БУРОВОЙ РАСТВОР НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ Российский патент 1994 года по МПК C09K7/06 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, применяемым для промывки скважин при бурении в сложных геологических условиях.

Известны известково-битумные растворы (ИБР) на углеводородной основе, содержащие дизельное топливо, известь, высокоокисленный битум, сульфонол и воду, при необходимости раствор может содержать утяжилитель-барит. [Мухин Л. К. и др. Опыт применения известково-битумного бурового раствора для вскрытия высокопроницаемого продуктивного газонасосного горизонта с аномально-высоким пластовым давлением, РНТС ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, М., 12, 1975, с.16-18].

Недостатком ИБР является большой расход битума и извести, что определяет повышенные реологические и структурно-механические свойства системы, а также сильное структурирование во времени, прочность структуры ИБР за 24 ч может достигать 100 Па.

Наиболее близким техническим решением к изобретению является гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР) на основе загущенных нефтей, принимаемый за прототип.

Раствор готовится на основе промысловой нефти по рецептуре: нефть 55-60%, вода пресная 35-40%, гудрон 3,5-4%, каустическая сода 15 кг/м³.

Недостатком ГЭР являются повышенные значения реологических параметров, затрудняющие использование турбинного способа бурения, а также сложность регулирования реологических характеристик при бурении скважины. В процессе бурения скважины раствор постоянно меняет свои свойства. Это связано с тем, что во-первых, при попадании в них минерализованной воды (рапы) происходит повышение реологических свойств, по мере увеличения водосодержания может произойти обращение фаз, что сопровождается резким снижением вязкости, во-вторых, с повышением температуры ухудшаются реологические свойства и выпадает утяжелитель.

Регулирование реологических характеристик путем дополнительного ввода исходных компонентов приводит к увеличению объема, т.е. большим наработкам бурового раствора.

Целью настоящего изобретения является снижение вязкости и структурно-механических свойств, а также повышение термостабильности раствора.

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор на углеводородной основе, содержащий нефть, загущающий агент, согласно изобретению содержит дополнительно водорастворимый спирт, например, метанол, этанол, изо-пропанол или смесь спиртов С₁-С₃, а в качестве загущающего агента - нефтенат алюминия при следующем соотношении компонентов, мас,%: Нафтенат алюминия 7,5-8,8
Водорастворимый
спирт, например, изо-
пропанол этана или
метана или смесь спиртов С₁-С₃ 20-25 Нефть Остальное
При необходимости раствор может быть утяжелен бентонитовой глиной или баритом до плотности 1,20-1,50 г/см³.

Буровой раствор готовят следующим образом.

В рецептурный объем вводят последовательно при перемешивании расчетное количество водорастворимого спирта, нафтената алюминия, при необходимости повышения плотности раствора - бентонитовую глину или барит. Раствор перемешивают до получения однородной гелеобразной суспензии.

Сущность изобретения заключается в следующем.

В качестве загущающего агента предлагается алюминиевая соль нефтеновых кислот общей формулы Аl(OH)(OCOR)₂ и Al(OH)₂(OCOR), где R - нефтил. Данный порошкообразный загущающий агент хорошо растворяет в нефти и углеводородах с образованием высокомолекулярных ассоциированных комплексов, приводящих к загущению нефти или углеводородов.

Роль добавки - водорастворимого спирта заключается в том, что он снижает растворимость загущающео агента в нефти при обычных температурах (15-25^оС). При определенных концентрациях загущающего агента и спирта раствор представляет собой гелеобразную маловязкую суспензию (вязкость 20-100 сПа), с увеличением температуры до 70^оС вязкость данного бурового раствора не изменяется, что указывает на термостабильность раствора (см.чертеж).

Из чертежа также видно, что в отсутствие спирта вязкость загущенного раствора уменьшается с повышением температуры (кривая 1).

Повышение термостабильности раствора объясняется тем, что падение вязкости раствора с повышением температуры компенсируется дополнительным структурированием раствора за счет растворения нерастворенной части загущающего агента в смеси нефть-спирт.

В отличие от прототипа (ГЭР) предлагаемый буровой раствор представляет собой безводную систему, поэтому попадание в раствор минерализованной воды (рапы) в процессе бурения не оказывает влияния на его реологические и структурно-механические свойства, а также на электростабильность раствора (см, табл.1).

Таким образом, снижение вязкости и структурно-механических свойств, а также повышение термостабильности бурового раствора достигается благодаря применению загущающего агента-нафтената алюминия и добавки - вдорастворимого спирта.

Для характеристики предлагаемого бурового раствора были приготовлены образцы с различным содержанием компонентов. Реологические и структурно-механические свойства были определены на реовискозиметре "Реотест-2" и приборе СНС-2, электростабильность - на ИГЭР-1.

Результаты испытаний приведены в табл. 2. Зависимость динамической вязкости растворов от температуры (термостабильность) показана на чертеже.

Как видно из табл,2. низкими реологическими и структурно-механическими свойствами обладают растворы 4-8, 11-14, 16-19. Однако раствор 7, кроме того, что он имеет высокое предельное динамическое напряжение сдвига (240 дПа), характеризующее прочность структурной сетки, которую необходимо разрушить для обеспечения течения раствора в начальный момент, характеризуется также тем, что с повышением температуры до 60^оС растет динамическая вязкость (кривая 4 на чертеже).

Таким образом, раствор 7, содержащий 35% спирта, не соответствует поставленной цели. Растворы 8 и 9, также содержащие повышенные количества спирта (42 и 35%), имеют очень низкие реологические и структурно-механические свойства, отсутствие статического напряжения сдвига у раствора 8 говорит о неспособности раствора удерживать во взвешенном состоянии частицы утяжелителя (утяжелитель выпадает из раствора). Кроме того, эти растворы отфильтровываются из объема жидкости (фильтрация - 3 и 2 см³ соответственно).

Таким образом, несмотря на термостабильность раствора 8 (на рисунке кривая 5), его структурно-механические свойства не удовлетворяют требованиям к буровым растворам.

Из растворов, содержащих нафтенат алюминия и изо-пропанол, поставленной цели удовлетворяют растворы 4-6, содержащие 7,5-8,8% нафтената алюминия и 15-20% изо-пропанола, в случае использования в качестве добавки - метанол, этанол или смесь спиртов С₁-С₃ удовлетворяют растворы 11-13, 16-18, 20, также содержащие 7,5-8,8% нафтената алюминия и 20-25% спирта. Коэффициент восстановления проницаемости кернов при использовании этих растворов составляет 96-98%.

Из чертежа, характеризующего термостабильность растворов при различном содержании компонентов, видно, что загущенный нафтенатом алюминия раствор нефти без добавки спирта не обладает термостабильностью (кривая 1), добавка спирта в количестве 15% уменьшает влияние температуры на вязкость раствора (кривая 2), добавка 20% спирта и увеличение нафтената алюминия до 8,8% приводит к термостабильности раствора до 60^оС (кривая 3), дальнейшее увеличение спирта до 35% вызывает увеличение вязкости в интервале температуры 20-60^оС (кривая 4), что нежелательно для бурового раствора. Повышение содержания спирта до 42% и снижение содержания нафтената алюминия до 8,2% термостабилизирует раствор (кривая 5), однако реологические и структурно-механические показатели такого раствора очень низки.

Ниже приведены конкретные примеры получения бурового раствора.

П р и м е р 1. В колбу, емкостью 500 мл приливается 310 мл (248 г) нефти и добавляется 85,5 мл (68,4 г) изо-пропанола. Затем при перемешивании добавляется 27,5 (7,5% ) порошкообразного нафтената алюминия. Смесь перемешивается в течение 15 мин, до получения гелеобразной суспензии. Полученный буровой раствор исследовался на приборе СНС-2 и реовискозиметре "Реостат-2" для определения структурно-механических свойств (раствор 4, табл.2).

Статическое напря- жение сдвига - θ₁ 6 дПа; θ₁₀ 14 дПа;
Вязкость пласти- ческая 102 мПа ^. с;
Предельное динами-
ческое напряжения сдвига 94 дПа;
Коэффициент вос-
становления прони-
цаемости керна через 1 час 98%.

П р и м е р 2. Аналогично примеру 1, приготавливается буровой раствор, содержащий 310 мл (248 г) нефти, 117 мл (93,5 г) метанола и 33 г (8,8%) нафтената алюминия (раствор 13, табл,2).

Статическое напряжение сдвига θ₁ 14 дПа; θ₁₀ 32 дПа;
Вязкость пласти- ческая 119 мПа ^. с;
Предельное динамичес-
кое напряжение сдвига 183 дПа;
Коэффициент восста-
новления проницае- мости керна 97%.

П р и м е р 3. Аналогично примеру 1, приготавливается буровой раствор, содержащий 310 мл (248 г) нефти, 84 мл (69 г) этанола и 28,3 г (8,2%) нафтената алюминия (раствор 17, табл.2).

Статическое напряжение сдвига θ₁12 дПа; θ₁₀ 23 дПа;
Вязкость пласти- ческая 121 мПа ^. с;
Предельное динами-
ческое напряжение сдвига 185 дПа;
Коэффициент восста-
новления проницае- мости керна 96%.

П р и м е р 4. Аналогично примеру 1, приготавливается буровой раствор, содержащий 310 мл (248 г) нефти, 36,6 мл (29,3 г) метанола, 36,6 мл (29,3 г) этанола, 36,6 мл (29,3 г) изо-пропанола и 30 г (8,3%) нафтената алюминия (раствор 20, табл,2).

Статическое напряжение сдвига θ₁ 13 дПа; θ₁₀ 30 дПа;
Вязкость пласти- ческая 133 мПа ^. с;
Предельное динамичес- кое напряжение сдвига 174 дПа;
Коэффициент восста-
новления проницае- мости керна 97%.

П р и м е р 5. Аналогично примеру 1, приготавливается буровой раствор, содержащий 310 мл (248 г) нефти, 59,5 мл (47,6 г) изо-пропанола и 21,9 г (6,9%) нафтената алюминия (раствор 1, табл,2).

Статическое напряжение сдвига θ₁ 0 дПа; θ₁₀ 0,6 дПа;
Вязкость пласти- ческая 293 мПа ^. с;
Предельное динами-
ческое напряжение сдвига 100 дПа;
П р и м е р 6. Аналогично примеру 1, приготавливается буровой раствор, содержащий 310 мл (248 г) нефти, 194 мл (155 г) изо-пропанола, 41 г (9,2%) нафтената алюминия (раствор 9, табл.2).

Статическое напряжение сдвига θ₁ 3 дПа; θ₁₀ 10 дПа;
Вязкость пласти- ческая 21 мПа ^. с;
Предельное динами-
ческое напряжение сдвига 10 дПа.

Применение предлагаемого бурового раствора с низкими значениями вязкости и структурно-механических свойств обеспечивает улучшение работы буровых насосов и увеличение выносной способности раствора, и в конечном итоге, повысится технико-экономические показатели бурения.

Изобретение относится к буровым растворам на углеводородной основе, применяемым для промывки скважин при бурении в сложных геологических условиях. Буровой раствор, обладающий пониженными реологическими и структурно-механическими свойствами, а также высокой термостабильностью, содержит нефть, загущающий агент-нафтенат алюминия 7,5 - 8,8 мас.% и водорастворимый спирт / метанол, или этанол, или изопропанол, или смесь спиртов C₁- C₃ 20 - 25 мас.%. 2 табл., 1 ил.

БУРОВОЙ РАСТВОР НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ, содержащий нефть, загущающий агент, отличающийся тем, что, с целью снижения вязкости и структурно-механических свойств, а также повышения термостабильности путем дополнительного структурирования при увеличении температуры, он содержит дополнительно метанол, или этанол, или изо-пропанол, или смесь спиртов С₁ - С₃, а в качестве загущающего агента - нафтенат алюминия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Нафтенат алюминия 7,5 - 8,8
Изо-пропанол, или метанол, или этанол, или смесь спиртов С₁ - С₃ 20 - 25
Нефть Остальное