SU1331880A1 - Ингибированный буровой раствор - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к бурению . нефт ных и газовых скважин и предназначено дл  .разрезов, скошенных неустойчивыми глинистыми отложени ми. Цель изобретени  - придание буровому раствору ингибирукщих свойств. Раствор содержит следующие ингредиенты. мас,%: глинопорошок 3,0-20,0; стабилизатор 0,3-0,5; продукт конденсации высокомолекул рных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина 3,0-4,0; нефть 10-20, воду - остальное . Продукт конденсации получают путем омыпени  высокомолекул рных жирных кислот кубовыьм остатками при температуре 50-60 С в течение 20 - 40 мин. Готовый продукт представл ет собой однородную подвижную жидкость темно-коричневого цвета плотностью 1,01-1,02 г/смз и рН 9,0-9,3, растворимую в воде и органических растворител х . Ши приготовлении раствора в предварительно прогидратированг ную глинистую суспензию ввод т рас-, четные количества реагента- стабили- затора и продукт конденсации-. Затем, после 10-15-минутного перемешивани , в раствор ввод т нефть и перемешивают до полного змульгировани  нефти. 5 табл.. сл с 00 00 00 00

Description

Изобретение относитс  к области бурени  нефт ных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, используемым в разрезах, скошенных неустойчивыми глинистыми отложени ми

Целью изобретени   вл етс  повышение ингибирунщей способности бурового раствора.

Буровой раствор,- содержащий глину, д 40,0-55,0, оксозолидон 2-0,l-l,OjI стабилизатор , нефть и воду, дополнительно содержит продукт конденсации высокомолекул рных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина, который получают путем омылени  высокомолекул рных жирных кислот кубовыми остатками моноэтаноламина при 50-60°С в течение 20-40 мин. Реакционную смесь периодически перемешивают . Готовый продукт представл ет собой однородную подвижную жидкость темно -коричневого цвета плотностью 1,01-1,02 г/смз и рН 9,0-9,3, растворимую в воде и органических растворител х .

приготовлении продукта конденсаций высокомолекул рных жирных кислот и кубовьк остатков моноэтанолами- на (НЖК) соблюдают следующее соотношение ингредиентов, MaCo%t

Кубовый остаток

моноэтаноламина 15,0

Высокомолекул рные

жирные кислоты . 30,0

ВодаОстальное

Призер. В коническую колбу емкостью 200 мл помещают 30 г высоко молекул рных жирных кислот и 55 мл воды. Затем в эту же колбу ввод т 15 г кубовых остатков моноэтаноламина , смесь нагревают до 50-60 С в течение 30-40 мин и периодически перемешивают . Готовый продукт представл ет собой темно-коричневую однородную жидкость с рН 9,1 при 20 С..О полноте реакции омыпени  (отсутствию в реакционной среде не св занных жирных кислот) суд т по образованию однород™ ной жидкости без видимой границы раздела фаз и щелочной реакции среды (рН). Полученный продукт раствор етс  в воде во всех соотношени х.

Высокомолекул рные жирные кислоты  вл ютс  побочным продуктом при производстве себациновой кислоты. Кислотное число 150-180 мл КОН, число омылени  150-180 гт КОН, содержание жирных кислот с числом углеродных атомов Ctf C,g не менее 90%.

15

20

30

35

:40

45

50

4,0

0,3

4,0 10,0 Остальное

- (2-оксиэтил)имидозолин-2 0,1-0,3; неидентифицированные органические вещества 15,0-16,0; вода - остальное

Технологи  приготовлени  ингибиро ванного бурового раствора сводитс  к следующему, v

В предварительно прогидратирован- ную глинистую суспензию ввод т расчетные количества реагента-стабилизатора и НЖК, Затем после 10-15-минутного перемешивани  в раствор ввод т нефть и перемешивают до полного эмульгировани  нефти.

Пример. Состав, включающий, 25 мас.%:

Бентонит , Метас

юкк

Нефть Вода готов т следующим образом.

Навеску бентонитового глинопорош- ка в количестве 40 г (4 мас.%) диспергируют в 786.г воды. В прогидра- тированную глинистую суспензию добавл ют 60 МП 5%-ного раствора метаса (0,3 мас.%)., 40 г НЖК. (4 мас.%) и перемешивают 10-15 мин на лаборатор ной мешалке со скоростью 6DO об/мин Затем в раствор ввод т 114 мл нефти (10 мас.%) и перемешивают до полного распределени  нефти в растворе, В результате получаетс  1000 мл раствора (опыт 5, табл. 1).

Аналогично указанному примеру готов т разхичные варианты ингибиро- ванного бурового раствора, состав и свойства которых приведены в табл. 1. .

Технологические показатели бурового раствора измер ют при температуре , до () и после (170°С) термообработки и перепаде давлени  в автоклаве 50 МПа в течение 6 ч.

Как видно из табл. 1, увеличение содержани  НЖК в растворе, стабилизированном метасом, приводит к снижению условной и эффективной в зкое-- ти, динамического и статического на55

Кубовые остатки моноэтаноламина  вл ютс  отходами очистки технических газов при крупнотоннажном произ- водбтве аммиака. Они представл ют собой светло-коричневую жидкость плотностью 1,10-1,12 г/см, рН 9,1- 9,3. Состав кубовых остатков моноэтаноламина , мас.%: моноэтаноламин

д 40,0-55,0, оксозолидон 2-0,l-l,OjI 5

0

0

5

0

5

0

4,0

0,3

4,0 10,0 Остальное

- (2-оксиэтил)имидозолин-2 0,1-0,3; неидентифицированные органические вещества 15,0-16,0; вода - остальное.

Технологи  приготовлени  ингибиро ванного бурового раствора сводитс  к следующему, v

В предварительно прогидратирован- ную глинистую суспензию ввод т расчетные количества реагента-стабилизатора и НЖК, Затем после 10-15-минутного перемешивани  в раствор ввод т нефть и перемешивают до полного эмульгировани  нефти.

Пример. Состав, включающий, 5 мас.%:

Бентонит , Метас

юкк

Нефть Вода готов т следующим образом.

Навеску бентонитового глинопорош- ка в количестве 40 г (4 мас.%) диспергируют в 786.г воды. В прогидра- тированную глинистую суспензию добавл ют 60 МП 5%-ного раствора метаса (0,3 мас.%)., 40 г НЖК. (4 мас.%) и перемешивают 10-15 мин на лаборатор ной мешалке со скоростью 6DO об/мин Затем в раствор ввод т 114 мл нефти (10 мас.%) и перемешивают до полного распределени  нефти в растворе, В результате получаетс  1000 мл раствора (опыт 5, табл. 1).

Аналогично указанному примеру готов т разхичные варианты ингибиро- ванного бурового раствора, состав и свойства которых приведены в табл. 1. .

Технологические показатели бурового раствора измер ют при температуре , до () и после (170°С) термообработки и перепаде давлени  в автоклаве 50 МПа в течение 6 ч.

Как видно из табл. 1, увеличение содержани  НЖК в растворе, стабилизированном метасом, приводит к снижению условной и эффективной в зкое-- ти, динамического и статического на5

пр жени  сдвига (опыты 2-5). Добавка НЖК в количестве 3-4 мас.%  вл етс  оптимальной (опыты 4 и 5), так как дальнейшее увеличение концентрации НЖК в растворе не вызывает заметных изменений технологических показателей (опыты 6 и 7). ИПГР практически не мен ет своих свойтсв после термообработки или мен ют их незначительно (опыты 4-7).

В то же врем , термообработка раствора, не содержащего НЖК, приводит к чрезмерному повышению струк10

хран ют чрезвычайно низкие фильтрационные свойства после термостатиро- вани  при содержании твердой фазы 11,5-20,0 мас.%, а реологические свойства незначительно мен ютс  в сторону увеличени .

Растворы, стабилизированные КМЦ (опыты 5-24), термостатируют при 150 С в течение 6 ч. При таком режиме водоотдача растворов с содержанием глинопорошка 3,0-20,0 мас.% уве- личиваетс  на 1,5-2 см , а реологические свойства незначительно мен ютс 

турно-механических показателей(опыт 1)|с в сторону уменьшени .

Такой же характер изменени  струк- Повышение содержани  твердой фазы

турно-механических свойств глинистого раствора в зависимости от содержани  в нем НЖК наблюдаетс , если в качестве реагента-стабилизатора используетс  КМЦ. Добавки в раствор НЖК до 4 мас.%-привод т к значительному снижению реологических показателей (опыты 9 и 10). Увеличение содержани  НЖК свыше 4 мас.% практически не вызывает измене ни  структурно- механических свойств (опыт 11). Термообработка при раствора, стабилизированного КМЦ, ведет к деструкции полимера (высоков зкие марки КМЦ- 500 и КМЦ-600 примен ютс  при температуре до 150.и 160°С соответственно ) и, как следствие, к росту водоотдачи и резкому снижению реологических показателей (опыт 8). В то же врем , добавка НЖК в количестве 4- 6 мас,% позвол ет значительно снизить .скорость термоокислительно-гидролитической деструкции КМЦ, что св зано, очевидно, с наличием в НЖК моноэта - ноламина и, следовательно, способствует сохранению структурно-механических и фильтрационных свойств системы (опыты 9-11).

В табл. 2 показана возможность ис- пользов.ани  в составе раствора различных реагентов-стабилизаторов.

Из данных,представленных в табл.2, видно, что все составы растворов при концентрации глинопорошка в пределах 3,0-20,.О мас.% сохран ют приемпемые реологические и фильтрационные свойства при содержании стабилизатора 0,3-0,5 мас.% и НЖК 3,0-4,0 мас.%. Термообработка растворов не приводит к заметньш изменени м технологических показателей.

Растворы, обработанные метасом и лакрисом-20 (опыты 1-4 и 25-30), со

хран ют чрезвычайно низкие фильтрационные свойства после термостатиро- вани  при содержании твердой фазы 11,5-20,0 мас.%, а реологические свойства незначительно мен ютс  в сторону увеличени .

Растворы, стабилизированные КМЦ (опыты 5-24), термостатируют при 150 С в течение 6 ч. При таком режиме водоотдача растворов с содержанием глинопорошка 3,0-20,0 мас.% уве- личиваетс  на 1,5-2 см , а реологические свойства незначительно мен ютс 

0

до 28,5 мас.% (опыты 24 и 30) приводит к резкому увеличению реологических показателей, неприемпемых дл  бурени . Уменьшение содержани  твердой фазы менее 3 мае.% не обеспечивает реологических и фильтрационных свойств, предъ вл емых к буровым растворам, дл  сложных условий буре5 ни  (опыт 5).

Состав и технологические показатели ингибированного бурового раствора в сравнении с известным представлены в табл. 3.

0 Как видно из табл. 3, известные растворы (опыты 3 и 4) при том же содержании глины и КМЦ, что и в ин- гибированном растворе (опыты 1 и 2), имеют более высокую условную в зкость . После термообработки при 150°С реологические показатели ингибированного бурового раствора практически не измен ютс , а водоотдача возрастает незначительно. В то же

0 врем , после термообработки известных растворов показатель услов.ной в зкости снижаетс  почти вдвое, возрастает статическое напр жение сдвига , а водоотдача возрастает в 2 раза.

5 Ингибирующую способность растворов оценивают по набухаемости глинопорошка в фильтратах, полученных при автоклавировании исследуемых раство- ров на приборе ФП-200 при 170°С и

Q перепаде давлени  1,6 МПа. В градуированный цилиндр объемом 10 мл помещают сухой глинопорошок до делени , соответствующего 1. мл.. Затем в цилиндр наливают фильтрат раствора до

g объема 10 мп. Степень набухани  К оценивают по отношению приращени  объема набухшего в фильтрате раствора глинопорошка к его объему в непол рной жидкости (керосине):

К

V V,,

где К - коэффициент набухани ;

Уф - обьем глинопорошка в фильт-

рате бурового раствора, мл У„ - объем глинопорошка в непол рной жидкости, МП..

Замер приращени  объема глинопо- рошка производ т соответственно через 8, 24, 48, 96, 192 и 384 ч. По величине К суд т об игнибируннцей способности раствора. Чем больше коэффициент набухани  тем слабее выражены ингибирующие свойства исследуемой жидкости, и наоборот,

В табл. 4 приведены составы растворов и коэффициенты набухани  глино порошка в фильтратах этих растворов через определенные промежутки времени;

Как видно из табл. 4, коэффициент набухани  гш1нопорошка в фильтратах ингибированного бурового раствора . (опыты 2 и 5) относительно мал по сравнению с фильтратом растворов того же состава, но не содержалщх НЖК (опыты 3 и б). Коэффициент набухани  в фильтрате известного раствора (опыт 4); выше, чем в фильтратах ингибированного бурового раствора, что подтверждает высокие ингибирзпгацие свойства предлагаемого состава- бурового раствора.

Ингибирукщие свойства растворов исследуют также на модел х фильтратов . Результаты этих исследований (табл. 5) показывают, что показатель увлажнени  и диспергирующа  способность предлагаемого раствора лучше, чем известного.

Таким образом, заказанные преимущества ингибированного бурового раствора обусловливают повышение технико экономических показателей бурени  в неустойчивых глинистых породах.

Claims (1)

1. Формула изобретени 

   Ингибированный бзфовой раствор, содержащий глинопорошок, стабилизатор , нефть и воду, отличающийс  тем, что, с целью придани  буровому раствору ингибирукмцих свойств, он дополнительно содержит продукт конденсации высокомолекул рных жирных кислот и кубовых остатков монозтаноламина при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Ппинопорошок 3,0-20,0 Стабилизатор 0,3-0,5 Продукт конденсации iвысокомолекул рных жирных кислот и кубовых остатков моно- этаноламина 3,0-4,0 Нефть10-20

   ВодаОстальное

   Составитель В.Ворискина Редактор Н.Егорова Техред В.Кадар

   Заказ 3769/23 Тираж 633Подписное

   ВНИИПИ Государственного комитета СССР

   по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушска  наб., д.4/5

   1роизводственно-полиграфическое предпри тие, г. Ужгород,ул.11рОектна ,4

   Таблица 5

   Корректор В.Бут га