SU1684307A1

SU1684307A1 - Эмульсионный буровой раствор

Info

Publication number: SU1684307A1
Application number: SU894718287A
Authority: SU
Inventors: Алекпер Багирович Сулейманов; Агасаф Агакеримович Мовсумов; Таир Исмайлович Гусейнов; Субхи Гасанович Магеррамов; Зиновий Львович Литвин; Сусанна Григорьевна Мурадян
Priority date: 1989-06-30
Filing date: 1989-06-30
Publication date: 1991-10-15

Abstract

Изобретение относитс к бурению нефт ных и газовых скважин. Цель изобретени - получение стабильного эмульсионного бурового раствора повышенной плотности. Дл этого эмульсионный буровой раствор содержит нефть или нефтепродукты, минерализованную воду с растворенными в ней стабилизаторами глинистой суспензии, гидрослюдисто-каолинитовую глину, эле- менторганический гидрофобиэатор и эмульгатор . Дополнительно раствор содержит обработанные натром кубовые остатки дистилл ции нафтеновых кислот. Обработанные едким натром кубовые остатки способны стабилизировать водонефт ные эмульсии и модифицировать поверхность твердой фазы, что повышает стабильность эмульсии. 1 табл. Ё

Description

Изобретение относитс к нефтеперерабатывающей промышленности, а именно к эмульсионным буровым растворам.

Цель изобретени - повышение агрега- тивной устойчивости эмульсионного бурового раствора при достижении плотности 1,55-1.6 г/см3 путем ут желени его баритом .

Цель изобретени - достижение эмульсионной стабилизации раствора при повышении плотности введением твердой фазы.

Поставленна цель достигаетс тем, что эмульсионный буровой раствор, содержащий нефть или нефтепродукты, глину, эмульгатор и минерализованную воду с растворенным в ней стабилизатором глинистой суспензии, в качестве эмульгатора содержит продукт обработки едким натром кубовых остатков дистилл ции нафтеновых

кислот (КОНД) при следующем соотношении компонентов, %: нефть или нефтепродукты 20-30, глина гидрослюди- сто-каолинитова 10-12, КОНД 2-5, минерализованна вода с растворенным в ней стабилизатором глинистой суспензии остальное .

Состав кубовых остатков дистилл ции нафтеновых кислот, мас.%:

Нафтенсодержащие кислоты 60-65 Ди- и трициклические нафтеновые углеводороды25-30 Смолы, масла, соли и влага15-5 Концентраци полученного указанным методом реагента 40-50%. Добавка его в буровой раствор делаетс исход из этой концентрации.

Кубовые остатки перед добавкой в раствор обрабатываютс едким натром.

О 00

ы о

VI

Процесс осуществл ли следующим образом . В раствор едкого натра (60 г сухого едкого натра в 360 г воды) добавл ли 400 мл кубовых остатков и перемешивали в течение 20-30 мин.

Полученный реагент содержит около 50% натриевых солей кубовых остатков. рН полученного реагента 9,5. Оптимальное значение рН в пределах 9-12. Величину рН можно регулировать небольшими добавками едкого натра. На буровых предпри ти х реагент можно готовить непосредственно перед употреблением.

Дл перевода такого раствора в эмульсионный в него достаточно добавить расчетное количество КОНД и нефть или нефтепродукты.

В лабораторных услови х состав готовили следующим образом,

В глинистый раствор на минерализованной (морской) воде с добавками химических реагентов-стабилизаторов глинистых суспензий, чаще всего используемых при приготовлении буровых растворов (КССБ, окзил, серогель, УЩР, нитролигнин, КМЦ или их аналоги), в количестве, необходимом дл придани раствором требуемых структурно-механических и реологических свойств, например, ССБ до 5% сухого вещества от объема раствора, УЩР до 5% от объема раствора, КМЦ до 3%, нитролигнина до 0,6%, окзила до 10% и т.д., добавл ли ут желитель барит, после чего КОНД и нефть.

После перемешивани определ ли параметры полученного раствора.

П р и м е р 1. Приготовлена глиниста суспензи (10 об.% гидрослюдисто-каоли- нитовой глины) на морской воде. Суспензи стабилизирована реагентами КССБ, сероге- лем и окзилом, В полученный раствор добавл ли КОНД в количестве 2,0 об.% и после перемешивани нефть 10,0 об.%. Полученную смесь перемешали до получени эмульсии, добавили ут желитель (барит ), перемешали и определили параметры (см. таблицу).

Пример 2. В глинистую суспензию на морской воде, стабилизированную химическими реагентами (по примеру 1), добавили КОНД-2,0 об.%, а затем нефть 20,0 об.% и далее ут желитель 13,0 об.%, после перемешивани определили параметры (строка 5 таблицы).

Аналогично готовились эмульсионные растворы с различным содержанием КОНД и нефти и определили их параметры (см. таблицу). Наиболее приемлемые параметры получены дл составов, содержащих 12

об.% глины, 20-30 об.% нефти, 2-5 об.% КОНД.

При концентрации КОНД менее 2,0 об.% эмульсии нестабильны. При концентрации более 5% увеличиваетс расход реагента без значительного улучшени параметров раствора. Увеличение количества нефти более 30% делает эмульсии в зкими . При уменьшении концентрации глины

0 ниже 10 об.% снижаетс плотность раствора , при увеличении более 12 об.% увеличиваетс в зкость.

Плотность полученных эмульсионных растворов колеблетс от 1,1 (при отсутствии

5 барита) до 1,6 г/смЗ. Таким образом, эмульсионный буровой раствор с использованием КОНД с предложенным составом дает возможность повысить плотность раствора до 1,6 r/смЗ добавкой твердого ут желител

0 без расслоени эмульсии.

КОНД способен стабилизировать глинистые растворы на водной основе, а также водонефт ные эмульсии и водонефт ные эмульсии, содержащие твердую фазу благо5 дар способности гидрофобизировать поверхность твердых частиц.

Дл получени стабильных эмульсионных растворов необходимо использовать органофильную глину, так как частицы высо0 кодисперсного наполнител должны иметь определенный угол смачивани в системе углеводородна среда - вода - твердое тело . Глинистые частицы, имеющие гидрофобную поверхность, могут стабилизировать

5 эмульсии типа масло в воде (м/в); эмульсии типа вода в масле (в/м), а именно такими эмульси ми вл ютс эмульсионные буровые растворы, при воздействии глинистых частиц разрушаютс . В св зи с этим дл

С получени эмульсий с достаточно высоким содержанием твердой фазы, последн должна быть модифицирована. Все это в определенной степени относитс и к ут желителю, хот гидрофильность его не5 сколько ниже, чем у глины.

В р де случаев модификаци поверхности твердой фазы может произойти за счет химических свойств дисперсионной среды. В частности КО НД помимо способности ста0 билизировать водонефт ную эмульсию, адсорбируетс на поверхности, твердых частиц, гидрофобизиру и.х, что еще больше повышает стабильность эмульсии.

Таким образом, сущность изобретени

5 заключаетс в применении КОНД, исключающего необходимость предварительной гидрофобизации поверхности твердой фазы или введени в состав эмульсии отдельных гидрофобизирующих компонентов, например кремнийорганических веществ и в ко

нечном итоге получение стабильных растворов высокой плотности.

Бурение нефт ных и газовых скважин осуществл етс в основном глинистыми буровыми растворами на водной основе. Однако при заканвании скважин, во-избе- жании различных осложнений, эти растворы все чаще замен ют эмульсионными растворами на углеводородной основе.

В св зи с этим данный состав может быть получен на базе циркулирующего в бур щейс скважине глинистого раствора на водной основе, стабилизированного известными химреагентами. При этом значительно сокращаетс расход химреагентов и ут желител .

Claims

Формула изобретени

Эмульсионный буровой раствор, включающий нефть или нефтепродукты, гидро- слюдисто-каолинитовую глину, эмульгатор и минерализованную воду с растворенным

в ней стабилизатором глинистой суспензии, отличающийс тем, что, с целью повышени агрегативной устойчивости эмульсии при достижении плотности раствора 1,55-1,6 г/см3 за счет ут желени его баритом, он в качестве эмульгатора содержит продукт обработки едким натрием кубовых остатков дистилл ции нафтеновых кислот при следующем соотношении компонентов , мас.%:

Нефть или нефтепродукты 20-30

Гидросл юдист о-каол ин итова глина 10-12

Продукт обработки едким

натрием кубовых остатков

дистилл ции нафтзновых

кислот2-5

Минерализованна вода

с растворенным в ней

сталибизатором глинистой

суспензииОстальное

10 20 30 40 10 20 10 40 10 20 30

;с ю

20 ЗС 40 10 20 30 40 10 20 30 40

10 13 13 10 12 12 12 12 10 1C 10 10 12 12 12 12 IU 10 10

12 12 12 12

78 68 58 48 76 66 56 46 77 67 57 «7 75 65 55 45 75 65 55 45 73 63 53 43

32

40

ЬО

81

34

40

62

34

34

40

65

34

59

62

74

104

30

47

72

S3

61

67

Л9

123

12 27 13 4S I 30

45 15 77 36 43 21 16 43 69 21 30 47 51 27 39 54 72

24 42 48 69 24 66

94

27

42

45

69

39

75

96

105

45

51

63

75

48

75

99

112

2.0 2,0 2,С .0 2.5 2,5 2,5 2.5 2,0 2,0 2,0 2,0 2.0 2,0 2,0 2.5 2,5 2.5 2.0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0

0,5 0,5 °,5 °,5 1,0 1,0 1,0 1,0 0,5 0,5 0.5 0,5 0,5 0,5 1,0 .О . 1,0 0.5 0.5 0,5

0.5 0,5 0,5

,57 ,55 ,52 ,50 ,60 ,57 ,55 ,52 ,57 ,53 ,52 ,50 ,60 .57 ,54 .52 ,55 .53 ,52 ,49 .60 .55 .53 ,51