5.16. Сероводородостойкий буровой раствор на углеводородной основе

Известно, что растворы этого типа отличаются высокой устойчивостью в условиях сероводородной агрессии. Это обусловлено тем, что компоненты РУО мало чувствительны к сероводороду. Растворы на нефтяной основе со­держат большое количество свободной извести, которая быстро связывает сероводород в сульфид кальция. Растворимость сероводорода в РУО в не­сколько раз выше по сравнению с раствором на водной основе, поэтому ре­акции нейтрализации сероводорода и неустойчивых сульфидов (Na, С а..,) в углеводородной среде идут быстрее.

Так, гидрофобная эмульсия, содержащая 50кг/м³ реагента-нейтрализатора ЖС-7, поглощает 8-10 объемов сероводорода без изменения свойств.

Ниже приведены состав и свойства такого раствора.

Состав термостойкого раствора на углеводородной основе ИКИНВЕРТ-Т, кг/м³

Углеводородная фаза 400 - 700

Водная фаза 300-600

СаСl₂ . 50-200

Известь 20

ИКМУЛ 30-40

ИКСОРФ 5-15

ИКТОН 5-10

ИКФЛЮИД 6-10

ЖС-7 5-100, см. диаграмму

Утяжелитель до требуемой плотности Свойства раствора

Плотность, г/см³ 0,9-2,1

Условная вязкость, сек 30-60

Пластическая вязкость, сПз 20-50

ДНС,дПа 60-150

СНС_0/10,ДПа 20-40/40-100

Фильтрация, см³ (API) 0,5-1,0

Электростабильность, V 400-600

Нейтрализующая способность по Н₂S, л/л ≥ 7

Назначение реагентов:

ИКМУЛ - первичный эмульгатор на основе жирных кислот.

ИКСОРФ - вторичный эмульгатор, разжижитель.

ИКТОН - структурообразователь, олеофильный бентонит.

ИКФЛЮИД - гидрофобизатор твердой фазы.

Известь - регулятор рН, реагент для получения кальциевых мыл.

ЖС-7 - реагент-нейтрализатор сероводорода.

Технология приготовления

Все реагенты, включая известь, вводятся в углеводородную фазу и пе­ремешиваются в течение 20-30 минут.

Соль растворяют в воде и при интенсивном перемешивании водная фа­за вводится в нефтяную, затем добавляют утяжелитель.

§ 5. Термостойкие буровые растворы (растворы №№ 5.17. - 5.22,

см. таблицу)

С повышением температуры свойства большинства растворов на вод­ной основе существенно изменяются. Как правило глинистые растворы загустевают и возрастает водоотдача. При нагревании биополимерных систем с низким содержанием твердой фазы вязкость не увеличивается, но водоотдача также повышается. Успех управления свойствами растворов при высоких температурах зависит от правильного выбора типa реагентов-регуляторов свойств и их расхода, который в этих условиях бывает повышенным, как в исходном растворе, так и при дополнительных обработках.

Большинство современных систем буровых растворов (ИКАРБ, ИКГЛИК и др.) готовятся на основе полисахаридных реагентов, не отличающихся особой стойкостью в условиях высоких температур. В связи с этим, по рекомендации профессора А.И. Пенькова в ОАО «ИКФ» разработаны новые ингибиторы термической деструкции полимеров - реагенты ИКФ-10 и ИКФ-20, с помощью которых можно примерно на 50°С повысить термостойкость всех. применяемых полисахаридных реагентов в системах различных буровых растворов.

В таблице 5.1. приведены результаты опытов по влиянию реагента ИКФ-10 на термостойкость пресного, калиевого и высокоминерализованного буровых растворов. Термообработка растворов осуществлялась в автоклавах при указанных в таблице температурах в течение 6-ти часов.

Приведенные данные свидетельствуют о высокой эффективности реа­гента ИКФ-10. Особенно показательны результаты oпытов с высокоминера­лизованным раствором, который без ингибитора при температуре 150°С практически полностью подвергается термической обструкции. Свойства этого же раствора с добавкой 50 кг/м³ ИКФ-10 после термообработки при той же температуре (150°С) сохраняются на заданном уровне (см. таблицу рас­твор № 5.21.1 по сравнению с раствором № 5.22.1).

Технология применения ингибитора деструкции ИКФ-10 очень проста. Данный реагент хорошо растворяется в пресной и соленой воде, вводить в буровой раствор его можно как в сухом виде, так и в виде водного раствора (например, в составе КР).

При более высоких температурах для приготовления и регулирования свойств буровых растворов необходимо использовать термостойкие реаген­ты. Ниже приведен состав и свойства термостойкого ингибирующего калие­вого бурового раствора ИКТЕМП.

Состав раствора № 5.23. кг/м³

Бентонит 30

Nа₂СО₃ 1

NaOH 2

КС1 50

ИКПАН 20

ИKTEМП-l 10

ИКЛИГ-3 20

ИКМАК 10

ИКФ-10 20

Барит 500

ИКЛУБ 5

ИКДЕФОМ 0,3

Термостойкость растворов семейства ИКАРБ.
Таблица 5.1
№	Состав раствора, кг/м3.									Т. 'С нагрева бчасов	Свойства раствора
Р-ров	ХВ- полимер	N»OH	ЭКОПАК. R	ЭКОПАК -SL	ИКР	КС1	NаCl	ИККАРБ -75	ИКФ-10		Пласт. Вязк, сПз	ДНС, дПа	СНС0/1/10, дПа	Ф, см3 API	рН
5.17	Бентонит 40	0.5		5				50		20	17	150	76/112	7,2	10
5.18	Бентонит 40	0,5		5				50	2	20	16	142	100/140	7,4	10
5.17.1	Бентонит 40	0,5		5				50		12	13	48	12/16	14,8	10
5.18.1	Бентонит 40	0,5		5				50	2	120	20	160	64/112	9,2	9,6
5.19	3	1	2	3	15	50		50		20	14	43	20/24/2/	5,8	10
5.2	3	1	2	3	15	50		50	20	20	15	53	20/28/32	5	10
5.19.1	3	1	2	3	15	50		50		130	10	36	12/12/14	10	7.5
5.20.1	3	1	2	3	15	50		50	20	130	13	67	20/24/28	6	9
5.21	3	1	2	3	15		180	50		20	15	115	28/32	4	10
5.22	4	1	2	3	15		180	50	50	20	15	101	24/28	4	10
5.11.1	4	1	2	3	15		180	50		150	9	20	0/0	Н/К	5
5.22.1	4	1	2 '	3	15		180	50	50	150	13	85	20/24	8,5	8

Свойсгва раствора № 5.23

Плотность, г/см³ 0,48-1,50

Условная вязкость, сек 40-50