RU2271378C2 - Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин - Google Patents
Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2271378C2 RU2271378C2 RU2004116722/03A RU2004116722A RU2271378C2 RU 2271378 C2 RU2271378 C2 RU 2271378C2 RU 2004116722/03 A RU2004116722/03 A RU 2004116722/03A RU 2004116722 A RU2004116722 A RU 2004116722A RU 2271378 C2 RU2271378 C2 RU 2271378C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reagent
- solvent
- naphthenic
- aromatic hydrocarbons
- drilling
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области химических реагентов комплексного действия для технологических жидкостей, используемых в бурении и капитальном ремонте скважин. Технический результат изобретения - улучшение смазочных свойств вязкопластичных промывочных жидкостей и стабилизация инвертных эмульсий, используемых в бурении и ремонте скважин. Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, содержащий смазочно-стабилизирующий компонент и растворитель, в качестве смазочно-стабилизирующего компонента содержит окисленную смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно при следующем соотношении компонентов, мас.% указанная смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов 70,0 - 80,0, растворитель 20,0 - 30,0. В качестве растворителя указанный реагент содержит дизельное топливо либо керосин. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к области химических реагентов комплексного действия для технологических жидкостей, используемых в бурении и капитальном ремонте скважин.
Известен реагент для буровых растворов - «СНПХ-6016», содержащий 90% олеиновой кислоты и 10% кубового остатка производства бутиловых спиртов /Г.А.Орлов, М.Ш.Кендис, В.Н.Глущенко. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991, с.421/. Известный реагент получают простым смешением исходных компонентов.
Недостатками известного реагента «СНПХ-6016» являются
1) низкая стабильность при хранении, обусловленная изменением состава смазочной добавки по причине полимеризации олеиновой кислоты, а также поликонденсации и окисления масляного и изомасляного альдегидов, содержащихся в кубовом остатке бутиловых спиртов;
2) достаточно высокая токсичность и канцерогенность кубовых остатков бутиловых спиртов;
3) неоднородность состава и, как следствие, необходимость перед использованием тщательно перемешивать;
4) отсутствие каких-либо структурообразовательных свойств;
5) низкие фильтрационные характеристики;
6) высокое значение скорости изнашивания стали (триботехнический параметр) 48 мм/мин.
Наиболее близким к заявленному составу (прототипом) является реагент для буровых растворов «СМАД-1», представляющий собой 50% раствор окисленного петролатума в дизельном топливе / В.И.Толкунов, И.Б.Хейфиц. Гидрофобно-эмульсионные растворы. М.: Недра, 1983, с.75/. «СМАД-1» предназначен для улучшения смазочных свойств глинистых растворов и стабилизации инвертных эмульсий.
Недостатками известного реагента «СМАД-1» являются
1) использование в составе реагента окисленного петролатума, представляющего собой окисленную смесь церезина и масла непостоянного состава, отрицательно сказывается на получении и регулировании свойств буровых растворов;
2) недостаточно малая фильтратоотдача при стабилизации инвертных эмульсий;
3) триботехнические параметры (скорость изнашивания сталей) больше 0,47 мм/мин;
4) электростабильность инвертной эмульсии на основе «СМАД-1» не выше 250 В;
5) низкие структурно-механические свойства инвертных эмульсий;
6) неоднородность состава, связанная с низкой селективностью окисления церезина и масла, входящих в состав петролатума;
7) плавающее значение кислотного числа «СМАД-1», что плохо отражается на качестве смазочной добавки и приводит к непостоянству характеристик выпускаемых партий «СМАД-1».
Технический результат изобретения - улучшение смазочных свойств вязкопластичных промывочных жидкостей и стабилизации инвертных эмульсий, используемых в бурении и ремонте скважин.
Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, содержащий смазочно-стабилизирующий компонент и растворитель, в качестве смазочно-стабилизирующего компонента содержит окисленную смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно при следующем соотношении компонентов, % мас: указанная смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов 70,0 - 80,0, растворитель 20,0 - 30,0.
В качестве растворителя указанный реагент содержит дизельное топливо либо керосин.
Предлагаемый реагент получают смешением компонентов в указанных соотношениях ингредиентов при температуре 65-95 С° и перемешивании в течение 0,5-1 ч.
Содержание окисленной смеси парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно (ГОСТ 10585-99) в керосине или дизельном топливе выбрано в пределах 70,0-80,0% мас. При содержании их в растворе выше 80% возрастает температура застывания предлагаемого реагента, что создает технологические трудности, связанные с необходимостью разогрева реагента. Применение реагента с концентрацией окисленной смеси парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно (ГОСТ 10585-99) ниже 48% не рационально, так как возрастают расходные нормы и транспортные расходы.
Физико-химические показатели реагента представлены в табл. 1
В качестве ингредиентов использовали
- керосин (ТУ 38.601-22-70-97);
- дизельное топливо (ГОСТ 305-82);
- окисленную смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно (ГОСТ 10585-99).
Эксплуатационные показатели предлагаемого реагента представлены в табл.2.
Примеры получения реагента
Пример 1
К 20% мас. керосина добавили при 75°С 80% мас. окисленную смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно (ГОСТ 10585-99) (кислотное число 24) и перемешивали в течении 0,5-1 ч. После охлаждения получили реагент, представляющий собой жидкость темно-коричного цвета, Тзаст=-18°С, электростабильность инвертной эмульсии =400 В, вязкость=30.
Пример 2
К 20% мас. дизельного топлива добавили при 75°С 80% мас. окисленную смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно (ГОСТ 10585-99) (кислотное число 24) и перемешивали в течение 0,5-1 ч. После охлаждения получили реагент, представляющий собой жидкость темно-коричневого цвета, Тзаст=-15°С, электростабильность инвертной эмульсии =380 В, вязкость=32.
Пример 3
К 20% мас. керосина добавили при 65°С 80% мас. окисленную смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно (ГОСТ 10585-99) (кислотное число 20) и перемешивали в течение 1 ч. После охлаждения получили реагент, представляющий собой жидкость темно-коричневого цвета, Тзаст=-16°С, электростабильность инвертной эмульсии =350 В, вязкость =31.
Пример 4
К 20% мас. керосина добавили при 85°С 70% мас. окисленную смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно (ГОСТ 10585-99) (кислотное число 21) и перемешивали в течение 0,5-2 ч. После охлаждения получили реагент, представляющий собой жидкость темно-коричневого цвета, Тзаст=-20°С, электростабильность инвертной эмульсии =360 В, вязкость =29.
Пример 5
При бурении СКВ 215 месторождения Одопту-море на инвертно-эмульсионном буровом растворе, содержащем (в % мас.) Охтинская нефть 14, водный раствор хлористого кальция 38,8, дизельное топливо 22,7, СМАД-1 2,8, Эмультал 1,6, известь 0,8, баритовый утяжелитель 11,1, органобентонит 0,8, за счет наработки раствора коллоидной фракцией выбуренной породы в количестве 7,4% на глубине 1660 м произошло снижение электростабильности раствора с 180 В до 120 В. При этом механическая скорость бурения скважины снизилась с 23 до 13 м/час без каких-либо изменений режима бурения.
После обработки данного бурового раствора непосредственно в процессе бурения предлагаемым реагентом, полученным по примеру 1, через эжектор на всасывающей линии насоса в количестве 0,5% электростабильность раствора через два цикла промывки увеличилась до 170 В, а механическая скорость бурения возросла 11,5 м/час.
Для аналогичной обработки раствора с целью восстановления его электростабильности на скважине № 118 где применялся реагент СМАД-1, понадобилось 1% этого реагента.
Пример 6
При проводке участка набора зенитного угла с интенсивностью 1,8 град/10 м при текущем угле 47 градусов на глубине 1711 м произошла посадка бурильной колонны. Проработки интервала не давали длительного эффекта. Для бурения применялся вязкопластичный полимерглинистый раствор плотностью 1,17 г/см3 на основе бентонита марки ПМБВ, обработанный 1% Na2CO3 , 0,5% карбоксиметилцеллюлозы КМЦ-500 и 10% гликойла. Коэффициент липкости корки данного раствора равнялся 0,23. Обработка пробы этого раствора предлагаемым реагентом в количестве 1% показала снижение коэффициента липкости корки до 0,11. После аналогичной обработки этого же раствора в скважине затяжки бурильной колонны прекратились, что позволило набрать требуемый зенитный угол 86 градусов.
Преимуществами предлагаемого реагента по сравнению с прототипом являются следующие:
1. Высокие эксплуатационные характеристики: низкие температура застывания (не более -10°С) и показатель фильтрации, высокие структурно-механические, триботехнические и стабилизирующие свойства (электростабильность более 330 В).
2. По степени воздействия на организм человека реагент является веществом малоопасным и в соответствии с классификацией ГОСТ 12.007-76 относится к веществам IV класса опасности.
3. Применение дешевого и доступного сырья, промышленное производство которого налажено в Российской Федерации.
4. Большой количественный выход целевого продукта и отсутствие отходов производства.
5. Возможность регулирования кислотного числа целевого продукта.
6. Одностадийность получения.
Предлагаемый реагент предназначен для стабилизации гидрофобно-эмульсионных растворов, а также для повышения смазочной способности вязкопластичных промывочных жидкостей, используемых при бурении и ремонте скважин.
2004116722/03 Таблица 1 |
|||
Наименование показателя | Значение | Метод контроля | |
1. Внешний вид | Маслянистая вязкая жидкость от темно-коричневого до черного цвета | Визуально в проходящем свете | |
2. Кислотное число, мг КОН/г, не менее | 20 | По ГОСТ 22386 | |
3. Вязкость при 50°С, условные градусы ВУ, не более | 32 | По ГОСТ 6258 | |
4.Температура застывания, °С, не выше | -10 | По ГОСТ 20287 | |
Таблица 2 |
|||
Наименование показателя | Значение | Метод контроля | |
1. Электростабильность инвертной эмульсии | >330 | По ТУ 2458-001-50780546-2001 | |
2. Показатель фильтрации, см3/30 мин, не более | 4 | «-« | |
3. Статическое напряжение сдвига глинистого раствора через 1 и 10 мин покоя, Па, не более | 1,2-2,0 | «-« | |
4. Скорость изнашивания стального стержня в глинистом растворе, содержащем добавку предлагаемого реагента, мм/мин, не более | 0,31 | «-« |
Claims (2)
1. Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин, содержащий смазочно-стабилизирующий компонент и растворитель, отличающийся тем, что в качестве смазочно-стабилизирующего компонента он содержит окисленную смесь парафинов, нафтеновых и ароматических углеводородов в соотношении 2:3:4 соответственно при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Реагент по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворителя он содержит дизельное топливо либо керосин.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004116722/03A RU2271378C2 (ru) | 2004-06-01 | 2004-06-01 | Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004116722/03A RU2271378C2 (ru) | 2004-06-01 | 2004-06-01 | Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004116722A RU2004116722A (ru) | 2005-11-10 |
RU2271378C2 true RU2271378C2 (ru) | 2006-03-10 |
Family
ID=35865265
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004116722/03A RU2271378C2 (ru) | 2004-06-01 | 2004-06-01 | Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2271378C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2468057C2 (ru) * | 2011-03-02 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
RU2468056C1 (ru) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур |
RU2590254C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе |
RU2589782C1 (ru) * | 2015-04-23 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе |
-
2004
- 2004-06-01 RU RU2004116722/03A patent/RU2271378C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
ПАУС К. Ф. Буровые растворы. - М.: Недра, 1973, с. 247, 248. ГОСТ 10585-99. Топливо нефтяное. Мазут. * |
ТОКУНОВ В. И. и др. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. - М.: Недра, 1983, с. 75. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2468057C2 (ru) * | 2011-03-02 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
RU2468056C1 (ru) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур |
RU2590254C1 (ru) * | 2015-03-23 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе |
RU2589782C1 (ru) * | 2015-04-23 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2004116722A (ru) | 2005-11-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4839096A (en) | Low toxicity oil composition and use thereof in drilling fluids | |
US4776966A (en) | Fluid compositions | |
DE68927867T2 (de) | Verwendung von Polyalphaolefinen beim Bohren von Bohrlöchern | |
US2689219A (en) | Emulsion drilling fluid | |
RU2067107C1 (ru) | Масляная фаза инвертных эмульсионных промывочных буровых растворов, эмульсионных промывочных буровых растворов, моторных, трансмиссионных и смазочных масел, жидкостей для обработки металлов | |
US2698833A (en) | Drilling fluid composition and method | |
NO833999L (no) | Anvendelse av spesielle materialer som tynningsmidler i oljebaserte borevaesker | |
RU2271378C2 (ru) | Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин | |
US2773031A (en) | Drilling muds | |
US2578888A (en) | Emulsion drilling mud | |
US3215628A (en) | Drilling fluid | |
CA2840201C (en) | Hydrocarbon-based drilling fluids containing cesium phosphate | |
RU2199570C1 (ru) | Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин | |
RU2742421C1 (ru) | Смазочная добавка для буровых растворов | |
RU2502774C1 (ru) | Буровой раствор на углеводородной основе | |
RU2505577C1 (ru) | Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз | |
RU2732147C1 (ru) | Реагент для обработки промывочных жидкостей, используемых при бурении скважин | |
RU2733622C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе | |
SU1749226A1 (ru) | Смазочна добавка дл буровых растворов на водной основе | |
RU2811833C1 (ru) | Способ получения комплексного реагента-стабилизатора малоглинистых буровых растворов | |
SU840087A1 (ru) | Состав дл приготовлени промывочныхжидКОСТЕй | |
RU2809142C1 (ru) | Смазочная композиция для бурения и способ ее получения | |
RU2708428C1 (ru) | Способ получения бурового реагента для глинистых растворов | |
RU2269562C1 (ru) | Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе | |
US3240700A (en) | Process of drilling a well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120602 |