Реагент для обработки глинистых буровых растворов

 

Использование: бурение нефтяных и газовых скважин. Сущность: реагент содержит полимерный стабилизатор, реагент ИКБ-4ТМ и воду. Реагент ИКБ-4ТМ представляет собой смесь продукта конденсации сырых талловых масел с моноэтаноламином и побочного продукта производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза из природного газа и стадии ректификации подмального бутанола с температурой кипения не выше 165°С. Ингредиенты берут при следующем соотношении, мае. %: полимерный стабилизатор 2,0-5,0; ИКЕ.-4ТМ 1,0-3.0; вода остальное . 2 табл. СЛ С

союз соВетских

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ. СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4706499/03 (22) 19,06.89 (46) 15,11.92, Бюл. ¹ 42 (71) Башкирский государственный научноисследовательский и проектный институт нефтяной поомышленности (72) Б,А. Андресон,Г.П. Бочкарев и А.У. Шарипов (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 428078, кл. С 09 К 7/02, 1976.

Авторское свидетельство СССР № 615121, кл. С 09 К 7/02, 1978.

Авторское свидетельство СССР

¹ 1229220, кл, С 09 К 7/02, 1984.

Битов В.А. и др. Полимерный буровой раствор с низкой концентрацией твердой фазы, Нефтегазовая геология геофизика и бурение. 1984, вып, 9, с. 32 — 34.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к буровым растворам для бурения нефтяных и газовых скважин.

Обработка глинистых буровых растворов некоторыми полимерными стабилизаторами способствует лучшему удалению из раствора тонкодисперсных частиц выбуренной породы в результате селективно-флокулирующего воздействия полимера на данные частицы, где полимерным стабилизатором является метас, полимерным стабилизатором является полиакрилат гуанидина или полимерным стабилизатором является сополимер метакриламида с метакрилатом калия. Наиболее близким техническим решением является полимерный стабилизатор, представляющий собой ком„„59„„1775455 А1 (54) РЕАГЕНТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГЛИНИСТЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ (57) Использование: бурение неф-,яных и Газовых скважин. Сущность; реагент содержит полимерный стабилизатор, реагент

ИКБ — 4TM и воду. Реагент ИКБ — 4TM представляет собой смесь продукта конденсации сырых талловых масел с моноэтаноламином и побочного продукта производства бутиловых спиртов методам оксосинтеза из природного газа и стадии ректификации подмального бутанола с температурой кипения не выше 165"С.

Ингредиенты берут при следующем соотношении, мас."/,: полимерный стаоилизатор 2,0 — 5,0; ИКБ — 4TM 1,0 — 3.0; вода остальное. 2 табл, бинацию двух полимеров-нитронного реагента (HP) и полиакриламида, взятых в соотношении 1:1.

Недостатками перечисленных технических решений являются: недостаточно высокая степень очистки раствора от тонкодисперсных твердых частиц, низкая стабильность технологических и селективно-флокулирующих свойств раствора во времени.

Целью изобретения является повышение эффективности очистки раствора от тонкодисперсных частиц выбуренной породы при одновременном сохранении стабильности технологических и селективно-флокулирующих свойств раствора во времени.

Указанная цель достигается тем, что реагентдля обработки глинистых буровых рэс1775455

20

40

50 тваров, включа ащий полимерный стабилизатор, воду и добавку, в качестве добавки содержит смесь продукта конденсации сырых талловьIx масел с маноэтаноламином и побочного продукта г1раизводства бутиловых спиртов методом оксосинтеза из природного газа со стадии ректификации нормального бутанола с температурой кипения не выше 1650С (реагент ИКБ--4TM) при следующем соотношении ингредиентов, мас, :

Полимерный стабилизатор 2.0 — 5,0

Смесь продукта конденсации сырых талловых масел с моноэтаноламином и побочного продукта производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза из природного газа со стадии ректификации нормальнога бутанола с температурой кипения не в|,ше 165 С (реагент

И КБ — 4ТМ) 1,0-3,0

Вада Остальное

Пример 1, Р 100 г воды затворяют 2

r полимерного стабилизатора (например, полиакриламида) и перемешивают в течение 1,5 — 2,0 ч до полного его растворения, Затем в данный раствор вводят 1 r реагента

ИКБ — 4ТМ и перемешивают 15 — 20 мин, Полученный комбинированный реагент вводят в глинистый раствор и перемешива от еще

15 — 20 мин, Пример 2, P 100 г воды затворяют

3,5 г полимерного стабилизатора (например, полиакриламида} и перемешивают в течение 1,5 — 2,0 ч до полного ега растворения, Затем в данный раствор вводят 2 г реагента ИКБ-4ТМ и перемешивают 15-20 мин, Полученный комбинированный реагент вводят в глинистый раствор и перемешивают еще 15 — 20 мин.

Пример 3. В 100 г воды затворяют 5

r полимерного стабилизатора (например, полиакриламида) и перемешива от в течение 1,5-2,0 часов до полного растворения, Затем в данный раствор вводят 3 г реагента

ИКБ — 4ТМ и перемешивают 15 — 20 мин, Аналогичные составы реагента приготовляют с использованием в качестве полимерного стабилизатора КМЦ, реагента HP, метаса, ПЭО (таблица t).

В опытах 1 — 3 в качестве полимерного стабилизатора взят полиакриламид (ПАА); в опытах 4-6 использовалась карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ); в опытах 7 — 9 гидролизованный полиакрилонитрил (нитронный реагент HP); в опытах 10-12 метас; в опытах

13 — 15 полизтиленоксид (ПЭО).

Приготовленный реагент вводили в исходный глинистый раствор, содержащий 57, и 10;ь бентонита, перемешивали 15-20 мин и замеряли параметры, Оценку селективнофлокулирующих свойств растворов производили па известной методике.

Определение содержания коллоидной фазы (Ск) производили по методу метиленовой сини, В табл,2 представлены результаты проведенных опытов. Из данных табл,2 видно, что у растворов, обработанных заявляемым реагентом с оптимальными концентрациями ингредиентов, отмечается фактически полное удаление после центрифугирования частиц грубадисперснай Гидрасл!Одистай глины и частичное удаление коллоидной фазы. В результате плотность раствора после центрифугирования становится равной или несколько ниже плотности исходного бентои ITQBOI РастВОРа, а таКжв СНИжаЕГСЯ И ВЯЗкость раствора, Однако полностью коллоидная глинистая фаза из раствора не удаляетсч, поскольку у фугата практически не изменяется показатель фильтрации и удельное электрическое сопротивление.

У растворов, обработанных реагентам с концентрациями ингредиентов ниже и выше заявляемых значений, не достигается цель изобретения в области очистки раствора от танкодисперсных частиц выбуренной породы.

Особенно низкие селективно-флокулирующие свойства, обуславливающие степень очистки раствора от танкодисперсных частиц выбуреннай породы, отмечаются при использовании реагента-прототипа (опыты »6 и 32), Поэтому плотность, условная вязкость, показатель фильтрации, содержание коллоиднай фазы и удельное электрическое сопротивление исходнага раствора и ега фугата практически не отлича отся, Для оценки стабильности технологических и селективно-флокулирующих свойств растворов во времени, в них после приготовления вносят загрязненную добавку и ежедневно перемешивают в течение 4 ч при скорости вращения мешалки 500 об/мин.

Через 5 сут такого воздействия замеряют все параметры. Затем раствор подвергают центрифугираванию и у фугата вновь замеряют технологические параметры, содержание коллоидной фазы и удельное электрическое сопротивление. В табл.3 приведены результаты указанных экспериментов.

Сравнение данных табл,2 (параметры растворов непосредственно после приготовления) и 3 (параметры тех же растворов после 5-и и суточного перемешивания) пока1775455

Таблица

Исходный глинистый раствор

Рвст вор

Концентрация

Концентрация рвагента"Прототипа е растворе нас 2 ааявляеного реагента с.2

Магас ВЭО а растворе, ЖВ4ТМ

КНЦ

HP llAA

Бентонит 52

Вода остальное !!,2 .35 ,5

0,1

0,2

0,3

0,1

0,2

0,3

0,1

0,2 о,3

0,1

0,2

0,3

0,1

0,2

0,3

3

5

7

В

11

12

13

14

16 17

0,2

0,35

0,5!!!!!!!!!!!

0,2

0,35

0,5

0,2

0,Ý5

0,5

0,2

0,35

0,5

j5

0.35

0,35

Беитонит 102

Водя остальное

0,1

0,2

o,З

0,1

О!2

О,З

0,1

0,2

О.з

0,1

0,2

Оь3

0;1

0,2

0,З!

В

19

21

22

23

24

26

27

28

29

31

0,2

0,35

0,5!! ! ! ! !! !! н

0,2

0,35

0,5

0,2

0,35

0,5

О ° 2

0,35

0.5

0,35

0,35 зывает, что растворы, обработанные заявляемым реагентом при оптимальных концентрациях ингредиентов даже после

5-суточного перемешивания сохраняют практически стабильными свои технологические и селективно-флокулирующие свойства. Также сравнительно стабильны указанные свойства и для растворов, обработанных заявляемым реагентом с концентрациями ингредиентов меньше и больше заявленных значений.

У растворов, обработанных реагентомпрототипом (опыты 16 и 32), после механического воздействия отмечаются отрицательные изменения: снижаются вязкость и удельное электрическое сопротивление, увеличивается показатель фильтрации, ухудшаются селективно-флокулирующие свойства.

Таким образом, технико-экономическими преимуществами заявляемого бурового раствора по сравнению с прототипом являются: а) более высокие селективно-флокулирующие свойства, что будет способствовать хорошей очистке раствора от тонкодисперсных твердых частиц и улучшит показатели бурения: б) высокая стабильность технологических и селективно-флокулирующих свойств во времени, что позволит снизить расход химических реагентов на обработку раствора; в) более высокие смазочные свойства, что позволит повысить долговечность породоразрушающего и бурильного инструмента.

Формула изобретения

Реагент для обработки глинистых буровых растворов, включающий полимерный стабилизатор, воду и добавку, о т л и ч а ю5 шийся тем, что, с целью повышения эффективности очистки раствора от тонкодисперсных частиц внутри выбуренной породы при одновременном сохранении стабильности технологических параметров

10 и селективно-флокулирующих свойств во времени, в качестве добавки он содержит реагент ИКБ-ЧТМ смеси продукта конденсации сырых талловых масел с моноэтаноламином и побочного продукта производства

15 бутиловых спиртов методом оксосинтеза из природного газа со стадии риктификации нормального бутанола с температурой кипения не выше 165 С при следующем соотношении ингредиентов, мас, !ь:

20 Полимерный стабилизатор 2,0 — 5,0

Реагент ИКБ-ЧТМ вЂ” смесь продукта конденсации сырых талловых масел с моноэтаноламином и

25 побочного продукта производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза из природного газа со стадией ректифи30 кации нормального бутанола с температурой кипения не выше 165 С 1,0 — 3,0

Вода Остальное

1775455

Таблица2

Параметры бурового раствора

Раствор по табл.1

Параметры фугата

Р, УВ, г/смз с

С»>Ф C,cì

Ом

Р, г/смз с с„>Ж

Ф, смз

Ф, смз

12,0 l1,0

9,0

9,0

8,0

7,0

ТО,О

10,0

9,0

11,0

10,0

9,0 I} C

11,0

10,0 l0,0

4,8

4,8

4,8

4,8

>4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4, 8

4,8

4,8

4,8

4,8

1, 12

1,15

1 17

1,13

1,16

1>19

1,13

1,14

1,18

1,12

1,14

1, 16

1,13

1,24

1,16

0,68

1,04 20

1,04 20

1,05 21

1,04 20

1,04 20

1,04 21

1,05 22

1,05 23

1>05 25

1>О4 20

1,04 21

1,05 22

1,04 20

1,04 20

1,04 23

1,06 24

1,10

1,12

1,15

1,12

1,15

1,17

l,12

13

1,15

1,11

1,13

1,15

2,11

1,12

1,14

0,67

1,08

1,08

1,08

1,08

1,08

1>08

1,08

1,08

1,08

1,08

1,08

1,08

1,08

i>08

1,08

1 ° 08

2,4

2,4

2,5

2,6

2,7

2,7

2,6

2,7

2,8

2,6

2,7

2,8

2,6

2,7

2,7

4,6

22

23

21

22

23

24

28

22

22

24

22

23

12,0

11,0

10,0

10,0

9iO

8,0

10,0

10,0

9,0 12, О

11,0

9,0

12,0

12,0

10,0

10,0

23

27

22

24

26

28

23

26

23

24

26

1>17 1,05

1,19 1,06

1,21,1,06

1>18 1,06

1,20 1,06

1,22 1,07

1, 18 !,06

1,20 1,06

1,21 1,07

1,16 1,05

1,18 1,05

1,20 1,06

1,18 1,05

1,19 1,05

1,21 1,06

1,02 1,11

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8 . 5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

1,13

Т 13

1,13

1>13

1,13

1 >13

1,13

1,13

1 13

1,13

1>13

1,13

1,13

1,13

1,13

1,13, 10,0

9,0

7,0

8,0

7,0

6,0

10 0

9,0

8,0

9,0

8,0

7,0

9>0

8,0

7,0

8,0

2,6

2,7

2,7

2,6

2,7

2,9 .

2>7

2,8

3,0

2;7

2,8

2,9

2,7

2,7

2,9

5,2

1,16

1,17

1>20

1, 18

1>19

1,21

1,17

1,19

1,20

1,15

1,18

1,19

1,17

l,18

1,19

0,99

21

23

21

22

23

23

24

26

21

23

24

2l

23 24

9,0

8,0

7,0

8,0

7,0

6,0

10,0

9 0

8,0

10i0

9,0

8,0

11,0

10,0

9,0

9,0

Примечание, Редактор

Заказ 4021 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

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

2

4

6

8

11

12

l3

14

l5

16 (прототип)

17

18

19

21

22

23

24

26

27

28

29

3l

32 (прототип),Р " плотность; УВ " условная вязкость; ф - показатель фильтрации:

C4 - содержание коллоидной фазы;>I. - удельное электринеское сопротивление

Составитель Г.Бочкарев

Техред М.Моргентал Корректор Н. Тупица