Буровой раствор Советский патент 1992 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и в частности к буровым растворам.

Известны эмульсионно-малосиликатные растворы следующего состава, мас.%:

Глинопорошок26 Силикат натрия 8 КМЦ-600 2 Нефть или дизельное топливо 7-12 Неионогенное ПАВ

(эмульгатор)0,1 Полиэтиленовая крошка о дизе- льном топливе( пеногаситель) По мере

необходимости

ВодаОстальное Данный раствор содержит большое количество глины, что значительно снижает эффективность бурения, ухудшает коллек- торские свойства пластов. Для поддержания параметров раствора в заданных пределах необходима постоянная добавка

исходных компонентов и пеногасителч, т;;к как указанный раствор трудно очищать от шлама. Вреден для окружающей среды.

Также известен буровой раствор вкл- , чающий компоненты в следующем соотношении, мас.%:

Полиакриламид0,005-0,50 Силикат натрия 0,007-0, К Глина 5,000-15.0 Вода Остальное Недостатком этого раствора является также большое содержание глины, что приводит к снижению эффективности бурения и ухудшению коллекторских свойств пластов. Раствор трудно подвергается очищению от шлама и нефти, вреден дл:; окружающей среды.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является состав, который включает компоненты в следующих соотношениях, мас.%:

4 4

о

v«

,0

|2

КМЦ1.7-2.1 Сернокислый алюминий 0,7-1,8 Жидкое стекло 3-6 Хлористый натрий 20-25 Вода Остальное Недостатком известного раствора является отсутствие свойств связывания нефти, которая, попадая в буровой раствор в процессе бурения скважин, отрицательно влияет на окружающую среду, а содержание минеральных солей нарушает технологичность бурового раствора, вызывает коррозию оборудования и образование кристаллических отложений в призабойной зоне пласта. Кроме того, сернокислый алюминий является дефицитным продуктом, используемым в бытовой и промышленной сфере для очистки воды.

Цель изобретения - снижение отрица- тельного влияния на окружающую среду за счет повышения связывания нефти при одновременном снижении коррозионной активности и сохранении технологических свойств бурового раствора.

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор, содержащий силикат натрия, дополнительно содержит кремнегель, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) или грунт-преобразователь ржавчи- ны(ГПР), или отмывочный раствор (АД С) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кремнегель 10-25 НТФ или ГПР или АДС 2-5 Силикат натрия 5-20 Вода Остальное Сопоставительный анализ с известным позволяет сделать вывод, что предлагаемый раствор отличается от известного введением новых компонентов, а именно кремнеге- ля. НТФ. ГПР, АДС. ч

Анализ известных буровых растворов, используемых при бурении скважин, показал, что введение в раствор некоторых компонентов известно, например НТФ. Однако их применение в этих растворах в сочетании с другими компонентами не придает буровым растворам такие свойства, как снижение коррозионной активности, уменьшение воздействия раствора на окружающую среду за счет повышения связывания нефти.

Пример. При приготовлении составов соблюдается следующая последовательность введения компонентов: берут 5 мае. % силиката натрия (со средним значением силикатного модуля), добавляют 83 мас.% воды и 10 мас.% кремнегеля. В полученную мессу добавляют 2 мас.% НТФ (или ГПР. или АДС). После тщательного перемешивания раствор готов к применению.

Аналогично готовятся остальные составы, приведенные в табл. 1.

Компоненты, применяемые для приготовления предлагаемого бурового раствора, имеют промышленное производство.

Исследование бурового раствора производят следующим образом.

Коррозию оборудования исследуют по ГОСТу 9, согласно которому металлические пластинки из Ст. 3 весом 14,733; 14,699; 15,009; 14,976 и 15,010 г опускают в раствор, приготовленный по рецептуре состава 2. По истечении 1 ч определяют потерю веса пластин путем взвешивания до и после испыта- ний по формуле: mi - Ш2

V,

где VK - скорость коррозии;

mi, mz - масса пластинки до и после

испытания, г;

S - поверхность образца, м2; г- время, ч.

После выдерживания в растворе вес испытываемых пластин остается без изменений. Исходя из результатов испытаний установлено, что предлагаемый раствор не вызывает коррозию оборудования.

Связывание нефти исследуют следующим образом.

В мерный цилиндр отбирают 100 см3 бурового раствора, добавляют 25 мл нефти (среднее количество нефти, содержащейся в отработанном буровом растворе) и тщательно перемешиваются. Смесь выдерживают 7 сут на структурирование, по истечении которых сверху раствора наливают воду. Пленки нефти на поверхности воды не наблюдается, что свидетельствует о связывании нефти до 95-100%. Результаты

испытаний растворов приведены в табл. 2.

Содержание НТФ (или ГПР, или АДС) в

буровом растворе в пределах 2-5 мас.% в

составах 1-3 обеспечивает структурообразование раствора. При содержании менее 2

мас.% структурообразование отсутствует, т.е. этот предел является нижним пределом, а менее 2 мас.% (состав 4) является минимально запреДельным, а более 5 мас.% не имеет существенного влияния на качество

раствора, т.е. увеличение до б мае. % (состав 5) является максимально запредельным.

Введение кремнегеЛя (составы 1-3) в раствор в пределах 10-25 мас.% обеспечи- вает гелеобразное состояние раствора, предотвращает фильтрацию в поры пласта, при уменьшении кремнегеля ниже 10 мас.% (состав 4) раствор получается нестабильный, а увеличение количества кремнегеля

выше 25 мас.% {состав 5) не отражается на качественных показателях раствора.

Содержание силиката натрия в растворе в количестве 5-20 мас.% (составы 1-3) обеспечивает консистентность и однород- ность среды, причем при уменьшении содержания его менее 5 мас.% (состав 4) раствор расслаивается, следовательно 5 мас.% является оптимально нижним пределом ингредиента, а менее 3 мас.% мини- мально запредельным, увеличение количества силиката натрия вь-uje 20 мас.% экономически нецелесообразно, так как основные показатели раствора остаются без изменений и состав 5 относится к макси- мально запредельному значению.

Предлагаемый раствор не ухудшает коллекторские свойства пласта, что позволяет за короткий срок освоить скважину после бурения: срок освоения по предлагаемому раствору в несколько раз меньше, чем при бурении с известным раствором, так как предлагаемый раствор не имеет твердой фазы, не содержит минеральные соли, не забивает поры пласта. Следо- вательно исключается накопление твердых частиц в предлагаемом буровом растворе, измельчение шлама происходит при циркуляции, за счет чего повышаются показатели работы долот. Кроме этого, предлагаемый состав выполняет смазывающие функции, что предотвращает прихваты бурильных и обсадных колонн из-за отсутствия фильтра- ционной корки.

Предлагаемый раствор является высо- коэкологичным: полностью связывает нефть, не расслаивается и не смешивается с водой, происходит самоотверждение отработанного раствора.

применение известного раствора не за- щищает окружающую среду от вредных примесей отработанного бурового раствора, так как в процессе бурения буровой раствор обогащается не только шламом, но и нефтью. При бурении с применением изве- стного раствора связывание нефти, попадающей в буровой раствор, отсутствует, в шламовых амбарах происходит полное расслоение отработанного бурового раствора на следующие слои: нижний слой - шламо- вый; средний слой - глинистый; верхний слой - нефтяной.

При этом абсолютно отсутствует отвер- ждение отработанного бурового раствора в шламовом амбаре; во время паводков амба- ры наполняются водой, происходит смешение отходов с грунтовыми и паводковыми

водами, приводит к. растаиванию и выходу из амбаров нефти, т.е. верхнего, а также глинистого слоев, которые попадают в водоемы, реки, озера, пагубно влияют на Флору и фауну, загрязняют окружающую среду.

Краткая характеристика компонентов бурового раствора.

Нефелиновый кремнегель представляет собой рыхлую агрегированную массу белого цвета с желтоватым оттенком. Массовая доля влаги достигает 70%. Применяется в целлюлозно-бумажной промышленности и при производстве цеолитов.

Нитрилотриметилфосфоновая кислота представляет собой порошок белого цвета, хорошо растворяющийся в воде. Применяется как ингибитор в нефтедобывающей промышленности.

Композиция ГПР представляет собой однородную жидкость желтовато-коричневого или зеленоватого цвета, хорошо смешивающуюся с водой, ацетоном, кислотами. Относительная плотность композиции ГПР должна быть не менее 1.45 г/см3. Применяется в качестве добавки к грунт-преобразователю ржавчины для металлических поверхностей.

Композиция АДС состоит из комплексо- образующих соединений. Представляет собой легко подвижную однородную жидкость от светпо-коричневого до темно-коричневого цвета с относительной плотностью не менее 1 г/см3. Композиция АДС применяется как отмывочный раствор от карбонатных со- леотложений в нефтедобывающей промышленности.

Формула изобретения Буровой раствор, включающий силикат натрия и воду, отличающийся тем, что, с целью снижения отрицательного влияния на окружающую среду за счет повышения степени связывания нефти при одновременном снижении коррозионной активности и сохранении технологических свойств бурового раствора, он дополнительно содержит кремнегель и нитрометилфосфоно- вую кислоту и/или грунт-преобразователь ржавчины при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Кремнегель10-25 Нитрометилфосфоновая кислота и/или грунт- преобразователь ржавчины - 2-5 Силикат натрия 5-20 Вода Остальное

Та бл и ца 1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - снижение отрицательного влияния на окружающую среду за счет повышения степени ния нефти при одновременном гн. коими коррозионной активности и сохранении технологических свойств. Для этого буроеой раствор (БР) содержит ингредиенты при следующем их соотношении, мас.%: крем- негель 10-25. нитрилотриметилфосфоновая кислота или грунт-преобразователь ржаочи- ны, или отмывочкый раствор 2-5, силикат натрия 5-20, вода остальное. Приготавливают БР путем смешения ингредиентов в следующем порядке: вода, кремнегель, нитрилотриметилфосфоновая кислота или грунт-преобразователь ржавчины, или от- мывочный раствор. 2 табл.

Крамнегель НТ

Силикат натрия Вода %КрамиегельНТ Силикат натрия

Креммегель

НТ

Силикат натрия

Вод.

Крвкнегель

НТ

Силикат натрия

Кремнегвль

НТ

Силикат натрия

Вода

Креииегепь

ГПР

Силикат натрия

вод

Крсммегчль

ГПР

Силикат натрия

Вода

Крвммвгвль

ГПР

Силикат натрия

вода

Крвмнегель АДС

Силикат натрия

Вода

И аастимй

10,0

2,0

5,0

83,0

17,5

3,5

12,5

25,0

5,0

20,0

50,0

30,0 6,0 25,0 -39,0 10,0 2,0 5,0 83,0

17,5

12,5

66,5

25,0

5,0

50,0

17,5

3,5

12,5

66,5

,07 1.15 1,24 1,03 1,ЗС

;,ов

1,18

1,25

,17 1.19

Таблица2

313,5/17,79,00.08790

325,/2J,38,50,06195

.0/26.67,50,080tOO

302,0/7,59,О.ОЭв25

,1/26,87,30,080100

313,3/17,29.26,07592

305,3/22,77,50,08598

37/297,90,19123