Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СМАЗОЧНАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ БУРОВОГО РАСТВОРА НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
СМАЗОЧНАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ БУРОВОГО РАСТВОРА НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

СМАЗОЧНАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ БУРОВОГО РАСТВОРА НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Композиция относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам для буровых растворов на водной основе. Техническим результатом является улучшение смазочных и противоизносных свойств растворов в результате повышения прочности и степени адгезии смазочной пленки к поверхности металла при одновременном улучшении стабилизирующих свойств раствора и уменьшении его отрицательного влияния на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости. Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе содержит легкое талловое масло, а в качестве модифицирующей добавки полигликоль при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: легкое талловое масло - 40-60; полигликоль - 40-60. 2 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2142978
Класс(ы) патента: C09K7/02
Номер заявки: 98107228/03
Дата подачи заявки: 15.04.1998
Дата публикации: 20.12.1999
Заявитель(и): Андресон Борис Арнольдович; Острягин Анатолий Иванович
Автор(ы): Андресон Б.А.; Острягин А.И.; Бочкарев Г.П.; Рекин А.С.; Любимов В.С.; Вахрушев Л.П.; Пеньков А.И.
Патентообладатель(и): Андресон Борис Арнольдович; Острягин Анатолий Иванович
Описание изобретения: Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным реагентам для буровых растворов на водной основе.
Для повышения долговечности породоразрушающего инструмента и улучшения показателей бурения буровые растворы обрабатываются различными смазочными реагентами. Причем современные смазочные реагенты помимо основной функции - придания раствору смазочных и противоизносных свойств - способствуют улучшению ряда других технологических параметров.
Например, в авт. свид. СССР N 1044625, кл. C 09 K 7/02, 1983 г. защищен "Способ обработки буровых растворов на водной основе" смазочным реагентом ИКБ-4В, представляющим собой смесь продукта конденсации кубовых остатков СЖК фракции C20-26, моноэтаноламина (МЭА) и оксиэтилированного алкилфенола (ОП-10), взятых в соотношении 5:1:3. Данный реагент помимо повышения смазочной и противоизносной способности улучшает антикоррозионные и бактерицидные свойства бурового раствора. Добавка данного реагента в буровой раствор составляет 0,4-1,0% (от объема раствора).
Недостатками смазочной добавки ИКБ-4В являются:
1) сравнительно низкие смазочные и противоизносные свойства бурового раствора, особенно при высоких удельных нагрузках;
2) высокая вспенивающая способность, что требует дополнительного использования пеногасителей.
В патенте России N 2041907, кл. C 09 K 7/02, 1995 г. защищен "Способ обработки буровых растворов на водной основе" смазочным реагентом ДСБ-4ТТ, представляющим собой смесь флотореагента-оксаля, моноэтаноламина /МЭА/, моноэтаноламиновой соли сырых талловых масел и керосина. Данный реагент помимо повышения смазочных и противоизносных свойств улучшает реологические и структурно-механические параметры бурового раствора. В буровой раствор вводят в количестве 1-5%.
Недостатками реагента ДСБ-4ТТ являются:
1) недостаточные смазочные и противоизносные свойства раствора при высоких удельных нагрузках;
2) низкая степень адгезии смазочной пленки к поверхности металла;
3) большой расход смазочного реагента.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является патент России N 2046128, кл. C 09 K 7/02, 1995 г. "Способ обработки глинистого бурового раствора", в котором в качестве смазочного реагента применяется смесь кремнийорганической жидкости (ГКЖ-10 или ГКЖ-11) и легкого таллового масла (ЛТМ). При этом компоненты берутся в соотношении: на 1 мас. ч. кремнийорганической жидкости, 3-8 мас.ч. легкого таллового масла. В раствор указанный реагент вводится в количестве 1-3% (от объема раствора).
Недостатки реагента:
1) сравнительно низкие смазочные и противоизносные свойства при высоких удельных нагрузках;
2) низкие стабилизирующие свойства, оцениваемые по величине показателя фильтрации раствора;
3) низкая адгезия смазочной пленки на поверхности металла;
4) недостаточная степень восстановления первоначальной проницаемости коллектора, вскрытого на растворе с добавкой смазочного агента.
Задачей предлагаемого изобретения является улучшение смазочных и противоизносных свойств раствора в результате повышения прочности и степени адгезии смазочной пленки к поверхности металла при одновременном улучшении стабилизирующих свойств раствора и уменьшении его отрицательного влияния на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости.
Поставленная задача решается составом смазочной композиции, содержащей легкое талловое масло /ЛТМ/ и полигликоль при следующем соотношении указанных компонентов, мас.%:
Легкое талловое масло - 40 - 60
Полигликоль - 40 - 60
Композицию вводят в буровой раствор в массовых долях 1-3%. Легкие талловые масла, выпускаемые по ТУ 81-05-100-78, входят в состав некоторых смазочных реагентов (например, патент России N 2046128, кл. C 09 K 7/02, 1995 г.). Полигликоль, выпускаемый по ТУ 38.30214-88 в АО "Салаватнефтеоргсинтез", представляет собой смесь многоатомных спиртов-гликолей и применяется в производстве незамерзающей охлаждающей жидкости для автотранспорта и др.
Сопоставительный анализ заявляемого изобретения с техническими решениями прототипа (патент России N 2046128) и аналогов свидетельствует о том, что предлагаемое изобретение отвечает критерию "существенные отличия", поскольку композиция "легкое талловое масло-полигликоль" выполняет новые, ранее неизвестные функции: снижает показатель фильтрации и повышает удельное электрическое сопротивление бурового раствора.
Конкретные примеры обработки бурового раствора заявляемой композиции.
Пример 1. Готовят исходный глинистый раствор, например, из куганакского глинопорошка, плотность раствора 1,17 г/см3. Раствор обрабатывается кальцинированной содой в массовых долях 0,5% и замеряют его технологические параметры. Далее в раствор вводят смазочную композицию при различном соотношении компонентов и при различной концентрации самой композиции в растворе. После перемешивания исходного раствора со смазочной композицией в течение 30 мин вновь замеряются технологические параметры.
В табл. 1 приведены результаты опытов, проведенных в соответствии с примером 1, с использованием заявляемой композиции (примеры 4-12) и смазочного реагента-прототипа по патенту N 2046128 (примеры 13-15).
Пример 1 (из табл. 1) соответствует исходному глинистому раствору без добавок смазочных реагентов.
В примере 2 показано влияние одного из компонентов заявляемой композиции (в данном случае ЛТМ) на технологические параметры исходного глинистого раствора, а в примере 3 - другого компонента (полигликоля). Технологические параметры замерялись с помощью стандартных приборов и методик (см., например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979 г.).
Смазочную и противоизносную способность раствора замеряли с помощью прибора Тимкена американской фирмы "Fann Instrument Co." Методикой предусмотрены замеры силы тока (J), которая коррелируется с коэффициентом трения, при взаимодействии под определенной нагрузкой металлической пары вращающееся кольцо - неподвижная призма в среде исследуемого раствора. Чем меньше сила тока, тем лучше смазочные свойства раствора.
Противоизносные свойства раствора оценивались по величине площади (S) "пятна" износа, образующегося на неподвижной призме при трении об ее поверхность вращающегося кольца при высокой удельной нагрузке (в проведенных опытах она была равной 100 кг/мм2).
Как следует из данных табл. 1, введение в исходный глинистый раствор по отдельности компонентов заявляемой композиции (ЛТМ или полигликоля) практически не ведет к снижению показателя фильтрации раствора /примеры 2 и 3/, хотя при этом несколько улучшаются его смазочные и противоизносные свойства и немного повышается удельное электрическое сопротивление.
Только применение комбинированного реагента из указанных двух компонентов, взятых в заявляемых соотношениях, позволяет достичь целей изобретения: у раствора резко снижается показатель фильтрации, значительно улучшается смазочная и противоизносная способность, повышается удельное электрическое сопротивление (примеры 4-12).
Механизм такого влияния заявляемой композиции объясняется химическим взаимодействием между кислородом полигликоля и карбоксильными группами органических кислот ЛТМ, в результате чего образуются специфические ассоциаты по типу полимерных комплексов. Структура их становится дифильной, в которой баланс гидрофильных и гидрофобных составляющих можно варьировать, изменяя соотношение между ЛТМ и полигликолем. При этом образующаяся смазочная пленка отличается высокой механической прочностью и высокой степенью адгезии к поверхности металла.
Смазочный реагент по патенту N 2046128 незначительно снижает показатель фильтрации исходного глинистого раствора и существенно уступает заявляемой композиции по смазочной и противоизносной способности.
В лабораторных условиях произведена также оценка влияния буровых растворов, обработанных заявляемой композицией или смазочным реагентом по патенту N 2046128 (примеры из табл. 1), на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости естественных кернов и на инверсию смачиваемости их пористой среды после прокачки через керны фильтратов указанных растворов.
Образцы кернов предварительно помещали в аппарат Сокслета и экстрагировали спиртобензольной смесью от углеводородов, затем отмывали дистиллированной водой от минеральных солей и потом подвергали термической обработке в сушильном шкафу при температуре 105oC до постоянного веса образца. Подготовленные таким образом образцы имели гидрофильный характер смачиваемости. На боковой поверхности каждого образца керна выпиливали продольную канавку, в которую укладывался многожильный провод с двумя электродами. Затем канавку заливали клеем "Момент".
У образцов определяли начальную пористость по воздуху (Kпор) согласно стандартной методике (см. "Методические рекомендации по исследованию пород - коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами". -М.: ВНИИГНИ, 1978). Затем образец керна помещали в кернодержатель создавали гидрообжим и фильтровали через керн пластовую воду (10-12 поровых объемов) до фиксации постоянного расхода и постоянной величины удельного электрического сопротивления (УЭС) керна. Затем пластовую воду из образца вытесняли керосином (моделью нефти) в обратном направлении для создания в керне определенной водонефтенасыщенности и определения коэффициента первоначальной проницаемости по керосину (Kпр.1). При этом также фиксировалась величина УЭС керна и фильтрация продолжалась до установления постоянного значения данного параметра. Далее через керн прокачивали фильтрат исследуемого раствора в первоначальном направлении, имитируя первичное вскрытие продуктивного пласта, и прокачивали керосин в обратном направлении, имитируя процесс освоения скважины. Тот и другой процесс продолжался до установления постоянных значений расхода и УЭС. После прокачки керосина определяли коэффициент конечной проницаемости керна по керосину (Kпр.2) и рассчитывали коэффициент восстановления первоначальной проницаемости (β):

Результаты проведенных исследований представлены в табл. 2.
Анализ данных табл. 2 свидетельствует о том, что заявляемая композиция придает буровому раствору ряд важных свойств для качественного вскрытия продуктивных пластов (примеры 4-12), т.е. обеспечиваются исключительно высокие значения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости (90-98%) в результате снижения поверхностного натяжения (σ) фильтрата и придания ему гидрофобизирующей способности. Указанная способность вызывает инверсию смачиваемости пористой среды керна с гидрофильной на гидрофобную, о чем можно судить по резкому увеличению удельного электрического сопротивления (с 0,86 - 0,93 до 8,22 - 12,31 Ом·м). В свою очередь, гидрофобный характер смачиваемости пористой среды коллектора будет способствовать улучшению фазовой проницаемости для нефти.
Введение в исходный глинистый раствор (пример 1) по отдельности ЛТМ (пример 2) или полигликоля (пример 3) незначительно улучшает коэффициент восстановления первоначальной проницаемости, в несколько большей степени при использовании ЛТМ.
Смазочный реагент, применяемый в прототипе (патент N 2046128), по поверхностной активности и гидрофобизирующей способности существенно уступает заявляемой композиции (примеры 13-15). Поэтому и коэффициент восстановления первоначальной проницаемости в этом случае также имеет меньшие значения, чем при использовании заявляемой композиции.
Формула изобретения: Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе, содержащая легкое талловое масло и модифицирующую добавку, отличающаяся тем, что в качестве модифицирующей добавки используют полигликоль при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Легкое талловое масло - 40 - 60
Полигликоль - 40 - 60