СОСТАВ ВАННЫ ДЛЯ ОСВОБОЖДЕНИЯ ПРИХВАЧЕННЫХ В СКВАЖИНЕ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ Российский патент 1995 года по МПК E21B23/00 

Описание патента на изобретение RU2042780C1

Изобретение относится к бурению скважины, в частности к составам ванн для освобождения прихваченных бурильных труб.

Известны составы ванн: водяной, кислотной, нефтяной [1] Они недостаточно эффективны по разным причинам: небольшая смазочная или проникающая способность, неудовлетворительные структурно-реологические характеристики и т.д.

Известно применение ПАВ в составе ванн для освобождения прихваченных в скважине труб (ОП-7, ОП-10, дисольван, декстрин, сульфонол и др.), которые способствуют снижению времени действия ванны и повышают ее эффективность [1] Но использование только раствора ПАВ не обеспечивает достаточной эффективности ванны и требует дополнительного применения других реагентов (полимеров, неорганических солей, смолистых веществ и др.).

Наиболее близким к заявляемому является состав ванны для освобождения прихваченных в скважине бурильных труб, содержащий сульфонол в количестве 0,5-1,0 мас. растворенный в нефти. Этот состав ванны наиболее широко применяется в условиях бурения Западной Сибири. Сульфонол способствует лучшему смачиванию нефтью частиц породы и фильтрационной корки, что ускоряет ослабление когезионных связей между ними, ускоряет время действия ванны. Нефтяная ванна удобна в приготовлении, особенно в условиях низких зимних температур, однако она недостаточно эффективна и имеет следующие недостатки: большие давления, возникающие при закачке ее в скважину, и сравнительно низкая эффективность из-за малого вытеснения промывочного раствора нефтью, обусловленного резким отличием ее структурно-механических свойств от вытесняемого раствора, потеря значительного количества ценного продукта нефти, а также повышение опасности с точки зрения охраны окружающей среды, поскольку жидкость ванны после использования сбрасывается в шламовый амбар. Даже если нефть ванны для освобождения прихваченных в скважине бурильных труб после выполнения своей функции эмульгируется в буровом растворе в качестве смазки, она попадает в шламовый амбар вместе с буровым раствором по окончании бурения скважины.

Цель изобретения повышение эффективности действия ванны для освобождения прихваченных в скважине бурильных труб.

Цель достигается тем, что в составе ванны, содержащей сульфонол, растворенный в жидкой среде, в качестве жидкой среды используют водный раствор гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-10 (ГКЖ-11) при следующем соотношении ингредиентов, мас. ГКЖ-10 (ГКЖ-11) 0,6-1,0 Сульфонол НП-1 0,1-0,2 Вода Остальное.

ГКЖ-10 (ГКЖ-11) выпускается промышленностью в соответствии с ТУ 6-02-696-76, а сульфонол НП-1-ТУ 6-01-1816-75.

Сопоставление заявляемого состава с прототипом позволяет сделать вывод о том, что он отличается от известного введением компонента: ГКЖ-10 (ГКЖ-11). Анализ известных составов ванн для освобождения прихваченных в скважине бурильных труб показал, что ГКЖ не использовалась ранее с этой целью. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "Новизна". ГКЖ-10 (ГКЖ-11) известный реагент для обработки бурового раствора, применяемый с целью регулирования его структурно-реологических и смазочных свойств. Применение ГКЖ-10 (ГКЖ-11) в составе ванны обеспечивает ей хорошие смазочные свойства, гидрофобизацию глинистого материала, за счет чего повышенную проникающую способность. Но эффективность действия предлагаемого состава ванны достигается благодаря выявленному синергетическому эффекту совместного действия ГКЖ-10 (ГКЖ-11) и сульфонола, взаимно усиливающих их положительное действие.

Для экспериментальной проверки заявляемого состава были приготовлены 4 состава ванны с различным соотношением ингредиентов (табл.1). Каждый состав был приготовлен следующим образом. Например, для получения 100 г водного состава, содержащего 1,0 мас. ГКЖ-10 (ГКЖ-11) и 0,3 мас. сульфонола НП-1, берут 98,8 г воды в стеклянном стакане, растворяют в ней 1 г ГКЖ-10 (ГКЖ-11) и добавляют 0,2 г сульфонола НП-1 при перемешивании стеклянной палочкой. Испытание составов проводилось с использованием модификации прибора ФСК-2, позволяющего замерять страгивающее усилие, прилагаемое к цилиндру, помещенному на глинистую фильтрационную корку (условный коэффициент трения Ктр) по следующей методике. Глинистую корку формируют в течение 30 мин на приборе ВМ-6 из необработанного раствора плотностью 1,075 г/см3, приготовленного из Кировобадского глинопорошка. Затем корку помещают в ванночку прибора, а на нее рабочий цилиндр. Время выдержки цилиндра на корке составляет 1 ч, после чего в ванночку прибора заливают испытуемый состав и выдерживают еще 1 ч, затем замеряют Ктр. Значения параметров установлены экспериментально.

Как показали данные проведенных испытаний, заявляемых состав обеспечивает снижение коэффициента трения примерно в два раза по сравнению с прототипом. Выбор граничных значений параметров обусловлен тем, что если снизить содержание в составе ГКЖ-10 (ГКЖ-11) менее 0,5 мас. и сульфонола НП-1 менее 0,1 мас. то это снижает эффективность действия ванны, а если увеличивать содержание ГКЖ-10 (ГКЖ-11) более 1,0 мас. и сульфонола НП-1 более 0,2 мас. то это не приводит к дополнительному снижению Ктр, а значит, нерационально.

Эффективность заявляемого состава ванны объясняется не просто дополнительным использованием ГКЖ-10 (ГКЖ-11) в сочетании с сульфонолом, но синергетическим их действием, для демонстрации которого приготовлены составы с каждым из компонентов (табл.2).

Анализ табл. 2 показывает, что синергетический эффект совместного действия компонентов достигается в указанных концентрационных пределах. Механизм синергетического действия ГКЖ и сульфонола можно объяснять следующим образом: ГКЖ-10 (ГКЖ-11), адсорбируясь на глинистых частицах корки, активно гидрофобизирует их, что облегчает проникновение раствора сульфонола в поры между коркой и цилиндром, что в сочетании со смазочным действием ГКЖ-10 (ГКЖ-11) приводит к резкому снижению Ктр.

Технология практического применения заключается в следующем. На буровой заранее должно быть приготовлено 10-15 м3 жидкости ванны. Для этого на 10 м3 требуется 60-100 кг ГКЖ-10 (ГКЖ-11) и 10-20г кг сульфонола НП-1. Приготовление осуществляется с использованием глиномешалки МГ2-4, входящей в комплект оборудования для приготовления и очистки бурового раствора. Жидкость ванны хранится в отдельной емкости. При возникновении прихвата жидкость ванны нужно закачать как можно скорее в зону прихвата через прихваченную колонну с помощью бурового насоса. Объем ванны рассчитывают исходя из заданного уменьшения гидростатического давления в скважине в зоне прихвата ( ΔР), которое определяют по техническому регламенту на ведение буровых работ и исходя из вместимости кольцевого пространства. Предварительно закачивают буферную жидкость (вода) 2 м3, затем жидкость ванны (рассчитанный объем), опять буферную жидкость 2 м3, затем продавочную жидкость (буровой раствор). После закачки жидкость ванны оставляют в зоне прихвата на 2-3 ч, при этом осуществляют расхаживание колонны труб.

Использование предлагаемого состава ванны для освобождения прихваченных в скважине бурильных труб позволит снизить затраты времени на ликвидацию прихвата в 1,5-2 раза сравнительно с прототипом, сохранить значительное количество нефти для целей ее переработки, снизить расход сульфонола примерно в 5 раз. Заявляемое изобретение представляет значительный интерес для народного хозяйства, так как позволяет снизить экологическую опасность применения ванн за счет замены нефти водным раствором ГКЖ-10. Известно, что предельно-допустимая концентрация (ПДК) нефти в воде рыбохозяйственных водоемов составляет 0,05 мг/л, в количественном отношении нефть в составе ванны прототипа составляет 99-99,5% В заявляемом составе ГКЖ-10 (ГКЖ-11) содержится до 1,0% при ПДК его 1,0 мг/л.

Похожие патенты RU2042780C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ВАННЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТА КОЛОННЫ ТРУБ 1998
  • Лушпеева О.А.
  • Корикова Л.В.
RU2156857C2
СПОСОБ ПРОМЫВКИ НАКЛОННО-ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 1992
  • Никонов В.А.
  • Львова И.В.
RU2026954C1
Реагент для обработки глинистого бурового раствора 1989
  • Миллер Марианна Геннадьевна
  • Ядрышникова Людмила Михайловна
  • Шапатин Анатолий Сергеевич
  • Козубовский Александр Ильич
  • Зарипов Самирзян Зарипович
SU1724670A1
Способ освобождения прихваченной в скважине колонны труб 1981
  • Гусейнов Таир Исмаил Оглы
  • Мовсумов Агасаф Агакерим Оглы
SU1067196A1
Состав для установки ванн при освобождении прихваченных в скважине труб 1977
  • Хасаев Рауф Муртузали Оглы
  • Кулиев Рамиз Беюк Ага Оглы
SU621859A1
Высококатионно-ингибированный буровой раствор 2021
  • Третьяк Александр Яковлевич
  • Карельская Екатерина Витальевна
  • Крымов Александр Витальевич
  • Онофриенко Сергей Александрович
RU2768340C1
Состав ванны для освобождения прихваченного в скважине бурильного инструмента 1981
  • Хасанов Нуритдин Муйдинович
  • Панов Анатолий Михайлович
  • Баш Савва Матвеевич
SU985251A1
Состав ванны для освобождения прихваченного в скважине бурильного инструмента 1981
  • Хасанов Нуритдин Муйдинович
  • Панов Анатолий Михайлович
  • Курбанов Абдуманон Назарович
  • Баш Савва Матвеевич
SU981577A1
Наноструктурированный высокоингибированный буровой раствор 2019
  • Третьяк Александр Александрович
  • Онофриенко Сергей Александрович
RU2708849C1
Способ ликвидации прихвата бурильной колонны 1982
  • Сеид-Рза Мир Керим Оглы
  • Агаев Магоммед Худуш Оглы
  • Курбанов Акиф Шаик Оглы
SU1089236A1

Иллюстрации к изобретению RU 2 042 780 C1

Реферат патента 1995 года СОСТАВ ВАННЫ ДЛЯ ОСВОБОЖДЕНИЯ ПРИХВАЧЕННЫХ В СКВАЖИНЕ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Повышение эффективности действия ванны достигают растворением сульфонола в водном растворе ГКЖ-10 (ГКЖ-11), что позволяет снизить коэффициент трения. 2 табл.

Формула изобретения RU 2 042 780 C1

СОСТАВ ВАННЫ ДЛЯ ОСВОБОЖДЕНИЯ ПРИХВАЧЕННЫХ В СКВАЖИНЕ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ, содержащий сульфонол, растворенный в жидкой среде, отличающийся тем, что в качестве жидкой среды используют водный раствор ГКЖ 10 (ГКЖ 11) при следующем соотношении ингредиентов, мас.

ГКЖ-10 (ГКЖ 11) 0,6 1,0
Сульфонол НП-1 0,1 0,2
Вода Остальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1995 года RU2042780C1

Самотой АК
Прихваты колонн при бурении скважин
М.:Недра, 1984, с.145.

RU 2 042 780 C1

Авторы

Миллер М.Г.

Даты

1995-08-27Публикация

1993-03-02Подача