Реагент для обработки глинистых буровых растворов

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК 75455 А 1 9) О Е г ЕТЕН Б ТЕЛ ЬСТ научно нститу буровой твердой изика и СЛ Дь ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИПРИ ГКНТ. СССР ОПИСАНИЕ И К АВТОРСКОМУ С(71) Башкирский государственныйисследовательский и проектный инефтяной поамышленности(56) Авторское свидетельство СССРМ 428078, кл, С 09 К 7/02, 1976,Авторское свидетельство СССРК. 615121, кл. С 09 К 7/02, 1978.Авторское свидетельство СССРМ 1229220, кл, С 09 К 7/02, 1984.Битов В.А, и др. Полимерныйраствор с низкой концентрациейфазы, Нефтегазовая геология геофбурение. 1984, вып, 9, с, 32-34. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к буровым растворам для бурения нефтяных и газовых скважин,Обработка глинистых буровых растворов некоторыми полимерными стабилизаторами способствует лучшему удалению из раствора тонкадисперсных частиц выбуренной породы в результате селективно-флокулирующего воздействия полимера на данные частицы, где полимерным стабилизатором является метас, полимерным стабилизатором является полиакрилат гуанидина или полимерным стабилизатором является сополимер метакриламида с метакрилатом калия. Наиболее близкимтехническим решением является полимерный стабилизатор, представляющий собой комО)5 С 09 К 7/02(54) РЕАГЕНТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГЛИНИСТЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ(57) Использование: бурение нефтяных и Газовых скважин, Сущность; реагент содержит полимерный стабилизатор, реагент ИКБ - 4 ТМ и воду. Реагент ИКБ - 4 ТМ представляет собой смесь продукта конденсации сырых талловых масел с моноэтаноламином и побочного продукта производства бутиловых спиртов методам оксосинтеза из природного газа и стадии ректификации подмального бутанола с температурой кипения не выше 165"С, Ингредиенты берут при следующем соотношении, мас,"4: полимерный стааилизатор 2,0 - 5,0; ИКБ - 4 ТМ 1,0 - 3.0; вода остальное. 2 табл,бинацию двух игента(НР) и полиношении 1:1.Недостатками перечисленных технических решений являются: недостаточно высокая степень очистки раствора от тонкодисперсных твердых частиц, низкая стабильность технологических и селективно-флокулирующих свойств раствора во времени.Целью изобретения является повышение эффективности очистки раствора от тонкодисперсных частиц выбуреннай породы при одновременном сохранении стабильности технологических и селективно-флакулирующих свойств раствора во времени.Указанная цель достигается тем, чта реагентдля обработки глинистых буровых расолимеров-нитронного реаакриламида, взятых в соот 1775455творов, включасощий полимерный стабилизатор, воду и добавку, в качестве добавкисодержит смесь продукта конденсации сырых талловьсх масел с моноэтаноламином ипобочного продукта гсроизводства бутиловых спиртов методом оксосинтеза из природного газа со стадии ректификациинормального бутанола с температурой кипения не выше 1650 С (реагент ИКБ 4 ТМ)при следусощем соотношении ингредиентов, мас,:Полимерный стабилизатор 2,0 - 5,0Смесь продукта кондесссациисырых талловых масел смоноэтаноламином ипобочного продуктапроизводства бутиловыхспиртов методом оксосинтеза из природногогаза со стадии ректификации нормального бутанолас температурой кипенияне выше 1650 С (реагентИКБ - 4 ТМ) 1,0-3,0Вода ОстальноеП р и м е р 1, В 100 г воды затвопясот 2г полимерного стабилизатора (например,полиакриламида) и перемешивасот в течение 1,5 - 2,0 ч до полного его растворения,Затем в данный раствор вводя 1 1 г реагентаИКБ - 4 ТМ и перемешивают 15 - 20 мин, Полученный комбинированный реагент вводятв глинистый раствор и перемешивасот еще15 - 20 мин,П р и м е р 2, В 100 г воды эатворвот3,5 г полимерного стабилизатора (например, полиакриламида) и перемешивают втечение 1,5 - 2,0 ч до полного его растворения, Затем в данный раствор вводят 2 греагента ИКБТМ и перемешивают 15-20мин, Полученный комбинированный реагент вводлт в глинистьсй раствор и перемешивают еще 15 - 20 мин.П р и м е р 3, В 100 г воды затворяют 5г полимерного стабилизатора (например,полиасриламида) и перемешивасот в течение 1,5-2,0 часов до полного растворения,Затем в данный раствор вводят 3 г реагентаИКБ - 4 ТМ и перемешивают 15 - 20 мин,Аналогичные составы реагента приготовляют с использованием в качестве полимерного стабилизатора КМЦ, реагента НР,метаса, ПЭО (таблица 1).В опытах 1 - 3 в качестве полимерногостабилизатора взят полиакриламид (ПАА); вопытах 4-6 использовалась карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ); в опытах 7 - 9 гидролизованный полиакрилонитрил (нитронныйреагент НР); в опытах 10-12 метас; в опытах13 - 15 полиэтиленоксид (ПЭО), Через 5 сут такого воздействия замеряют 50 все параметры. Затем раствор подвергаютцентрифугированию и у фугата вновь заме- рвот технологические параметры, содержание коллоидной фазы и удессьное электрическое сопротивление. В табл,З при ведены результаты указанных эксперимен, тов.Сравнение данных табл,2 (параметрырастворов непосредственно после приготовления) и 3 (параметры тех же растворов после 5-и и суточного перемешивания) пока 1020ЗО40 Приготовленный реагент вводили в исходный глинистый раствор, содержащий 50 Д и 10;ь бентонита, перемешивали 15-20 мин и замеряли параметры, Оценку селективнофлокулирующих свойств растворов производили по известной методике, Определение содержания коллоидной фазы(Ск) производили по методу месиленовойсини,В табл,2 представлены результаты проведенных опытов. Из данных табл,2 видно, что у растворов, обработанных заявляемымреагентом с оптимальными концентрациями ингредиентов, отмечается фактически полное удаление после центрифугирования частиц грубодисперсной гидрослсодистойглины и частичное удагсение коллоидной фазы. В результате плотность раствора после центрифугирования становится равной или несколько ниже плотности исходного бентонитового раствора, а также снижаегся и вязкость раствора, Однако полностьсо коллоидная глинистая фаза из раствора не удаллетсч, поскольку у фугата практическине изменяется показатель фильтрации иудельное электрическое сопротивление,У растворов, обработанных реагентом с концентрациями ингредиентов ниже и выше заявляемых значений, не достигаетсяцель иэобретенил в области очистки раствора от тонкодисперсных частиц выбуреннойпороды.Особенно низкие селективно-флокулирующие свойства, обуславливающие степень очистки раствора от тонкодисперсных частиц выбуренной породы, отмечаются дрииспользовании реагента-прототипа (опыты 16 и 32), Поэтому плотность, условная вязкость, показатель фильтрации, содержание коллоидной фазы и удельное электрическое сопротивление исходного раствора и его фугата практически не отличасотся,Для оценки стабильности технологических и селективно-флокулирующих свойств растворов во времени, в них после приготовления вносят загрязненную добавку иежедневно перемешивасот в течение 4 ч при скорости вращения мешалки 500 об/мин.1775455 Таблица 1 Исходныйглинистыйраствор Рвствор Концентрация Концентрация рвагента"прототипа ерастворе насЛ ааявляеного реагентас.2Нвтас ПЭО а растворе, ЖВ 4 ТН КНЦ НР ПДА Бентонит 52Вода остальное,5 0,1 0,2 о,з 0,1 0,2 0,1 0,2 О,З 0,1 0,2 о,з 0,1 0,2 о,з 2 3 4 5 6 7 В 9 10 11 12 13 14 15 16 17 0,20,35 н и0,20,350,5 0,20,350,5 0,20,3505 2355 0,35 0,35 Беитонит 102Водя остальное О, 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 О.з 0,1 0,2 0,3 0;1 0,2 0,3 В 19 20 21 22 24 25 26 27 28 29 230 31 32 0,20,350,5н н 0,20,350,5 0,2О,З 50,5 0,20,350.5 0,35 зывает, что растворы, обработанные заявляемым реагентом при оптимальных концентрациях ингредиентов даже после 5-суточного перемешивания сохраняют практически стабильными свои технологические и селективно-флокулирующие свойства, Также сравнительно стабильны указанные свойства и для растворов, обработанных заявляемым реагентом с концентрациями ингредиентов меньше и больше заявленных значений,У растворов, обработанных реагентомпрототипом (опыты 16 и 32), после механического воздействия отмечаются отрицательные изменения; снижаются вязкость и удельное электрическое сопротивление, увеличивается показатель фильтрации, ухудшаются селективно-флокулирующие свойства.Таким образом, технико-экономическими преимуществами заявляемого бурового раствора по сравнению с прототипом являются: а) более высокие селективно-флокулирующие свойства, что будет способствовать хорошей очистке раствора от тонкодисперсных твердых частиц и улучшит показатели бурения: б) высокая стабильность технологических и селективно-флокулирующих свойств во времени, что позволит снизить расход химических реагентов на обработку раствора; в) более высокие смазочные свойства, что позволит повысить долговечность породоразрушающего и бурильного инструмента. Формула изобретения Реагент для обработки глинистых буровых растворов, включающий полимерный стабилизатор, воду и добавку, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышенияэффективности очистки раствора от тонко- дисперсных частиц внутри выбуренной породы при одновременном сохранении стабильности технологических параметров 10 и селективно-флокулирующих свойств вовремени, в качестве добавки он содержит реагент ИКБ-ЧТМ смеси продукта конденсации сырых талловых масел с моноэтаноламином и побочного продукта производства 15 бутиловых спиртов методом оксосинтеза изприродного газа со стадии риктификации нормального бутанола с температурой кипения не выше 165 С при следующем соотношении ингредиентов, мас,07 Ь:20 Полимерный стабилизатор 2,0 - 5,0Реагент ИКБ-ЧТМ - смесьпродукта конденсациисырых талловых масел смоноэтаноламином и25 побочного продуктапроизводства бутиловыхспиртов методом оксосинтеза из природногогаза со стадией ректифи 30 кации нормального бутанола с температурой кипенияне выше 165 С 1,0-3,0 Вода Остальное1775455 Таблица 2 Параметры бурового раствора Растворпо табл,1 Параметры фугата еР , УВ,г/смзе СФ г( Ом Ом Р, уе,г/смз с фсмз ф,смз е Ф12,011,О9,09,08,07,010,010,09,011,010,09,О11,011 010,010,0 Ф 4,8 4,8 4,8 4,8 д,в 4,В 4,8 4,8 48 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 48 4,8 г 1,04 20 1,04 20 1,05 21 1,04 20 1,04 20 1,04 21 1,05 22 1,05 23 1,05 25 1,04 20 .1, 04 21 1,05 22 1,04 20 1,04 20 1,04 23 1,06 24 е м 1,10 1,12 1,15 1,12 1,15 117 1,12 1,13 1,15 1,11 1,13 1,15 1,11 1,12 1,14 0,67 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 108 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 2,4 2,4 2,5 2,6 2,7 2,7 2,6 2,У 2,8 2,6 2,7 2,8 26 2,7 2,7 4,6 22 23 25 21 22 2 Э 24 25 28 22 22 24 22 23 25 25 12,0 11,0 10,0 10,0 9,0 8,0 10,0 10,0 9,0 12, 0 11,0 9,0 12,0 12,0 10,0 10,0 23 25 27 22 24 25 26 28 30 23 25 26 23 24 26 29 1 17 1,05 1,19 1,06 1,21 ,1,Об 118 1,06 1,20 1,06 122 1,07 1,18 ,06 1,20 1,06 1,21 1,071,16 1,05 1,18 1,05 1,20 1,06 1,18 1,05 1,19 105 1,г 1,061,02 1,11 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 .5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 1,13 1,13 1,Э 1,13 13 1,13 1,13 1,13 1,13 1,13 3 1,13 1,13 113 1,13 1,13,Р " плотность; УВ " условная вязкость; Ф - показатель фильтрации;С 4 " содержание коллоидной фазы;- удельное электрицеское сопро"тиеление Примечание,Редактор Заказ 4021 Тираж ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул, Гагарина, 101 1 2 3 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1 б (прототип)17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 (прототип) В 1,12 1,15 117 113 1,16 119 1,Э 1,14 1,18 1,12 1,14 1,16 1,13 114 1,16 0,68 Составитель Г.БочкаревТехред М.Моргентал Корректор Н. Тупица 1,16 1,17 1,20 1, 18 119 1,21 1,17 1,19 1,20 1,15 1,18 1,19 1,17 1,18 1,19 099