Способ подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, используемых при бурении и освоении скважин Российский патент 2019 года по МПК C09K8/35 C09K3/32 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и позволяет решить проблему безотходной технологии бурения скважин при использовании инвертно-эмульсионных буровых растворов, за счет выделения углеводородной основы указанных отработанных растворов и ее повторного использования для приготовления технологических жидкостей, применяемых для бурения и освоения скважин.

Инвертно-эмульсионные буровые растворы (далее - ИЭР) в настоящее время находят широкое применение при бурении скважин, что связано с их высокой эффективностью и рядом преимуществ перед буровыми растворами на водной основе. К таким преимуществам относятся: сохранение естественной продуктивности пласта, ввиду схожей физико-химической природы углеводородной основы растворов и флюидов, насыщающих продуктивный пласт; инертность по отношению к неустойчивым глинистым и соленосным отложениям; низкая диспергирующая способность в отношении выбуренной породы; устойчивость к проявлениям рапы и кислых газов; высокие смазочные и антикоррозионные свойства.

В последнее время при строительстве скважин уделяется большое внимание экологической безопасности проводимых работ. В этом отношении перспективным представляется при проведении комплекса работ по созданию и внедрению технологических жидкостей предусматривать разработку технологий их последующей утилизации, что позволит снизить техногенную нагрузку на окружающую природную среду. Актуальность этого вопроса существенно возрастает при разработке и внедрении ИЭР, поскольку такие растворы включают углеводородную составляющую, поступление которой в объекты окружающей природной среды является недопустимым. Кроме этого, углеводородная основа ИЭР является дорогостоящим товарным продуктом, что обуславливает экономическую заинтересованность в ее возращении в производственный цикл. Таким образом, при разработке технологий утилизации отработанных ИЭР, как с экологической, так и с экономической точек зрения, целесообразным представляется выделение из них углеводородной фазы и ее последующее повторное применение в качестве основы для приготовления технологических жидкостей различного назначения, преимущественно, необходимых при бурении и освоении скважин. Это позволит значительно сократить материальные расходы на приготовление ИЭР и снизить транспортные расходы на вывоз отработанных технологических жидкостей.

Известен способ электрофоретического выделения углеводородной фазы ИЭР путем отделения воды и твердой фазы с использованием специального аппарата, в котором установлены положительно и отрицательно заряженные электроды, с приложением напряжения от 200 до 5000 В. Под действием электрического поля мелкие частицы твердой фазы и капли воды движутся в направлении отрицательно заряженного электрода, благодаря чему происходит разделение ИЭР на отдельные фазы (Заявка МХ 2009009509, Мексика). Недостатками известного способа являются отсутствие возможности качественного разделения фаз ИЭР, использование дорогостоящего специального оборудования, необходимость повышенных затрат электроэнергии и соблюдения специальных требований к правилам безопасности при работе на электрофорезной установке. Кроме того, отсутствует возможность реализовать указанный способ утилизации в условиях буровой с применением имеющегося там стандартного набора оборудования.

Известен способ выделения углеводородной фазы из отработанного ИЭР (Патент США №20150345273), согласно которому ИЭР подвергают нагреву с последующим выпариванием углеводородов, воды и отделением твердого осадка, включающего твердую фазу раствора и минеральные соли. Нагрев осуществляют термомеханическим методом в специальных установках. Недостатками известного способа являются: неэффективное разделение на фазы углеводородсодержащего бурового раствора, необходимость существенных затрат энергии на выпаривание ИЭР, использование специального оборудования, требующего соблюдения повышенных требований к правилам безопасности. Также отсутствует возможность реализовать указанный способ с применением имеющегося на буровой стандартного набора оборудования.

Известен способ (Патент США №20030100452) утилизации бурового раствора на углеводородной основе, загрязненного избытком водной фазы, предусматривающий частичное выделение последней из углеводородной дисперсионной среды. Способ реализуется путем частичного разрушения эмульсии под действием комплекса специальных реагентов в концентрации 0,01-15% (предпочтительно 1-5%) от объема исходного раствора. Предлагаемый комплекс реагентов включает анионные и неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), а также алкилполигликозиды. В качестве анионных ПАВ используют алкилсульфаты, алкилсульфонаты, алкиларилсульфонаты. Неионогенные ПАВ представляют собой алкилполигликозиды, этоксилированные спирты, этоксилированные эфиры. Согласно известному способу в исходный ИЭР добавляют указанный комплекс ПАВ, перемешивают на механической мешалке в течение 1 минуты, затем смесь оставляют отстаиваться в течение нескольких часов, после этого выделенная снизу водная фаза откачивается насосами на обезвреживание, углеводородная фаза остается в составе неразрушенной эмульсии с пониженным содержанием водной фазы.

Недостатком известного способа является отсутствие возможности выделения качественной углеводородной фазы, пригодной для повторного использования.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ разрушения и утилизации отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора (Патент РФ №2386657). Сущность известного способа заключается во введении в отработанный ИЭР добавок: реагента на основе смеси высших диоксановых спиртов, раствора коагулянта (водный раствор сульфата алюминия с концентрацией 100-350 г/л), раствора смеси неионогенных и ионогенных поверхностно-активных компонентов в органическом растворителе. При этом вышеуказанные добавки вводят в отработанный буровой раствор последовательно, и после ввода каждой добавки смесь перемешивают в течение не менее 0,5 часа, далее смесь отработанного бурового раствора и добавок выдерживают не менее 6 часов, производят последующее центрифугирование и отделившуюся при этом углеводородную фазу направляют на повторное использование. Основным недостатком указанного способа является необходимость применения центрифугирования для выделения углеводородной фазы ИЭР, что усложняет технологическую схему процесса, требует специального оборудования (вертикальной сепарирующей центрифуги периодического действия) и вызывает необходимость повышенных затрат электроэнергии. Стандартные центрифуги, входящие в комплект очистного оборудования буровой установки, являются центрифугами проточного типа, время нахождения в них одной порции раствора не достаточно для разделения эмульсии на две фазы даже при минимально возможной подаче раствора (3-4 л/с).

Технический результат, достигаемый при осуществлении заявляемого изобретения, заключается в возможности выделения качественной углеводородной фазы, пригодной для повторного использования, при одновременном упрощении процесса выделения углеводородной фазы из отработанных ИЭР за счет исключения необходимости применения специального оборудования (центрифуги) и снижение энергетических затрат при этом.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов для последующего использования ее в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, применяемых при бурении и освоении скважин, включающий введение в отработанный инвертно-эмульсионный буровой раствор раствора неионогенного поверхностно-активного вещества ПАВ в органическом растворителе и добавок, проведение перемешивания смеси после введения каждого вещества в течение не менее 0,5 часа, выдержку смеси и отделение в последующем углеводородной фазы, при этом новым является то, что в качестве добавок используют техническую воду, и деэмульгатор на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена, а в качестве раствора неионогенного ПАВ в органическом растворителе используют ПАВ с гидрофильно-липофильным балансом не менее 12, которое растворено в концентрации 20 об. % в органическом растворителе, при этом вышеуказанные вещества вводят в следующей последовательности: техническая вода, указанный раствор ПАВ и указанный деэмульгатор, и после вышеуказанного перемешивания полученную смесь выдерживают без перемешивания не менее 24 часов, причем указанные добавки и раствор указанного ПАВ берут в следующем соотношении на 100 об.ч. отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора, об.ч.:

техническая вода 5-10;

указанный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе 1,0-3,0;

указанный деэмульгатор 0,5-1,5.

В качестве раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе используют реагент Неонол ΑФ_9-12, или Реверсмол марки В, или Синтанол АЛМ-10, растворенный в изобутиловом спирте, или изопропиловом спирте, или бензиловом спирте.

В качестве деэмульгатора на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена используют реагент Дисолван 4411 или ИН-ДЭМ.

Приведенный технический результат обеспечивается за счет следующего.

Механизм выделения углеводородной фазы предлагаемым способом из отработанных ИЭР заключается в следующем. Благодаря экспериментально подобранным веществам, рекомендуемым для введения в отработанный буровой раствор, а также их количеству и режимам ввода, происходит снижение кинетической и агрегативной устойчивости эмульсии ИЭР, коалесценция капель дисперсной водной фазы и расслоение ставшей термодинамически неустойчивой системы вследствие разности плотностей на углеводородную фазу и водную фазу с частично неразрушенным слоем эмульсии, твердыми наполнителями и выбуренным шламом.

Введение технической воды повышает объемную долю водной фазы в составе дисперсной системы, что ведет к нарушению сбалансированного соотношения «углеводород-вода» и, вследствие этого, оказывает дестабилизирующее действие на эмульсию типа «вода в масле», которой являются отработанные ИЭР.

Введение в отработанный ИЭР раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе оказывает дополнительное дестабилизирующее действие на эмульсию «вода в масле». Указанные неионогенные ПАВ являются эмульгаторами преимущественно прямых эмульсий и способствуют образованию в системе термодинамически не устойчивой множественной микроэмульсии, то есть смеси эмульсий I и II рода. Спирты, выступающие в качестве органического растворителя неионогенных ПАВ, и вводимые вместе с ними в дисперсную систему, также создают более благоприятные условия для ее расслаивания с выделением углеводородной фазы, что связано с частичным замещением молекул эмульгаторов, адсорбированных на границе раздела фаз масло-вода, на молекулы вводимых спиртов. При этом молекулы спиртов не являются эффективными стабилизаторами эмульсий, что приводит к снижению агрегативной устойчивости дисперсной системы. Использование неионогенного ПАВ именно с гидрофильно-липофильным балансом (ГЛБ) не менее 12 обусловлено тем, что данные ПАВ, выступающие инвертором эмульсии второго рода, способствуют протеканию в системе процесса катастрофической инверсии фаз, являющегося одним из путей деэмульгирования отработанных ИЭР.

Действие на отработанный ИЭР вводимого далее деэмульгатора на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена связано с разрушением адсорбционного слоя, образованного молекулами эмульгатора-стабилизатора ИЭР, за счет их вытеснения молекулами деэмульгатора с границы раздела фаз и полным нарушением агрегативной и седиментационной стабильности дисперсной системы, что в конечном итоге приводит к ее расслаиванию с выделением углеводородной фазы. Использование деэмульгатора именно на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена обусловлено тем, что он относится к группе водорастворимых соединений и не переходит в углеводородную фазу при ее выделении из ИЭР. Это обеспечивает высокое качество выделяемой углеводородной фазы, что позволяет использовать ее в новом технологическом процессе без дополнительной сложной обработки.

Таким образом, техническая вода и раствор указанного неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе выполняют роль дополнительных дестабилизаторов, создающих условия, обеспечивающие эффективное действие на систему деэмульгатора.

Выдерживание дестабилизированной дисперсной системы без перемешивания в течение не менее 24 часов для протекания процесса деэмульгирования позволяет получать качественную углеводородную фазу, пригодную для повторного использования.

Таким образом, только благодаря специально подобранному комплексу добавок и указанному раствору ПАВ при заявленном их соотношении и при определенном порядке их ввода, обеспечивается получение указанного технического результата.

Предлагаемый способ подготовки углеводородной фазы отработанных ИЭР для последующего использования ее в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, применяемых при бурении и освоении скважин, был опробован в лабораторных условиях. При испытаниях были использованы следующие вещества:

Техническая вода:

Неионогенные поверхностно-активные вещества:

- Неонол марки АФ₉-₁₂ с ГЛБ 14,0, ТУ 2483-077-05766801-98;

- Реверсмол марки В с ГЛБ 14,0, ТУ 2458-0102-38892610-2012;

- Синтанол АЛМ-10 с ГЛБ 13,5, ТУ 2483-003-71150986-2006;

Органические растворители:

- изобутиловый спирт, ГОСТ 9536-2013;

- изопропиловый спирт, ТУ 2421-001-75671350-2011;

- бензиловый спирт, ТУ 2632-206-05763458-95;

Деэмульгаторы:

- Диссолван 4411 на основе блок-сополимеров окиси этилена/пропилена, по импорту;

- ИН-ДЭМ на основе блок-сополимеров окиси этилена/пропилена, ТУ 2458-076-38892610-2016.

Согласно заявляемому способу подготовки углеводородной фазы отработанных ИЭР в условиях буровой осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности:

1. В емкость с отработанным ИЭР, оборудованную перемешивателем, вводят техническую воду в количестве 5-10 об.ч. (на 100 об.ч. исходного ИЭР). Раствор перемешивают в течение 0,5-2 часов.

2. Добавляют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе в количестве 1-3 об.ч. (на 100 об.ч. исходного ИЭР). Раствор перемешивают в течение 0,5-2 часов.

3. Далее вводят в смесь деэмульгатор, предпочтительно, ИН-ДЭМ или Диссолван 4411 в количестве 0,5-1,5 об.ч. (на 100 об.ч. исходного ИЭР). Раствор перемешивают в течение 0,5-2 часов.

4. Полученную смесь ИЭР, раствора ПАВ и добавок выдерживают в течение 24-72 часов без перемешивания для протекания процесса деэмульгирования.

5. При помощи насоса откачивают отделившуюся после отстаивания углеводородную фазу в отдельную емкость.

6. Выделенную углеводородную фазу хранят, исключая попадания осадков и солнечных лучей, в дальнейшем используют повторно для приготовления технологических жидкостей, используемых при бурении и освоении скважин.

Для реализации предлагаемого способа подготовки углеводородной фазы в лабораторных условиях, на скважинах были отобраны три пробы отработанных ИЭР, состав которых представлен в таблице 1.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.

Пример 1. В лабораторный стакан помещают 100 мл отработанного ИЭР (№1 в таблице 1), вливают в него при перемешивании 7 мл технической воды, смесь перемешивают в течение 0,5 часа, после чего добавляют 2 мл раствора реагента Реверсмол марки В в изопропиловом спирте с концентрацией 20 об. % и перемешивают в течение 0,5 часа, далее вливают 1 мл деэмульгатора ИН-ДЭМ. После перемешивания в течение 0,5 часа оставляют смесь для протекания процесса деэмульгирования на 24 часа. Отстоявшуюся сверху углеводородную фазу отбирают пипеткой. При этом получают следующие результаты по выделению углеводородной фазы из отработанного ИЭР (% от объема конечной смеси): олеофильная фаза - 52, водная фаза - 48. Полнота выделения углеводородной фазы - 95% от ее исходного содержания в растворе (опыт №2 в таблице 2).

Пример 2. В лабораторный стакан помещают 100 мл отработанного ИЭР (№2 в таблице 1), вливают в него при перемешивании 5 мл технической воды, смесь перемешивают в течение 0,5 часа, после чего добавляют 3 мл раствора реагента Синтанол АЛМ-10 в бензиловом спирте с концентрацией 20 об. % и перемешивают в течение 0,5 часа, далее вливают 0,5 мл деэмульгатора Дисолван 4411. После перемешивания в течение 0,5 часа оставляют смесь для протекания процесса деэмульгирования на 24 часа. Отстоявшуюся сверху углеводородную фазу отбирают пипеткой. При этом получают следующие результаты по выделению углеводородной фазы из отработанного ИЭР (% от объема конечной смеси): олеофильная фаза - 31, водная фаза - 69. Полнота выделения углеводородной фазы - 68% от ее исходного содержания в растворе (опыт №1 в таблице 2).

Разрушение отработанного ИЭР путем введения добавок других реагентов и с другим количественным соотношением производят аналогичным образом.

В таблице 2 приведены данные по показателям выделения углеводородной фазы из отработанных ИЭР заявляемым способом.

В лабораторных условиях исследовали следующие параметры процесса выделения углеводородной фазы из отработанного ИЭР:

- электростабильность ИЭР после введения добавок (ЭС, В), замеряли на анализаторе стабильности эмульсий фирмы OFITE;

- объемная доля углеводородной фазы, выделившейся после расслаивания эмульсии (% от объема конечной смеси);

- объемная доля водной фазы, оставшейся после выделения углеводородной фазы (% от объема конечной смеси), в состав водной фазы включены также неразрушенный слой эмульсии, твердые наполнители и выбуренный шлам;

- полнота выделения углеводородной фазы из ИЭР (% от исходного содержания углеводородной фазы в ИЭР).

Данные, приведенные в таблице 2, показывают, что полнота выделения углеводородной фазы из отработанного ИЭР с использованием указанного ПАВ и комплекса добавок, вводимых в концентрациях и порядке согласно заявляемому способу (опыты №1, 2, 3 таблицы 2), существенно превышает данный показатель при разрушении ИЭР в соответствии со следующими вариантами:

использованием предлагаемого комплекса добавок в концентрациях, отличающихся от заявленных (опыты №4, 5 таблицы 2);

- использованием предлагаемого комплекса добавок, вводимых в порядке, отличающемся от заявленного (опыт №6 таблицы 2);

- использованием заявляемых добавок по отдельности, а не согласно предлагаемому способу (опыты №7, 8, 9, 10, 11 таблицы 2);

- использованием добавок согласно известному способу по прототипу без применения центрифугирования (опыт №12 таблицы 2).

Также в лабораторных условиях были приготовлены две пробы инвертно-эмульсионных буровых растворов на основе углеводородной фазы, полученной в опытах №1 и №2 таблицы 2 в соответствие с рецептурой растворов №1 и №2 таблицы 1. Данные о показателях технологических свойств этих растворов приведены в таблице 3.

Технико-экономические преимущества заявляемого способа по сравнению с известным способом разрушения и утилизации отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора, заключаются в следующем:

- заявляемый комплекс вводимых добавок оказывает дестабилизирующее действие на дисперсную систему ИЭР, снижая электростабильность (ниже 15 В) и существенно облегчая расслаивание эмульсии, что позволяет упростить процесс выделения углеводородной фазы, применяя метод гравитационного отстаивания, исключив при этом использование специального оборудования (центрифуги) и сократив энергетические затраты на реализацию процесса;

- заявляемый способ подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов в качестве основы для приготовления технологических жидкостей позволяет выделить и в дальнейшем использовать до 68-95% качественной углеводородной фазы от ее содержания в исходном ИЭР. При этом использование известного способа, принятого за прототип, при исключении этапа центрифугирования позволяет выделять лишь 10% углеводородной фазы;

- буровые растворы, приготовленные на основе выделенной углеводородной фазы, отвечают всем технологическим требованиям, предъявляемым к инвертно-эмульсионным буровым растворам для строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к безотходной технологии бурения скважин. Технический результат - возможность выделения качественной углеводородной фазы, пригодной для повторного использования, при одновременном упрощении процесса выделения углеводородной фазы из отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов за счет исключения необходимости применения специального оборудования - центрифуги, снижение энергетических затрат. Способ подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов для последующего использования ее в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, применяемых при бурении и освоении скважин, включает введение в отработанный инвертно-эмульсионный буровой раствор раствора неионогенного поверхностно-активного вещества ПАВ в органическом растворителе и добавок, проведение перемешивания смеси после введения каждого вещества в течение не менее 0,5 ч, выдержку смеси и отделение в последующем углеводородной фазы. В качестве добавок используют техническую воду и деэмульгатор на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена. В качестве раствора неионогенного ПАВ в органическом растворителе используют ПАВ с гидрофильно-липофильным балансом не менее 12, которое растворено в концентрации 20 об.% в органическом растворителе. При этом вышеуказанные вещества вводят в следующей последовательности: техническая вода, указанный раствор ПАВ и указанный деэмульгатор. После вышеуказанного перемешивания полученную смесь выдерживают без перемешивания не менее 24 часов. Указанные добавки и раствор указанного ПАВ берут в следующем соотношении на 100 об.ч. отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора, об.ч.: техническая вода 5-10; указанный раствор неионогенного ПАВ в органическом растворителе 1,0-3,0; указанный деэмульгатор 0,5-1,5. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

1. Способ подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов для последующего использования ее в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, применяемых при бурении и освоении скважин, включающий введение в отработанный инвертно-эмульсионный буровой раствор раствора неионогенного поверхностно-активного вещества ПАВ в органическом растворителе и добавок, проведение перемешивания смеси после введения каждого вещества в течение не менее 0,5 ч, выдержку смеси и отделение в последующем углеводородной фазы, отличающийся тем, что в качестве добавок используют техническую воду и деэмульгатор на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена, а в качестве раствора неионогенного ПАВ в органическом растворителе используют ПАВ с гидрофильно-липофильным балансом не менее 12, которое растворено в концентрации 20 об.% в органическом растворителе, при этом вышеуказанные вещества вводят в следующей последовательности: техническая вода, указанный раствор ПАВ и указанный деэмульгатор, и после вышеуказанного перемешивания полученную смесь выдерживают без перемешивания не менее 24 часов, причем указанные добавки и раствор указанного ПАВ берут в следующем соотношении на 100 об.ч. отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора, об.ч.:

техническая вода 5-10 указанный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе 1,0-3,0 указанный деэмульгатор 0,5-1,5

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе используют реагент Неонол АФ_9-12, или Реверсмол марки В, или Синтанол АЛМ-10, растворенный в изобутиловом спирте, или изопропиловом спирте, или бензиловом спирте.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве деэмульгатора на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена используют реагент Дисолван 4411 или ИН-ДЭМ.