Способ отделения полых стеклянных микросфер от содержащих их буровых растворов

Скачать PDF файл.

Формула / Реферат

  Способ извлечения по меньшей мере 70 % полыхстеклянных микросфер, имеющих средний диаметр, измеренный согласно стандартуD1214-1989 Американского общества по испытанию материалов, в интервале от 5 до200 мкм и содержащихся в смеси бурового раствора и бурового шлама, включаетследующие операции: а) при необходимости просеивание смеси через одно илинесколько сит с числом меш от 5 до 20; б) подачу просеянной смеси в один илинесколько циклонов и/или гидроциклонов, расположенных последовательно, на каждыйиз которых подачу производят с объемной скоростью потока, в 1,5-10 разпревышающей максимальную номинальную рабочую величину.

Текст

Смотреть все

(51) 21 21/06 (2006.01) С 09 К 8/00 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(54) СПОСОБ ОТДЕЛЕНИЯ ПОЛЫХ СТЕКЛЯННЫХ МИКРОСФЕР ОТ СОДЕРЖАЩИХ ИХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ(57) Способ извлечения по меньшей мере 70 полых стеклянных микросфер, имеющих средний диаметр, измеренный согласно стандарту 12141989 Американского общества по испытанию материалов, в интервале от 5 до 200 мкм и содержащихся в смеси бурового раствора и бурового шлама, включает следующие операции а) при необходимости просеивание смеси через одно или несколько сит с числом меш от 5 до 20 б) подачу просеянной смеси в один или несколько циклонов и/или гидроциклонов, расположенных последовательно, на каждый из которых подачу производят с объемной скоростью потока, в 1,5-10 раз превышающей максимальную номинальную рабочую величину. 16484 Настоящее изобретение относится к способу отделения полых стеклянных микросфер от содержащих их буровых растворов. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу отделения полых стеклянных микросфер, содержащихся в буровых растворах и буровом шламе, произведенном в процессе бурения нефтяных скважин или скважин для добычи природного газа. Как хорошо известно, в процессе бурения скважин для добычи нефти или природного газа используют специальные жидкости, обычно называемые буровыми жидкостями или буровыми растворами, которые очень важны для правильной и безопасной работы на стадии подготовки скважины. Как описано, например, в патенте США 3035042,буровые жидкости выполняют несколько функций они используются для охлаждения и смазки головки буровой коронки они удаляют и переносят к поверхности буровой шлам, произведенный в процессе бурения они способствуют герметизации и уплотнению стенок скважины они поддерживают буровой шлам во взвешенном состоянии во время краткосрочных перерывов в бурении они вносят вклад в формирование гидростатического давления,которое служит для контроля и регулировки направленного к поверхности потока нефти/газа под давлением в момент, когда буровая коронка достигает продуктивного пласта. Наиболее часто используемые буровые жидкости состоят из водной или масляной дисперсии глинистых и/или песчаных материалов,например, бентонита, иллита, каолинита и т.д. Они представляют собой текучие среды с тиксотропным поведением, то есть, при остановке бурения они имеют тенденцию к структурообразованию, что предотвращает оседание бурового шлама вокруг буровой коронки. Можно также добавлять диспергирующие или разжижающие агенты, что позволяет в процессе бурения поддерживать вязкость бурового раствора низкой, способствуя легкому захвату бурового шлама, производимого буровой коронкой. Примерами диспергирующих и/или разжижающих агентов являются сульфонаты лигнина,лигниты,синтетические полимеры(мет)акриловой кислоты и/или (мет)акриламида и т.п. Подробности относительно состава буровых жидкостей или буровых растворов можно найти в европейском патенте 565187. При всех видах бурения, в которых нормальная плотность буровой жидкости создает гидростатическое давление, превышающее градиент разрыва породы(сопротивление породы гидравлическому давлению) или когда существование естественных трещин в породе нейтрализует градиент разрыва, для уменьшения гидростатической герметизации скважины используют облегченный буровой раствор. При этом ограничивается поглощение и/или повреждения,обусловленные вторжением жидкостей в породу. Превышение градиента разрыва является проблемой, которая возникает, в 2 частности, при глубоководном бурении, когда имеет место лишь небольшая разница между величиной этого градиента и значением гидростатической нагрузки, необходимой для того, чтобы посредством буровой жидкости управлять поровым давлением в породе. Для того, чтобы сделать буровой раствор более легким, в среднюю часть буровой скважины можно вводить полые стеклянные микросферы с низкой плотностью, причем средний диаметр микросфер,измеренный согласно стандарту 1214-1989 Американского общества по испытанию материалов, лежит в интервале от 5 до 200 мкм. После удаления более крупных кусочков бурового шлама эти микросферы уменьшают плотность бурового раствора до значений в интервале 0,7-1,3 г/см 3, предпочтительно 0,95-1,05 г/см 3. Эти микросферы, способные выдержать большое давление, имеющееся в скважинах, доступны на рынке как коммерческий продукт компании(3 М), например, под торговым названием 38, и имеют среднюю плотность в интервале от 0,35 до 0,41 г/см 3 при насыпной плотности в интервале от 0,19 до 0,28 г/см 3. Способ изготовления полых стеклянных микросфер описан в патенте США 2978340. Если использование полых стеклянных микросфер, с одной стороны, решает проблему гидростатической герметизации, то, с другой стороны,оно создает другую проблему,заключающуюся в том, что чрезвычайно трудно выделить эти шарики из бурового раствора для их повторного использования. В результате большое количество таких микросфер пропадает. Заявители разработали способ, который позволяет извлечь по меньшей мере 70 полых стеклянных микросфер, распределенных в смеси бурового раствора и бурового шлама, выходящей из буровой скважины, причем этот способ является простым, поскольку не требует использования каких-либо специфических технологических приемов. Поэтому задачей настоящего изобретения является создание способа извлечения по меньшей мере 70 полых стеклянных микросфер, имеющих средний диаметр в интервале от 5 до 200 мкм и содержащихся в смеси бурового раствора и бурового шлама, причем этот способ включает следующие операции а) при необходимости просеивание смеси через одно или несколько сит с числом меш от 5 до 20 б) подачу просеянной смеси в один или несколько циклонов и/или гидроциклонов,расположенных последовательно, на каждый из которых подачу производят с объемной скоростью потока, в 1,5-10 раз превышающей максимальную номинальную рабочую величину. По окончании возможного просеивания часть,составляющая более 50 масс., бурового шлама,произведенного буровой коронкой в процессе бурения, по существу будет удалена, и останется жидкость, которая имеет плотность в интервале от 0,7 до 1,3 г/см 3, предпочтительно от 0,95 до 1,05 г/см , и содержит микросферы в интервале от 1 до 30 масс., обычно от 3 до 25 масс. Эта жидкость может быть извлечена мощным насосом,например,многоступенчатым центробежным насосом с удельной мощностью по меньшей мере 1,5 кВт/м 3/час, и подана в циклоны. Обычно имеется 1-3 циклона, включенных последовательно. Вязкость жидкости, зависящую от типа скважины, в которой эта жидкость используется,можно оптимизировать до величины, подходящей для работы насоса, путем разбавления бурового раствора или сгущения его добавлением глины и/или других агентов, повышающих вязкость. Циклоны и/или гидроциклоны, используемые в настоящем изобретении, являются известными устройствами, описанными, например, в работах,, 1988, . 2 или в , .,, 1984, и способны работать с дисперсиями и/или суспензиями твердых частиц при номинальном рабочем расходе в интервале 3-30 м 3/час. Циклоны и/или гидроциклоны,обычно называемые также циклонными сепараторами, в общем случае имеют такие размеры, которые обеспечивают формирование потока, вытекающего снизу и обогащенного тяжелыми твердыми частицами(нижний поток, нп), и противотока, вытекающего сверху и богатого легкими фракциями (верхний поток, вп). Согласно настоящему изобретению, если требуется форсированное отделение микросфер от бурового раствора, верхний поток, выходящий из первого циклона, можно последовательно подать в один или более циклонов, работающих в условиях,аналогичных первому циклону. В любом случае при работе с одним циклоном или с несколькими циклонами,установленными последовательно,Скорость подачи (на входе) (м 3/час) 38 60 Пример 2 Буровой раствор,подготовленный и разбавленный, как описано в примере 1, был использован для испытания двух включенных последовательно циклонов с максимальным номинальным расходом 11 м 3/час и 21 м 3/час соответственно, причем во второй циклон подавали можно достичь извлечения в верхнем потоке по меньшей мере 70 от подаваемых полых стеклянных микросфер и даже более 80 . Этот поток можно использовать повторно как он есть и подать в скважину с целью сделать буровой раствор более легким или этот поток можно подвергнуть дополнительной обработке,например,седиментации/флотации в воде или другой жидкости с извлечением микросфер, по существу свободных от бурового раствора. Ниже приведены два иллюстративных примера,не ограничивающих объем изобретения и предназначенных для лучшего понимания настоящего изобретения и его воплощения. Пример 1 Некоторое количество бурового раствора было изготовлено в резервуаре объемом 10 м 3, причем раствор имел следующий состав Составляющие Количество (кг) МассовыйВода 4000 64,0 150 2,4 Крахмал 50 0,8 Ксантаны 25 0,4 Антибактериальный агент 6 0,1 Буровой шлам 1439 23,0 Микросферы 38 (ЗМ) 579 9,3 Всего 6250 100,0 Плотность бурового раствора составляла 0,927 г/см 3, а после разбавления была доведена до 0,956 г/см 3. Буровой раствор с помощью насоса мощностью 90 кВт был подан в циклон при скорости потока 38 и 60 м 3/час. Максимальный номинальный рабочий расход циклона составлял 21 м 3/час. Поток жидкости (вп), в которой были сконцентрированы микросферы, выходил из верхней части циклона, в то время как буровой шлам был сконцентрирован снизу (нп). Полученные результаты сведены в табл. 1. Таблица 1 ВП на входе 26 34 27 32 ВП из первого циклона. Нижний поток (нп) из первого циклона регулировали так, чтобы его скорость составляла приблизительно 13 от скорости подаваемой жидкости. Мощность насоса составляла 90 кВт. Полученные результаты сведены в табл. 2. Таблица 2 ВП на входе 56 33 16484 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ извлечения полых стеклянных микросфер, содержащихся в смеси бурового раствора и бурового шлама, включающий просеивание при необходимости смеси через одно или несколько сит, отличающийся тем, что способ включает следующие операции а) при необходимости просеивание смеси через одно или несколько сит с числом меш от 5 до 20 б) подачу просеянной смеси в один или несколько циклопов и/или гидроциклонов,расположенных последовательно, на каждый из которых подачу производят с объемной скоростью потока, в 1,5-10 раз превышающей максимальную номинальную рабочую величину, с формированием нижнего потока, обогащенного тяжелыми твердыми частицами, и верхнего потока, обогащенного легкой фракцией. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что итоговая смесь после просеивания имеет плотность в интервале от 0,7 до 1,3 г/см 3, а содержание микросфер в интервале 1-30 мас. 3. Способ по п. 1 или п.2, отличающийся тем,что верхний поток подвергают седиментации/флотации в воде или другой жидкости для извлечения микросфер, по существу свободных от бурового раствора. 4. Способ по п.п. 1, 2 или 3, отличающийся тем,что задействовано от 1 до трех циклонов. 5. Способ по любому из 1-4, отличающийся тем, что номинальная скорость потока в циклонах составляет от 3 до 30 м 3/час.

МПК / Метки

МПК: E21B 21/06

Метки: полых, растворов, отделения, способ, содержащих, стеклянных, микросфер, буровых

Код ссылки

<a href="http://kzpatents.com/4-16484-sposob-otdeleniya-polyh-steklyannyh-mikrosfer-ot-soderzhashhih-ih-burovyh-rastvorov.html" rel="bookmark" title="База патентов Казахстана">Способ отделения полых стеклянных микросфер от содержащих их буровых растворов</a>

Похожие патенты