Пеногаситель для буровых растворов
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ
Союз Советских
Социалистических
Республик
«i>977469 (бг) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 24 0581 (21) 3312139 23-03 с присоединением заявки М2— (23) Приоритет
Опубликовано 341182.Бюллетемь г4о 44 р,ц g+ з
С 09 К 7/00
Государственный комитет
СССР по делам изобретений и открытий ($3) УДК 622. 243. .444(088.8) Дата .опубликования описания 301182 по креплению скважин и буровым растворам (54) ПЕНОГАСИТЕЛЬ ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
0,2-90
10-99,8
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к реагентам для буровых растворов.
Известен пеногаситель для бурового раствора, содер>хащий дизельное топливо и порошок резиновой крошки (13.
Недостатком пеногасителя явля-. ется его недостаточно высокая эффективность, связанная с невысокой дисперсностью резиновой крошки.
Известен также пеногаситель буровых растворов, представляющий собой стабилизированную мылом водную эмульсию полинетилсилоксанов ПМС-300, ПМС-1000A,ÏÌC-7000, ПМС-9000, ПМС15000, ПМС-20000 1 2) .
Недостатком известного пеногасителя является недостаточно высокая эффективность его пеногасящего действия и связанный с этим относительйо высокий его расход. .Цель изобретения — повышение эффективности его пеногасящего действия °
Поставленная цель достигается тем, что пеногаситель для буровых растворов, содержащий полиметилсилоксановую жидкость ПМС-131-86, дополнительно содер>кит трибутилфосфат при следующем соотношении ингредиентов, об.е:
Полиметилсилоксановая жидкость ПМС-131-86
Трибутилфосфат
При использовании предлагаемого состава проявляется синергетический эффект, который заключается в том; что одновременно происходит вытесненение полиметилсилоксаном из пленки пузырька адсорбированных молекул стабилизатора пены (лигносульфонатов или метаса-сополимера метакриловой кислоты с метакриламидом) и благодаря трибутилфосфату уменьшается поверхностная вязкость пленки и соответственно ускоренно истекает междупленочная жидкость.
Пеногаситель готовят смешением полиметилсилонсановой жидкости ПМС-131-86 и трибутилового эфира ортофосфорной кислоты. Этот пеногаситель представляет собой негорючую, легко
25 дозируеугз,дкость с плотностью
0,98 г/см .
Сравнительные данные по пеногасящей способности известных и предлагаемого пеногасителей приведены в
30 таблице.
977469
1 следующие параметры: плотность (p)
1,072 г/см>, условную вязкость
<(T200/100) 7 с., статическое напряжение сдвига (СЙС ц 6/15 мг/см, водоотдачу (В) эа 30 мин — 8 см>, 5 значение водородного показателя суспензии (рН) - 7,6.
Состав пеногасителя, В Расход пеногасиПлотность глинистого раствора, г/см э
Номер исходного раствора теля, Ъ
ТБФ 1 ПМС-131-86
1,072
1,073
1,072
100
100
0,1
99,1
0,2
99,8
0,5
99,5
75
90
95
1 22
0,005
0,075
0,0025
100
100
0,0025
Во втором глинистом растворе 45 содержится 7% гидратированного бентонита, 2% метаса и 30% хлористого натрия. После самопроизвольного трехсуточного гашения пены глинис тый раствор имеет следующие параметры: 5 1,22 г/см, Т200/100 - 16 с, СНС ро —; В - 2,1 см Э и . рн -8,1.
Пеногасящую способность оценивают по расходу пеногасителя, необходимому для полного предотвращения пенообразования (сохранения первоначальной плотности) глинистого раствора, подвергнутого перемешиванию лопастной мешалкой в течение 15 мин. Пеногаситель вносят в глинистый раствор. перед началом перемешивания.
Из представленных в таблице данных видно, что при раздельном использовании ТБФ и ПМС 131-86 в первом глинистом растворе расход их на пено- 65
Первый глинистый раствор содержит
4% гидратированного бентонита, 5% конденсированной сульфитно-спиртовой барды (КССБ«4) и 5% хлористого натрия. Этот перемешанный глинистый раствор после самопроизвольного трех суточного полного гашения пены имеет
0,0125
0,0125
0,025
0,0075
0,0063
0,0025
0,0025
0,005
0,0125 гашение составляет 0,0125оо. В этом случае плотность глинистого раствора равна 1,072 - 1,073 г/см, т.е., как и в исходном глинистом растворе, .после самопроизвольного гашения пены в течение трех суток. Условная
:вязкость,статическое напряжение сдвига, водоотдача и рН остаются такими же, как и в исходном растворе.
При составе, содержащем 0,2%
ПМС-131-86 и 99,8Ъ ТБФ, расход пеногасителя снижается до 0,0075%. При содержании 1% ПМС и 99% ТБФ расход пеногасителя составляет 0,0025%.
Дальнейшее увеличение количества ПМС в пеногасящем составе до 75% не изменяет расхода пеногасителя. При составе, содержащем 95% ПМС и 5% ТБФ расход пеногасителя таков же, как и при чистом ПМС, т.е. увеличивается до 0,0125%.
977469
Формула изобретения
20
Составитель В.Ягодин
Техред A.Áàáèíåö .Корректор О.Билак
Редактор A.Îðoëoâà
Заказ 9113/31 Тираж 661 Подписное
ВНШ1ПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал ППП "Патент", г.ужгород, ул.Проектная, 4
Таким образом, при оптимальных соотношениях ПМС и ТБФ 1:99+25:75 расход пеногасящего состава снижается с 0,0125 (при чистом ПМС) до
0,00253, т.е. в пять раз.
Иэ таблицы также видно, что при раздельном использовании ТБФ и
ПМС-131-86 во втором глинистом растворе расход их на пеногашение составляет соответственно 0,05 и 0,75Ъ.
При пеногасителе, содержащем
1Ъ ПМС и 99%,ТБФ, а также 25% ПМС и 753 ТБФ расход его снижается до
0,0025%, т.е. в два раза меньше, чем пеногасителя, соотоящего из одного трибутилфосфата.
При ценах за 1 т ПМС-131-86
3200 руб. и трибутилфосфата 2150руб. замена известного пеногасителя снижает стоимость обработки 1 мэ-бурового раствора с 40 до 5,4 коп.
Экономический эффект от примене ния предлагаемого состава пеногасителя при обработке 300 и + бурбвого раствора на одну скважину глубиной
3000 м составит 103 руб.
Пеногаситель для буровых растворов, содержащий полииетилсилоксановую жидкость ПМС-131-86, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения эффективности его пеногасящего действия, он дополнительно содержит трибутилфосфат при следующем соотношении ингредиентов, об.Ъ:
Полиметилснлоксановая жидкость ПМС-131-86 0,2-90,0
Трибутилфосфат 10,0-99,8
Источники информации, принятые во внимание при экспертизе
1. Авторское свидетельство СССР
Р 179709, кл. С 09 К 7/06, 1963.
2. Рязанов Я.A.Cïðàâo÷íèê по буровым растворам. М., "Недра", 1979, с. 97-98.