Эмульсионный буровой раствор Советский патент 1991 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, а именно к эмульсионным буровым растворам.

Цель изобретения - повышение агрега- тивной устойчивости эмульсионного бурового раствора при достижении плотности 1,55-1.6 г/см3 путем утяжеления его баритом.

Цель изобретения - достижение эмульсионной стабилизации раствора при повышении плотности введением твердой фазы.

Поставленная цель достигается тем, что эмульсионный буровой раствор, содержащий нефть или нефтепродукты, глину, эмульгатор и минерализованную воду с растворенным в ней стабилизатором глинистой суспензии, в качестве эмульгатора содержит продукт обработки едким натром кубовых остатков дистилляции нафтеновых

кислот (КОНД) при следующем соотношении компонентов, %: нефть или нефтепродукты 20-30, глина гидрослюди- сто-каолинитовая 10-12, КОНД 2-5, минерализованная вода с растворенным в ней стабилизатором глинистой суспензии остальное.

Состав кубовых остатков дистилляции нафтеновых кислот, мас.%:

Нафтенсодержащие кислоты 60-65 Ди- и трициклические нафтеновые углеводороды25-30 Смолы, масла, соли и влага15-5 Концентрация полученного указанным методом реагента 40-50%. Добавка его в буровой раствор делается исходя из этой концентрации.

Кубовые остатки перед добавкой в раствор обрабатываются едким натром.

О 00

ы о

VI

Процесс осуществляли следующим образом. В раствор едкого натра (60 г сухого едкого натра в 360 г воды) добавляли 400 мл кубовых остатков и перемешивали в течение 20-30 мин.

Полученный реагент содержит около 50% натриевых солей кубовых остатков. рН полученного реагента 9,5. Оптимальное значение рН в пределах 9-12. Величину рН можно регулировать небольшими добавками едкого натра. На буровых предприятиях реагент можно готовить непосредственно перед употреблением.

Для перевода такого раствора в эмульсионный в него достаточно добавить расчетное количество КОНД и нефть или нефтепродукты.

В лабораторных условиях состав готовили следующим образом,

В глинистый раствор на минерализованной (морской) воде с добавками химических реагентов-стабилизаторов глинистых суспензий, чаще всего используемых при приготовлении буровых растворов (КССБ, окзил, серогель, УЩР, нитролигнин, КМЦ или их аналоги), в количестве, необходимом для придания раствором требуемых структурно-механических и реологических свойств, например, ССБ до 5% сухого вещества от объема раствора, УЩР до 5% от объема раствора, КМЦ до 3%, нитролигнина до 0,6%, окзила до 10% и т.д., добавляли утяжелитель барит, после чего КОНД и нефть.

После перемешивания определяли параметры полученного раствора.

П р и м е р 1. Приготовлена глинистая суспензия (10 об.% гидрослюдисто-каоли- нитовой глины) на морской воде. Суспензия стабилизирована реагентами КССБ, сероге- лем и окзилом, В полученный раствор добавляли КОНД в количестве 2,0 об.% и после перемешивания нефть 10,0 об.%. Полученную смесь перемешали до получения эмульсии, добавили утяжелитель (барит), перемешали и определили параметры (см. таблицу).

Пример 2. В глинистую суспензию на морской воде, стабилизированную химическими реагентами (по примеру 1), добавили КОНД-2,0 об.%, а затем нефть 20,0 об.% и далее утяжелитель 13,0 об.%, после перемешивания определили параметры (строка 5 таблицы).

Аналогично готовились эмульсионные растворы с различным содержанием КОНД и нефти и определили их параметры (см. таблицу). Наиболее приемлемые параметры получены для составов, содержащих 12

об.% глины, 20-30 об.% нефти, 2-5 об.% КОНД.

При концентрации КОНД менее 2,0 об.% эмульсии нестабильны. При концентрации более 5% увеличивается расход реагента без значительного улучшения параметров раствора. Увеличение количества нефти более 30% делает эмульсии вязкими. При уменьшении концентрации глины

0 ниже 10 об.% снижается плотность раствора, при увеличении более 12 об.% увеличивается вязкость.

Плотность полученных эмульсионных растворов колеблется от 1,1 (при отсутствии

5 барита) до 1,6 г/смЗ. Таким образом, эмульсионный буровой раствор с использованием КОНД с предложенным составом дает возможность повысить плотность раствора до 1,6 r/смЗ добавкой твердого утяжелителя

0 без расслоения эмульсии.

КОНД способен стабилизировать глинистые растворы на водной основе, а также водонефтяные эмульсии и водонефтяные эмульсии, содержащие твердую фазу благо5 даря способности гидрофобизировать поверхность твердых частиц.

Для получения стабильных эмульсионных растворов необходимо использовать органофильную глину, так как частицы высо0 кодисперсного наполнителя должны иметь определенный угол смачивания в системе углеводородная среда - вода - твердое тело. Глинистые частицы, имеющие гидрофобную поверхность, могут стабилизировать

5 эмульсии типа масло в воде (м/в); эмульсии типа вода в масле (в/м), а именно такими эмульсиями являются эмульсионные буровые растворы, при воздействии глинистых частиц разрушаются. В связи с этим для

С получения эмульсий с достаточно высоким содержанием твердой фазы, последняя должна быть модифицирована. Все это в определенной степени относится и к утяжелителю, хотя гидрофильность его не5 сколько ниже, чем у глины.

В ряде случаев модификация поверхности твердой фазы может произойти за счет химических свойств дисперсионной среды. В частности КО НД помимо способности ста0 билизировать водонефтяную эмульсию, адсорбируется на поверхности, твердых частиц, гидрофобизируя и.х, что еще больше повышает стабильность эмульсии.

Таким образом, сущность изобретения

5 заключается в применении КОНД, исключающего необходимость предварительной гидрофобизации поверхности твердой фазы или введения в состав эмульсии отдельных гидрофобизирующих компонентов, например кремнийорганических веществ и в ко

нечном итоге получение стабильных растворов высокой плотности.

Бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется в основном глинистыми буровыми растворами на водной основе. Однако при заканвании скважин, во-избе- жании различных осложнений, эти растворы все чаще заменяют эмульсионными растворами на углеводородной основе.

В связи с этим данный состав может быть получен на базе циркулирующего в бурящейся скважине глинистого раствора на водной основе, стабилизированного известными химреагентами. При этом значительно сокращается расход химреагентов и утяжелителя.

Формула изобретения

Эмульсионный буровой раствор, включающий нефть или нефтепродукты, гидро- слюдисто-каолинитовую глину, эмульгатор и минерализованную воду с растворенным

в ней стабилизатором глинистой суспензии, отличающийся тем, что, с целью повышения агрегативной устойчивости эмульсии при достижении плотности раствора 1,55-1,6 г/см3 за счет утяжеления его баритом, он в качестве эмульгатора содержит продукт обработки едким натрием кубовых остатков дистилляции нафтеновых кислот при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Нефть или нефтепродукты 20-30

Гидросл юдист о-каол ин итовая глина 10-12

Продукт обработки едким

натрием кубовых остатков

дистилляции нафтзновых

кислот2-5

Минерализованная вода

с растворенным в ней

сталибизатором глинистой

суспензииОстальное

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Цель изобретения - получение стабильного эмульсионного бурового раствора повышенной плотности. Для этого эмульсионный буровой раствор содержит нефть или нефтепродукты, минерализованную воду с растворенными в ней стабилизаторами глинистой суспензии, гидрослюдисто-каолинитовую глину, эле- менторганический гидрофобиэатор и эмульгатор. Дополнительно раствор содержит обработанные натром кубовые остатки дистилляции нафтеновых кислот. Обработанные едким натром кубовые остатки способны стабилизировать водонефтяные эмульсии и модифицировать поверхность твердой фазы, что повышает стабильность эмульсии. 1 табл. Ё

10 20 30 40 10 20 10 40 10 20 30

;с ю

20 ЗС 40 10 20 30 40 10 20 30 40

10 13 13 10 12 12 12 12 10 1C 10 10 12 12 12 12 IU 10 10

12 12 12 12

78 68 58 48 76 66 56 46 77 67 57 «7 75 65 55 45 75 65 55 45 73 63 53 43

32

40

ЬО

81

34

40

62

34

34

40

65

34

59

62

74

104

30

47

72

S3

61

67

Л9

123

12 27 13 4S I 30

45 15 77 36 43 21 16 43 69 21 30 47 51 27 39 54 72

24 42 48 69 24 66

94

27

42

45

69

39

75

96

105

45

51

63

75

48

75

99

112

0,5 0,5 °,5 °,5 1,0 1,0 1,0 1,0 0,5 0,5 0.5 0,5 0,5 0,5 1,0 .О . 1,0 0.5 0.5 0,5

0.5 0,5 0,5

,57 ,55 ,52 ,50 ,60 ,57 ,55 ,52 ,57 ,53 ,52 ,50 ,60 .57 ,54 .52 ,55 .53 ,52 ,49 .60 .55 .53 ,51