- тических жир- ных кислот 1,5-2,0 Углеводород- ная фаза 20,0-30,0 Поверхностно- активные ве- щества 0,6-1,0 Вода Остальное

   SU „„1082791