Реагент для обработки буровых растворов Советский патент 1991 года по МПК C09K7/06 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывке ствола скважины.

Целью изобретения является улучшение качества буровых растворов путем повышения их смазочных и структурных свойств.

Пример.В 100 г нефти (тип I) размешивают 10 г природного торфа (на сухое вещество) и тщательно перемешивают до гомогенного состояния.

Для приготовления реагента используют торф четырех месторождений, свойства которых представлены в табл. 1.

Аналогично приготовлены различные виды реагентов, содержащие различную углеводородную фазу, которая готовится перед вводом торфа.

Все испытанные реагенты приведены в табл. 2, влияние реагентов на различные типы растворов - в табл. 3.

В опытах используют реагенты: СМАД (ТУ 38-1-192-68), талловый пек (ОСТ 13- 145-82).

Кроме того,используют эффект частичного растворения торфа в углеводородной жидкости.

Указанный эффект объясняется одновременной природной гидрофобностью и гидрофильностью торфа, позволяющей этому материалу активно взаимодействовать с водной и углеводородной фазами. При этом (гидрофобная) часть торфа растворяется в углеводородной фазе, обеспечивая снижение фильтрации, а волокнистые частицы обеспечивают рост структурно-вязкостных параметров и эффективную кольматацию пласта, последовательный вывод этих же материалов не позволяет получить указанного эффекта. Кроме того, использование предлагаемого реагента не увеличивает, а снижает щелочность бурового раствора. В известном реагенте гуминовые вещества,

(Л

С

Os 00

ю оа

2

экстрагируемые щелочью, и сама щелочь вызывают набухание сгенок скважин, пород продуктивного пласта, коагулируют в присутствии солей.

Для того, чтобы торф диспергировался в углеводородной фазе, необходимо присутствие в торфе определенного количества природных битумов. Минимальное содержание битумов не должно быть ниже 2,,0 мас.% от массы торфа. При меньшем содер- жаний битума торф плохо диспергируется а углеводородной фазе. Верхний уровень не ограничивается, поскольку чем выше содержание битумов, тем ниже фильтрация.

В табл, 4 представлено изменение ско- роста изнашивания стали в среде 7%-ной глинистой суспензии при нагрузке 30 xrc/ivM без прфа. обработанной смесью ирфа и нефти (реагент по табл, 2) (данные в числителе) и npv часледозательном вводе торфа v в тех же количествах (в знаменателе). Эти параметры характеризуют способность смеси торфа с углеводородной фазой улучшить смазочные свойства буровых растворов.

Формула изобретения

Реагент для обработки буровых растворов, содержащий углеводородную фазу и добавку, отличающийся тем, что, с целью улучшения качества буровых растворов путем повышения их смазочных свойств при одновременном повышении структурных свойств, в качестве добавки реагент содержит природный торф с содержанием битума не менее 2,5% при следующем соотношении компонентов, мае. ч.:

Углеводородная

фаза100

Природный торф с

содержанием битума

не менее 2,5% (на Сухое

вещество) 10-20

Таблица 1

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и предназначено для промывки стволов скважин. Цель-улучшение качества буровых растворов за счет повышения их смазочных при одновременном повышении структурных свойств. Реагент содержит следующие компоненты при их соотношении, мае.ч.: углеводородная фаза 100; природный торф с содержанием битума не менее 2,5% (на сухое вещество) 10-20. Реагент готовят при тщательном перемешивании компонентов до гомогенного состояния. Реагент позволяет экономить дефицитные реагенты: глинопорошки, органические стабилизаторы. 4 табл.

2 3 4 5

6 7

Таблица 2

15 15 15 15 10

2

4

10 10

ГПАА 4 Т-80 100 Каолин 100 Хлорид натрия 100 Вода Остальное

Расжвор 1

КМЦ-700 5 Асбест 2 Сульфат железа NaOH

Вода Остальное Раствор 9

0,4

Раствор 9+1 ОХ нефти + 4-3Z торфа (4) Высокоокисленный битум 150 Окисленный петролатум 10 Дизельное топливо Остальное

При

и е ч а в и е. Ј - пластическая вязкость; Ј„ - динамическое напряжение сдвига; 9,/9,0 - статическое

напряжение сдвига за 1 я 10 мин; Ф f ф%% - фильтрация за 30 мий при 20 и 8С°С соответственно.

25

15

22

1 2 3

4 8 4 4

8

10

12

15

7

7

23

30 42 45 51 38 30 75

26

0,2/0,3 0,6/0,8 1,0/1,2 0,8/1,1 0,4/0,5 0,3/0,7 2,1/2,5

10/11

12

6

4

4

8

10

3

10

16

10

8

7

12

15

5

12

О

со

N3 ОО 4 СП

5 6 7 8

15 12

18 Ю.

8 120

39

35 54 32

29 28

18/26 25/31 31/39 18/20

2/2

7

7 4 12

10 О

9 8 5

15

14 2

3