SU1707051A1 - Буровой раствор - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности. Цель - снижение отрицательного вли ни  на окружающую среду за счет повышени  степени ни  нефти при одновременном гн. коими коррозионной активности и сохранении технологических свойств. Дл  этого буроеой раствор (БР) содержит ингредиенты при следующем их соотношении, мас.%: крем- негель 10-25. нитрилотриметилфосфонова  кислота или грунт-преобразователь ржаочи- ны, или отмывочкый раствор 2-5, силикат натри  5-20, вода остальное. Приготавливают БР путем смешени  ингредиентов в следующем пор дке: вода, кремнегель, нитрилотриметилфосфонова  кислота или грунт-преобразователь ржавчины, или от- мывочный раствор. 2 табл.

Description

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности и в частности к буровым растворам.

Известны эмульсионно-малосиликатные растворы следующего состава, мас.%:

Глинопорошок26 Силикат натри  8 КМЦ-600 2 Нефть или дизельное топливо 7-12 Неионогенное ПАВ

(эмульгатор)0,1 Полиэтиленова  крошка о дизе- льном топливе( пеногаситель) По мере

необходимости

ВодаОстальное Данный раствор содержит большое количество глины, что значительно снижает эффективность бурени , ухудшает коллек- торские свойства пластов. Дл  поддержани  параметров раствора в заданных пределах необходима посто нна  добавка

исходных компонентов и пеногасителч, т;;к как указанный раствор трудно очищать от шлама. Вреден дл  окружающей среды.

Также известен буровой раствор вкл- , чающий компоненты в следующем соотношении , мас.%:

Полиакриламид0,005-0,50 Силикат натри  0,007-0, К Глина 5,000-15.0 Вода Остальное Недостатком этого раствора  вл етс  также большое содержание глины, что приводит к снижению эффективности бурени  и ухудшению коллекторских свойств пластов . Раствор трудно подвергаетс  очищению от шлама и нефти, вреден дл:; окружающей среды.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому  вл етс  состав, который включает компоненты в следующих соотношени х, мас.%:

4 4

о

v«

,0

|2

КМЦ1.7-2.1 Сернокислый алюминий 0,7-1,8 Жидкое стекло 3-6 Хлористый натрий 20-25 Вода Остальное Недостатком известного раствора  вл етс  отсутствие свойств св зывани  нефти, котора , попада  в буровой раствор в процессе бурени  скважин, отрицательно вли ет на окружающую среду, а содержание минеральных солей нарушает технологичность бурового раствора, вызывает коррозию оборудовани  и образование кристаллических отложений в призабойной зоне пласта. Кроме того, сернокислый алюминий  вл етс  дефицитным продуктом, используемым в бытовой и промышленной сфере дл  очистки воды.

Цель изобретени  - снижение отрица- тельного вли ни  на окружающую среду за счет повышени  св зывани  нефти при одновременном снижении коррозионной активности и сохранении технологических свойств бурового раствора.

Поставленна  цель достигаетс  тем, что буровой раствор, содержащий силикат натри , дополнительно содержит кремнегель, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) или грунт-преобразователь ржавчи- ны(ГПР), или отмывочный раствор (АД С) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кремнегель 10-25 НТФ или ГПР или АДС 2-5 Силикат натри  5-20 Вода Остальное Сопоставительный анализ с известным позвол ет сделать вывод, что предлагаемый раствор отличаетс  от известного введением новых компонентов, а именно кремнеге- л . НТФ. ГПР, АДС. ч

Анализ известных буровых растворов, используемых при бурении скважин, показал , что введение в раствор некоторых компонентов известно, например НТФ. Однако их применение в этих растворах в сочетании с другими компонентами не придает буровым растворам такие свойства, как снижение коррозионной активности, уменьшение воздействи  раствора на окружающую среду за счет повышени  св зывани  нефти.

Пример. При приготовлении составов соблюдаетс  следующа  последовательность введени  компонентов: берут 5 мае. % силиката натри  (со средним значением силикатного модул ), добавл ют 83 мас.% воды и 10 мас.% кремнегел . В полученную мессу добавл ют 2 мас.% НТФ (или ГПР. или АДС). После тщательного перемешивани  раствор готов к применению.

Аналогично готов тс  остальные составы , приведенные в табл. 1.

Компоненты, примен емые дл  приготовлени  предлагаемого бурового раствора, имеют промышленное производство.

Исследование бурового раствора производ т следующим образом.

Коррозию оборудовани  исследуют по ГОСТу 9, согласно которому металлические пластинки из Ст. 3 весом 14,733; 14,699; 15,009; 14,976 и 15,010 г опускают в раствор, приготовленный по рецептуре состава 2. По истечении 1 ч определ ют потерю веса пластин путем взвешивани  до и после испыта- ний по формуле: mi - Ш2

V,

где VK - скорость коррозии;

mi, mz - масса пластинки до и после

испытани , г;

S - поверхность образца, м2; г- врем , ч.

После выдерживани  в растворе вес испытываемых пластин остаетс  без изменений . Исход  из результатов испытаний установлено, что предлагаемый раствор не вызывает коррозию оборудовани .

Св зывание нефти исследуют следующим образом.

В мерный цилиндр отбирают 100 см3 бурового раствора, добавл ют 25 мл нефти (среднее количество нефти, содержащейс  в отработанном буровом растворе) и тщательно перемешиваютс . Смесь выдерживают 7 сут на структурирование, по истечении которых сверху раствора наливают воду. Пленки нефти на поверхности воды не наблюдаетс , что свидетельствует о св зывании нефти до 95-100%. Результаты

испытаний растворов приведены в табл. 2.

Содержание НТФ (или ГПР, или АДС) в

буровом растворе в пределах 2-5 мас.% в

составах 1-3 обеспечивает структурообразование раствора. При содержании менее 2

мас.% структурообразование отсутствует, т.е. этот предел  вл етс  нижним пределом, а менее 2 мас.% (состав 4)  вл етс  минимально запреДельным, а более 5 мас.% не имеет существенного вли ни  на качество

раствора, т.е. увеличение до б мае. % (состав 5)  вл етс  максимально запредельным.

Введение кремнегеЛ  (составы 1-3) в раствор в пределах 10-25 мас.% обеспечи- вает гелеобразное состо ние раствора, предотвращает фильтрацию в поры пласта, при уменьшении кремнегел  ниже 10 мас.% (состав 4) раствор получаетс  нестабильный , а увеличение количества кремнегел 

выше 25 мас.% {состав 5) не отражаетс  на качественных показател х раствора.

Содержание силиката натри  в растворе в количестве 5-20 мас.% (составы 1-3) обеспечивает консистентность и однород- ность среды, причем при уменьшении содержани  его менее 5 мас.% (состав 4) раствор расслаиваетс , следовательно 5 мас.%  вл етс  оптимально нижним пределом ингредиента, а менее 3 мас.% мини- мально запредельным, увеличение количества силиката натри  вь-uje 20 мас.% экономически нецелесообразно, так как основные показатели раствора остаютс  без изменений и состав 5 относитс  к макси- мально запредельному значению.

Предлагаемый раствор не ухудшает коллекторские свойства пласта, что позвол ет за короткий срок освоить скважину после бурени : срок освоени  по предлагаемому раствору в несколько раз меньше, чем при бурении с известным раствором , так как предлагаемый раствор не имеет твердой фазы, не содержит минеральные соли, не забивает поры пласта. Следо- вательно исключаетс  накопление твердых частиц в предлагаемом буровом растворе, измельчение шлама происходит при циркул ции , за счет чего повышаютс  показатели работы долот. Кроме этого, предлагаемый состав выполн ет смазывающие функции, что предотвращает прихваты бурильных и обсадных колонн из-за отсутстви  фильтра- ционной корки.

Предлагаемый раствор  вл етс  высо- коэкологичным: полностью св зывает нефть, не расслаиваетс  и не смешиваетс  с водой, происходит самоотверждение отработанного раствора.

применение известного раствора не за- щищает окружающую среду от вредных примесей отработанного бурового раствора, так как в процессе бурени  буровой раствор обогащаетс  не только шламом, но и нефтью. При бурении с применением изве- стного раствора св зывание нефти, попадающей в буровой раствор, отсутствует, в шламовых амбарах происходит полное расслоение отработанного бурового раствора на следующие слои: нижний слой - шламо- вый; средний слой - глинистый; верхний слой - нефт ной.

При этом абсолютно отсутствует отвер- ждение отработанного бурового раствора в шламовом амбаре; во врем  паводков амба- ры наполн ютс  водой, происходит смешение отходов с грунтовыми и паводковыми

водами, приводит к. растаиванию и выходу из амбаров нефти, т.е. верхнего, а также глинистого слоев, которые попадают в водоемы, реки, озера, пагубно вли ют на Флору и фауну, загр зн ют окружающую среду.

Кратка  характеристика компонентов бурового раствора.

Нефелиновый кремнегель представл ет собой рыхлую агрегированную массу белого цвета с желтоватым оттенком. Массова  дол  влаги достигает 70%. Примен етс  в целлюлозно-бумажной промышленности и при производстве цеолитов.

Нитрилотриметилфосфонова  кислота представл ет собой порошок белого цвета, хорошо раствор ющийс  в воде. Примен етс  как ингибитор в нефтедобывающей промышленности.

Композици  ГПР представл ет собой однородную жидкость желтовато-коричневого или зеленоватого цвета, хорошо смешивающуюс  с водой, ацетоном, кислотами. Относительна  плотность композиции ГПР должна быть не менее 1.45 г/см3. Примен етс  в качестве добавки к грунт-преобразователю ржавчины дл  металлических поверхностей.

Композици  АДС состоит из комплексо- образующих соединений. Представл ет собой легко подвижную однородную жидкость от светпо-коричневого до темно-коричневого цвета с относительной плотностью не менее 1 г/см3. Композици  АДС примен етс  как отмывочный раствор от карбонатных со- леотложений в нефтедобывающей промышленности .

Claims (1)

1. Формула изобретени  Буровой раствор, включающий силикат натри  и воду, отличающийс  тем, что, с целью снижени  отрицательного вли ни  на окружающую среду за счет повышени  степени св зывани  нефти при одновременном снижении коррозионной активности и сохранении технологических свойств бурового раствора, он дополнительно содержит кремнегель и нитрометилфосфоно- вую кислоту и/или грунт-преобразователь ржавчины при следующем соотношении компонентов, мас.%:

   Кремнегель10-25 Нитрометилфосфонова  кислота и/или грунт- преобразователь ржавчины - 2-5 Силикат натри  5-20 Вода Остальное

   Та бл и ца 1

   Крамнегель НТ

   Силикат натри  Вода %Крамиегель НТ Силикат натри 

   Креммегель

   НТ

   Силикат натри 

   Вод.

   Крвкнегель

   НТ

   Силикат натри 

   Кремнегвль

   НТ

   Силикат натри 

   Вода

   Креииегепь

   ГПР

   Силикат натри 

   вод

   Крсммегчль

   ГПР

   Силикат натри 

   Вода

   Крвммвгвль

   ГПР

   Силикат натри 

   вода

   Крвмнегель АДС

   Силикат натри 

   Вода

   И аастимй

   10,0

   2,0

   5,0

   83,0

   17,5

   3,5

   12,5

   66.5

   25,0

   5,0

   20,0

   50,0

   7.0 1,0 3,0 89,0

   30,0 6,0 25,0 -39,0 10,0 2,0 5,0 83,0

   17,5

   3.5

   12,5

   66,5

   25,0

   5,0

   20.0

   50,0

   17,5

   3,5

   12,5

   66,5

   ,07 1.15 1,24 1,03 1,ЗС

   ;,ов

   1,18

   1,25

   ,17 1.19

   Таблица2

   313,5/17,79,00.08790

   325,/2J,38,50,06195

   .0/26.67,50,080tOO

   302,0/7,59,О.ОЭв25

   ,1/26,87,30,080100

   313,3/17,29.26,07592

   325.5/22,28,00,07197

   305.8/27,08,10,070too

   305,3/22,77,50,08598

   37/297,90,19123