Способ приготовления бурового раствора

Номер патента: 1537685

Авторы: Захарова, Рылов

ZIP архив

Текст

(19) О 51)5 С ОБРЕТ САН ЕЛЬСТВУ К АВТОРСК уч ин еора,ГаУРОВОГ носится к буре 7) Изобретение ин, в частн ых растворо изобретения глинистой и к приготовле сква а входно снижение снове,оницаеи увеФти при ель рки по в емости и мос личение ее прон бурени отовле ои основе.ется снижеой корки иицаемостилучшениивойств рас опо об вк створ овление буро" ния глинисстабилизаны (30-60) лючает приго а путем смеши с реагенто его часть гл ого пе ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР(71) Татарский государственный нано-исследовательский и проектныйститут нефтяной промышленности(56) Авторское свидетельство СССРМф 1077913, кл, С 09 К 7/02, 1981Мельников И.И. и др, Примененинефтеэмульсионного бурового раствстабилизированного эмульталом,зовая промышленность 1984, М 10с.11-15,(5 Й) СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БРАСТВОРА Изобретение относится скважин, в частности к и буровых растворов на вод Целью изобретения явл ние проницаемости глинис воде и увеличение ее про нефти при одновременном структурно-механических вора. Спосодновременном улучшении структурноеханических параметров бурового раствора. Перед введением в глинистуюсуспензию 30-603 глины предварительноувлажняют до 25-30 ь и обрабатывают1-2 Ф-ным углеводородным раствороммаслорастворимого ПАВ в количестве10-204 от общегообъема раствора. Полученную смесь смешивают с глинистойсуспензией, приготовленной из оставшейся глины и обработанной реагентамистабилизаторами. В качестве углеводо-.родного раствора ПАВ используют раствор .эмультала в нефти при следуюшемсоотношении, об,4: нефть 99-98, эмультал 1-2. Приготовленный таким образом буровой раствор обладает улучшенными структурно-механическими свойствами, имеет низкий показатель Фильтрации, Глинистая корка раствора приобретает новое свойство - пропускатьнефть и являться препятствием для воды при ее фильтрации, 1 з.п,ф-лы,4 табл,предварительно увлаж 25-30 С и обрабатыва раствором маслораств стно-активного вещес честве 10-204 от общ ра, затем полученную с глинистой суспензи ной из оставшейся гл ной реагентами стаби чем в качестве углев вора маслорастворимо раствор эмультала в щем соотношении, об. няют водой до ют углеводородным оримого поверхнотва (ПАВ) в колиего объема раствосмесь смешивают ей, приготовленины и обработанлизаторами, приодородного растго ПАВ используют нефти при следуюНефть 99-98Змультал 1-2При увлажнении глинопорошка молекулы воды адсорбируются на активныхцентрах поверхности, которые представляют собой отдельные ячейки в видеэнергетицеских ям.Вокруг этих центров при определенной влажности возникают рои молекул, 10, изолированные друг от друга свобод ,ным от воды пространством.При обработке увлажненного глинопорошка углеводородным растворомПАВ нефть адсорбируется на свободной 15поверхности, образуя гидрофобнуюпленку, а присутствие ПАВ препятствует разрушению этой пленки в процессе последующего перемешивания с оставшейся глинистой суспензией, образо ванной реагентами-стабилизаторами,Таким образом, глинопорошок становится частицно гидрофобизованным.При дальнейшем перемешивании обработанный глинопорошок равномерно 25распределяется во всем объеме путемдиспергирования. При этом нефть проч-.но удерживается адсорбционными силамина поверхности глинопорошка, что исключает ее отделение и всплывание на 30поверхность раствора, тем самым повышается устойцивость полуценногораствора (суточный отстой углеводо"рода равен нулю) и снижается вязкость его. 35Кроме того, находясь. в связанномсостоянии, нефть придает гидрофобныесвойства полученной из этого раствора глинистой корке, в результате чего резко снижается показатель фильтратоотдаци,П р и м е р. Способ осуществляютв лабораторных условиях с помощьюпропеллерной мешалки, Оценку эффективности способа приготовления раствора проводят путем сопоставленияпоказателей структурно-механическихсвойств растворов, приготовленныхразличными способами и проницаемостиглинистой корки этих растворов по воде и нефти,Для приготовления раствора используют бентонитовый глинопорошок, Раствор готовят плотностью 1150 кг/м.Общее количество порошка на 1 л раст 55вора составляет 350 г,Часть глинопорошка в колицестве87,5; 105, 175; 210; 245 г, что соответствует 25, 30, 50, 60 и 70,мас А увлажняют до 303 водой и обрабатывают углеводородным раствором ПАВ состава, об;Оь;нефть 98эмультал 2в количестве 153 от общего объема раствора. Количество маслорастворимо. го ПАВ обусловлено экспериментальными исследованиями, которые показали, цто для снижения величины поверхностного натяжения на границе раздела нефть.-вода с 40 дин-см до минимума2это соотношение является оптимальным. Из оставшейся части глинопорошка готовят суспензию, обработанную реагентами КМЦ, НаСОи по известной рецептуре и технологии, После этого оба раствора соединяют и подвергают диспергированию с последующим замером показателей структурно-механических свойств раствора.1В табл. 1 приведены данные зависи мости параметров раствора от количества обработанного бентонита; в табл. 2 - данные зависимости параметров раствора от процента увлажнения бентонита; в табл. 3 - зависимость параметров раствора от количества углеводородного раствора ПАВ; в табл., 4 - сравнительные данные показателей структурно-механических свойств раствора и проницаемости глинистой корки в зависимости от способа приготовления.Количество обрабатываемого глино- порошка, равное 30-60 мас,Ф от общего количества глинопорошка, является оптимальным, так как уменьшение или увеличение его приводит к ухудшению показателей структурно-механических свойств раствора (табл. 1, раствор 1-5),Оптимальный процент увлажнения глинопорошка определяют путем сопоставления показателей структурно- механических свойств растворов, в которых глинопорошок в количестве 501 увлажняют до 20,25,35 и 403-ной влажности.Из табл, 2 видно,цто предварительное увлажнение глинопорошка до 25- 30 является также оптимальным, так как при уменьшении влажности глина практицески не длспергируется в растворе, а при увеличении свыше 3535 153снижается агрегативная устойчивостьраствора, происходит отстой углеводо.родной фазы, т.е. раствор становитсяне стабильным,7685 6глинистой корки по нефти и более низкую пронИцаемость по воде. формула изобретенияКроме того, проверяют оптимальную добавку углеводородного раствора маслорастворимого ПАВ. Для этого 503 глинопорошка увлажняют до 304 и обрабатывает в количестве 5,10,15,20, и 30 углеводородным раствором маслорастворимого ПАВ состава. Нефть 98Эмультал 2Затем смешивают с оставшейся гли- . нистой суспензией и замеряют параметры (табл.3) .Из табл. 3 видно, что количество углеводородного ПАВ в объеме 10-20 является оптимальным, так как при уменьшении его увеличивается фильтратоотдача, а при увеличении - вязкость и суточный отстой, что говорит о снижении стабильности раствора.Как видно из табл. 4,предлагаемый раствор по сравнению с известным обладает более лучшими структурно- механическими свойствами, имея при этом более высокую проницаемость Способ приготовления бурового раствора, включающий приготовление глинистой суспензии в воде и введение 10 в полученную глинистую суспензиюреагента-стабилизатора и углеводорода, о т л и ч а ю щ и й с я тем,что, с целью снижения проницаемостиглинистой корки по воде и увеличе ния ее проницаемости по .нефти приодновременном улучшении структурномеханических параметров бурового рас"твора, перед приготовлением глинистой суспензии глину дополнительно 20 увлажняют водой до влажности 25-30и обрабатывают 1-2-ным раствороммаслорастворимого поверхностно-активного вещества в нефти, причем раствор.маслорастворимого поверхностно активного вещества используют в количестве - 10 - 203 .от общего объемабурового раствора2, Способ по п,1, о т л и ч а ющ и й с я тем, что в качестве мас лорастворимого поверхностно-активного вещества используют эмультал,ооо ммм 1 фао сч м гс. о О 1 Ш 1 1 О 1 9 о о 3о о 1 О О 1 л фъг л 13 1О оо ъщлД ОгО 530 Е О 1 1 1 1г- Х 9 л л л0 СО 01Я3 О Е О5 1 С 1. О1 5 м 1 1 11 1 О. О 3 О т сч1 1 1- 3 О 3 Ша11 1 ГО 11 1 1 5 11 С 11 О 1 ГО 11 1 11 1 111 1 1 1 1 111 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 3 1 1 1 1 1 1 1 Е 1 1о 1 т 1ооооо Г ОЪ се се СГ 3 СГЪ д - о о о сч ГЧ -У 3.й М д д д д-сч счсчсч д д д л о - ф- - о0 СЧ О СЧ С 0д л д д дм сч сч сч м СЧ -4 3 Л 34 Ъ 1 д д л д д 0 сг СГъ 3.сЧ,) 153768 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 г 1 гОаО й 1О 1 ГО 1 О.1 1 2а 1 1 Э 1. Е 1 гОО.1 Ю 1 г": 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 11 11 11 3 1 1 1 1 Х 3 5 1 Е 1 1 1 о гг 1 1-1 1 1 1 5 1 1 1 1 т 1 31537685 Таблица 3 Раствор Состав раствора Параметры раствора Глинистая суслецэия,Бентонитоб./нас.Ф Увлавиене 2 Фильтратоотдача,смэ/30 нин Условная СУточныйотстой,сна Статическое наоряяенне сдвига, дПа,нерва вяэкостьТва 1 ннн 1 О нннГ Таблица 4 УсловПроницаемость глинистойкорки, см/30 мин напряже льтратодПА, че отдача,см/30 мин Раствор Статическое ная ние сдвига,рез вязпо нефти кость,с,по воде 10 мин 1 мин 5-180 3-10 От 0,5 8-10 4,0-8,0 3-110 1,2-1,4 2,4-2,5 2-2,8 5,0-6,0 1,5-2,5 7-10 Составитель Л,Бестужева Техред М.Дидык Корректор О.Кравцова Редактор Н.Рогулич Заказ 145 Тираж 561 ПодписноеВН 1 ИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035 Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул. Гагарина,101 ИзвестныйПредлагаемый 6,7/50 6,7/50 6,7/50 6,7/50 6,7/50 30 30 ЗО ЗО 30 Углеводородный раствор ПАВоб.2 5 1 О 15 20 30 80,8 75,8 70,8 65,8 55,8 65,45,55,57 42,221,82,5 О 0 О О 2 121,32 2,6 2,5 .2,5 2,6 2,8

Смотреть

Заявка

4289391, 27.05.1987

ТАТАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

РЫЛОВ НИКОЛАЙ ИВАНОВИЧ, ЗАХАРОВА ГАЛИНА ИВАНОВНА

МПК / Метки

МПК: C09K 7/02

Метки: бурового, приготовления, раствора

Опубликовано: 23.01.1990

Код ссылки

<a href="https://patents.su/5-1537685-sposob-prigotovleniya-burovogo-rastvora.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентов СССР">Способ приготовления бурового раствора</a>

Похожие патенты