БУРОВОЙ РАСТВОР НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ Российский патент 2021 года по МПК C09K8/32 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным главным образом для бурения оценочных, поисковых и разведочных скважин с отбором керна с сохранением его естественной флюидонасыщенности.

Основным требованием, предъявляемым к буровым растворам для отбора керна, является отсутствие в их составе компонентов, способных существенно влиять на водо- и нефтенасыщенность отбираемой горной породы. В связи с этим, в рецептурах таких растворов должна отсутствовать вода, как в связанном, так и в свободном состоянии, поскольку даже небольшое содержание воды в растворе может привести к существенной ошибке при оценке запасов нефти. Кроме того, в составе таких растворов не должны присутствовать другие химические соединения, способные заметно влиять на флюидонасыщенность керна. При этом буровой раствор должен обладать всеми необходимыми технологическими параметрами для обеспечения ведения работ по бурению.

Известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий нефть, кубовые остатки синтетических жирных кислот, гидроксид натрия, битум строительный, парафин и утяжелитель - барит и/или мел (Патент РФ №2224002). Данный раствор рекомендован авторами указанного изобретения для бурения скважин с отбором оценочного кернового материала.

Недостатками указанного бурового раствора являются присутствие в его составе воды, используемой для растворения гидроксида натрия при его введении в раствор на стадии приготовления, а также недостаточная технологичность, которая связана с повышенными затратами времени и необходимостью нагревания раствора на этапе растворения битума в углеводородной основе, что не всегда возможно обеспечить в условиях буровой.

Известен также буровой раствор на углеводородной основе, включающий дизельное топливо, высокоокисленный битум, синтетические жирные кислоты фракции С_20-25, щелочь, гидрофильный уретановый предполимер (Патент РФ №2162874). Этот раствор рекомендован авторами указанного изобретения для отбора керна при бурении оценочных скважин.

Недостатками указанного бурового раствора являются присутствие в его составе гидрофильного уретанового предполимера, способного связывать воду. Присутствие такого компонента в составе раствора может существенно снижать водонасыщенность отбираемого керна. Кроме того, наличие в рецептуре раствора высокоокисленного битума, требующего длительного нагревания при растворении в дизельном топливе, существенно снижает его технологичность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является буровой раствор на углеводородной основе, включающий 30-40%-ный раствор высокоокисленного высокоплавкого битума в ксилоле или смеси ксилола с дизельным топливом, рапсовое масло, поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами (гидрофобизатор АБР), дизельное топливо, глинопорошок или мелкодисперсный мрамор или их смесь в соотношении 1:1 (Патент РФ №2502774).

Известный буровой раствор не содержит воду, как в свободном, так и связанном виде. Проблема недостаточной технологичности применения битума в качестве структурообразователя решена путем использования готового раствора высокоплавкого высокоокисленного битума в ксилоле либо смеси ксилола и дизельного топлива. В качестве дополнительного структурообразователя в состав раствора вводится рапсовое масло. Наличие в составе бурового раствора ПАВ на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами (гидрофобизатор АБР) позволяет обеспечить необходимые реологические свойства раствора при введении повышенных количеств утяжелителя, а также улучшает суспендирование гидрофильного глинопорошка в неполярной углеводородной фазе. Мелкодисперсный мрамор и глинопорошок выполняют в составе раствора функции понизителей фильтрации.

Недостатками указанного бурового раствора являются:

- повышенное влияние на флюидонасыщенность керна ввиду наличия в составе раствора органического соединения повышенной полярности - высокоокисленного битума, что увеличивает силу диполь - дипольного взаимодействия молекул воды с компонентами раствора и повышает отрицательное воздействие раствора на сохранение величины водонасыщенности породы;

- высокий показатель фильтрации при повышенной температуре и давлении (НРНТ), что обусловлено отсутствием в составе раствора компонентов, способных эффективно кольматировать поровые каналы в пористых средах в условиях понижения вязкости углеводородной фазы при повышении температуры;

- узкий диапазон варьирования плотности;

повышенный уровень взрывопожароопасности работ по приготовлению и применению раствора вследствие использования в его составе легковоспламеняющейся жидкости (ЛВЖ) - ксилола (температура вспышки ксилола по ГОСТ 9410-78 в закрытом тигле - не ниже 23°С; согласно ГОСТ 12.1.044-89 к ЛВЖ относятся жидкости с температурой вспышки не более 61°С в закрытом тигле), используемого в качестве растворителя для битума. Кроме того, наличие в рецептуре ЛВЖ приводит к пониженной температуре вспышки раствора.

Техническим результатом изобретения является обеспечение снижения степени влияния на водо- и нефтенасыщенность керна продуктивных пород при сохранении стабильности бурового раствора при высокой плотности (до 1,83 г/см3), и поддержании оптимальных фильтрационных параметров бурового раствора в условиях повышенной температуры и давления.

Дополнительным техническим результатом является повышение уровня безопасности приготовления и применения раствора ввиду отсутствия в его составе ЛВЖ.

Указанный технический результат достигается предлагаемым буровым раствором на углеводородной основе, включающим углеводородную жидкость, поверхностно-активное вещество на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами, глинопорошок и мелкодисперсный мрамор, при этом новым является то, что в качестве углеводородной жидкости содержит минеральное масло, в качестве глинопорошка - органофильный бентонит, и дополнительно литиевые и кальциевые соли нафтеновых кислот, синтетический акриловый сополимер, барит при следующем соотношении компонентов, мас. %:

литиевые соли нафтеновых кислот - 3,7-14,0 кальциевые соли нафтеновых кислот - 0,8-3,0 указанный сополимер - 0,7-1,2 указанное поверхностно-активное вещество - 0,1-1 органофильный бентонит - 0,45-1,80 мелкодисперсный мрамор - 0,1-11 барит - 0,1-60 минеральное масло - остальное.

Достигаемый технический результат обеспечивается за счет следующего.

Снижение степени влияния бурового раствора на водо- и нефтенасыщенность керна продуктивных пород обеспечивается за счет отсутствия в его составе компонентов, способных вызывать заметное изменение флюидонасыщенности кернового материала.

Низкий показатель фильтрации заявляемого бурового раствора при повышенных температурах обеспечивается наличием в его составе эффективного комплекса понизителей фильтрации, включающего кальциевые соли нафтеновых кислот, синтетический акриловый сополимер и органофильный бентонит. Кальциевые соли нафтеновых кислот представляют собой мицеллообразующее ПАВ, которое при растворении в минеральном масле формирует коллоидные частицы (мицеллы), способные проникать в мельчайшие поры и трещины породы (вплоть до наноразмерных) и эффективно их кольматировать. Синтетический акриловый сополимер состоит из мономеров акриловой кислоты и ее гидрофобных производных. Гранулы сополимера имеют широкое распределение по размерам на микронном уровне (от 1 до 100 мкм) и суспендируются в минеральном масле с образованием деформируемых частиц, благодаря чему они способны проникать в поры и трещины, адаптироваться к их форме, полностью заполнять их объем и тем самым эффективно препятствовать проникновению раствора и его фильтрата в породу. Органофильный бентонит является коркообразующим компонентом комплекса понизителей фильтрации, создавая плотную слабопроницаемую фильтрационную корку на поверхности породы, поровые каналы которой эффективно закольматированы мицеллами кальциевых солей нафтеновых кислот и синтетического акрилового сополимера. Таким образом, компоненты комплекса понизителей фильтрации обладают различными и дополняющими друг друга механизмами действия, а их совместное присутствие создает синергетический эффект, позволяющий существенно снизить показатель фильтрации даже в условиях повышенной температуры и давления (НТНР).

Расширенный диапазон варьирования плотности обеспечивается системой присутствующих в растворе ПАВ. В сочетании с поверхностно-активным веществом на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами эффективное гидрофобизирующее действие оказывают литиевые и кальциевые соли нафтеновых кислот. Обладая различной поверхностной активностью молекулы этих веществ позволяют создать на поверхности гидрофильных частиц твердофазного утяжелителя эффективный многослойный молекулярный барьер, ослабляющий силы взаимодействия между твердыми частицами в неполярной углеводородной фазе. Это препятствует существенному росту пластической вязкости и замедляет седиментационные процессы при введении в раствор твердофазных утяжелителей (барита, мелкодисперсного мрамора) в высоких концентрациях. Применение описанной системы ПАВ позволяет получить стабильный буровой раствор высокой плотности (до 1,83 г/см), характеризующийся приемлемыми реологическими параметрами.

Использование в рецептуре раствора барита и мрамора позволяет регулировать плотность раствора.

Повышение уровня безопасности приготовления и применения бурового раствора достигается за счет отсутствия в его составе компонентов, относящихся к ЛВЖ, что обеспечивается путем применения в качестве структурообразователя литиевых солей нафтеновых кислот, быстро растворяющихся в объеме углеводородной основы раствора без введения в его состав органических веществ, относящихся к ЛВЖ.

В заявляемом буровом растворе могут быть использованы следующие реагенты либо их аналоги:

- в качестве литиевых солей нафтеновых кислот применяется реагент ЛИСТРОЛ, ТУ 20.59.42-088-38892610-2017 (изготовитель ООО «НПК «ИнТехБурение»);

- в качестве кальциевых солей нафтеновых кислот применяется реагент ТОВОЛ, ТУ 20.59.42-089-38892610-2017 (изготовитель ООО «НПК «ИнТехБурение»);

- в качестве синтетического акрилового сополимера применяется реагент Pexotrol 732, по импорту;

- в качестве поверхностно-активного вещества на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами применяется реагент СОЛВЕТ марки Б, ТУ 20.59.42-086-38892610-2017 (изготовитель ООО «НПК «ИнТехБурение»);

- в качестве органофильного бентонита применяется реагент Bentone 34, по импорту;

- в качестве мелкодисперсного мрамора применяется реагент Карбфрак КРК, ТУ 5716-004-38892610-2012 (изготовитель ООО «НПК «ИнТехБурение»);

- в качестве барита применяется баритовый концентрат по ГОСТ 4682-84;

- в качестве минерального масла применяется трансформаторное масло ВГ, ТУ 38.401-58-177-96.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. В первую емкость помещают трансформаторное масло ВГ в количестве 142 г. При интенсивном перемешивании в масло последовательно вводят кальциевую соль нафтеновых кислот ТОВОЛ - 25 г, синтетический акриловый сополимер Pexotrol 732 - 10 г, органофильный бентонит Bentone 34 - 15 г. Перемешивают полученную смесь в течение не менее 2 часов.

Во вторую емкость помещают трансформаторное масло ВГ в количестве 568 г. При интенсивном перемешивании в масло вводят 120 г литиевой соли нафтеновых кислот ЛИСТРОЛ. Перемешивают в течение не менее 1 часа. Затем в полученный раствор вводят смесь из первой емкости и проводят перемешивание в течение не менее 1 часа. Далее при интенсивном перемешивании вводят ПАВ СОЛВЕТ марки Б - 10 г, перемешают в течение не менее 1 часа. Затем вводят утяжелители - мелкодисперсный мрамор 100 г и барит 410 г, после чего раствор перемешивают в течение не менее 1 часа.

В результате получили буровой раствор со следующим соотношением компонентов, мас. %.: литиевые соли нафтеновых кислот - 8,6, кальциевые соли нафтеновых кислот - 1,8, синтетический акриловый сополимер - 0,7, поверхностно-активное вещество на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами - 0,7, органофильный бентонит - 1,1, мелкодисперсный мрамор - 7,1, барит - 29,3, минеральное масло - 50,7.

Предлагаемые буровые растворы с другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом.

В качестве показателей свойств предлагаемого бурового раствора используют следующие параметры: плотность, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации НРНТ, температура вспышки в открытом тигле, относительные изменения водо- и нефтенасыщенности керна при фильтрации через него раствора.

Плотность бурового раствора определяют с помощью рычажных весов производства OFITE (США).

Пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига раствора определяют на вискозиметре модели 900 производства ОПТЕ (США).

Показатель фильтрации НРНТ определяют с использованием фильтр-пресса высокого давления и высокой температуры производства OFITE (США).

Температуру вспышки в открытом тигле измеряют с применением аппарата ТВО-ЛАБ-01 производства АО «ЛОИП» (Россия).

Относительные изменения водо- и нефтенасыщенности керна при фильтрации через него бурового раствора определяют следующим образом. Образец керна экстрагируют и промывают от солей, сушат до постоянной массы. Затем образец насыщают моделью пластовой воды и создают его остаточную водонасыщенность (S_в.ост.1) методом полупроницаемой мембраны. Производят насыщение образца нефтью для создания нефтенасыщенности S_нн1. На установке исследования керна ПИК-ОФП/ЭП-2-1-4-СУ-70-40-АР-ЭС производства АО «Геологика» (Россия) осуществляют фильтрацию бурового раствора вдоль торца образца при заданном уровне репрессии в течение 10 минут. После воздействия бурового раствора определяют остаточную водонасыщенность (S_в.ост.2) и нефтенасыщенность (S_нн2) образца керна прямым дистилляционно-экстракционным методом по ОСТ 39-204-86. Относительное изменение водонасыщенности керна рассчитывают по формуле:

ΔS_в.ост (S_в.ост.2 - S_в.ост.1)⋅100/S_в.ост.1.

Для расчета относительного изменения нефтенасыщенности керна используют формулу:

ΔS_нн=(S_нн2 - S_нн1)⋅100/S_нн1.

В таблице 1 отражено влияние компонентов состава заявляемого бурового раствора на водо- и нефтенасыщенность образцов керна продуктивных пород. В таблице 2 приведено количественное содержание компонентов и свойства бурового раствора.

Готовили серию буровых растворов по предлагаемому изобретению (растворы №1-3 в таблице 2) и по прототипу (растворы №6-8 в таблице 2), а также растворы, содержание компонентов в которых выходит за пределы заявленных концентраций (растворы №№4 и 5 в таблице 2).

Сопоставление с прототипом (растворы №№6-8 в таблице 2) показывает, что буровой раствор на углеводородной основе по заявляемому изобретению (растворы №№1-3 в таблице 2), обеспечивает более низкую степень влияния на водо- и нефтенасыщенность керна продуктивных пород (относительное изменение водо- и нефтенасыщенности керна не превышают погрешности измерений по ОСТ 39-204-86, составляющей ±4%), более низкий показатель фильтрации НРНТ, более широкий диапазон варьирования плотности, отсутствие в составе ЛВЖ, более высокие значения температуры вспышки в открытом тигле. Буровые растворы, содержание компонентов в которых выходит за пределы заявленных концентраций, либо характеризуются повышенным показателем фильтрации (раствор №4 в таблице 2), либо имеют чрезмерно высокие реологические параметры (раствор №5 в таблице 2).

В таблице 1 представлены результаты фильтрационных исследований по оценке степени влияния компонентов заявляемого раствора на водо- и нефтенасыщенность образцов керна. Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что реагенты, входящие в состав раствора, практически не оказывают влияние на водо- и нефтенасыщенность образцов керна (относительное изменение этих показателей не превышают погрешности измерений по ОСТ 39-204-86, составляющей ±4%), что подтверждает отсутствие заметного воздействия компонентов бурового раствора на флюидонасыщенность керна продуктивных пород.

С целью сопоставительного анализа заявляемого технического решения с прототипом аналогичные фильтрационные исследования проведены с высокоокисленным битумом, растворенным в дизельном топливе в концентрации 30% мае, что соответствует максимальной концентрации битума в буровом растворе по прототипу. Относительные изменения водо- и нефтенасыщенности образцов керна после фильтрации указанного раствора битума составляют соответственно 9,5% и 8,4%, что говорит о наличии в составе бурового раствора, принятого за прототип, компонента существенно влияющего на флюидонасыщенность продуктивных пород.

Таким образом, предлагаемое изобретение не оказывает влияние на природную флюидонасыщенность керна, снижает потери дорогостоящих компонентов раствора за счет низкого показателя фильтрации, позволяет применять раствор при широком диапазоне пластовых давлений благодаря расширенному диапазону регулирования плотности, снижает взрывопожароопасность работ по приготовлению и применению бурового раствора на углеводородной основе.

Изобретение относится к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для бурения оценочных, поисковых и разведочных скважин с отбором керна, с сохранением его естественной флюидонасыщенности. Технический результат - снижение влияния бурового раствора на водо- и нефтенасыщенность керна продуктивных пород при сохранении стабильности бурового раствора при высокой плотности до 1,83 г/см³, поддержание оптимальных фильтрационных параметров бурового раствора в условиях повышенной температуры и давления, повышение уровня безопасности при приготовлении и применении раствора. Буровой раствор на углеводородной основе включает, мас.%: литиевые соли нафтеновых кислот 3,7-14,0; кальциевые соли нафтеновых кислот 0,8-3,0; синтетический акриловый сополимер 0,7-1,2; поверхностно-активное вещество на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами 0,1-1; органофильный бентонит 0,45-1,80; мелкодисперсный мрамор 0,1-11; барит 0,1-60; минеральное масло остальное. 2 табл.

Буровой раствор на углеводородной основе, включающий углеводородную жидкость, поверхностно-активное вещество на основе продуктов конденсации жирных кислот с аминами, глинопорошок и мелкодисперсный мрамор, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости содержит минеральное масло, в качестве глинопорошка - органофильный бентонит, и дополнительно литиевые и кальциевые соли нафтеновых кислот, синтетический акриловый сополимер, барит при следующем соотношении компонентов, мас.%:

литиевые соли нафтеновых кислот 3,7-14,0 кальциевые соли нафтеновых кислот 0,8-3,0 указанный сополимер 0,7-1,2 указанное поверхностно-активное вещество 0,1-1 органофильный бентонит 0,45-1,80 мелкодисперсный мрамор 0,1-11 барит 0,1-60 минеральное масло остальное