Полигликолевый модификатор буровых растворов Российский патент 2004 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к добавкам для буровых растворов, используемых при бурении, вскрытии продуктивных пластов и заканчивании скважин.

Известно применение бурового раствора для бурения в обваливающихся породах, состоящего из глины, полигликоля, реагента-стабилизатора, силиката калия, хлористого калия и воды. Этот раствор обладает хорошими крепящими, ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами (патент РФ 2163248, С 09 К 7/02, 2001). Однако путем изменения концентрации каждого из используемых компонентов трудно достичь необходимых технологических параметров буровых растворов.

В процессе приготовления бурового раствора обычно при введении индивидуальных полигликолевых продуктов или их физических смесей регулирование технологических свойств буровых растворов достигается варьированием концентрации каждого из используемых продуктов, что усложняет процесс химической обработки бурового раствора. Упрощение процесса достигается обработкой бурового раствора специально приготовленной сбалансированной смесью (композицией). Так, в патенте РФ № 2169753, С 09 К 7/02, опубл. в 2001 г., описан состав, состоящий из моноалкиловых эфиров пропиленгликоля и полиалкиленгликолей (сополимеров окисей этилена и пропилена с содержанием окиси пропилена не более 50 мол.% с молекулярной массой 6000-40000 и/или сополимеров окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси пропилена не менее 85 мол.% с молекулярной массой 300-6000). Этот состав обеспечивает существенное снижение показателя фильтрации в присутствии ионов щелочных и щелочноземельных металлов. Недостатком этого состава является его низкая ингибирующая способность в буровых растворах.

Известен буровой раствор, в состав, которого входят полигликоли (дитетрапентаэтиленгликоли), предлагаемый для вскрытия продуктивных пластов (патент РФ № 2163248, МПК⁷ С 09 К 7/02, опубл. 20.02.2001). Данный буровой раствор имеет низкий коэффициент фильтруемости, оптимальную вязкость. Однако эта композиция не способна в достаточной степени проявлять поверхностную активность, что негативно влияет на качество вскрытия пласта. Кроме того, такие промышленные смеси способствуют вспениванию бурового раствора.

Наиболее близким к предлагаемому является полигликолевый модификатор буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, содержащий полигликоль молекулярной массы менее 800 у.е. и блок-сополимер окисей этилена и пропилена молекулярной массы менее 800 у.е. (патент США № 6808704, 27.06.2000, С 09 К 7/02).

Однако подобные водорастворимые композиции с молекулярной массой менее 800 у.е. также не обеспечивают эффективного снижения поверхностного натяжения на границе углеводородной и водной фаз.

Задачей изобретения является создание полигликолевого модификатора к составу раствора для бурения и заканчивания скважин, обеспечивающего буровому раствору необходимые уровень ингибирующих и поверхностно-активных свойств, а также обладающего меньшей пенообразующей способностью.

Поставленная задача решается полигликолевым модификатором буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, содержащим полигликоль с молекулярной массой 100–700 у.е. и блок-сополимер окисей этилена и пропилена, при этом он содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-8000 у.е. с содержанием оксиэтильных блоков 20–60 мас.%, при следующем соотношении компонентов, мас.%.

Указанный полигликоль 90,0–99,9

Указанный блок-сополимер 0,1–10,0

При получении указанного блок-сополимера используют триэтаноламин, триизопропаноламин, тетраизопропанолэтилендиамин, глицерин.

В качестве указанного полигликоля используют кубовые остатки производства диэтиленгликоля или дипропиленгликоля.

В процессе приготовления предложенного полигликолевого модификатора буровых растворов в качестве полигликоля с молекулярной массой 100-700 у.е. могут использоваться такие промышленно выпускаемые продукты как Лапрол-202-3-100 (ТУ 2226-017-10488057-94), Лапрол-402-2-100 (ТУ 2226- 013-10488057-94), Лапрол-502 М (ТУ 2226-012-05766801-93) и др. Также в качестве полигликоля могут использоваться кубовые остатки производства диэтиленгликоля, содержащие 15,0-22,0 мас.% диэтиленгликоля, 36,0-44,0 мас.% триэтиленгликоля, 22,0-26,0 мас.% тетраэтиленгликоля, остальное -тяжелые полиэтиленгликоли, кубовые остатки ректификации дипропиленгликоля, содержащие 13,0-20,0 мас.% дипропиленгликоля, 34,0-40,0 мас.% трипропиленгликоля, 22,0-30,0 мас.% тетрапропиленгликоля, остальное - тяжелые полипропиленгликоли, некоторые свойства этих продуктов представлены в таблице 1.

Используемый в составе модификатора буровых растворов блок-сополимер окиси пропилена и окиси этилена с молекулярной массой 3000-8000 у.е. получают анионной полимеризацией окиси пропилена и окиси этилена в присутствии щелочного катализатора с использованием в качестве стартовой системы триэтаноламина, триизопропаноламина, тетраизопропанолэтилендиамина, глицерина по нижеприведенной методике.

В реактор объемом 1,0 л загружают стартовую систему, состоящую из 18,0 г триэтаноламина и 1,2 г гидроксида калия, подают инертный газ - азот и дважды продувают реактор азотом. Затем включают мешалку, обогрев реактора и доводят температуру реакционной массы до 110°С, после чего в реактор начинают подавать окись пропилена. Реакцию оксипропилирования проводят при температуре 115-120°С и давлении 5,0-6,0 кг/см². Общий расход окиси пропилена составляет 364,0 г. После подачи окиси пропилена проводят выдержку реакционной массы в течение 1,0 часа при температуре 115-118°С и далее в реактор начинают подачу окиси этилена. Процесс оксиэтилирования проводят аналогично оксипропилированию при температуре 115-120°С и давлении 5,0-6,0 кг/см². Общий расход окиси этилена составляет 116,8 г. После подачи расчетного количества окиси этилена проводят выдержку реакционной массы при температуре 110-115°С в течение 1,0 часа, при этом давление в реакторе снижается до 1,0 кг/см². В результате данного опыта получают 486 г блок-сополимера окисей пропилена и этилена на основе триэтаноламина со следующими характеристиками: динамическая вязкость при 50°С 197 сП, гидроксильное число 41,5 мг КОН/г, содержание оксиэтильных блоков 25,7 мас.%, молекулярная масса 4100 у.е.

Аналогично получают блок-сополимеры окисей этилена и пропилена с использованием в качестве стартовой системы триизопропаноламина, тетраизопропанолэтилендиамина, глицерина, свойства полученных продуктов представлены в таблице 2.

Приготовление композиции полигликолевого модификатора буровых растворов осуществляется смешиванием при температуре 40-50°С полигликоля (таблица 1) и блок-сополимера окисей пропилена и этилена (таблица 2), составы полученных модификаторов приведены в таблице 3.

Оценка эффективности полигликолевого модификатора буровых растворов проводилась изучением изменения свойств модельного глинистого бурового раствора и глинистого бурового раствора, дополнительно содержащего ингибиторы фильтрации и набухания породы в виде хлористого калия, хлористого кальция и полианионной целюлозы “Celpol SL” (фирма “NOVIANT”, Финляндия) в присутствии различных добавок указанного модификатора, при этом определялись следующие характеристики буровых растворов:

- величина фильтрации (Ф, см³) измерялась на фильтре-прессе фирмы "Baroid", США;

- коэффициент трения (K_тр) измерялся на приборе “LUBRISITY TESTER” фирмы “Baroid”, США;

- реологические свойства - вязкость пластическая (η_пл, мПа·с) и динамическое напряжение сдвига (τ₀, дПа) - измерялись на приборе "Fann 35C", фирмы "Fann", США;

- статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин (СНС, дПа) - на приборе СНС-2;

- условная вязкость (УВ, с) - на вискозиметре ВБР-1;

- липкость глинистой корки (а, град) (по методике [Практикум по заканчиванию скважин /Подгорня В.М., Ведищев И.А. - М.: Недра, 1985]).

Результаты испытания приведены в таблице 4.

Поверхностно-активные свойства модификаторов бурового раствора оценивались по изменению значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз фильтрата глинистого бурового раствора с керосином, определяемой на сталагмометре (по методике [Практикум по заканчиванию скважин /Подгорня В.М., Ведищев И.А. - М.: Недра, 1985]). Полученные значения представлены в таблице 5.

Дополнительно была рассмотрена пенообразующая способность 1%-ных водных растворов предложенных модификаторов (по методике [Практикум по заканчиванию скважин /Подгорня В.М., Ведищев И.А. - М.: Недра, 1985]). В таблице 6 представлены показатели вспениваемости раствора.

Введение в состав глинистых буровых растворов на различной основе предлагаемого модификатора (таблица 4) взамен смеси ди-, тетра- и пентаэтиленгликолей, как это предусмотрено по прототипу (пример 1-5 таблица 4), приводит к улучшению общетехнологических параметров.

Наблюдается повышение антифильтрационных (Ф, см³, таблица 4), смазочных свойств (К_тр, таблица 4), уменьшается липкость глинистой корки (α, град, таблица 4). Это связано с тем, что разветвленная структура блок-сополимера окисей этилена и пропилена способствует образованию эффективного экранирующего адсорбционного слоя на бентонитовой и металлических поверхностях. При использовании в композиции бурового раствора с полианионной целюлозой “Celpol SL” добавка предлагаемого модификатора способствует защите анионных функциональных групп, что приводит к разжижению бурового раствора и повышению устойчивости к солевой агрегации в присутствии хлористого кальция (таблица 4). Таким образом буровые растворы с полианионными полимерами в присутствии предлагаемого модификатора сохраняют высокие антифильтрационные свойства в присутствии хлористого кальция и обладают большей текучестью. Композиция с предлагаемым модификатором по сравнению с прототипом имеет гораздо более низкое значение межфазного поверхностного натяжения (у, мН/м) на границе фильтрата бурового раствора с керосином (таблица 5), что обеспечивает более качественное вскрытие продуктивных пластов по сравнению с прототипом. Модификатор бурового раствора по сравнению с прототипом имеет меньшую пенообразующую способность (таблица 6).

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к добавкам для буровых растворов, используемых при бурении, вскрытии продуктивных пластов и заканчивании скважин. Техническим результатом изобретения является создание полигликолевого модификатора к составу раствора для бурения и заканчивания скважин, обеспечивающего буровому раствору необходимые уровень ингибирующих и поверхностно-активных свойств, а также обладающего меньшей пенообразующей способностью. Полигликолевый модификатор буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, содержащий полигликоль с молекулярной массой 100–700 у.е. и блок-сополимер окисей этилена и пропилена, содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-8000 у.е. с содержанием оксиэтильных блоков 20–60 мас.%, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный полигликоль 90,0–99,9, указанный блок-сополимер 0,1–10,0. При получении указанного блок-сополимера используют триэтаноламин, триизопропаноламин, тетраизопропанолэтилендиамин, глицерин. В качестве указанного полигликоля используют кубовые остатки производства диэтиленгликоля или дипропиленгликоля. 2 з. п. ф-лы, 6 табл.

1. Полигликолевый модификатор буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, содержащий полигликоль c молекулярной массой 100 – 700 у. е. и блок-сополимер окисей этилена и пропилена, отличающийся тем, что он содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-8000 у.е. с содержанием оксиэтильных блоков 20 – 60 мас.% при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный полигликоль 90,0 – 99,9

Указанный блок-сополимер 0,1 – 10,0