Ингибированный буровой раствор Советский патент 1987 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, используемым в разрезах, скошенных неустойчивыми глинистыми отложениями

Целью изобретения является повышение ингибирунщей способности бурового раствора.

Буровой раствор,- содержащий глину, д 40,0-55,0, оксозолидон 2-0,l-l,OjI стабилизатор, нефть и воду, дополнительно содержит продукт конденсации высокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина, который получают путем омыления высокомолекулярных жирных кислот кубовыми остатками моноэтаноламина при 50-60°С в течение 20-40 мин. Реакционную смесь периодически перемешивают. Готовый продукт представляет собой однородную подвижную жидкость темно -коричневого цвета плотностью 1,01-1,02 г/смз и рН 9,0-9,3, растворимую в воде и органических растворителях.

приготовлении продукта конденсаций высокомолекулярных жирных кислот и кубовьк остатков моноэтанолами- на (НЖК) соблюдают следующее соотношение ингредиентов, MaCo%t

Кубовый остаток

моноэтаноламина 15,0

Высокомолекулярные

жирные кислоты . 30,0

ВодаОстальное

Призер. В коническую колбу емкостью 200 мл помещают 30 г высоко молекулярных жирных кислот и 55 мл воды. Затем в эту же колбу вводят 15 г кубовых остатков моноэтаноламина, смесь нагревают до 50-60 С в течение 30-40 мин и периодически перемешивают. Готовый продукт представляет собой темно-коричневую однородную жидкость с рН 9,1 при 20 С..О полноте реакции омыпения (отсутствию в реакционной среде не связанных жирных кислот) судят по образованию однород™ ной жидкости без видимой границы раздела фаз и щелочной реакции среды (рН). Полученный продукт растворяется в воде во всех соотношениях.

Высокомолекулярные жирные кислоты являются побочным продуктом при производстве себациновой кислоты. Кислотное число 150-180 мл КОН, число омыления 150-180 гт КОН, содержание жирных кислот с числом углеродных атомов Ctf C,g не менее 90%.

15

20

30

35

:40

45

50

4,0

0,3

4,0 10,0 Остальное

- (2-оксиэтил)имидозолин-2 0,1-0,3; неидентифицированные органические вещества 15,0-16,0; вода - остальное

Технология приготовления ингибиро ванного бурового раствора сводится к следующему, v

В предварительно прогидратирован- ную глинистую суспензию вводят расчетные количества реагента-стабилизатора и НЖК, Затем после 10-15-минутного перемешивания в раствор вводят нефть и перемешивают до полного эмульгирования нефти.

Пример. Состав, включающий, 25 мас.%:

Бентонит , Метас

юкк

Нефть Вода готовят следующим образом.

Навеску бентонитового глинопорош- ка в количестве 40 г (4 мас.%) диспергируют в 786.г воды. В прогидра- тированную глинистую суспензию добавляют 60 МП 5%-ного раствора метаса (0,3 мас.%)., 40 г НЖК. (4 мас.%) и перемешивают 10-15 мин на лаборатор ной мешалке со скоростью 6DO об/мин Затем в раствор вводят 114 мл нефти (10 мас.%) и перемешивают до полного распределения нефти в растворе, В результате получается 1000 мл раствора (опыт 5, табл. 1).

Аналогично указанному примеру готовят разхичные варианты ингибиро- ванного бурового раствора, состав и свойства которых приведены в табл. 1. .

Технологические показатели бурового раствора измеряют при температуре , до () и после (170°С) термообработки и перепаде давления в автоклаве 50 МПа в течение 6 ч.

Как видно из табл. 1, увеличение содержания НЖК в растворе, стабилизированном метасом, приводит к снижению условной и эффективной вязкое-- ти, динамического и статического на55

Кубовые остатки моноэтаноламина являются отходами очистки технических газов при крупнотоннажном произ- водбтве аммиака. Они представляют собой светло-коричневую жидкость плотностью 1,10-1,12 г/см, рН 9,1- 9,3. Состав кубовых остатков моноэтаноламина, мас.%: моноэтаноламин

д 40,0-55,0, оксозолидон 2-0,l-l,OjI 5

0

0

5

0

5

0

4,0

0,3

4,0 10,0 Остальное

- (2-оксиэтил)имидозолин-2 0,1-0,3; неидентифицированные органические вещества 15,0-16,0; вода - остальное.

Технология приготовления ингибиро ванного бурового раствора сводится к следующему, v

В предварительно прогидратирован- ную глинистую суспензию вводят расчетные количества реагента-стабилизатора и НЖК, Затем после 10-15-минутного перемешивания в раствор вводят нефть и перемешивают до полного эмульгирования нефти.

Пример. Состав, включающий, 5 мас.%:

Бентонит , Метас

юкк

Нефть Вода готовят следующим образом.

Навеску бентонитового глинопорош- ка в количестве 40 г (4 мас.%) диспергируют в 786.г воды. В прогидра- тированную глинистую суспензию добавляют 60 МП 5%-ного раствора метаса (0,3 мас.%)., 40 г НЖК. (4 мас.%) и перемешивают 10-15 мин на лаборатор ной мешалке со скоростью 6DO об/мин Затем в раствор вводят 114 мл нефти (10 мас.%) и перемешивают до полного распределения нефти в растворе, В результате получается 1000 мл раствора (опыт 5, табл. 1).

Аналогично указанному примеру готовят разхичные варианты ингибиро- ванного бурового раствора, состав и свойства которых приведены в табл. 1. .

Технологические показатели бурового раствора измеряют при температуре , до () и после (170°С) термообработки и перепаде давления в автоклаве 50 МПа в течение 6 ч.

Как видно из табл. 1, увеличение содержания НЖК в растворе, стабилизированном метасом, приводит к снижению условной и эффективной вязкое-- ти, динамического и статического на5

пряжения сдвига (опыты 2-5). Добавка НЖК в количестве 3-4 мас.% является оптимальной (опыты 4 и 5), так как дальнейшее увеличение концентрации НЖК в растворе не вызывает заметных изменений технологических показателей (опыты 6 и 7). ИПГР практически не меняет своих свойтсв после термообработки или меняют их незначительно (опыты 4-7).

В то же время, термообработка раствора, не содержащего НЖК, приводит к чрезмерному повышению струк10

храняют чрезвычайно низкие фильтрационные свойства после термостатиро- вания при содержании твердой фазы 11,5-20,0 мас.%, а реологические свойства незначительно меняются в сторону увеличения.

Растворы, стабилизированные КМЦ (опыты 5-24), термостатируют при 150 С в течение 6 ч. При таком режиме водоотдача растворов с содержанием глинопорошка 3,0-20,0 мас.% уве- личивается на 1,5-2 см , а реологические свойства незначительно меняются

турно-механических показателей(опыт 1)|с в сторону уменьшения.

Такой же характер изменения струк- Повышение содержания твердой фазы

турно-механических свойств глинистого раствора в зависимости от содержания в нем НЖК наблюдается, если в качестве реагента-стабилизатора используется КМЦ. Добавки в раствор НЖК до 4 мас.%-приводят к значительному снижению реологических показателей (опыты 9 и 10). Увеличение содержания НЖК свыше 4 мас.% практически не вызывает измене ния структурно- механических свойств (опыт 11). Термообработка при раствора, стабилизированного КМЦ, ведет к деструкции полимера (высоковязкие марки КМЦ- 500 и КМЦ-600 применяются при температуре до 150.и 160°С соответственно) и, как следствие, к росту водоотдачи и резкому снижению реологических показателей (опыт 8). В то же время, добавка НЖК в количестве 4- 6 мас,% позволяет значительно снизить .скорость термоокислительно-гидролитической деструкции КМЦ, что связано, очевидно, с наличием в НЖК моноэта - ноламина и, следовательно, способствует сохранению структурно-механических и фильтрационных свойств системы (опыты 9-11).

В табл. 2 показана возможность ис- пользов.ания в составе раствора различных реагентов-стабилизаторов.

Из данных,представленных в табл.2, видно, что все составы растворов при концентрации глинопорошка в пределах 3,0-20,.О мас.% сохраняют приемпемые реологические и фильтрационные свойства при содержании стабилизатора 0,3-0,5 мас.% и НЖК 3,0-4,0 мас.%. Термообработка растворов не приводит к заметньш изменениям технологических показателей.

Растворы, обработанные метасом и лакрисом-20 (опыты 1-4 и 25-30), со

храняют чрезвычайно низкие фильтрационные свойства после термостатиро- вания при содержании твердой фазы 11,5-20,0 мас.%, а реологические свойства незначительно меняются в сторону увеличения.

Растворы, стабилизированные КМЦ (опыты 5-24), термостатируют при 150 С в течение 6 ч. При таком режиме водоотдача растворов с содержанием глинопорошка 3,0-20,0 мас.% уве- личивается на 1,5-2 см , а реологические свойства незначительно меняются

0

до 28,5 мас.% (опыты 24 и 30) приводит к резкому увеличению реологических показателей, неприемпемых для бурения. Уменьшение содержания твердой фазы менее 3 мае.% не обеспечивает реологических и фильтрационных свойств, предъявляемых к буровым растворам, для сложных условий буре5 ния (опыт 5).

Состав и технологические показатели ингибированного бурового раствора в сравнении с известным представлены в табл. 3.

0 Как видно из табл. 3, известные растворы (опыты 3 и 4) при том же содержании глины и КМЦ, что и в ин- гибированном растворе (опыты 1 и 2), имеют более высокую условную вязкость. После термообработки при 150°С реологические показатели ингибированного бурового раствора практически не изменяются, а водоотдача возрастает незначительно. В то же

0 время, после термообработки известных растворов показатель услов.ной вязкости снижается почти вдвое, возрастает статическое напряжение сдвига, а водоотдача возрастает в 2 раза.

5 Ингибирующую способность растворов оценивают по набухаемости глинопорошка в фильтратах, полученных при автоклавировании исследуемых раство- ров на приборе ФП-200 при 170°С и

Q перепаде давления 1,6 МПа. В градуированный цилиндр объемом 10 мл помещают сухой глинопорошок до деления, соответствующего 1. мл.. Затем в цилиндр наливают фильтрат раствора до

g объема 10 мп. Степень набухания К оценивают по отношению приращения объема набухшего в фильтрате раствора глинопорошка к его объему в неполярной жидкости (керосине):

К

V V,,

где К - коэффициент набухания;

Уф - обьем глинопорошка в фильт-

рате бурового раствора, мл У„ - объем глинопорошка в неполярной жидкости, МП..

Замер приращения объема глинопо- рошка производят соответственно через 8, 24, 48, 96, 192 и 384 ч. По величине К судят об игнибируннцей способности раствора. Чем больше коэффициент набухания тем слабее выражены ингибирующие свойства исследуемой жидкости, и наоборот,

В табл. 4 приведены составы растворов и коэффициенты набухания глино порошка в фильтратах этих растворов через определенные промежутки времени;

Как видно из табл. 4, коэффициент набухания гш1нопорошка в фильтратах ингибированного бурового раствора . (опыты 2 и 5) относительно мал по сравнению с фильтратом растворов того же состава, но не содержалщх НЖК (опыты 3 и б). Коэффициент набухания в фильтрате известного раствора (опыт 4); выше, чем в фильтратах ингибированного бурового раствора, что подтверждает высокие ингибирзпгацие свойства предлагаемого состава- бурового раствора.

Ингибирукщие свойства растворов исследуют также на моделях фильтратов. Результаты этих исследований (табл. 5) показывают, что показатель увлажнения и диспергирующая способность предлагаемого раствора лучше, чем известного.

Таким образом, заказанные преимущества ингибированного бурового раствора обусловливают повышение технико экономических показателей бурения в неустойчивых глинистых породах.

Формула изобретения

Ингибированный бзфовой раствор, содержащий глинопорошок, стабилизатор, нефть и воду, отличающийся тем, что, с целью придания буровому раствору ингибирукмцих свойств, он дополнительно содержит продукт конденсации высокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков монозтаноламина при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Ппинопорошок 3,0-20,0 Стабилизатор 0,3-0,5 Продукт конденсации iвысокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков моно- этаноламина 3,0-4,0 Нефть10-20

ВодаОстальное

Составитель В.Ворискина Редактор Н.Егорова Техред В.Кадар

Заказ 3769/23 Тираж 633Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР

по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д.4/5

1роизводственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород,ул.11рОектная,4

Таблица 5

Корректор В.Бутяга

Изобретение относится к бурению . нефтяных и газовых скважин и предназначено для .разрезов, скошенных неустойчивыми глинистыми отложениями. Цель изобретения - придание буровому раствору ингибирукщих свойств. Раствор содержит следующие ингредиенты. мас,%: глинопорошок 3,0-20,0; стабилизатор 0,3-0,5; продукт конденсации высокомолекулярных жирных кислот и кубовых остатков моноэтаноламина 3,0-4,0; нефть 10-20, воду - остальное. Продукт конденсации получают путем омыпения высокомолекулярных жирных кислот кубовыьм остатками при температуре 50-60 С в течение 20 - 40 мин. Готовый продукт представляет собой однородную подвижную жидкость темно-коричневого цвета плотностью 1,01-1,02 г/смз и рН 9,0-9,3, растворимую в воде и органических растворителях. Ши приготовлении раствора в предварительно прогидратированг ную глинистую суспензию вводят рас-, четные количества реагента- стабили- затора и продукт конденсации-. Затем, после 10-15-минутного перемешивания, в раствор вводят нефть и перемешивают до полного змульгирования нефти. 5 табл.. сл с 00 00 00 00