Способ приготовления бурового раствора

 

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к приготовлению буровых растворов на входной основе. Цель изобретения - снижение проницаемости глинистой корки по воде и увеличение ее проницаемости по нефти при одновременном улучшении структурно-механических параметров бурового раствора. Перед введением в глинистую суспензию 30 - 60% глины предварительно увлажняют до 25 - 30% и обрабатывают 1 - 2%-ным углеводородным раствором маслорастворимого ПАВ в количестве 10 - 20% от общего объема раствора. Полученную смесь смешивают с глинистой суспензией, приготовленной из оставшейся глины и обработанной реагентами-стабилизаторами. В качестве углеводородного раствора ПАВ используют раствор эмультала в нефти при следующем соотношении, об.%: нефть 99 - 98

эмультал 1 - 2. Приготовленный таким образом буровой раствор обладает улучшенными структурно-механическими свойствами, имеет низкий показатель фильтрации. Глинистая корка раствора приобретает новое свойство - пропускать нефть и являться препятствием для воды при ее фильтрации. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН (19) (И) (51)5 С 0

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

1 (2t) 4289391/23-03 (22) 27.05.87 (46) 23.01.90. Бюл. М 3 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Н.И.Рылов и Г.И.Захарова (53) 622,243.144.3 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

)г 1077913, кл, С 09 К 7/02, 1981, Мельников И.И. и др. Применение нефтеэмульсионного бурового раствора, стабилизированного эмульталом. - Газовая промышленность„ 1984, М 10, с ° 14-15, (54) СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУРОВОГО

РАСТВОРА (») Изобретение относится к бурению скважин, в частности к приготовлению буровых растворов на входной основе.

Цель изобретения - снижение проницаемости глинистой корки по воде и увеличение ее проницаемости по нефти при

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к приготовлению буровых растворов на водной основе.

Целью изобретения является снижение проницаемости глинистой корки по воде и увеличение ее проницаемости по нефти при одновременном улучшении структурно-механических свойств раствора.

Способ включает приготовление буро" вого раствора путем смешения глинистой суспензии с реагентом стабилизатором, для чего часть глины (30-603) 2 одновременном улучшении структурно еханических параметров бурового раствора. Перед введением в глинистую суспензию 30-603 глины предварительно увлажняют до 25-30ь и обрабатываю

1-24-ным углеводородным раствором маслорастворимого ПАВ в количестве

10-204 от общего объема раствора. Полученную смесь смешивают с глинистой суспензией, приготовленной из оставшейся глины и обработанной реагентамистабилизаторами. В качестве углеводо-. родного раствора ПАВ используют раствор .эмультала в нефти при следуюшем соотношении, об.4: нефть 99-98, эмультал 1-2. Приготовленный таким обраВ зом буровой раствор обладает улучшенными структурно-механическими свойствами, имеет низкий показатель фильтрации. Глинистая корка раствора приобретает новое свойство — пропускать нефть и являться препятствием для воды при ее фильтрации. 1 з.п.ф-лы, 4 табл. предварительно увлажняют водой до

25-30 С и обрабатывают углеводородным раствором маслорастворимого поверхно- . стно-активного вещества (ПАВ) в количестве 10-204 от общего объема раствора, затем полученную смесь смешивают с глинистой суспензией, приготовленной из оставшейся глины и обработанной реагентами стабилизаторами, причем в качестве углеводородного раствора маслорастворимого ПАВ используют раствор эмультала в нефти при следующем соотношении, об.4:

1537685

Нефть 99-98

Змультал 1-2 При увлажнении глинопорошка молекулы воды адсорбируются на активных центрах поверхности, которые представляют собой отдельные ячейки в виде . энергетических ям.

Вокруг этих центров при определенной влажности возникают рои молекул, 10, изолированные друг от друга свобод,ным от воды пространством.

При обработке увлажненного глинопорошка углеводородным раствором

ПАВ нефть адсорбируется на свободной 15 поверхности, образуя гидрофобную пленку, а присутствие ПАВ препятствует разрушению этой пленки в процессе последующего перемешивания с ос: тавшейся глинистой суспензией, образо-20 ванной реагентами-стабилизаторами, Таким образом, глинопорошок становится частично гидрофобизованным.

При дальнейшем перемешивании обработанный глинопорошок равномерно 2S распределяется во всем объеме путем диспергирования. При этом нефть проч-. но удерживается адсорбционными силами на поверхности глинопорошка, что исключает ее отделение и всплывание íà 30 поверхность раствора, тем самым повышается устойчивость полученного раствора (суточный отстой углеводорода равен нулю) и снижается вязкость его. 35

Кроме того, находясь. в связанном состоянии, нефть придает гидрофобные свойства полученной из этого раствора глинистой корке, в результате чего резко снижается показатель фильт- 40 ратоотдачи, Пример. Способ осуществляют

s лабораторных условиях с помощью пропеллерной мешалки. Оценку эффективности способа приготовления раствора проводят путем сопоставления показателей структурно-механических свойств растворов, приготовленных различными способами и проницаемости глинистой корки этих растворов по во- 50 де и нефти.

Для приготовления раствора используют бентонитовый глинопорошок, РастВор готовят плотностью 1150 кг/м .

Общее количество порошка на 1 л раст55 вора составляет 350 г.

Часть глинопорошка в количестве

87,5; 105, 175; 210; 245 г, что соответствует 25, 30, 50, 60 и 70.мас ь,, увлажняют до 30ь водой и обрабатывают углеводородным раствором ПАВ состава, об; ь: нефть 98 эмультал 2 в количестве 153 от общего объема раствора. Количество маслорастворимого flAB обусловлено экспериментальными исследованиями, которые показали, что для снижения величины поверхностного натяжения на границе раздела нефть.-вода с 40 дин-см до минимума

2 это соотношение является оптимальным.

Из оставшейся части глинопорошка готовят суспензию, обработанную реагентами КМЦ, На СО по известной рецептуре и технологии. После этого оба раствора соединяют и подвергают диспергированию с последующим заме-. ром показателей структурно-механических свойств раствора.

В табл. 1 приведены данные зависи мости параметров раствора от количества обработанного бентонита; в табл. 2 - данные зависимости параметров раствора от процента увлажнения бентонита; в табл, 3 - зависимость параметров раствора от количества углеводородного раствора ПАВ; в табл.. 4 - сравнительные данные показателей структурно-механических свойств раствора и проницаемости глинистой корки в зависимости от способа приготовления.

Количество обрабатываемого глинопорошка, равное 30-60 мас.Ф от общего количества глинопорошка, является оптимальным, так как уменьшение или увеличение его приводит к ухудшению показателей структурно-механических свойств раствора (табл. 1, раствор

1-5) .

Оптимальный процент увлажнения глинопорошка определяют путем сопоставления показателей структурномеханических свойств растворов, в которых глинопорошок в количестве

501 увлан<няют до 20,25,35 и 403-ной влажности.

Из табл. 2 видно,что предварительное увлажнение глинопорошка до 25303 является также оптимальным, так как при уменьшении влажности глина практически не диспергируется в растворе, а при увеличении свыше 354

5 153 снижается агрегативная устойчивость раствора, происходит отстой углеводородной фазы, т.е. раствор становится не стабильным, 7685 6 глинистой корки по нефти и более низкую пронИцаемость по воде. формула изобретения

Кроме того, проверяют оптимальную добавку углеводородного раствора маслорастворимого ПАВ. Для этого 503 глинопорошка увлажняют до 304 и обрабатывает в количестве 5,10,15,20. и 303 углеводородным раствором маслорастворимого ПАВ состава .

Нефть 98

Эмультал 2

Затем смешивают с оставшейся гли- . нистой суспензией и замеряют параметры (табл.3) .

Из табл. 3 видно, что количество углеводородного ПАВ в объеме 10-203 является оптимальным, так как при уменьшении его увеличивается фильтратоотдача, а при увеличении - вязкость и суточный отстой, что говорит о снижении стабильности раствора.

Как видно из табл. 4,предлагаемый раствор по сравнению с известным обладает более лучшими структурно механическими свойствами, имея при .,этом более высокую проницаемость

Способ приготовления бурового раствора, включающий приготовление глинистой суспензии в воде и введение

1ð в полученную глинистую суспензию реагента-стабилизатора и углеводорода, отличающийся тем, что, с целью снижения проницаемости глинистой корки по воде и увеличе15 ния ее проницаемости по .нефти при одновременном улучшении структурномеханических параметров бурового рас" твора, перед приготовлением глинистой суспензии глину дополнительно

20 увлажняют водой до влажности 25-303 и обрабатывают 1-23-HblM раствором маслорастворимого поверхностно-активного вещества в нефти, причем раствор.маслорастворимого поверхностно25 активного вещества используют в количестве - 10 - 204 .от общего объема бурового раствора °

2. Способ по п.1., о т л и ч а юшийся тем, что в качестве мас30 лорастворимого поверхностно-активного вещества используют эмультал.

1537685

° а 1

I

1

1

1

1 о! 1I V о

) X tfi.

1 !»

1 С I

1 1: У

1

Щ 1

1

S 1

1 с 1

l0 I

Щ I

I

I

1

I

I

I

1

1

I

l !

I

1

I

1 !

1

1

I

t

1

I,OООÎО

)х

iX о

1с

LI сл.

b X о и ю о

:ь

I

I

ffI

Э 1

Э

X

Э

1Х

Q.

C х

Э

X

Э

Я

K Э а а с э

Щ Р

X э m ос:

У о

Э а

У Щ

S tI- S

Щ Ш

l- Ц о и

Щ I а

О

Ш

1-

О

Щ 1

О. 1

2 а l

t- 1

Э 1

fO 1

Q. 1

m I

I

1

1

1

1 !

1

I

1

1 !

1

I

1 !

I!

1

1

1 Х

Е

I о

1

I

Z

1 S

1 т

Q. о

Ш !

О

m а

А, I»

Э

Щ а

1:

Q. !

Э 1

O I X 1

1 I

1 О 1

m I т» I

0C: I

О

fII г

«» и -1

1 I

» 1

m 1 I х

X 1 X 1

У

З о

CL о

C о

S

C !

lО

Э

j с о х

О

1=

Э

s !

О о

lo

У

to !

О а

t0 о !

Ц х о

Щ Ш 1

l-. Ц 1 о и х а

Щ

3 щ о

Цм

t- W ос о е

l- О х

I m S

m r X

cL mo

1- Цм .а

0 о е е1-и

CL

1с

S в о л" О

1- 1О о „"

Y V

1 о !

7Ъ

Ш

r m

О

Оi K

О

Ci) о,о

m эt0 о

О

r

S с !

Э с

V fL

° 1 S

О m

S х х с

I оХо

L0 о

Щ t а о

Ш 1 о о

Q. !О

О 0

iO л

vш

m ct а с=

l о

Ц

О fSS

Ш 2

Э х ! Ц

О

0 о о

° °

О. !О

>s о О

2 Ш

Z 1циш о m c а ас

l о

Ц о

Ш

1v

О.

Ш

Щ

1I Ш

О i

m с а 1 !

Ф

Э х

K 0 0

m с Э !

П

0 Z

ft)

Щ 1

1 1

О 1 оо

О о о о !

Э

S х

1

1

I

I

1

1

1

1

l !

Э

t0 о

1и

Э

I S с !. о

1!,!

CL о

Ш

1и

Щ а о

tО

I oÐ о я О

r t- ° m

Э S!О Е а r o

I

l !

1

1

1

1

1

1, 1

1

1

1

1

1 !

I

1

1

I

I

1

1

1

l

1

1

1

1 ! !

t

1

1

1

1

1

1 !

1

1

1

t

1

1

1

1

1

LA а о о о сч сч W !.Г\ МЪ а а а а

-сч счсчсч а а а а о л»» о о сч о сч со а л а а м сч сч сч м

М! -- LA СГ! «Г а а а а 3 LA LA LA ъ.О

Оъюсо ма а а а а ! ч;! сглсл

Л! Ч:! О

OOOOO м м м м ео ф ао ооo

СЧ М LA LQ Г »

Ю f л л м=Г О сО CA — сч м . сл сч

I

m 1

-у 1 !

1 с

L0 )

Щ I

1

1 г

1

I (I

1

1

1

1

I

I

l.

1

1

1

1

1

1 !

1

1

I

1

1

1

l

1

1 !

1

1

1

I

1

1

t

1

1

l

1

1

1

1

1

I

1

1

1

1

1 л

1 .С!

I Iо

О

XA

Е

О

I Q t»

1 С У

1 >Х

1 2

X fS а о о ! I- V

1 W i- Е с!ОО

1 — -Г

Ш Л

0 t 1m v

umtt;0

:оъ r m Y

1 о о о

-оо U

Z 1- Щ

Э S i0 S сс! r o

1

I

t

1

1

I

1

I

1

1 ! !

1

I

1 !

t

1

1 !

t

1 !

1

1 !

1

1

1 о о

t ! — 1 !

1 и

l !

1

1 !

I

I

1

t

1

1

1

1

1

I

l

1

1 оооо

LA tA LA LA

» т» l л» ю л» 1

1

LA I а ооо

I

1

Y 1 о l

"3 !

0LALAw м а

О сч сч сч сч с 1 о 1

Z 1 х 1 с I

l 1

iLММСЧСЧ 1

1» — » » т

Э I!

CL !

S I

t 1

CL 1

Э 1 с I

О х ю ю — со t а а л а сЧ сч fV сч 1

i I

I

LALAV О !

° a л

LA LA LA iО l!

1 со мсо мм л

М Ч O CAe

f Г .О С!!

I

LA Ш Ш LA 1Г\ 1 — »- » — » 1

1

Ю ° 1

«ао LAo сч сч мма

ООООО I сЛ Л СЛ LA LA! г г лf t л а л О С! О .О О 1

1

1 —:ч м-т ю

I

1537685

Таблица 3 ь

Раствор

Состав раствора

Параметры раствора

Глинистая суспензия, Бентонит об.ь/мас.ь

Увлавиенне,а

Углеводородный раствор ПАВ, об.2

Фильтратоотдача, сна/30 нин

Условная

Суточный отстой, смэ

Статическое напряяе

HNe сдвига, дПа, нерва вязкость

T ioa

1 нин 1О мнн

Табли ца 4

УсловПроницаемость глинистой корки, см/30 мин напряже льтратодПА, че отдача, см /30 мин

Раствор

Статическое ная ние сдвига, рез вязпо нефти кость

Т1ОО по воде

10 мин

1 мин

5-180 3-10 0-,0,5 8-10

4,0-8,0 3-110

1,2-1,4

2,4-2,5 2-2,8

5,0-6,0

1,5-2,5

7-10

Составитель Л,Бестужева

Техред M.ДР Г4ык Корректор О.Кравцова

Редактор H.Ðoãóëè÷

Заказ 145 Тираж 561 Подписное

ВН 1ИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина,101

Известный

Предлагаемый

6,7/50

6,7/50

6,7/50

6,7/50

6,7/50

5

80,8

75,8

70,8

65,8

55,8

5,4

5,5

5,5

2,2

1,8

2,5

О

О

О

1,1

1>2

1,3

1,4

2,6

2,5

2,5

2,6

2i8