Способ приготовления бурового раствора Советский патент 1990 года по МПК C09K7/02 

1

(21) 289391/23-03

(22)27.05.87

(6) 23.01.90. Бюл. № 3 (70 Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Н.И.Рылов и Г.И.Захарова (53) 622..1.3 (088.8)

(56)Авторское свидетельство СССР If Ю77913, кл. С 09 К 7/02, 1981.

Мельников И.И. и др. Применение нефтеэмульсионного бурового раствора, стабилизированного эмульталом. - Газовая промышленность, 198, № 10,

с.Й-15.

(5М СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БУРОВОГО

РАСТВОРА

(57)Изобретение относится к бурению скважин, в частности к приготовлению буровых растворов на входной основе. Цель изобретения - снижение проницаемости глинистой корки по воде и увеличение ее проницаемости по нефти при

Изобретение относится к оурению скважин, в частности к приготовлению буровых растворов на водной основе.

Целью изобретения является снижение проницаемости глинистой корки по воде и увеличение ее проницаемости по нефти при одновременном улучшении структурно-механических свойств раствора.

Способ включает приготовление бурового раствора путем смешения глинистой суспензии с реагентом стабилизатором, для чего часть глины (30-60%)

одновременном улучшении структурно- механических параметров бурового раствора. Перед введением в глинистую суспензию 30-60% глины предварительно увлажняют до 25-30% и обрабатывают 1-2%-ным углеводородным раствором маслорастворимого ПАВ в количестве 10-20% от общего объема раствора. Полученную смесь смешивают с глинистой суспензией, приготовленной из оставшейся глины и обработанной реагентами- стабилизаторами. В качестве углеводородного раствора ПАВ используют раствор эмультала в нефти при следующем соотношении, об.%: нефть , эмуль- тал 1-2. Приготовленный таким образом буровой раствор обладает улучшенными структурно-механическими свойствами, имеет низкий показатель фильтрации. Глинистая корка раствора приобретает новое свойство - пропускать нефть и являться препятствием для воды при ее фильтрации. 1 з.п.ф-лы, А табл.

предварительно увлажняют водой до 25-30°С и обрабатывают углеводородным раствором маслорастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ) в количестве 10-20% от общего объема раствора, затем полученную смесь смешивают с глинистой суспензией, приготовленной из оставшейся глины и обработанной реагентами стабилизаторами, причем в качестве углеводородного раствора маслсрастворимого ПАВ используют раствор эмультала в нефти при следующем соотношении, об.%:

(Л

ел

оо

4

оэ

00

ел

Нефть 99-98

Эмультал 1-2

При увлажнении глинопорошка молекулы воды адсорбируются на активных центрах поверхности, которые представляют собой отдельные ячейки в виде энергетических ям.

Вокруг этих центров при определенной влажности возникают рои молекул, изолированные друг от друга свободным от воды пространством.

При обработке увлажненного глинопорошка углеводородным раствором ПАВ нефть адсорбируется на свободной поверхности, образуя гидрофобную пленку, а присутствие ПАВ препятствует разрушению этой пленки в процессе последующего перемешивания с оставшейся глинистой суспензией, образо ванной реагентами-стабилизаторами. Таким образом, глинопорошок становится частично гидрофобизованным.

При дальнейшем перемешивании обработанный глинопорошок равномерно распределяется во всем объеме путем диспергирования. При этом нефть прочно удерживается адсорбционными силами на поверхности глинопорошка, что исключает ее отделение и всплывание на поверхность раствора, тем самым повышается устойчивость полученного раствора (суточный отстой углеводорода равен нулю) и снижается вязкость его.

Кроме того, находясь в связанном состоянии, нефть придает гидрофобные свойства полученной из этого раствора глинистой корке, в результате чего резко снижается показатель фильт- ратоотдачи.

Пример. Способ осуществляют в лабораторных условиях с помощью пропеллерной мешалки. Оценку эффективности способа приготовления раствора проводят путем сопоставления показателей структурно-механических свойств растворов, приготовленных различными способами и проницаемости глинистой корки этих растворов по во де и нефти.

Для приготовления раствора используют бентонитовый глинопорошок. Раствор готовят плотностью 1150 кг/м.

.

Общее количество порошка на 1 л раствора составляет 350 г.

Часть глинопорошка в количестве 87,5; 105, 175; 210; г, что со10

5

76854

ответствует 25, 30, 50, 60 и 70 масД,, увлажняют до 30$ водой и обрабатывают углеводородным раствором ПАВ состава, об;$:

нефть 98

эмультал 2

в количестве 15% от общего объема раствора. Количество маслорастворимо- го ПАВ обусловлено экспериментальными исследованиями, которые показали, что для снижения величины поверхност1520

25 30 35

40

45

50

55

ного натяжения на границе раздела нефть-вода с 40 дин-см2 до минимума это соотношение является оптимальным. Из оставшейся части глинопорошка готовят суспензию, обработанную реагентами КМЦ, Na4C03 по известной рецептуре и технологии. После этого оба раствора соединяют и подвергают диспергированию с последующим замером показателей структурно-механических свойств раствора.

I

В табл. 1 приведены данные зависи-1 мости параметров раствора от количества обработанного бентонита; в табл. 2 - данные зависимости параметров раствора от процента увлажнения бентонита; в табл. 3 - зависимость параметров раствора от количества углеводородного раствора ПАВ; в табл. Ц - сравнительные данные показателей структурно-механических свойств раствора и проницаемости глинистой корки в зависимости от способа приготовления.

Количество обрабатываемого глинопорошка, равное 30-60 мас.% от общего количества глинопорошка, является оптимальным, так как уменьшение или увеличение его приводит к ухудшению показателей структурно-механических свойств раствора (табл. 1, раствор 1-5).

Оптимальный процент увлажнения глинопорошка определяют путем сопоставления показателей структурно- механических свойств растворов, в которых глинопорошок в количестве 50% увлажняют до 20,25,35 и 0%-ной влажности.

Из табл. 2 видно,что предварительное увлажнение глинопорошка до 25 30% является также оптимальным, так как при уменьшении влажности глина практически не дмспср ируется в растворе, а при увеличении свыые 35°

снижается агрегативная устойчивость раствора, происходит отстой углеводородной фазы, т.е. раствор становится не стабильным.

Кроме того, проверяют оптимальную добавку углеводородного раствора мас лорастворимого ПАВ. Для этого 50% глинопорошка увлажняют до 30% и обрабатывают в количестве 5,10,15,20 и 30% углеводородным раствором мас- лорэстворимого ПАВ состава:

Нефть 98

Эмультал 2

Затем смешивают с оставшейся глинистой суспензией и замеряют параметры (табл.3).

Из табл. 3 видно, что количество углеводородного ПАВ в объеме 10-20% является оптимальным, так как при уменьшении его увеличивается фильтрато отдача, а при увеличении - вязкость и суточный отстой, что говорит о снижении стабильности раствора.

Как видно из табл. А,предлагаемый раствор по сравнению с известным обладает более лучшими структурно- механическими свойствами, имея при этом более высокую проницаемость

глинистой корки по нефти и более низкую проницаемость по воде.

Формула изобретения

Способ приготовления бурового раствора, включающий приготовление глинистой суспензии в воде и введение

в полученную глинистую суспензию реагента-стабилизатора и углеводорода, отличающийся тем, что, с целью снижения проницаемости глинистой корки по воде и увеличения ее проницаемости по нефти при одновременном улучшении структурно- механических параметров бурового раствора, перед приготовлением глинистой суспензии глину дополнительно

увлажняют водой до влажности 25-30% и обрабатывают 1-2%-ным раствором маслорастворимого поверхностно-активного вещества в неЛти, причем раствор маслорастворимого поверхностноактивного вещества используют в количестве - 10 - 20% от общего объема бурового раствора.

2. Способ поп.1,отличаю- щ и и с я тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества используют эмультал.

Раствор

Состав раствора

Параметры раствора

Т б г и ч а 3

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к приготовлению буровых растворов на входной основе. Цель изобретения - снижение проницаемости глинистой корки по воде и увеличение ее проницаемости по нефти при одновременном улучшении структурно-механических параметров бурового раствора. Перед введением в глинистую суспензию 30 - 60% глины предварительно увлажняют до 25 - 30% и обрабатывают 1 - 2%-ным углеводородным раствором маслорастворимого ПАВ в количестве 10 - 20% от общего объема раствора. Полученную смесь смешивают с глинистой суспензией, приготовленной из оставшейся глины и обработанной реагентами-стабилизаторами. В качестве углеводородного раствора ПАВ используют раствор эмультала в нефти при следующем соотношении, об.%: нефть 99 - 98

эмультал 1 - 2. Приготовленный таким образом буровой раствор обладает улучшенными структурно-механическими свойствами, имеет низкий показатель фильтрации. Глинистая корка раствора приобретает новое свойство - пропускать нефть и являться препятствием для воды при ее фильтрации. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

Известный 4,0-8,0 3-1Ю 5-180 3-Ю ОтО,5 Предлагаемый 5,0-5,0 1,2-1,4 2,4-2,5 2-2,8 7-Ю

Таблица k

8-10 1,5-2,5