буровой раствор

Формула изобретения

БУРОВОЙ РАСТВОР, содержащий глину, реагент-стабилизатор, ингибитор-флокулянт и воду, отличающийся тем, что в качестве ингибитора-флокулянта он содержит гидрофобизатор ИВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными алюминиевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида, а в качестве реагента-стабилизатора реагент НР на основе продукта щелочного гидролиза нитронного волокна при следующем соотношении ингредиентов, мас. % :

Глина 5 - 15

Реагент НР на основе продукта щелочного гидролиза нитронного волокна (в пересчете на нитронное волокно) 0,025 - 0,100

Гидрофобизатор ИВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации

алкилдиметиламина и бензилхлорида 0,1 - 0,5

Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к гopной промышленности, в частности к бурению скважин в разрезах с глинистыми включениями и нефтенасыщенными продуктивными горизонтами.

Известен буровой раствор, содержащий глину, реагенты-стабилизаторы, ингибитор, флокулянт и воду.

Недостатками этого раствора являются: сложный компонентный состав и невысокое качество бурового раствора в плане вскрытия продуктивных пластов, содержащих глинообразующие минералы. Так, реагенты в отдельности, входящие в состав раствора, или снижают межфазное натяжение, или только повышают ингибирующую способность, но даже в этом случае недостаточно эффективно.

Наиболее близким является буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор, ингибитор-флокулянт и воду.

Недостатком этого раствора является также недостаточно высокие ингибирующие свойства фильтрата бурового раствора и, наоборот, недостаточно низкие значения межфазного натяжения на границах раздела сред углеводородная жидкость-вода. В результате этого качества ствола скважины, сложенного глинистыми породами, и первичное вскрытие нефтяных пластов будет невысоким.

Цель изобретения - повышение качества бурового раствора путем усиления ингибирующих свойств и снижения межфазного натяжения его фильтрата.

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор в качества ингибитора-флокулянта содержит гидрофобизатор ИВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида, а в качестве реагента-стабилизатора - реагент НР на основе продукта щелочного гидролиза нитронного волокна, при следующем соотношении ингредиентов, мас. % :

Глина 5-15

Реагент НР на основе продукта

щелочного гидролиза нитрон-

ного волокна (в пересчете на нит-

ронное волокно) 0,025-0,100

Гидрофобизатор ИВВ-1 -

на основе смеси алкилди-

метилбензиламмонийхлори-

да с четвертичными аммоние-

выми солями диметаламина и

третичного амина, получен-

ной путем конденсации алкилди-

метиламина и бензил-

хлорида 0,1-0,5

Вода Остальное

НР - нитронный реагент (РД 39-4668310-501-85) - продукт щелочного гидролиза отходов волокна нитрон, готовится из следующих материалов: вода; сода каустическая ГОСТ 2263-79; отходы волокна нитрон ГОСТ 13-292-79. Возможно применение двух марок нитронного реагента: НР 3/5 (в литературе обычно указывается НР-5) при содержании, мас. % : едкого натра 3 и отходов волокна нитрон 5 от объема воды; НР 7/10 - при содержании каустической соды 7 мас. % и отходов волокна нитрон 10 мас. % объема воды. Гидролиз ведется при (нагреве паром) температуре 96-98^оС в течение 4-6 ч, в результате чего нити должны полностью раствориться. Готовый реагент НР имеет запах аммиака плотностью примерно 1080 кг/м³ и УВ по СПВ-3 примерно 300 с. НР - эффективный реагент-стабилизатор, обладающий высокими крепящими и смазочными свойствами.

Гидрофобизатор ИВВ-1 - смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, получают путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида (ТУ 6-01-1-407-89), представляют собой жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с эмпирической формулой

R(CH₃)₂NCH₂C₆H₅Cl,

где R - смесь алкильных остатков С₁₀-С₁₈. Средняя молекулярная масса 335-360. Это умеренно токсичное вещество. Согласно ГОСТ 12.1.007-76 относится к 3 классу опасности. По физико-химическим показателям раствор гидрофобизатора ИВВ-1 должен соответствовать требованиям:

Массовая доля алкилдиметилбен-

зиламмонийхлорида, % ,

не менее 45

Массовая доля третичного

амина, % не более 5

Массовая доля соли третичного

амина, % , не более 10

pH водного раствора, в преде-

лах 6,0-7,5.

Концентрацию НР и ИВВ-1 варьируют в пределах, которые даны в табл. 1. Так, выбор процентного содержания нитронного реагента, например, НР-5, производили исходя из поддержания реологических, структурно-механических и фильтрационных характеристик бурового раствора. При содержании НР-5 менее 0,5% (в пересчете на отходы волокна нитрон 0,025% ) буровой раствор при малых концентрациях глины имеет высокие значения водоотдачи, а при высоких содержаниях глины - высокие значения СНС. Максимальное содержание НР-5 приняли 2% (в пересчете на отходы волокна нитрон 0,100 % ) исходя из условия достаточности, поскольку дальнейшее увеличение не приводит к существенному улучшению показателей, причем при этом pH бурового раствора увеличивается выше допустимых величин.

Чем выше содержание гидрофобизатора ИВВ-1 водного раствора в буровом растворе, тем выше качество раствора в плане вскрытия нефтяных продуктивных горизонтов, поскольку повышаются ингибирующие свойства и снижаются межфазные натяжения. Максимальное содержание ИВВ-1 в буровом растворе приняли равным 0,5% исходя из условия влияния на структурно-реологические показатели бурового раствора, в частности, выше приемлемых значений увеличивается условная вязкость и СНС.

Пример приготовления бурового раствора.

Берут 20 г глинопорошка и диспергируют путем перемешивания в 200 мл воды на протяжении 30 мин, добавляют 2 мл НР-5, а после перемешивания - 0,4 мл гидрофобизатора ИВВ-1 водного раствора. Полученная суспензия вновь перемешивается в течение 10 мин и замеряются параметры по РД 39-2-645-81.

Флокулирующую способность определяли по экспресс-методу с применением отстойника Лысенко. К 100 мл исследуемого бурового раствора добавляли реагент-флокулянт (ИВВ-1). После перемешивания в течение 3 мин 540 мл раствора наливали в мерную колбу Лысенко, куда добавлялась вода до общего объема 500 мл. Колбу встряхивали 2 мин и помещали в штатив для отстоя и осаждения флокул, после чего по градуировочной шкале определялись размеры флокул и их количество. Содержание флокул в % расчитывали по формуле:

СФ= 2хО,

где О - объем флокул, мл;

2 - коэффициент для выражения результатов в процентах.

Из данных табл. 1 видно, что при содержании глины 10% флокулы достигают размеров до 2 мм и при повышении концентрации ИВВ-1 от 0,1% до 0,5% повышается количество флокул, примерно, в 3-7 раз.

Ингибирующую способность гидрофобизатора ИВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида, определяли по двум методикам.

Данные диспергирующей способности реагента представлены в табл. 2, а для сравнения с прототипом приведены результаты и с ГИПХ-3. В один день в емкости по 750 мл залили приготовленную 10% -ную глинистую суспензию с одной и той же условной вязкостью. Затем добавляли определенное содержание ингибитора (ИВВ-1) и после перемешивания произвели замер начальной условной вязкости вискозиметром ВБР-5. Через 5, 10 и 15 дней производили повторные замеры условной вязкости. По повышению условной вязкости за 15 дней можно судить о существенном (кратном) замедлении процесса диспергации.

Кроме того, ингибирующую способность определяли по методике АНИ, которая заключается в определении степени диспергирования отсортированных частиц шлама в различных средах. В процессе бурения скважины в необходимом интервале отобрали глинистый шлам, отмыли, высушили при 105^оС и измельчили до размера зерен 1-2 мм. Пробу шлама в количестве 10 г помещали в 200 мл дистиллированной воды с определенным процентным содержанием исследуемого реагента. В автоклаве доводили температуру до 80^оС и перемешивали на протяжении 6 ч. По количеству оставшегося шлама на ситах с ячейками 1х1 мм после отмыва и сушки при температуре 105^оС определялась ингибирующая способность. Из табл. 3 также видно явное преимущество гидрофобизатора ИВВ-1 в сравнении с аналогом (ГКЖ) и прототипом (ГИПХ-3).

Результаты исследования межфазного натяжения, определенного с помощью сталагмометра, на границах фаз керосин-вода с определенным содержанием добавки приведены также в табл. 3. Даные свидетельствуют о том, что гидрофобизатор ИВВ-1 снижает межфазное натяжение до значений, предъявляемых к буровым растворам (3-5 мН/м), при достаточно низких концентрациях.

Таким образом, предложенный состав обеспечивает получение бурового раствора не только с требуемыми структурно-реологическими свойствами, но и позволяет повысить ингибирующие свойства и снизить межфазное натяжение фильтрата бурового раствора, что в комплексе повысит качество ствола скважины (предупредит набухание глинистых пород, слагающих стенки скважины, и интенсификацию процессов кавернообразования) и качество первичного вскрытия нефтяных пластов (снизить отрицательное влияние фильтрата бурового раствора на продуктивный пласт с включениями глинистых минералов, сохранив начальную пористость и проницаемость коллекторов, а в дальнейшем облегчить вызов притока и очистку коллекторов от продуктов деятельности фильтрата бурового раствора). (54) 1. Авторское свидетельство СССР N 1010101, кл. C 09 K 7/02, 1981.

2. Авторское свидетельство СССР N 1631059, кл. C 09 K 7/02, 1988.