Синтетический буровой раствор Российский патент 2020 года по МПК C09K8/36 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, применяемым для обеспечения длительной устойчивости стенок скважин и профилактики шламонакоплений при бурении длинопротяженных стволов в интервалах залегания неустойчивых глинистых пород, характеризующихся аномально высокими поровыми давлениями, при строительстве скважин на месторождениях Западной Сибири.

Для профилактики осложнений при проводке наклонно направленного ствола в интервале залегания неустойчивых пород наиболее оправданным является применение бурового раствора на неводной основе. Буровые растворы на неводной основе обладают значительным технологическим преимуществом по сравнению с буровыми растворами на водной основе: они инертны к разбуриваемой горной породе; не оказывают существенного негативного влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов; более термосолеустойчивы; легко как утяжеляются, так и облегчаются; что обеспечивает также возможность их многократного применения. В качестве дисперсионной среды для приготовления буровых растворов на неводной основе могут быть использованы экологически безопасные, нетоксичные и пожаровзрывобезопасные синтетические биоразлагаемые жидкости, которые представляют собой органические соединения, полученные многоступенчатым синтезом различных соединений из углеводородного сырья.

В настоящее время в качестве дисперсионной среды буровых растворов на синтетической основе используется достаточно широкий список (перечень) гидрофобных сред. Однако остается актуальным поиск новых составов для решения технологических, экологических и экономических аспектов.

Близким к предлагаемому составу и назначению является буровой раствор на углеводородной основе, содержащий масс. %: касторовое масло - 50,0-83,0, загуститель - кальциевый резинат канифоли - 4,0, хлористый кальций - 10,0, эмульгатор - неонол АФ-9/12 - 0-0,3, органофильный бентонит - 2,0-3,0, воду - 0-30,0, гидрофобизатор - пенозолин - 0-2,0 [RU №2263701, С09К 7/06 (2000.01), опубл. 10.11.2005].

Известный раствор имеет стабильные технологические показатели и не оказывает отрицательного влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов. Недостатком данного раствора является недостаточная для вскрытия отложений с высокими поровыми давлениями плотность раствора.

Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка бурового раствора на синтетической основе для обеспечения длительной устойчивости стенок скважин и профилактики шламонакоплений при бурении длинопротяженных стволов в интервалах залегания неустойчивых глинистых пород, характеризующихся аномально высокими поровыми давлениями, при строительстве скважин на месторождениях Западной Сибири.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная достигается технический результат, который заключается в оптимизации структурно-реологических, фильтрационных и ингибирующих свойств бурового раствора путем применения инертных к горной породе материалов и реагентов, с целью обеспечения длительной устойчивости стенок скважины и профилактики шламонакоплений в стволе скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что заявляемый буровой раствор содержит в качестве дисперсионной среды синтетическую жидкость, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду, органобентонит, структурообразователь, регулятор фильтрации, эмульгатор, гидрофобизатор, и утяжеляющую добавку при следующем соотношении компонентов, мас. %: синтетическая жидкость «Полиэконол-Сан» - 65,45-67,55, эмульгатор MP-150 - 1,25-1,70, органобентонит «BENTOLUX ОВМ» - 1,20-1,60, структурообразователь «СТЭП» - 0,55-0,65, синтетический полимерный латекс - 1,05-1,25, 30%-ный водный раствор хлорида кальция - 16,75-18,45, гидрофобизатор АБР - 0,8-1,05, сидеритовый утяжелитель - 8,00-12,70.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в заявляемом синтетическом буровом растворе, совместное применение которых усиливает технологическое действие каждого из компонентов и позволяет получить буровой раствор, имеющий оптимальные технологические свойства.

Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты.

В качестве дисперсионной среды использовали синтетическую жидкость «Полиэконол-Сан» по ТУ 2458-085-97457491-2012, представляющую собой смесь моноалкильных эфиров жирных кислот, которые получают реакцией переэтерификации из растительных масел

В качестве дисперсной фазы применяется 30%-ный раствор хлорида кальция, выпускаемого по ГОСТ 450-77 в виде чешуек или гранул, размер которых не превышает 10 мм с массовой долей хлористого кальция не менее 80%.

Стабилизатор углеводородных жидкостей - эмульгатор MP-150 по ТУ 2458-097-17197708-2005 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров жирных кислот и триэтаноламина, используется для образования стабильной эмульсии.

Органобентонит «BENTOLUX ОВМ» по ТУ 2458-092-81065795-2016 представляет собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с аммониевой солью, используется в заявляемом растворе в качестве структурообразователя и для формирования на стенках скважины тонкой эластичной фильтрационной корки.

Структурообразователь углеводородных жидкостей «СТЭП» по ТУ 2458-014-35944370-2008, представляет собой сложную модифицированную смесь из жирных спиртов и солей высших жирных кислот. Технологические особенности применения «СТЭП» в качестве стабилизатора углеводородных жидкостей обусловлены его высокой загущающей способностью и повышением структурно-механических, реологических свойств после приготовления дисперсной системы, что было отмечено экспериментальными исследованиями.

Синтетический (полимерный) латекс по ГОСТ 11808-88, получаемый совместной полимеризацией бутадиена со стиролом в соотношении 70:30 в водной эмульсии с применением в качестве эмульгатора смеси сульфанола (алкилсульфаната) и натриевого мыла синтетических жирных кислот. Массовая доля сухого вещества не менее 40%, температура желатинизации не более 8°С. В эмульсионном растворе используется для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств.

Гидрофобизатор АБР-40 по ТУ 2483-081-17197708-2002, представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот и аминов, используется для гидрофобизации утяжелителя в заявляемом растворе.

Утяжеление бурового раствора до необходимой плотности производят сидеритовым утяжелителем. Сидерит (карбонат железа) - содержит от 45 до 93% FeO и от 3 до 55% СаО, кроме того, содержит примеси окислов Са, Mg, Si. Плотность сидерита составляет 3,5-3,8 г/см³, он растворяется в минеральных кислотах (горячей соляной и муравьиной), малоабразивен, экологически безопасен.

Весь объем дисперсионной среды обрабатывали эмульгатором при перемешивании на смесительной установке со скоростью вращения швеллера (13000±300) об/мин в течение 20 мин. Затем при интенсивном перемешивании, постепенно вводили добавку органобентонита, диспергирование продолжали 20 мин. Далее полученную углеводородную дисперсию при постоянном перемешивании в аналогичных условиях поочередно обрабатывали регуляторами структурно-реологических и фильтрационных свойств «СТЭП» и синтетическим (полимерным) латексом. Далее, не прекращая перемешивания, постепенно вводили 30% водный раствор хлорида кальция. Утяжеление раствора производили поэтапно, сидеритовым утяжелителем при постоянном перемешивании на смесительной установке, предварительно, обработав полученную эмульсию гидрофобизатором «АБР-40» для снижения отрицательного влияния утяжеляющей добавки.

Через 16 часов определяли технологические параметры бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°С. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Электростабильность раствора определяли на анализаторе стабильности эмульсий. Фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см², обеспечивающим перепад давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа использовали для определения показателя статической фильтрации. Для определения показателя фильтрации в динамических условиях использовали высокотемпературный фильтр-пресс, при температуре ячейки фильтрования t=(90±2)°С, перепаде давления на фильтрующем элементе ΔР=3,5 МПа и частоте вращения лопастей мешалки υ=600 об/мин. Смазочные свойства бурового раствора оценивали на цифровом тестере предельного давления и смазывающей способности и приборе ФСК-4. Структурно-реологические свойства определялись с помощью ротационного вискозиметра с программным управлением, в том числе под воздействием температуры до 80°С. Ингибирующие свойства, оценивались по изменению объема образца шлама, погруженного в исследуемый раствор (степень набухания), на тестере линейного набухания с моделированием термодинамических условий и характеризуются степенью набухания.

В таблицах 1, 2 представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице 1, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (составы 1-5).

Как видно из таблицы 2, заявляемый синтетический буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов обладает оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами (составы 1-3).

Приготовленный, при температуре (20±2)°С синтетический буровой раствор имеет плотность (ρ) от 1047 до 1152 кг/м³, показатель электростабильности (U) от 609 до 797 В, показатель статической фильтрации при перепаде давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа (Ф) от 1,0 до 1,8 см³/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC_{1 мин/10 мин}) от 33 до 41 и от 33 до 42 дПа соответственно, пластическая вязкость (η_пл) от 28,6 до 46,5 мПа⋅с, предельно допустимое напряжение сдвига (τ₀) от 68,0 до 88,2 дПа.

Существенное отличие фильтрационных свойств эмульсионных растворов от растворов на водной основе характеризуется наличием дисперсных глобул, придающих эмульсионным растворам неньютоновский характер течения. При прочих равных условиях (время и площадь фильтрования) для эмульсионных систем, с ростом репрессии начинает действовать фактор - повышение вязкости фильтрата, что способствует снижению объема фильтрата пропорционально корню квадратному соотношения его вязкости при различных абсолютных давлениях. Рост вязкости фильтрата снижает фильтрацию и толщину фильтрационной корки. В свою очередь, при повышении температуры вязкость фильтрата снижается, что, в итоге, увеличивает фильтрацию.

Фильтрационные свойства заявляемого бурового раствора были исследованы в статических и динамических условиях. Показатель фильтрации и скорость фильтрования использовались как критерии оценки фильтрационных свойств. Метод определения фильтрационных свойств заключался в определении объема жидкости (фильтрата), полученной за 30-ти минутный период времени в статических и динамических условиях.

При определении фильтрационных свойств в статических и динамических условиях фиксировался объем фильтрата, прошедший через керамический фильтр диаметром 63,3 мм и толщиной 6,5 мм, с площадью зоны фильтрации 22,9 см² при: температуре в измерительной ячейке (90±2)°С, поддерживающем давлении 3,5 МПа. Динамические условия моделировали при помощи перемешивающего устройства, частота вращения которого составляла (600±10) об/мин. Результаты исследований представлены на фиг. 1, 2. Мгновенную фильтрацию (V₁) см³ вычисляли по формуле [ГОСТ 33697-2015 Растворы буровые на углеводородной основе. Контроль параметров в промысловых условиях. М.: Стандартинформ, 2016. - 128 с.]

V₁=2 (V_7,5-(V₃₀-V₇,₅),

где: V_7,5 - объем фильтрата, полученный за 7,5 мин, см³,

V₃₀ - объем фильтрата, полученный за 30 мин, см^3.

Гидратация глинистых отложений является одной из основных причин неустойчивости ствола, поскольку сопровождается их набуханием и ростом внутренних напряжений, приводящих к нарушению дисперсной структуры разбуриваемых отложений. Процесс набухания сопровождается увеличением влажности, объема породы и возникновением давления набухания. Последствиями этого процесса являются как осыпи и обвалы стенок ствола скважины с образованием каверн, так и сужение ствола скважины из-за пластической деформации, и прихваты бурового инструмента [Журавлев И.Г., Лямина Н.Ф. Набухание глинистых пород. Геология. ISSN 1812-9498. ВЕСТНИК АГТУ. 2008. №6 (47). - С. 119-122].

Для определения степени набухания готовили образцы шлама. Предварительно шлам высушивали в духовом шкафу при температуре (105±5)°С до постоянной массы. Пробу шлама массой (10,00±0,01) г помещали в прессовальную камеру, для формирования «таблетки» имитирующей горную породу. Подготовленные в лабораторных условиях образцы - «таблетки» помещали в измерительные ячейки испытательного модуля. Свободное пространство ячейки заполняли заявляемым буровым растворов. С помощью программного обеспечения устанавливали параметры исследований, температурный и динамический режим.

Исследования по оценке набухания образца проводили при температурах 22±2°С и 85±2°С в течение 420 мин (7 ч). Результаты представлены в виде кривых кинетики набухания на фиг. 3.

Исследования структурно-реологических показателей заявляемого раствора проводили на ротационном вискозиметре с программным управлением, с широким диапазоном скоростей от 0,1 с^-1 до 1700 с^-1, укомплектованным термостатом, обеспечивающим нагревание исследуемого раствора до 85°С.

Полученные зависимости основных реологических показателей при нагреве до 85°С, представлены на фиг. 4 и 5. Полученные зависимости позволяют сделать вывод о том, что, хотя при повышении температуры до 85°С и происходит некоторое снижение реологических показателей, но они остаются на приемлемом уровне. Это обстоятельство позволяет говорить о термостойкости заявляемого состава.

Использование в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости «Полиэконол-Сан» позволяет решить задачу экологической безопасности, а совместное использование реагентов-стабилизаторов, регуляторов MP-150, «Bentolux ОВМ», структурообразователя «СТЭП» и синтетического (полимерного) латекса обеспечивает оптимальные технологические, а также высокие ингибирующие свойства.

Таким образом, заявляемый состав синтетического бурового раствора при заявляемом соотношении, инертных к горной породе, компонентов обладает оптимальными структурно-реологическими, фильтрационными и ингибирующими свойствами бурового раствора.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам. Технический результат - оптимизация структурно-реологических, фильтрационных и ингибирующих свойств бурового раствора, обеспечение длительной устойчивости стенок скважин и профилактики шламонакоплений при бурении длинопротяженных стволов в интервалах залегания неустойчивых глинистых пород, характеризующихся аномально высокими поровыми давлениями. Синтетический буровой раствор содержит, мас.%: дисперсионную среду - синтетическую жидкость «Полиэконол-Сан» 65,45-67,55; эмульгатор MP-150 1,25-1,70; органобентонит «BENTOLUX ОВМ» 1,20-1,60; структурообразователь «СТЭП» 0,55-0,65; синтетический полимерный латекс 1,05-1,25; дисперсную фазу - 30%-ный водный раствор хлорида кальция 16,75-18,45; гидрофобизатор АБР-40 0,8-1,05; сидеритовый утяжелитель 8,00-12,70. 5 ил., 2 табл.

Синтетический буровой раствор, содержащий в качестве дисперсионной среды синтетическую жидкость «Полиэконол-Сан», эмульгатор MP-150, органобентонит «BENTOLUX ОВМ», структурообразователь «СТЭП», регулятор фильтрации - синтетический полимерный латекс, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду - 30%-ный водный раствор хлорида кальция, гидрофобизатор АБР-40 и утяжеляющую добавку - сидеритовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

синтетическая жидкость «Полиэконол-Сан» 65,45-67,55 эмульгатор MP-150 1,25-1,70 органобентонит «BENTOLUX ОВМ» 1,20-1,60 структурообразователь «СТЭП» 0,55-0,65 синтетический полимерный латекс 1,05-1,25 30%-ный водный раствор хлорида кальция 16,75-18,45 гидрофобизатор АБР-40 0,80-1,05 сидеритовый утяжелитель 8,00-12,70