СОСТАВ ЖИДКОСТНОЙ ВАННЫ ДЛЯ ОСВОБОЖДЕНИЯ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ ТРУБ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к жидкостным ваннам, используемым для освобождения прихваченной колонны труб в процессе бурения.

Известна жидкостная ванна для освобождения прихваченной колонны труб, содержащая в составе нефть [1].

Для освобождения прихваченной колонны труб этим составом требуется длительный промежуток времени. Наряду с этим невозможно уменьшить силы трения на границе колонны с набухшей породой.

Известен состав жидкостой ванны для освобождения прихваченной колонны труб, содержащий амифол, поверхностно-активное вещество и воду [2].

Недостатком прототипа является то, что состав, полученный путем интенсивного перемешивания амифона - реагента из класса фосфоновых комплексонов, поверхностно-активного вещества и воды, образуя пену, создает технологические проблемы при всасывании буровыми насосами и закачке в скважину.

Это, в свою очередь, приводит и к потере времени. Наряду с этим состав при взаимодействии с прихваченной колонной труб не обладает способностью достаточно уменьшить силы трения в зоне прихвата.

Задача изобретения - разработка состава жидкостной ванны с минимальным значением поверхностного натяжения, позволяющего эффективное освобождение прихваченной колонны труб за короткий промежуток времени.

Поставленная задача решается тем, что состав жидкостной ванны для освобождения прихваченной колонны труб, состоящий из воды и поверхностно-активного вещества, в качестве поверхностно-активного вещества содержит пропиленгликоль и дополнительно нефть, каустическую соду и наночастицы алюминия размерами 60-80 нм при следующем соотношении, масс. %:

Используемые реагенты соответствуют нижеследующим нормативным документам:

Нефть - ГОСТ 1510-84

Наночастицы алюминия - ТУ 1791-003-36280340-2008

Каустическая сода - ГОСТ 2263-79

Пропиленгликоль - ТУ 2422-069-05766801-97.

Преимуществом предлагаемого состава является то, что он за счет минимального поверхностного натяжения, проникая в зону прихвата, смягчает и разрушает набухший слой породы, уменьшая трение при контакте колонны труб с породой, позволяет освободить прихваченную колонну труб.

Для создания коллоидной системы используют нефть.

Для увеличения смазывающих свойств нефти используют наночастицы алюминия размерами 60-80 нм.

Для увеличения смазывающих свойств нефти и снижения поверхностного натяжения до минимального уровня используют поверхностно-активное вещество - пропиленгликоль.

Добавка водно-щелочного раствора каустической соды увеличивает его разъедающую способность, что приводит к образованию трещин в глинистой корке и создает возможность проникновения за короткий промежуток времени жидкостной ванны в набухшую породу.

Для приготовления состава жидкостной ванны 25-30% нефти, 45-50% пропиленгликоля и 0,0001-0,001% наночастиц алюминия в течение 30 мин интенсивно перемешивают. В полученный однородный раствор в качестве водно-щелочного раствора вводят растворенную в воде каустическую соду и в течение 25 минут продолжают процесс перемешивания.

Результаты проведенных исследований приведены в таблице.

Был исследован механизм воздействия жидкостных ванн различных концентраций при давлении 0,7 МПа на 5 мм (δ) глинистую корку буровых растворов.

Коэффициент трения глинистой корки без жидкостной ванны составил 0,1736.

Через 15 мин (Т) после воздействия при давлении (ΔP) на глинистую корку жидкостной ванной, содержащей 25 мл нефти, 45 мл пропиленгликоля, 0,0001 г наночастиц алюминия, 8 г каустической соды и 21,9999 мл воды, наблюдалось процеживание жидкостной ванны сквозь образованные на глинистой корке трещины. Поверхностное натяжение (σ) процеженной жидкостной ванны составило 32,5 мН/м, коэффициент трения (µ) уменьшился до 0,1132 (Пример 2).

Для приготовления состава жидкостной ванны в течение 30 минут интенсивно перемешивают 30 мл нефти, 50 мл пропиленгликоля и 0,001 г наночастиц алюминия. После получения однородного раствора 10 г каустической соды растворяют в 9,999 мл воды и в течение 25 минут продолжают процесс перемешивания.

Через 28 минут наблюдалось процеживание жидкостной ванны через глинистую корку. В результате коэффициент трения (µ) составил 0,0785, а поверхностное натяжение (σ) - 25,5 мН/м (Пример 4).

Аналогичным способом через 24 мин после воздействия жидкостной ванной, содержащей 27 мл нефти, 48 мл пропиленгликоля, 0,001 г наночастиц алюминия, 9 г каустической соды и 15,999 мл воды, наблюдалось процеживание этой жидкостной ванны сквозь трещины глинистой корки. Поверхностное натяжение приготовленного соответствующего состава жидкостной ванны составило 32,5 мН/м, коэффициент трения уменьшился до 0,1132 (Пример 3).

Для приготовления состава жидкостной ванны в течение 30 минут интенсивно перемешивают 31 мл нефти, 52 мл пропиленгликоля и 0,0012 г наночастиц алюминия. После получения однородного раствора 11 г каустической соды растворяют в 5,9988 мл воды и в течение 25 минут продолжают процесс перемешивания.

Предлагаемый состав жидкостной ванны не эффективен, так как при увеличении количества вышеуказанных компонентов значения поверхностного натяжения и коэффициента трения доходят соответственно до 34,6 мН/м и 0, 1219 (Пример 5).

Уменьшив количество нефти (24 мл), пропиленгликоля (44 мл) и наночастиц алюминия (0,00001 г) и растворив 7 г каустической соды в 24,99999 мл воды, готовят состав.

После приготовления состава жидкостной ванны процеживание жидкостной ванны через глинистую корку увеличивается до 59 минут (Пример 1).

На 6 строке таблицы приведены результаты проведенных исследований состава (прототип), содержащего 12 мл амифола, 0,5 мл дисольвана и 87,5 мл воды (Пример 6).

На основе проведенных исследований было установлено, что предлагаемый состав для освобождения прихваченной колонны труб в отличие от прототипа за короткий промежуток времени (15-28 мин) за счет минимального значения поверхностного натяжения (25,5-32,5 мН/м) создает наилучший эффект.