БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2016 года по МПК C09K8/10 

Описание патента на изобретение RU2582197C1

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин, в частности представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в горизонтальной ее части.

Известен буровой раствор для бурения скважин (Патент РФ на изобретение №2518287, опубл. 27.10.2000 г., МПК C09K 7/07), включающий нефтепродукт СМАД, карбоксиметил-целлюлозу, хлористый калий, воду.

К недостаткам вышеуказанного раствора можно отнести то, что раствор не обладает достаточной степенью смазки и ингибирования, то есть добиться формирования качественной полимерглинистой корки на стенках ствола скважины не представляется возможным.

Известен буровой раствор, «Буровой раствор для предупреждения прихватов и сальникообразования БУР-6». Заявка на изобретение RU 94005919 A1, опубл. 1997.04.10, состоящий из бентонитовой глины, электролита, реагентов - регуляторов вязкости, СПС и водоотдачи, маслосодержащей присадки СКБВ, барита, остальное - вода.

Недостатком этого бурового раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве смазывающего, не решает проблему удержания ствола скважины в вертикальном положении, особенно если разрез представлен вязкими, неустойчивыми, пластичными, склонными к набуханию глинистыми отложениями, и не решает проблему установления осмотического равновесия либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Известен буровой раствор, взятый за прототип «Высокоингибированный буровой раствор», патент RU №2303047, C1 опубл. 10.05.2006, МПК C09K 8/20, состоящий из бентонитовой глины, полианионной целлюлозы, хлористого калия, феррохромлигносульфоната, барита, метилсиликоната калия, ацетата калия, кальцинированной соды, бишофита, фосфатидного концентрата, нитрилотриметилфосфоновой кислоты, графита, пеногасителя.

Недостатком этого раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве ингибирующего, не решает проблему удержания в устойчивом состоянии вязких, пучащих, разупрочняющихся глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, способствует возникновению дифференциальных прихватов.

Раствор не решает проблему установления осмотического равновесия, либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Задачей изобретения является разработка бурового раствора, обладающего высочайшими ингибирующими, фильтрационными, коркообразующими, смазывающими, антиприхватными свойствами и обеспечивающего установление осмотического равновесия, либо создание условий, когда осмос направлен из пласта в скважину. При этом водоотдача должна быть близка к 0 см3 за 30 минут, а коэффициент трения не более 0,1.

Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфанол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка - 5-10, полианионная целлюлоза - 5-10, сульфанол - 2-5, хлористый калий - 2-5, метилсиликонат калия - 1-4, ацетат калия - 1,5-4, бишофит - 2-5, феррохромлигносульфонат - 1-5, ГКЖ-11 - 2-5, барит - 0,5-5, пеногаситель - 0,5-1, жидкая фаза - остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20.

Технический результат - улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на углеводородной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта, путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и как результат - отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно-направленных и вертикальных скважин.

Улучшение ингибирующего качества раствора возможно за счет повышения его крепящего действия. В механизме синергетического эффекта подтверждена составляющая доля действия каждого реагента. Достигается это за счет введения реагентов-ингибиторов набухания глин:

1. Хлористый калий (KCl) - основной поставщик катиона K+, играет определяющую роль в ингибирующем действии раствора. В силу размеров ионного радиуса катионы калия могут входить в межпакетные пустоты кристаллической поверхности глинистых минералов, прочно сращивая их пакеты, способствуя межслойной дегидратации глин.

2. Бишофит (MgCl·6H2O) - за счет присутствия иона магния Mg+ в ионообменном комплексе способствует снижению активности водной фазы раствора и уменьшению степени увлажнения глин, сохраняя их устойчивость в процессе бурения.

3. Ацетат калия (CH3COOK) - дополняет крепящее действие хлорида калия влиянием на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина - жидкость, способствуя уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

4. Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11) - за счет гидрофобизирующего действия на горные породы снижает увлажняющую способность раствора и предотвращает быстрое развитие гидратации водочувствительных глин.

5. Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) способствует проявлению синергетического эффекта благодаря размеру и строению макромолекул реагента, адсорбирующихся на глинистых частицах.

6. Метилсиликонат калия (CH3SiO2K) - за счет присутствия ионов К+ дополняет крепящее действие раствора, влияет на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость, способствует уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

Сочетание именно этих шести основных реагентов-ингибиторов представляет найденную синергетически наиболее выгодную их комбинацию для бурения скважин в осложненных условиях.

Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: КСl, бишофит, ацетат калия, ГКЖ-11, метилсиликонат калия, ФХЛС. В качестве растительных масел могут использоваться отходы, получаемые при изготовлении соевого, подсолнечного, хлопкового, кукурузного, рапсового и других масел.

Сульфанол выполняет функцию эмульгатора, который представляет собой синтетическое ПАВ, анионактивного типа в виде порошка, хорошо растворимое в воде, образующее прочную эмульсию. Мраморная крошка является структурообразователем. Полианионная целлюлоза (ПАЦ 85/700) является регулятором фильтрации. В качестве пеногасителя чаще всего используется пента 465. Барит как утяжелитель применяется в количестве от 0,5% до 5,0%.

Оценено реологическое поведение предлагаемого раствора и установлена совокупность его математических моделей с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами.

Промысловый опыт внедрения нового состава показал, что реологические показатели раствора способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

Предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий очень высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами.

В таблице 1 представлены составы бурового раствора.

Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. В растворомешалке сначала готовят раствор из мраморной крошки и воды, который обрабатывается затем полианионной целлюлозой. Все остальные химреагенты вводятся в растворомешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: продукт переработки растительного масла, KCl, ФХЛС, CH3COOK, CH3SiO2K, MgCl·6H2O, сульфанол, ГКЖ-11, пеногаситель, барит. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагентами после 4-х ступенчатой очистки. Для приготовления раствора применяется диспергатор высокого давления.

Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катион ингибирующего реагента повышает их устойчивость к увлажнению, снижает набухание и разупрочнение глин.

Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации до 0 см3/30 мин. Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы.

Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе скважина-пласт, сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальными, с точки зрения устойчивости стенок скважины, являются случаи, когда в системе скважина-пласт устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то, что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче управлять ими и поддерживать их в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины. Следовательно, устойчивость глин будет зависеть от правильно выбранной композиции химреагентов и, в первую очередь, от ингибирующего состава реагентов. Это и есть основная задача, требующая решения.

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами, и успешно сооружать вертикальные скважины, а также наклонно-направленные и горизонтальные.

Использование реагентов со свойствами ингибиторов позволяет осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель pH-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности.

Выполненные лабораторные исследования позволили установить, что применение шести именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиливается ингибирующая составляющая промывочной жидкости, при этом каждый реагент, дополняя друг друга, усиливает крепящие свойства бурового раствора. Комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности. Кроме того, за счет подбора химреагентов в таком составе, происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, а это также несет ингибирующую функцию, способствуя снижению гидратации и набухания, уменьшая выпучивание, текучесть, обвалы и осыпи пород.

Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+ возрастает от 800 до 1200 мг/л ионов. А это приводит к дополнительному улучшению раствора и свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: кi cp=1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует значительному росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом, происходит увеличение количества осмотических активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита.

Применение такой системы раствора позволяет успешно сооружать скважины глубиной до 3000 м на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями.

Оптимальным является буровой раствор №8, имеющий параметры: плотность - 1,22 г/см3, вязкость - 40 с, водоотдача 0 см3 за 30 мин, коэффициент трения - 0,06 (табл. 1).

Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами - ингибиторами.

При бурении разведочной скважины на Прибрежной площади Краснодарского края доказано улучшение крепящих свойств раствора за счет синергетического эффекта от действия предлагаемых компонентов.

Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:

1) применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 м с горизонтальным окончанием, на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами;

2) экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов раствора - комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;

3) предлагаемый состав нового раствора обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений;

4) предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшает кавернозность;

5) показано, что предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок, при этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность эмульсии. Это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

В заявленном растворе при оптимальном соотношении компонентов происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего, фильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов, при этом раствор сохраняет свои свойства при температуре до 130°C.

Предложенный буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора - 0 см3/за 30 минут, липкость корки равна 0, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,5 мм, отношение масло/вода в % составляет 80/20, плотность раствора от 1,1 до 1,2 г/см3, условная вязкость по СПВ-5 - 35-40 секунд, пластическая вязкость - 20-40 мПа·С, СНС 1/10 минут - 15-20/20-30 дПа, содержание песка меньше 0,5%, содержание Са++ больше 16000 мг/л, содержание Cl- больше 30000 мг/л.

Похожие патенты RU2582197C1

название год авторы номер документа
Наноструктурированный высокоингибированный буровой раствор 2019
  • Третьяк Александр Александрович
  • Онофриенко Сергей Александрович
RU2708849C1
Высококатионно-ингибированный буровой раствор 2021
  • Третьяк Александр Яковлевич
  • Карельская Екатерина Витальевна
  • Крымов Александр Витальевич
  • Онофриенко Сергей Александрович
RU2768340C1
Высокоингибированный инвертный буровой раствор 2019
  • Третьяк Александр Александрович
  • Онофриенко Сергей Александрович
RU2710654C1
Эмульсионно-ингибированный реверсивно-инвертный буровой раствор 2021
  • Третьяк Александр Александрович
  • Карельская Екатерина Витальевна
  • Лизогуб Артем Анатольевич
  • Сидорова Елена Владимировна
RU2768357C1
ВЫСОКОИНГИБИРОВАННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР 2006
  • Третьяк Александр Яковлевич
  • Мнацаканов Вадим Александрович
  • Зарецкий Виктор Сергеевич
  • Шаманов Сергей Александрович
  • Фролов Петр Александрович
  • Чихоткин Виктор Федорович
  • Рыбальченко Юрий Михайлович
RU2303047C1
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ, ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ДЛЯ БУРЕНИЯ ПОЛОГИХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН 2008
  • Фефелов Юрий Владимирович
  • Карасев Дмитрий Васильевич
  • Нацепинская Александра Михайловна
  • Гребнева Фаина Николаевна
  • Гаршина Ольга Владимировна
  • Некрасова Ирина Леонидовна
  • Зубенин Андрей Николаевич
  • Кардышев Михаил Николаевич
RU2386656C1
УТЯЖЕЛЕННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР 2011
  • Акчурин Хамзя Исхакович
  • Давидюк Виталий Иванович
  • Комкова Людмила Павловна
  • Мамаева Оксана Георгиевна
  • Мартынов Вадим Владимирович
  • Нигматуллина Аниса Галимьяновна
  • Петров Андрей Владимирович
RU2461600C1
БУРОВОЙ РАСТВОР ГЕЛЬ-ДРИЛЛ 2018
  • Ишбаев Гниятулла Гарифуллович
  • Дильмиев Марат Рафаилович
  • Милейко Алексей Александрович
  • Якупов Булат Радикович
  • Ишбаев Рамиль Раулевич
  • Мамаева Оксана Георгиевна
  • Гараев Артур Вагизович
RU2687815C1
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН 2007
  • Загидуллина Галина Викторовна
  • Ишбаев Гниятулла Гарифуллович
  • Шарафутдинов Зариф Закиевич
  • Христенко Алексей Витальевич
  • Христенко Анна Николаевна
RU2369625C2
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ПРОМЫВКИ ДЛИННОПРОТЯЖЕННЫХ КРУТОНАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ И ВЫСОКОКОЛЛОИДАЛЬНЫХ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД И СПОСОБ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ 2011
  • Кашкаров Николай Гаврилович
  • Верховская Надежда Николаевна
  • Плаксин Роман Валериевич
  • Новикова Елена Владимировна
  • Сенюшкин Сергей Валерьевич
RU2483091C1

Реферат патента 2016 года БУРОВОЙ РАСТВОР

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для бурения в осложненных условиях. Буровой раствор для бурения содержит, мас. %: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; жидкую фазу остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 582 197 C1

Буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфанол при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка 5-10; полианионная целлюлоза 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; жидкая фаза остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2016 года RU2582197C1

ВЫСОКОИНГИБИРОВАННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР 2006
  • Третьяк Александр Яковлевич
  • Мнацаканов Вадим Александрович
  • Зарецкий Виктор Сергеевич
  • Шаманов Сергей Александрович
  • Фролов Петр Александрович
  • Чихоткин Виктор Федорович
  • Рыбальченко Юрий Михайлович
RU2303047C1
RU 93029190 А, 10.04.1996
ИНГИБИРУЮЩИЙ БУРОВОЙ РАСТВОР 2007
  • Мандель Александр Яковлевич
  • Мулюков Ринат Абдрахманович
  • Клеттер Владимир Юрьевич
  • Акопян Эдуард Богданович
  • Карцев Александр Юрьевич
RU2374292C2
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ПРОМЫВКИ ДЛИННОПРОТЯЖЕННЫХ КРУТОНАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ И ВЫСОКОКОЛЛОИДАЛЬНЫХ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД И СПОСОБ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ 2011
  • Кашкаров Николай Гаврилович
  • Верховская Надежда Николаевна
  • Плаксин Роман Валериевич
  • Новикова Елена Владимировна
  • Сенюшкин Сергей Валерьевич
RU2483091C1
БУРОВОЙ РАСТВОР 2003
  • Тахаутдинов Р.Ш.
  • Сидоров Л.С.
  • Сидоров Ю.Л.
  • Попов И.В.
  • Хузин Р.Р.
  • Хасанов Я.З.
RU2243984C1
БУРОВОЙ РАСТВОР 1997
  • Саунин В.И.
  • Вяхирев В.И.
  • Верховская Н.Н.
  • Ипполитов В.В.
  • Кашкаров Н.Г.
  • Штоль В.Ф.
RU2123511C1
US 4719021 A, 12.01.1988.

RU 2 582 197 C1

Авторы

Третьяк Александр Александрович

Рыбальченко Юрий Михайлович

Швец Виталий Викторович

Лубянова Светлана Ивановна

Турунтаев Юрий Юрьевич

Борисов Константин Андреевич

Даты

2016-04-20Публикация

2015-03-25Подача