Флокулянт твердой фазы буровых растворов на неводной основе
NON-AQUEOUS DRILLING MUD SOLIDS FLOCCULANT

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к флокулянтам твердой фазы, обеспечивающим удаление мелкодисперсной твердой фазы в буровых растворах на неводной основе, в том числе в условиях полного рециклинга.
6
25
Известна водная композиция поверхностно-активного вещества, образующая флокулированную систему в воде, содержащая структурообразующее поверхностно-активное вещество, воду и флокулирующий реагент в количестве, достаточном для образования флокулированной, нестабильной и вязкой структурированной композиции. Кроме того, композиция содержит стабилизатор, способный образовывать мицеллы в водной фазе, при этом стабилизатор представляет соединение, включающее С-С-алкильную, алкенильную или алкарильную группу, присоединенную одним концом к одному концу по меньшей мере одной гидрофильной группы, которая имеет массу более 300 ае, стабилизатор может включать полимер с более чем четырьмя гидрофильными мономерами, в частности, указанное соединение выбирается из группы, включающей полигликозиды и алкилтиолполикарбоксилаты. (патент RU 2144945 С1, «Водная композиция поверхностно-активного вещества», патентообладатель - Олбрайт энд Вильсон Юк Лимитед (GB), опубл. 27.01.2000).
Известна композиция, в состав которой входит глинистый раствор на масляной основе с эмульсией вода-в-масле, включающей полимер, полученный из по меньшей мере одного водорастворимого мономера, где указанный полимер не является растворенным перед контактом с указанным глинистым раствором на масляной основе, (патент RU 2340759 С2, «Разделение твердое-жидкость глинистых растворов на масляной основе», патентообладатель - КЕМИРА ОЙЛ (FI), опубл. 10.12.2008) В известном изобретении добиваются разделения «твердое-жидкое» глинистого раствора на масляной основе с эмульсией масло-в-воде, включающей полимер, полученный из по меньшей мере одного водорастворимого мономера, где указанный полимер не является растворенным перед контактом с указанным глинистым раствором на масляной основе, смешения эмульсии масло-в-воде и глинистого раствора на масляной основе и отделения твердой фазы от жидкой фазы глинистого раствора на масляной основе.
Недостатком известных аналогов является то, что перечисленные технологии удаления твердой фазы бурового раствора (раствор после цикла бурения скважины, прошедший систему очистки буровой установки, т.е. отработанный буровой раствор или ОБР) на неводной основе по большей части представляют собой процессы коалесценции эмульсионного бурового раствора под действием ПАВ и деэмульгируюших веществ, с последующим введением в систему флокулянта твердой фазы и разделением неводной, водной и твердой фаз на различных сепарационных устройствах. Полученная неводная основа направляется на производство новой партии промывочной жидкости, водная фаза может также применятся для получения бурового раствора, в других технологических процессах при строительстве скважин, закачиваться в поглощающие скважины или утилизироваться. Твердая фаза направляется на переработку или захоранивается.
Таким образом, данные технологические процессы нельзя в полной мере назвать рециклингом, т.к. процесс приготовления нового бурового раствора из отделенной жидкой части ОБР зачастую занимает достаточно продолжительное время, а также может требовать перевозки реагентов в специализированный комплекс.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является состав, содержащий реагент на основе смеси высших диоксановых спиртов 0,5-1,5; раствор коагулянта - водный раствор сульфата алюминия с концентрацией 100-350 г/л, 0,5-5,0; раствор смеси неионогенных и ионогенных поверхностно-активных компонентов в органическом растворителе 0,3-1,5, при этом указанный состав вводят для разрушения и утилизации отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора, при этом вышеуказанные компоненты вводят в отработанный буровой раствор последовательно, и после ввода каждого компонента смесь перемешивают в течение не менее 0,5 часа, далее смесь отработанного бурового раствора и указанного состава выдерживают не менее 6 часов, производят центрифугирование и отделившуюся при этом олеофильную фазу направляют на повторное использование, (патент RU 2386657 С1, «Способ разрушения и утилизации отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора», патентообладатель - Общество с ограниченной ответственностью "Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефти" (RU), опубл. 20.04.2010).
Недостатком ближайшего аналога является также разрушение бурового раствора на неводной основе, при этом для его восстановления необходимо проводить технологически сложные и затратные операции, т.е. данный способ не может быть использован в рециклинге бурового раствора на неводной основе.
Технической задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является устранение недостатков аналогов при создании флокулянта, состав которого был бы эффективен для удаления мелкодисперсной твердой фазы в буровых растворах на неводной основе, в том числе в условиях полного рециклинга.
Технический результат, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, состоит в увеличении объема возвращаемого в цикл бурения бурового раствора за счет эффективной очистки отработанного бурового раствора заявляемым составом флокулянта, в повышении экономической эффективности за счет сокращения материальных расходов на строительство скважин, а также в сокращении объемов подлежащих утилизации отходов бурения за счет увеличения объема фугата (раствора), который направляется в повторный цикл бурения, а также сокращения объемов отходов за счет снижения в них содержания жидкой фазы (при применении флокулянта твердая фаза - буровой шлам осаждается, содержание в нем остаточного бурового раствора будет меньше, соответственно и объем шлама будет меньшим).
2
Заявленный технический результат достигается за счет разработки флокулянта твердой фазы буровых растворов на неводной основе, представляющего собой обратную эмульсию, в состав которого входят дисперсионная фаза, эмульгатор, дисперсионная среда, при этом в качестве дисперсионной среды используют изопарафиновое масло, в качестве эмульгатора - Полиойлчек Стаб-КД, а в качестве дисперсионной фазы - ВПК-402 (25%-й раствор), CaCl и воду, в следующем соотношении компонентов (масс, %):
Изопарафиновое масло - 60-62;
Полиойлчек Стаб-КД - 2,5-3,5;
ВПК-402 (25% раствор) - 20;
2
CaCl - 6;
вода - остальное.
Используемые для приготовления заявленного флокулянта компоненты обладают следующими характеристиками.
Изопарафиновое масло является гидрофобной безводной основой из нефтепродуктов для создания обратного эмульсионного раствора, изготавливается по ТУ 38.401-58-416-2014.
Полиойлчек Стаб-КД - эмульгатор для приготовления обратных эмульсий (ТУ 2458-071-9747491-2012). Маслянистая жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, представляет собой композицию неионогенных и анионных ПАВ. Эмульгатор обеспечивает агрегативную стабильность раствора на углеводородной основе за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз полярная жидкость - неполярная жидкость.
ВПК-402, представляет собой 25% водный раствор, используемый в качестве флокулирующего агента в заявляемом составе. Является полиэлектролитом катионного типа (ТУ 2227-184-00203312-98), представляет собой высокомолекулярное соединение линейно-циклической структуры:
2
Хлорид кальция (CaCl) представляет собой порошок или гранулы белого цвета. Необходим для стабилизации обратной эмульсии флокулянта.
Вода выступает дисперсионной фазой обратной эмульсии.
2
При приготовлении заявленного флокулянта хлорид кальция (CaCl - 60 кг) затворяют в рассчитанном количестве воды (100 кг), добавляют при перемешивании 25% раствор ВПК-402 (190 кг). Эмульгатор Полиойлчек Стаб-КД (30 кг) добавляют в изопарафиновое масло (620 кг) и перемешивают на диспергаторе. При перемешивании к безводной основе (изопарафиновому маслу) постепенно приливают водную фазу. После смешения фаз эмульсию перемешивают на диспергаторе в течение часа.
Состав флокулянта разработан на основании результатов исследования характеристики, указывающей на его жизнеспособность, т.е., фактически, срока годности для его применения, а именно, времени полурасслаивания флокулянта (кинетической стабильности, табл.1). При этом количество полиэлектролита ВПК-402, являющегося флокулирующим агентом, во всех составах оставалось неизменным (20%).
Установлено, что составы №2, 3 и 4 удовлетворяют вышеуказанным требованиям, кроме того, при времени полурасслаивания более 20 суток с этими составами удобнее работать в связи с небыстрой доставкой флокулянта на комплекс по регенерации бурового раствора или буровую.
К ОБР, полученному после применения бурового раствора на неводной основе на Ковыктинском НГКМ (Иркутская обл.) добавляли по 3 об. % флокулянтов по рецептурам, удовлетворяющим требованиям по кинетической стабильности (№2, 3, 4), составы перемешивали на верхнеприводной лопастной мешалке в течение 30 мин. Затем центрифугировали при скорости 2500 об/мин в течение 10 мин и измеряли физико-химические характеристики полученной жидкой фазы (фугата). Для сравнения, к этому же ОБР добавляли 3 об. % дисперсионной среды раствора (изопарафинового масла) и повторяли все манипуляции. Результаты приведены в таблице 2.
Эффективность действия рецептуры флокулянта оценивалась по следующим критериям:
1. Плотности получаемого фугата (чем ниже, тем эффективнее флокуляция).
2. Количеству твердой фазы в фугате (чем ниже, тем эффективнее флокуляция).
3. Изменению электростабильности фугата (чем выше, тем эффективнее)
4. Изменению фильтратоотдачи фугата (чем ниже, тем эффективнее)
5. Изменению реологических характеристик, приведенных в табл.2.
Таким образом, все три разработанные рецептуры флокулянта обладают флокулирующей активностью.
Заявленный флокулянт твердой фазы эффективно очищает отработанный буровой раствор, что позволяет увеличивать объем возвращаемого в цикл бурения бурового раствора, сократить материальные расходы на строительство скважин, сократить объемы подлежащих утилизации отходов бурения за счет увеличения объема фугата, который направляется в повторный цикл бурения, а также сократить объемы отходов бурения за счет снижения в них содержания жидкой фазы.