облегченная инвертная дисперсия для бурения, глушения и ремонта скважин

Формула изобретения

1. Облегченная инвертная дисперсия для бурения, глушения и ремонта скважин, содержащая углеводородную жидкость, водную фазу, поверхностно-активное вещество и облегчающие полые микросферы, предварительно гидрофобизированные масло- и/или водомаслорастворимыми ПАВ, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит масла растительные или нефтяные, включая отработанные, а в качестве облегчающих полых микросфер используют газонаполненные микросферы алюмосиликатные, стеклянные или полимерные, либо их смеси, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Углеводородная жидкость	13,9-25,0
Водная фаза	70,0-15,0
ПАВ	0,1-1,2
Масла растительные или нефтяные,
включая отработанные	1,0-20,0
Газонаполненные микросферы алюмосиликатные,
стеклянные или полимерные, либо их смеси	15,0-30,0

2. Облегченная инвертная дисперсия по п.1, отличающаяся тем, что в качестве растительных масел используют рапсовое, подсолнечное и кукурузное масла или их смеси, а также вышеуказанные отработанные масла и/или их смеси.

3. Облегченная инвертная дисперсия по п.1, отличающаяся тем, что в качестве нефтяных масел используют моторные, индустриальные и другие масла или их смеси, а также вышеуказанные отработанные масла и/или их смеси.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к инвертным эмульсиям, используемым для бурения, глушения и ремонта скважин, с аномально низким пластовым давлением.

Известны эмульсии на углеводородной основе, содержащие нефть или нефтепродукты, воду различной степени минерализации и ПАВ, выполняющие функции эмульгирования взаимонерастворимых жидкостей и стабилизации полученных дисперсных систем.

Общими недостатками этих инвертных эмульсий являются большая плотность (более 930 кг/м³), высокие концентрации ПАВ (1-10%) и значительное количество углеводородных жидкостей (20-70%) (Орлов Г.А. и др. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991 г., с.42).

Известна облегченная инвертная дисперсия, содержащая углеводородную жидкость, воду и тела, снижающие плотность раствора, в виде полых стеклянных микросфер, в том числе алюмосиликатные микросферы (Пат. США №4530402 от 23.07.1985).

Недостатками известной дисперсии являются высокие концентрации ПАВ, большие количества углеводородных жидкостей и недостаточно высокое качество дисперсии.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому изобретению является облегченная инвертная дисперсия, содержащая, % мас.: углеводородную жидкость - 37,0÷52,0, воду - 57,5÷15,0, ПАВ - 0,5÷3,0 и алюмосиликатные микросферы - 1,0÷30,0, предварительно гидрофобизированные масло - и водомаслорастворимыми ПАВ (Патент №2176261 РФ. Облегченная инвертная дисперсия. / В.М.Кучеровский, Г.С.Поп и др. // Заявл. 15.05.2000. Опубл. 27.11.2001. Бюл. №35).

К недостаткам этих инвертных дисперсий относятся высокие концентрации дорогостоящих ПАВ (0,5÷3%), большие количества углеводородных жидкостей (37÷52%), в качестве которых используют ациклические и ароматические углеводороды, газоконденсат и кубовые остатки от его переработки, нефтяные растворители типа нефрас, нефть, дизельное топливо, а также ограниченный ассортимент микросфер (только алюмосиликатные).

Задачей предлагаемого изобретения является снижение концентрации ПАВ и углеводородных растворителей при одновременном расширении ассортимента полых микросфер и повышении качества облегченных инвертных дисперсий.

Поставленная задача достигается тем, что облегченная инвертная дисперсия для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин, содержащая углеводородную жидкость, водную фазу, поверхностно-активное вещество и облегчающие полые микросферы, предварительно гидрофобизированные масло- и/или водомаслорастворимыми ПАВ, согласно изобретению дополнительно содержит масла растительные или нефтяные, включая отработанные, а в качестве облегчающих полых микросфер используют газонаполненные микросферы алюмосиликатные, стеклянные или полимерные либо их смеси, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Углеводородная жидкость	13,9-25,0
Водная фаза	70,0-15,0
ПАВ	0,1-1,2
Масла растительные или нефтяные, включая отработанные	1,0-20,0
Газонаполненные микросферы алюмосиликатные,
стеклянные или полимерные либо их смеси	15,0-30,0

Причем в качестве растительных масел используют рапсовое (ГОСТ 8988-77) и подсолнечное масла (ГОСТ 1129-93) или их отработанные аналоги, а в качестве нефтяных масел используют масла авиационные типа МС-20 (ГОСТ 21743-76), индустриальные типа ВИ-4, И-5А (ГОСТ 20799-88), компрессорные типа АУ, ХА (ГОСТ 5546-86), дизельные типа ЗСМ, МТЗ-10п (ГОСТ 25770-83), включая их отработанные аналоги (ГОСТ 21046-86).

В качестве углеводородной жидкости применяют: керосин типа ТС-1 (ТУ 38 601-22-70-97), дизельное топливо (ГОСТ 305-82), денормализат (ГОСТ 305-82), газолин (ТУ 38 101524-75), гексановую фракцию (ТУ 3810381-77), стабильный бензин (ГОСТ 2084-56), стабильный газовый конденсат (ТУ 51-03-06-86), НБО-80 (ТУ У 38 301-72-44-96), маловязкие нефти разных месторождений.

Водной фазой гидрофобной эмульсии может служить пресная, пластовая или минерализованная вода, содержащая любые водорастворимые соли (NaCl, KCl, CaCl₂, MgCl ₂, Ca(NO₃)₂ , ZnCl₂, Zn(NO₃) ₂ и многие другие) во всем диапазоне их растворимости.

В качестве ПАВ используют масло- и водомаслорастворимые дифильные вещества и их технические смеси: эмультал (ТУ 6-14-1035-85), ЭС-2 (ТУ 38201351-81), нефтехим-1 (ТУ 38201463-86), СМАД-1 (ТУ 38-1-192-68), тарин (ТУ 38 301425-84), СНПХ-6016 (ТУ 39-576565-7-033-85), сульфонолы НП-1 (ТУ 6-01-1816-75) и НП-3 (ТУ 84-509-74), кремнийорганические жидкости ГКЖ-10 и ТКЖ-Й (ТУ 6-02-696-76), нефтенол НЗ (ТУ 2483-007-17197708-97), нефтенол НЗб (ТУ 24S8-057-17197708-01), нефтенол ВВД (ТУ 2483-015-17197708-97), катионный жир (ТУ У 6-25570365.071), гидрофуз (ТУ 18 167-94) - побочные продукты от очистки растительных масел, СГ - смесь гудронов растительных и животных жиров, продукты амидирования растительных и животных жиров, украмин - смесь сложных алкилоламидов жирных кислот гудронов растительных и животных жиров, ИКБ-2 - смесь оксиэтилалкилимидозолинов кубовых остатков СЖК, пеназолин - продукт циклоконденсации СЖК фракции С_17.20 и полиэтиленполиамина, лецитины - сложные эфиры аминоегшрта холина и дигдицерилфосфорных кислот.

Наряду с алюмосиликатными микросферами АСМ плотностью от 200 до 400 кг/м ³, образующимися при сжигании каменного угля по ТУ 21-22-37-94 (Томск, Челябинск, Качканар, Новочеркаск), в предлагаемом изобретении предлагается использовать неаптпретированные сферические тонкостенные (0,5-2,0 мкм), сыпучие стеклянные белые высокопрочные микросферы диаметром 10-250 мкм, изготавливаемые из натриевоборосиликатного стекла в ОАО "Новгородский завод стекловолокна" по ТУ 6-48-108-94 типа МС группа А₁, А ₂ и В_1, В₂ с плотностью 240-400 кг/м³ и прочностью на гидростатическое сжатие, соответственно, 6, 11 и 10, 15 МПа и аппретированные (0,1-0,5%) смесью гамма- и бета-аминоизопропилтриэтоксисилана (продукт АГМ-9; ТУ 6-02-724-77) типа МС-А₉ группа А₁, А₂ и В₁, В₂ с прочностью на гидростатическое сжатие, соответственно, 8, 14 и 12, 18 МПа, а также МС-А₉ группа A₁ (ТУ 5951-028-00204990-2006) с двойным аппретированием (0,2-0,8%), плотностью 240-320 кг/м³ и прочностью на гидростатическое сжатие 8-15 МПа, аналогичные стеклянные аппретированные (0,10-0,35%) микросферы, изготавливаемые в ОАО «НПО СТЕКЛОПЛАСТИК» по ТУ 6-48-91-92 марки МСВП МСВП А9, группы 3, 4 и 5, соответственно, с плотностью 270-310, 280-320 и 370-420 кг/м³ и прочностью на гидростатическое сжатие 8, 11 и 15 МПа, а также по ТУ 5951-171-05786904-2003 марки МСВП-80 и МСВПА ₉-8О, МСВП-120 и МСВПАд-120, МСВП-150 и МСВПА ₉ 150 с плотностью, соответственно, 260-310, 280-320, 350-410 кг/м³ и прочностью на гидростатическое сжатие 8, 12 и 15 МПа, а также стеклянные полые микросферы, выпускаемые фирмой ЗМ Scotchlite по европейскому сертификату ISO 9002, марки К37 и К46 с плотностью, соответственно, 340-400, 430-490 кг/м ³ и прочностью на гидростатическое сжатие 21 и 42 МПа, а также S38, S38HS, S60/10000 с плотностью, соответственно, 350-410, 350-410, 570-630 кг/м³ и прочностью на гидростатическое сжатие 28, 38,5 и 69 МПа, HGS2000-HGS18000 с плотностью в интервале от 290 до 570 кг/м³ и прочностью на гидростатическое сжатие от 14 до 126 МПа. В качестве полимерных микросфер использовали нерастворимые в органических растворителях, тонкодисперсные сыпучие порошки, состоящие из полых сферических частиц размером до 500 мкм плотностью 160-320 кг/м³, преимущественно 190-230 мкм, производимые по ТУ 605221 258 87 ЗАО «Владисфен» и ЗАО «НПП Аквасинт» им. ак. В.А.Телегина (г.Владимир).

Предлагаемые облегченные инвертные дисперсии отличаются от известных дополнительным введением масла растительного или нефтяного, включая отработанное, снижая тем самым концентрацию углеводородных растворителей, а также расширением ассортимента облегчающих полых микросфер, что, в целом, приводит к повышению качества облегченных инвертных дисперсий.

Введение в эмульсионные системы масла позволяет повысить прочность адсорбционно-сольватных слоев углеводородных растворов ПАВ на поверхности высокодисперсных микросфер, обеспечивая повышение агрегативной и седиментационной устойчивости эмульсионно-суспензионных систем при одновременном увеличении их текучести. Таким образом, заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна».

Ингредиенты, введенные в заявленное техническое решение, в количественном соотношении не совпадают с соотношением в известных инвертных системах, что придает предлагаемым составам инвертных дисперсий новые качества и позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.

Для качественного и быстрого приготовления облегченной инвертной дисперсии важна последовательность и порядок введения реагентов. В промысловых условиях состав готовят как на стационарном растворном узле, так и непосредственно на скважине. При этом придерживаются следующей последовательности операций.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.

Пример 1.

В мерник 1 цементировочного агрегата 1 закачивают 2630 л (2100 кг) дизельного топлива, добавляют 100 кг Нефтенола-НЗб и перемешивают циркуляцией раствора в режиме работы агрегата "на себя" до его полного растворения. Затем, при перемешивании, добавляют 400 кг рапсового масла и циркуляцию раствора продолжают до его полного растворения (7-10 мин).

В мерники (1) и (2) насосного агрегата 2 заливают 5100 л воды.

Оба агрегата обвязывают между собой и накопительной емкостью (1) для хранения готовой дисперсии через диспергатор или эжекторно-кавитационное устройство.

Настраивают работу агрегата 1 на подачу насосом углеводородного раствора Нефтенола-НЗб из мерника (1) со скоростью 20 л/с, а работу агрегата 2 на подачу насосом водного раствора со скоростью 6-7 л/с. Для завершения процесса приготовления инвертной дисперсии циркуляцию полученной эмульсии продолжают агрегатом 2 на накопительную емкость в течение 4 часов до полной гомогенизации и получения стабильной инвертной системы с величиной электростабильности, превышающей 120 В.

Полученную эмульсию из накопительной емкости (1) агрегатом 2 смешивают с предварительно гидрофобизированными микросферами, подаваемыми через тройник вакуумным устройством. Образующуюся облегченную инвертную дисперсию закачивают в накопительную емкость 2. После смешивания всего обьема микросфер перемешивание ОИД продолжают в установившемся режиме в течение 2-4 часов до получения гомогенной предельно устойчивой инвертной дисперсии целевого назначения.

Для установления параметров и оценки качества инвертной дисперсии стандартными методами измеряют плотность (пикнометрически), эффективную вязкость на приборе Реотест-2, электростабильность на приборе ИГЭР-1 и фильтрацию на приборе ВМ-6 при комнатной температуре. Агрегативную и седиментационную устойчивость определяют как визуально, так и по величине электростабильности, которая после 10 суток должна быть не ниже 100 В. Для примера 1 они оказались равными: вязкость - 1,86 Па·с, плотность - 518 кг/м³, электростабильность - 497 В, фильтрация - 0,0 см³/30 мин и полная устойчивость в течение более 10 суток.

В таблице приведены примеры 2-22 аналогичного приготовления и результаты испытаний других составов для бурения, глушения и ремонта скважин в граничных и оптимальных концентрациях компонентов.

Из сопоставительного анализа результатов, приведенных в таблице (примеры 1-15), следует, что дополнительное введение масла (1-20%) позволяет уменьшить концентрацию дорогостоящих ПАВ в 2,5-5 раз (с 0,5-3,0% до 0,1-1,2%) и углеводородных растворителей на 37-46% (с учетом суммарного содержания углеводородного растворителя и масла). При этом сохраняется низкая плотность предлагаемых дисперсий и повышается их агрегативная и седиментационная устойчивость, а одновременное увеличение содержания воды повышает экологическую и противопожарную безопасность при работе с ОИД.

Граничные концентрации ПАВ, углеводородного растворителя и масла выбраны из условий сохранения стабильности систем и достижения желаемых параметров инвертных дисперсий. Из таблицы видно, что при содержании ПАВ менее 0,1% (пример 16) происходит частичное расслоение дисперсии с появлением воды и увеличением фильтрации до величин, сопоставимых с прототипом. При концентрации микросфер более 30% (пример 17), углеводородного растворителя менее 10,9% (пример 18) и масла меньше 1% (пример 19) наблюдается потеря текучести ОИД с одновременным частичным расслоением и ухудшением, в последнем случае, пластичности дисперсии. Превышение заявленного диапазона концентраций в составе дисперсии, соответственно, углеводородного растворителя больше 25% (пример 20) и масла больше 20% (пример 21) приводит к уменьшению устойчивости, сопровождающемуся повышенной фильтратоотдачей и частичным отделением углеводородной фазы, а увеличение ПАВ больше 1,2% (пример 22) уже не улучшает технологических свойств дисперсий и дальнейшее увеличение содержания ПАВ нецелесообразно из экономических соображений.

Облегченная инвертная дисперсия для бурения, глушения и ремонта скважин может применяться как в виде вязких пачек, подаваемых на забой для перекрытия поглощающего интервала, так и в виде маловязких растворов для заполнения всего ствола скважины в качестве технологического раствора.

Таблица
Состав и технологические свойства известных и предлагаемых облегченных инвертных дисперсий
№ образца	Состав дисперсии, % масс.										Вязкость, Па·с	Плотность, кг/м3	Электростабильность, В	Фильтрация, см3/30 мин	Стабильность не менее 10 сут, об.%
	ПАВ		Вода	Углеводород		Масло		Микросферы
	Назв-е	Кол-во		Назв-е	Кол-во	Назв-е	Кол-во	Назв-е		Кол-во
Прототип	Нефтехим	3,0	34,0	ДТ	33,0	-	-	АСМ		30,0	3,15	450	>600	0,0	Устойчивая однородная
	Нефтехим	0,5	42,0	ДТ	37,5	-	-	АСМ		20,0	2,63	540	525	0,5	отд. угл.-4,0
Предлагаемые составы ОИД
1	Нефтехим	1,0	51,0	ДТ	21,0	Рапсовое	4,0		МС-А9	23,0	1,86	518	497	0,0	Устойчивая однородная
2	Нефтенол	1,2	39,8	ДТ	25,0	МС-20	4,0		МС-А9	30,0	2,43	458	>600	0,0	То же самое
3	Нефтенол	0,1	66,0	ДТ	17,9	МС-20	1,0		МС-А9	15,0	1,32	615	224	0,0	"-"
4	Нефтенол	1,0	48,0	ДТ	21,0	МС-20	4,0		МС-А9	26,0	2,23	492	558	0,0	"-"
5	Нефтехим	1,1	64,0	Конд.	10,9	Индустр ВИ-4	9,0		МС-А9	15,0	1,15	616	243	0,0	"-"
6	Нефтенол	1,0	51,0	ДТ	21,0	Подсолн. отработ.	4,0		МС-А9	23,0	1,42	525	429	0,0	"-"
7	Нефтенол	1,0	51,0	ДТ	21,0	МС-20 отработ.	4,0		МС-А 9	23,0	1,13	530	406	0,0	"-"
8	Эмультал	1,0	51,0	ДТ	21,0	Рапсовое	4,0		АСМ	23,0	1,63	528	476	0,0	"-"
9	Нефтенол	1,0	51,0	ДТ	21,0	Рапсовое	4,0		АСМ+МСП	23,0	1,26	498	460	0,0	"-"
10	Эмультал	1,2	49,2	ДТ	21,0	Подсолн.	3,0		МСП	25,6	1,24	430	460	0,0	"-"
11	Пеназолин	1,2	25,8	ДТ	25,0	МС-20	20,0		МС-А9	28,0	2,46	460	>600	0,0	Устойчивая однородная

Продолжение таблицы
№ образца	Состав дисперсии, % масс.									Вязкость, Па·с	Плотность, кг/м 3	Электростабильность, В	Фильтрация, см3 /30 мин	Стабильность не менее 10 сут, об.%
	ПАВ		Вода	Углеводород		Масло		Микросферы
	Назв-е	Кол-во		Назв-е	Кол-во	Назв-е	Кол-во	Назв-е	Кол-во
12	Катионный жир	0,5	45,5	ТС-1	25,0	МС-20 отраб.	4,0	МС-А9+АСМ	25,0	1,88	498	430	0,0	То же самое
13	Катионный жир	0,8	45,0	НБО-80	25,0	АУ	4,2	МС-А 9+МСП	25,0	1,36	438	395	0,0	"-"
14	Украмин	0,8	45,0	ТС-1	25,2	ВИ-4	4,0	СМ4	25,0	1,62	476	389	0,0	"-"
15	Эмультал	0,8	42,0	НБО-80	23,0	ЗСМ	4,2	МС-А9+АСМ	30,0	1,45	450	517	0,0	"-"
16	Нефтенол	0,05	68	ДТ	16,9	МС-20	3,05	МС-А9	12,0	1,04	640	130	5,7-эм.+вода	рассл.-вода
17	Нефтенол	1,2	18,8	ДТ	15,0	МС-20	20,0	МС-А9	32,0	паста	414	>600	0,0	отд. угл.-3,1
18	Нефтенол	0,1	75,0	ДТ	9,9	МС-20	3,0	МС-А 9	12,0	паста	648	170	0,0	рассл.-вода
19	Нефтенол	1,1	69,5	ДТ	16,9	МС-20	0,5	МС-А9	12,0	паста	641	90	4,8- эмульс.	рассл.-вода
20	Нефтенол	1,2	23,8	ДТ	27,0	МС-20	20,0	МС-А 9	28,0	2,11	446	556	4,2 угл.	отд.угл.-2,1
21	Нефтенол	1,2	23,8	ДТ	25,0	МС-20	22,0	МС-А9	28,0	2,46	447	580	3,6 угл.	отд.угл.-2,6
22	Нефтенол	1,5	49,2	ДТ	20,7	Подсолн.	3,0	МСП	25,6	1,54	445	455	0,0	Устойчивая однородная