буровой раствор на углеводородной основе бруст-2

Формула изобретения

Буровой раствор на углеводородной основе, содержащий негашеную известь, воду, битум высокоокисленный, сульфонол НП-3 и утяжелитель, отличающийся тем, что раствор содержит дополнительно маслосодержащую сульфонатную присадку СКГ-2, а в качестве утяжелителя использован модифицированный триполифосфатом натрия барит, а в качестве углеводородной основы дизельное топливо, или нефть, или керосин при следующем соотношении компонентов в растворе, мас:

Битум высокоокисленный 1,23 12,29

Негашеная известь 1,35 26,22

Вода 0,02 1,04

Сульфонил НП-3 0,18 0,25

Маслосодержащая присадка СКГ-2 0,30 0,37

Барит, модифицированный триполифосфатом натрия 0,01 83,3

или

Нефть Остальноей

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к геологоразведочной, нефтяной и газовой промышленности, а именно к промывочным растворам на углеводородной основе, применяемым в бурении нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин.

Изобретение может быть использовано при проходке неустойчивых глин, аргиллитов, солей, а также при проходке в зонах аномально высоких пластовых давлений (АВПД), содержащих CO, CO₂ и H₂S.

Известен буровой раствор на углеводородной основе, содержащий нефть или ее дистилляты, регулятор фильтрации, структурообразователь, утяжелитель, воду, гирофобизатор и регулятор вязкости поверхностно-активное вещество [1]

аналог.

Недостатком этого раствора является низкая баритоемкость, высокие фильтрационные потери, а также сильное загущение раствора при увеличении его плотности.

Наиболее близким к заявленному по составу является буровой раствор (ИБР-2), содержащий дизельное топливо, битум высокоoкисленный, негашеную известь, воду, сульфонол, флотационный барит, бентонит, СМАД-1, эмультал и нейтрализатор и сероводорода ЖС-7 [2] прототип.

Недостатком этого раствора также является низкая баритоемкость, высокая вязкость, большая прочность структуры и большие фильтрационные потери. С увеличением плотности раствор сильно загущается и не прокачивается через скважину из-за больших гидравлических сопротивлений, превышающих гидравлическую мощность буровых насосов. Раствор не допускает применение в качестве утяжеляющего материала барита, имеющего гидрофобную поверхность (барита, модифицированного триполифосфатом натрия).

Целью изобретения является повышение баритоемкости (плотности), уменьшение вязкости и прочности бурового раствора на углеводородной основе, а также уменьшение его фильтрационных потерь.

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор на углеводородной основе, включающий дизельное топливо, битум высокоокисленный, негашеную известь, воду, сульфон, флотационный барит, бентонит, СМАД-1, эмультал и ЖС-7, дополнительно содержит маслосодержащую присадку СКГ-2, заменяющую в прототипе бентонит, СМАД-1 и эмультал, которая позволяет повысить баритоемкость раствора, уменьшить вязкость, прочность структуры и его фильтрационные потери, причем компоненты берут в следующих соотношениях, мас.

Битум высокоокисленный 1,23 12,29

Негашеная известь 1,35 26,22

Вода 0,02 1,04

Сульфонол НП-3 0,18 0,25

Маслосодержащая присадка СКГ-2 0,3 0,37

Барит, модифицированный триполифосфатом натрия 0,01 83,3

Дизельное топливо или смесь дизельного топлива с керосиновой фракцией нефти или нефть Остальное

Введение присадки СКГ-2 позволяет применять для утяжеления раствора не только флотационный барит, но и барит, модифицированный триполифосфатом натрия. В качестве дисперсионной среды в заявляемом растворе может быть применена нефть с температурой застывания не ниже -20^oC или смесь дизельного топлива и керосиновых фракций нефти (К-20 КО-30).

В табл. 1 представлен химический состав присадки СКГ-2.

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что данный раствор отличается от известного введением новых компонентов, а именно присадки СКГ-2 и барита, модифицированного триполифосфатом натрия. В результате введения присадки СКГ-2 баритоемкость раствора увеличивается с 39,18 до 50 об. вследствие чего его плотность поднимается с 2200 до 2520 кг/м³, условная вязкость уменьшается в 1,5 раза (52 и 35 с), статическое напряжение сдвига уменьшается в 25 раз (303 и 12 дПа), фильтрационные потери при 80^oC снижаются в 5,2 раза (31 и 5,9) (табл. 2 и 3).

Таким образом, заявляемое техническое решение является новым. Анализ известных составов буровых растворов на углеводородной основе и эмульсий [2

5] применяемых в бурении скважин, показал, что введение присадки СКГ-2 в состав раствора неизвестно.

Таким образом данный состав компонентов придает буровому раствору на углеводородной основе новые свойства, что позволяет сделать вывод о наличии изобретательского уровня.

Раствор готовится следующим образом.

В углеводородной основе дизельном топливе или нефти гасится оксид кальция путем ввода расчетного количества воды. После гашения извести в раствор вводится сульфонол и высокоокисленный битум. После перемешивания смеси в течение одного часа в ее состав добавляется присадка СКГ-2 и барит, модифицированный триполифосфатом натрия. По избирательскому замыслу может быть использован гидрофобный барит (табл. 2, опыты 14 16). После часа перемешивания раствор готов к применению.

Пример. В углеводородной основе (17,4 мас.) гасится оксид кальция (5,72 мас. ) введением в смесь воды (0,27 мас.). После гашения извести в смесь вводится сульфонол (0,62 мас.) и битум высокоокисленный (2,68 мас.). После растворения битума раствор утяжеляется баритом (73,34 мас.) и обрабатывается присадкой СКГ-2 (0,32 мас.). В табл. 4 приведены составы растворов в зависимости от их плотности.

Указанным способом было приготовлено девятнадцать растворов (табл. 2, 3) с различными (мас.) содержанием присадки СКГ-2. Плотность приготовленных образцов изменялась от 1020 до 2520 кг/м³. В табл. 2 приведены физические свойства растворов, в таблице 3 баритоемкость растворов.

Из приведенных данных следует: баритоемкость раствора возросла в 1,3 раза (39,18 и 50 об.), вследствие чего его плотность увеличилась с 2200 до 2520 кг/м³; условная вязкость уменьшилась в 1,5 раза (52 и 35 с); статическое напряжения сдвига (CHC₁) уменьшилось в 25 раз (303 и 12 дПа); фильтрационные потери при 80^oC снизились в 5,2 раза (31 и 5,9 мл).

Описание ингредиентов раствора.

Битум высокоокисленный представляет собой продукт твердой консистенции, получаемый окислением остатка от перегонки нефти (гудрона, содержащего щелочь) при температуре 130 160^oC. В состав БВ входят асфальтены ( 25 мас.), смолы ( 24 мас.) и масла ( 51 мас.).

Негашеная известь продукт обжига карбонатных пород, измельченный механическими дробилками. Состав: содержание активных CaO и MgO не менее 70 - 90% содержание непогасившихся частиц не более 7 12% потери при прокаливании не более 5 10 мас.

Сульфонол НП-3 (алкилбензолсульфонат) синтетическое ПАВ, смесь натриевых солей алкилбензосульфоновых кислот 80 84 мас. несульфированные соединения 1,7 3,0 мас. сульфат и сульфит натрия 12 15 мас. влага 2,5 мас.

Маслосодержащая присадка СКГ-2 коллоидный раствор сульфата, карбоната и гидроокиси кальция, стабилизированных сульфонатом кальция (М 450 600) в минеральном масле, разбавленном высокоароматизированным углеводородным растворителем, содержащим кислый гудрон.

Барит, модифицированный триполифосфатом натрия, представляет собой безводный сульфат бария, модифицированный триполифосфатом натрия для подавления флотореагентов. Содержание сернокислого бария не менее 90 94 мас.

Дизельное топливо дистиллят нефти с температурой выкипания 255 - 360^oC.

Керосин дистилляты прямой гонки нефти с температурой выкипания 200 - 300^oC.

Вода химическое вещество, состоящее из 11,19 мас. водорода и 88,81 мас. кислорода. Молекулярная масса 18,015.

Источники информации

1. Роджерс Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. М. Недра, 1976, с. 489 500.

2. Касперский Б. В. и др. Известково-битумный раствор с улучшенными реологическими свойствами (ИБР-2). Нефтяное хозяйство 1985, N 1, с. 9.

3. Авторское свидетельство. СССР N 1198090, кл. C 09 K 7/06, 1984 г.

4. Орняк М. В. Руди В. П. и др. Эмульсионные буровые растворы, стабилизированные катионоактивными поверхностно-активными веществами. Физико-химическая механика промывочных и тампонажных дисперсий, Киев, 1979, с.10.

5. Булатов А. И. и др. Технология промывки скважин. М. Недра, 1981 г. с. 124.