БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2001 года по МПК C09K7/00 

Настоящее изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям.

Известен буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор - соединение калия и полиалкиленгликоль с молекулярной массой, не превышающей 3000 г/моль (Великобритания, N 2297775, C 09 K 7/02, 1996). Такой буровой раствор наиболее эффективен при температурах, превышающих так называемую температуру "помутнения" - T_п, при которой используемый в буровом растворе ПАГ становится малорастворим в водной среде и образует новую "маслянистую" дисперсную фазу. Недостатком раствора является: применение при температурах ниже T_п, т. е. в отсутствие "маслянистой" фазы, малоэффективно при использовании ПАГ в указанных концентрациях, кроме того этот буровой раствор имеет узкий диапазон технологически приемлемых температур и недостаточно эффективен при бурении неглубоких (до 1,5 км) скважин с относительно низкой забойной температурой, а также он приводит к появлению проблем экологического характера, связанных с утилизацией калийсодержащей выбуренной породы и загрязнением почвенных вод.

Наиболее близким аналогом к заявленному является буровой раствор, содержащий, мас. %: глину 5 - 7, реагент-стабилизатор - анионные и неионогенные полимеры, лигносульфонаты и их производные 0,25 - 1, полиалкиленгликоли с молекулярной массой 600 - 30000 0,25 - 2, воду - остальное (Патент США N 4561985, C 09 K 7/00, 1985).

Задачей изобретения является создание буровых растворов с высокими поверхностно-активными свойствами, устойчивых в присутствии солей щелочноземельных металлов, а также характеризующихся низкими значениями коэффициента трения, фильтрации и начальной скорости увлажнения глинистых минералов в широком интервале температур.

Сущность изобретения состоит в том, что новый буровой раствор содержит глину, реагент-стабилизатор, полиалкиленгликоль и воду, а в качестве полиалкиленгликоля содержит сополимер окисей этилена и пропилена со следующей структурной формулой:

где X = O, N, CH₂;
Y = N, CH₂;
a, b, c = 0 - 2;
t, q, g, m, k, j = 0 - 250;
d = 1 - 5;
R₁, R₂, R₃ = H, CH₃;
A, B, G = 1 - 120;
3<(a+b+c)<5
с молекулярной массой 370 - 40000 г/моль или физические смеси таких полиалкиленгликолей. В качестве реагента-стабилизатора используют анионные и неионогенные полимеры, а также лигносульфонаты и их производные. Соотношение компонентов в буровом растворе следующее, мас.%:
Полиалкиленгликоль - 0,5 - 5
Реагент-стабилизатор - 0,5 - 5
Глина - 3 - 15
Вода - Остальное
Используемые ПАГ получают поликонденсацией сырьевой смеси, содержащей окись этилена и окись пропилена, а также многоатомный спирт с числом гидроксильных групп от 3 до 4, или смесь таких многоатомных спиртов, и/или алканоламин с числом гидроксильных групп от 3 до 5, или смесь таких алканоламинов. В качестве многоатомного спирта используют глицерин или ксилит, а в качестве алканоламинов - триалканоламин, тетраалканоламин, пентаалканоламин. Способ получения таких ПАГ описан в [Пат. РФ 2105044, C 10 M 173/02, 1998]. Применяемые ПАГ невзрывоопасны; по степени воздействия на живой организм они относятся к третьему и четвертому классам опасности.

Предлагаемый буровой раствор обладает рядом преимуществ по сравнению с прототипом:
1. Возможность варьирования технологических показателей в широком диапазоне температур, в зависимости от условий бурения. Применяются ПАГ с различными T_п, лежащими в интервале от 9 до 85^oC. Поэтому, используя те или иные ПАГ, можно в широких пределах варьировать температуру образования "маслянистой" фазы и подбирать оптимальные свойства раствора для решения конкретных задач бурения.

2. Высокая эффективность при температурах ниже T_п, в случае использования ПАГ с Mr > 1000. Это свойство является следствием разветвленной структуры применяемых ПАГ, которая позволяет адсорбирующимся макромолекулам полиэфира эффективно экранировать поверхность адсорбента, например, металлическую или бентонитовую поверхности. При этом обеспечиваются низкие значения k_тр и показателя фильтрации, а также высокие ингибирующие свойства бурового раствора.

3. При использовании анионных полимеров, в присутствии значительных количеств солей щелочноземельных металлов (до 8-10 мас.%), буровой раствор сохраняет низкие значения показателя фильтрации и высокую агрегативную устойчивость. Это явление связано с защитным действием разветвленных ПАГ по отношению к анионным функциональным группам реагента-стабилизатора. Механизм такого поведения ПАГ, по-видимому, заключается в образовании ими ассоциатов с противоионами анионных ПАВ [Ведерникова Л.Г., Лавров И.С., Меркушев О.М. // Коллоидный журнал. - 1990. - Т. 52, N 1. - С. 121-122; Плетнев М.Ю. // Коллоидный журнал. - 1984. - Т. XLVI, N 3. - С. 586-588]. Здесь ПАГ выступает как ассоциированное катионное ПАВ, электростатически взаимодействующее с анионными группами стабилизатора.

4. Меньшее содержание реагента-стабилизатора по сравнению с прототипом той же эффективности, так как применяемые в буровом растворе разветвленные ПАГ обеспечивают более высокую агрегативную устойчивость бентонитовых суспензий, по сравнению с линейными ПАГ прототипа, за счет увеличения числа свободных хвостов, приходящихся на единицу площади адсорбционного слоя ПАГ и возрастания суммарного среднеквадратичного расстояния между концами адсорбированной макромолекулы. Это, в целом, приводит к увеличению стерического отталкивания адсорбционных слоев соседних частиц и стабилизации дисперсной системы.

5. За счет комбинации в растворе ПАГ с различными T_п значительно увеличивается поверхностная активность фильтрата. Сильное снижение поверхностного натяжения обеспечивает хорошее восстановление проницаемости после воздействия на продуктивный горизонт фильтрата бурового раствора.

В ходе лабораторных испытаний по проверке эффективности предложенного бурового раствора измерялись следующие свойства: показатель фильтрации (измерения проводились в течение 30 мин при давлении в 1 атм); коэффициент трения (измерения проводились на приборе фирмы Baroid); начальная скорость увлажнения глинистых минералов П₀ (измерялась по известной методике [Пеньков А. И. , Пенжоян А.А. // Краснодар, ВНИИКРнефть. - 1983. - С. 12-16]); реологические характеристики раствора; эффективная вязкость η_эф, пластическая вязкость η_пл, динамическое напряжение сдвига τ₀, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин (СНС_1/10) (измерения проводились на вискозиметре фирмы Baroid) и межфазное натяжение на границе фильтрата с гептаном (δ, мН/м).
Для приготовления буровых растворов использовали следующие ПАГ:
1) ПАГ (с Mr = 370 г/моль) - полипропиленгликоль на основе глицерина;
2) ПАГ (с Mr = 6000 г/моль) - сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина при массовом соотношении между окисями этилена и пропилена, соответственно, 40:60;
3) ПАГ (с Mr = 40000 г/моль) - статистический сополимер окисей этилена и пропилена на основе тетраэтанолэтилендиамина при массовом соотношении между окисями этилена и пропилена, соответственно, 15:85.

Технологические показатели новых буровых растворов приведены в табл. 1-6.

1. В табл. 1 представлены реологические свойства буровых растворов. Из этих данных видно, что введение разветвленных ПАГ в стабилизированную глинистую суспензию в количестве 0,5% приводит к разжижению раствора, снижению прочности структуры. Таким образом, новые буровые растворы обладают большей текучестью по сравнению с аналогичным раствором-прототипом.

2. Предлагаемый буровой раствор обеспечивает низкую начальную скорость увлажнения глинистых минералов, которая, в значительной степени, зависит от природы применяемых ПАГ. Так, при использовании для стабилизации бентонитовой суспензии анионных и неионогенных ПАВ, П₀ определяется, в основном, Mr используемого ПАГ. При этом, П₀ тем меньше, чем выше Mr ПАГ. Например, при использовании оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) в количестве 0,5 мас.%, в присутствии 0,5 мас.% ПАГ с Mr = 370, П₀ = 10,3, в то время, как в присутствии 0,5 мас.% ПАГ с Mr = 40000 П₀ = 8 (табл. 2). При использовании же для стабилизации лигносульфонатных реагентов, например, конденсированной сульфит-спиртовой барды (КССБ), большое значение приобретает температура помутнения применяемых ПАГ. Так, П₀ для бурового раствора, стабилизированного 5% КССБ, содержащего 0,5 мас. % ПАГ с Mr = 40000 и T_п = 83^oC, равна 8, в то время как присутствие в аналогичном буровом растворе 0,5 мас.% ПАГ с Mr = 6000, но с T_п = 19^oC, снижает П₀ до 5,7. То есть, в этом случае, основное ингибирующее действие оказывает новая "маслянистая" дисперсная фаза, присутствующая в буровом растворе с ПАГ с Mr = 6000 (измерения проводились при 25^oC) (табл. 2).

3. Коэффициент трения предлагаемых буровых растворов существенно зависит как от Mr применяемых ПАГ, так и от их T_п. Так, k_тр бурового раствора, содержащего 5 мас. % ПАГ с Mr = 6000 (T_п = 19^oC), несколько ниже k_тр аналогичного раствора с ПАГ с Mr = 40000 (T_п = 83^oC) (табл. 3). Здесь главную роль играет присутствие "маслянистой" фазы в растворе с ПАГ с Mr = 6000. При использовании же в буровом растворе истинно растворимых ПАГ, k_тр будет тем меньше, чем больше Mr ПАГ (табл. 3).

4. Фильтрация новых буровых растворов определяется природой применяемых ПАГ. Так, для буровых растворов, использующих истинно растворимые при комнатной температуре ПАГ, показатель фильтрации (при T = 25^oC) будет тем меньше, чем выше Mr применяемых ПАГ (табл. 4). Однако, если T_п ПАГ существенно ниже температуры, при которой производится измерение, то фильтрация слабо зависит от Mr ПАГ и имеет низкие значения за счет присутствия "маслянистой" дисперсной фазы.

5. Как уже отмечалось, применение разветвленных ПАГ существенно повышает устойчивость анионных ПАВ к солям щелочноземельных металлов. Так, введение в бентонитовую суспензию, стабилизированную NaКМЦ, 4% CaCl₂ приводит к быстрой коагуляции суспензии и увеличивает показатель фильтрации в 10 раз. Присутствие же стабилизированной суспензии 1% ПАГ (Mr = 40000) в значительной степени нейтрализует действие ионов Ca²⁺, обеспечивая приемлемые низкие значения показателя фильтрации (табл. 5).

6. Использование разветвленных ПАГ и, особенно, их смесей в составе новых буровых растворов позволяет добиться низких значений поверхностного натяжения фильтратов (табл. 6), что обуславливает эффективное применение таких растворов для повышения продуктивности скважин при вскрытии нефтеносных пластов.

Раствор относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям. Техническим результатом являются высокие поверхностно-активные свойства, устойчивость в присутствии солей щелочноземельных металлов, низкие значения коэффициента трения, фильтрации и начальной скорости увлажнения глинистых минералов в широком интервале температур. Буровой раствор на водной основе, содержащий полиалкиленгликоль, глину, реагент-стабилизатор, в качестве которого используются анионные и неионогенные полимеры, а также лигносульфонаты и их производные, отличающийся тем, что в качестве полиалкиленгликоля используют сополимер окисей этилена и пропилена со следующей структурной формулой

где X = О, N, CH₂, Y = N, CH₂, c, a, b = 0 - 2, t, q, g, m, k = 0 - 250, d = 1 - 5, R¹, R², R³ = H, CH₃, A, B, G = 1 - 120, 3 < (a+b+c) < 5, с мол. м. 370 - 40000 г/моль или физические смеси таких полиалкиленгликолей при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиалкиленгликоль 1 - 5, реагент-стабилизатор 0,5 - 5, глина 3 - 15, вода - остальное. 6 табл.

Буровой раствор на водной основе, содержащий полиалкиленгликоль, глину, реагент-стабилизатор, в качестве которого используются анионные и неионогенные полимеры, а также лигносульфонаты и их производные, отличающийся тем, что в качестве полиалкиленгликоля используют сополимер окисей этилена и пропилена со следующей структурной формулой

где X = O, N, CH₂;
Y = N, CH₂;
c, a, b = 0 - 2;
t, q, g, m, k, = 0 - 250;
d = 1 - 5;
R¹, R², R³ = H, CH₃;
A, B, G = 1 - 120;
3 < (a+b+c) < 5,
с мол. м. 370 - 40000 г/моль или физические смеси таких полиалкиленгликолей при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиалкиленгликоль - 1 - 5
Реагент-стабилизатор - 0,5 - 5
Глина - 3 -15
Вода - Остальное