способ обработки буровых растворов на водной основе

Формула изобретения

СПОСОБ ОБРАБОТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ путем введения реагента понизителя вязкости, отличающийся тем, что в качестве понизителя вязкости используют реагент ДСБ-4ТТ продукт взаимодействия флотореагента - оксаль, моноэтаноламина, моноэтаноламиновой соли сырых талловых масел и керосина, в количестве 1,0 5,0% от массы бурового раствора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в качестве промывочного агента при бурении нефтяных и газовых скважин.

Известен буровой раствор, содержащий торфощелочной реагент, полиакриламид, водорастворимый метасиликат, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, в котором с целью уменьшения структурной вязкости в качестве ПАВ используется сульфонол или ОП-10 [1]

Недостатком его является невозможность применения в глинистых буровых растворах со значительным удельным весом из-за вспенивания раствора.

Известен способ в котором в качестве реагента-понизителя вязкости предложен продукт, состоящий из бурого угля, едкого натра, отходов углекислотных производств, сернокислого железа [2]

Недостатками данного реагента являются высокий расход, способность к вспениванию бурового раствора.

В качестве прототипа к изобретению выбран реагент КССБ-конденсированная-сульфит-спиртовая барда, который применяется в качестве реагента-понизителя водоотдачи и вязкости буровых растворов [3] КССБ представляет собой жидкость темно-коричневого цвета плотностью 1,11-1,15 г/см³ с содержанием 20-25% сухих веществ или порошок такого же цвета. Получают КССБ путем конденсации лигносульфонатов (ССБ). Оптимальные добавки ее для пресных растворов составляют 1-5% на сухой продукт или 5-25% в жидком виде.

Недостатками этого реагента являются: недостаточная эффективность применения, особенно при высоких температурах и минерализации, большой расход реагента в растворе, способность к вспениванию раствора.

Задачей изобретения является снижение вязкости и динамического напряжения сдвига буровых растворов при одновременном улучшении показателей бурового раствора.

Это достигается тем, что в качестве реагента-понизителя вязкости и динамического напряжения сдвига в буровой раствор вводят продукт реакции флотореагента-оксаль, моноэтаноламина, керосина и моноэтаноламиновой соли сырых талловых масел.

В качестве первого компонента используется флотореагент-оксаль (Т-80) со следующей технической характеристикой:

Внешний вид-прозрачная, нерасслаивающаяся жидкость от желтого до коричневого цвета;

Эфирное число, мг КОН/г 0,5-4,0

Массовая доля

гидроксильных групп, 23-36

Температура

вспышки в откры- том тигле, ^оС не менее 90 Плотность, г/см³ 1,05-1,08

Растворимость

одной части в 50 частях воды Полная, допус-

кается опалес-

ценция и сла-

бая муть

В качестве второго компонента используется свободный моноэтаноламин, в качестве третьего компонента керосин осветительный, выпускаемый по ОСТ 38.01487-86.

В качестве жирных карбоновых кислот используются сырые талловые масла по ОСТ 13-184-183 следующего качества:

Кислотное число, мг КОН/г 96

Массовая доля

неомыляемых веществ, не более 25

Массовая дола

омыляемых кис- лот, не более 12

Массовая доля воды, не более 2

Получение моноэтаноламиновой соли сырых талловых масел идет в одну стадию при температуре 80-90^оС при постоянном перемешивании в течение 3-х часов.

Заявляемый способ отличается от известного решения введением новых компонентов продукта реакции флотореагента-оксаль, моноэтаноламина, керосина и моноэтаноламиновой соли сырых талловых масел.

В предлагаемом способе продукт реакции флотореагента-оксаль, моноэтаноламина, керосина и моноэтаноламиновой соли сырых талловых масел применяется в качестве реагента-понизителя вязкости и динамического напряжения сдвига.

В лабораторных условиях производили обработку буровых растворов на водной основе заявляемым реагентом-понизителем вязкости в сравнении с известным реагентом КССБ.

В качестве бурового раствора использовали глинистый буровой раствор, состоящий, глина 20; бентонит 5; кальцинированная сода 0,2; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ-600) 0,5; вода остальное (примеры 1-9 табл. 1). При этом раствор имел следующие параметры: = 1,29 г/см³; УВ 123 с; Ф 9,5 см³/30 мин; рН 7,5; СНС₁ 21 дПа; СНС₁₀ 34 дПа; _о 231,2 дПа; = 33 сПз.

В примерах 1-3 табл. 2 использовался глинистый буровой раствор, утяжеленный мелом. Раствор имел следующие параметры: = 1,35 г/см³; УВ 94 с; Ф 9 см³/30 мин; рН 7; СНС₁ 17,9 дПа; СНС₁₀ 24,2 дПа; _о 228,1 дПа; = 39 сПз.

В примерах 4-9 табл. 2 использовался глинистый буровой раствор, утяжеленный баритом, с добавками солей NaCl и CaCl₂ (концентрации реагентов указаны в таблице). При этом раствор имел следующие параметры (примеры 4-6 табл. 2): = 1,45 г/см³; УВ 132 с; Ф 27 см³; рН 7; СНС₁19,8 дПа; СНС₁₀ 28,6 дПа; _о 249,2 дПа; = 45 сПз.

В примерах 7-9 табл. 2 параметры раствора были следующими: = 1,55 г/см³; УВ 158 с; УВ 158 с; Ф 31 см³/30 мин; рН 7; СНС₁ 24,2 дПа; СНС₁₀ 36,4 дПа; _о= 251,4 дПа; = 49 сПз.

Заявляемый реагент-понизитель вязкости в указанных в таблицах соотношениях добавляли в глинистый буровой раствор и осуществляли перемешивание лабораторной мешалкой в течение 20 мин. Условную вязкость (УВ) замеряли на приборе ПВ-5 по стандартной методике. Динамическое напряжение сдвига _о и пластическую вязкость замеряли на ротационном вискозиметре ФАН.

Из анализа параметров бурового раствора в зависимости от соотношения компонентов реагента-понизителя вязкости (см. табл. 1) видно, что наилучшие показатели достигаются при следующем соотношении компонентов, мас.

Флотореагент- оксаль 58,5-84

Моноэтанолами-

новая соль сырых талловых масел 10-30 Керосин 5-10 МЭА 1,0-1,5

Как следует из анализа табл. 1 и 2 применение заявляемого реагента-понизителя вязкости в диапазоне концентрации 1,0-5,0% (по массе) обеспечивает достижение лучших разжимающих свойств по сравнению с известным реагентом, особенно для минерализованных растворов.

Таким образом, основными преимуществами заявляемого реагента-понизителя вязкости по сравнению с прототипом являются:

условная вязкость и динамическое напряжение сдвига снижаются значительно больше; показатель фильтрации буровых растворов улучшается, особенно значительно для минерализованных растворов.

Заявляемый реагент-понизитель вязкости не ухудшает параметры бурового раствора, имеет низкую температуру замерзания (минус 30^оС), высокую стойкость к полиминеральной агрессии.

Экономический эффект от внедрения заявляемого реагента-понизителя вязкости будет обусловлен снижением энергозатрат на прокачку раствора и промывки с целью выравнивания раствора, а также устранением возможных осложнений и аварий.