БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2013 года по МПК C09K8/18 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях высоких забойных температур до 220°C.

Из уровня техники известен раствор на водной основе, содержащий 35% глины, 0,2% хромпика с добавлением лигносульфонатов и акрилатов, обладающий высокой термостойкостью (Кистер Э.Г., Химическая обработка буровых растворов, М., Недра, 1972, с.283-285, табл.22). Однако раствор обладает низкими ингибирующими свойствами, а введение даже небольших количеств электролитов приводит к ухудшению его показателей. Известный раствор также имеет высокое значение показателя фильтрации при забойных температурах более 90-100°C.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому буровому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и стабилизатор глин ВПК-402 (описан в RU 2148702 C1, E21B 33/13, С09К 7/02, 10.05.2000).

Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, высокое значение показателя фильтрации, низкая соле- и термоустойчивость.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно, повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости.

Для получения дополнительного технического результата, повышения плотности, буровой раствор утяжеляется баритовым концентратом.

Технический результат предлагаемого изобретения достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок и полиэлектролит ВПК-402, дополнительно содержится жидкий парафин C₁₀-C₁₆ и пеногаситель MAC-200 при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок 3,3-5,3; ВПК-402 1,4-2,4; жидкий парафин C₁₀-C₁₆ 5,3-8,8; Пеногаситель MAC-200 0,06-0,2; Вода остальное.

Кроме жидкого парафина C₁₀-C₁₆ можно использовать или многоатомный спирт, или талловое масло, или смесь таллового масла с многоатомным спиртом.

В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор с плотностью от 1000 до 2200 кг/м3. В качестве утяжелителя может применяться, в частности, барит. Причем экспериментальные данные (см. табл.3) позволяют судить о том, что показатели фильтрации в условиях воздействия температуры до и после термостатирования не меняются в зависимости от наличия или отсутствия утяжелителя.

Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 3,3% до 5,3%. С ухудшением марки глинопорошка концентрация увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе, не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Полиэлектролит ВПК - 402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмоний-хлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.

Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·10⁵. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 10⁴ до 10⁶.

Пеногаситель MAC-200 - термостойкий реагент, который нашел широкое применение при бурении скважин на нефть и газ и может быть использован при бурении скважин на термальные воды и перегретый пар. Пеногаситель MAC-200 представляет собой высокодисперсный пирогенный кремнезем (аэросил) с модифицированной поверхностью. Основой аэросила является чистая аморфная непористая двуокись кремния в виде мелкодисперсных частиц сферической формы, сохраняющая работоспособность в диапазоне температур от - 40° до 250°C.

В предлагаемом буровом растворе, в отличие от существующих, предусматривается использование катионного полимера ВПК-402 в такой концентрации, при которой обеспечивается управление полярностью связей молекул воды, что приводит к формированию устойчивого водо-катионнополимерного каркаса и снижению показателя фильтрации. Цикличность и катионный заряд в каждом мономерном звене полимера придают полимеру высокую термо- и солеустойчивость. При этом одновременно повышаются ингибирующие свойства раствора. Использование в указанных концентрациях катионного полимера в составе бурового раствора исключительно меняет межчастичное взаимодействие в растворе за счет изменения полярности связей воды. Водная фаза, поляризованная катионным полимером, практически не реагирует на ввод электролитов с одно- и поливалентными катионами вплоть до насыщения. Таким образом, при вскрытии солевых отложений предлагаемый раствор не требует дополнительной обработки и перерасхода материалов, особенно понизителей фильтрации. При увеличении забойной температуры в процессе углубления необходимо произвести несложную химобработку, которая заключается во вводе жидкого парафина C₁₀-C₁₆ в указанном количестве. Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ в составе бурового раствора входит в ячейки сформированного водо-катионнополимерного каркаса и тем самым повышает их устойчивость настолько, что они сохраняются в виде структур даже при 200°-220°C. Выбор жидкого парафина от C₁₀ до C₁₆ объясняется следующим: с уменьшением длины цепи менее C₁₀ возрастает пожароопасность, а с увеличением более C₁₆ наблюдается возрастание вязкости вплоть до непрокачиваемого состояния.

Предлагаемый буровой раствор отличается от известных простотой состава, управлением технологическими показателями, ингибирующими свойствами, соле- и термоустойчивостью и низкими значениями показателя фильтрации при забойных высокотемпературных условиях.

Изобретение поясняется Таблицами 1, 2, и 3.

В таблице 1 отражаются результаты исследований по влиянию концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых пород в сравнении с известным раствором.

В таблице 2 приведены технологические показатели буровых растворов: показателей фильтрации (ПФ), пластической вязкости (η_пл) и динамического напряжения сдвига (τ₀) до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C. В таблице 2 также приведены показатели буровых растворов, включающих в качестве добавки такие соли, как NaCl, CaCl₂, Al₂(SO₄)₃.

В таблице 3 приведены результаты экспериментальных исследований, отражающие изменение показателей фильтрации (ПФ), в условиях воздействия температуры до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C.

В таблицах 1, 2, 3 приведены примеры, подтверждающие осуществление изобретения. Аналогичные результаты были получены для многоатомных спиртов, таллового масла и их смесей.

Из таблиц 1-3 следует, что при содержании ВПК-402 ниже 1,4% показатель фильтрации ПФ [см³ за 30 мин] более 10 см³ (табл.2, п.2), а после термостатирования ПФ имеет неприемлемые значения (табл.2, пп.2, 3), и при этом устойчивость глин не обеспечивается (табл.1, п.3). Причем эксперименты проводились при температуре 25°C и ΔP=0,75 МПа.

Таким образом, минимально допустимое содержание ВПК-402 в предлагаемом растворе составляет 1,4%, что приводит к снижению показателя фильтрации, позволяет управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород.

Повышение термостойкости до 220°C и снижение показателя фильтрации в забойных условиях обеспечивается вводом жидких парафинов C₁₀-C₁₆. При уменьшении жидкого парафина C₁₀-C₁₆ (менее 5,3%) (табл.2, п.3) показатель фильтрации после термостатирования увеличивается, а при увеличении жидкого парафина C₁₀-C₁₆ (более 8,8%) (табл.2, п.7) наблюдается перерасход при незначительном изменении показателя фильтрации.

Дополнительно проверялась термостойкость утяжеленного раствора путем термостатирования при 220°C в течение 36 часов. Буровой раствор при указанных концентрациях компонентов в составе раствора полностью восстанавливается после термостатирования при 220°C (табл.2, п.4-7). Кроме того, при содержании в составе раствора жидкого парафина C₁₀-C₁₆ снижается показатель фильтрации при высоких забойных температурах, например при 130°C и 220°C (табл.3).

Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка солей натрия, кальция, алюминия и др. практически не влияет на технологические показатели бурового раствора (табл.2, п.п.8-10 и табл.3, п.7).

Данный буровой раствор может быть приготовлен, например, следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его полного распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402 и жидкий парафин C₁₀-C₁₆, и затем вводят пеногаситель MAC-200.

В случае необходимости увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита до требуемой плотности бурового раствора.

В отличие от всех существующих буровых растворов на водной основе, используемых при строительстве скважин, pH среды практически не оказывает влияние на ингибирующие и термосолестойкие свойства, а также на технологические показатели предлагаемого бурового раствора и поэтому его регулирование не производится.

Таблица 1 Влияние концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых пород № Состав раствора Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 10 сут Известный раствор (прототип) 1 94,34% Вода +5,6% Глинопорошок +0,06% ВПК-402 набухание и разрушение 2 94,1%) Вода +5,6% Глинопорошок +0,3% ВПК-402 набухание и разрушение Предлагаемый раствор 3 87%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С₁₀-С₁₆ +0,1% МАС-200 незначительное набухание 4 86,8%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,4% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С₁₀-С₁₆ +0,2% МАС-200 набухание отсутствует 5 86,7%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,6% ВПК-402 +7,4% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆+ 0,2% МАС-200 Набухание отсутствует 6 86,6% Вода +3,9% Глинопорошок +2,1% ВПК-402 +7,2%о Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200 набухание отсутствует 7 86,5% Вода +3,9% Глинопорошок +2,4% ВПК-402 +7% Жидкий парафин С₁₀-С₁₆ +0,2% МАС-200 набухание отсутствует

Таблица 2 Технологические показатели буровых растворов до и после термостатирования № Состав раствора, масс.% Добавка соли, % ПФ Показатели раствора при 25°C при 82°C η_пл τ₀ η_пл τ₀ 1 94,1% Вода +5,6% Глинопорошок+0,3% ВПК-402   75 10 17,1 6 11,7 после термостатирования при 220°C в течение 36 ч >100 раствор расслоился 2 94% Вода +4,5% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +0,2% МАС-200   11 18 5,4 13 3,7 после термостатирования при 220°C в течение 36 ч >40 16 3,4 9 2,8 Предлагаемый раствор           3 89,74% Вода +4,3% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +4,6% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,06% МАС-200   7 20 5,7 14 4,4 после термостатирования при 220°С в течение 36 ч 25 16 5,4 12 4,4 4 89,94% Вода +3,3% Глинопорошок +1,4% ВПК +5,3% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,06% МАС-200   4 28 8,4 15 6,2 после термостатирования при 220°С в течение 36 ч 6 16 5,4 12 4,4 5 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200   3,5 40 8,4 16 6,2 после термостатирования при 220°С в течение 36 ч 4,5 23 5,8 13 4,8 6 85,1% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +8,8% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200   3 44 9,6 16 6,6 после термостатирования при 220°С в течение 36 ч 4 25 6,2 15 5,2 7 82% Вода +3,8% Глинопорошок +1,7% ВПК +12,3% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200   3 55 10,8 25 9,4 после термостатирования при 220°C в течение 36 ч 4 38 10,2 24 8,8 8 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200 30% NaCl 4 35 8,2 18 5,8 после термостатирования при 220°C в течение 36 ч 5 26 6,2 16 5,2 9 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200 30% CaCl₂ 4 48 7,4 26 5,8 после термостатирования при 220°С в течение 36 ч 6 46 6,4 22 6,0 10 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200 15% Al₂(SO₄)3 4 38 6,4 23 6,4 после термостатирования при 220°C в течение 36 ч 4,5 44 8,4 26 7,8

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C. Технический результат - повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 3,3-5,3; ВПК-402 1,4-2,4; жидкий парафин C₁₀-C₁₆ 5,3-8,8; пеногаситель MAC-200 - 0,06-0,2; воду - остальное. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, полиэлектролит ВПК-402, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит жидкий парафин C₁₀-C₁₆ и пеногаситель MAC-200 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глинопорошок 3,3-5,3 ВПК-402 1,4-2,4 Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ 5,3-8,8 Пеногаситель MAC-200 0,06-0,2 Вода Остальное

2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит утяжелитель, в качестве которого используют барит, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности.