Эмульсионный буровой раствор для совместного вскрытия хемогенных и глинистых отложений Российский патент 2025 года по МПК C09K8/36 

Изобретение относится к бурению и заканчиванию нефтяных и газовых скважин, в частности к эмульсионным буровым растворам для совместного вскрытия хемогенных и глинистых отложений с целью обеспечения возможности бурения скважин на глубинах более 3,5 км за счет исключения расслаивания бурового раствора и минимизации процессов кольматации.

Для профилактики осложнений при бурении в интервалах залегания хемогенных и глинистых пород наиболее целесообразным 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.

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 продукты синтеза из углеводородного или растительного сырья. Широко известно применение эфиров жирных кислот растительных масел в качестве компонентов различных химических реагентов и присадок к буровым растворам.

Известен инвертно-эмульсионный буровой раствор, включающий углеводородную жидкость, эмульгатор-стабилизатор, минерализованную водную фазу и твердофазную добавку (патент РФ 2783123 С1 «Инвертно-эмульсионный буровой раствор», дата публикации 09.11.2022 Бюл. №31). В качестве эмульгатора-стабилизатора раствор содержит смесь амфифильного маслорастворимого акрилового сополимера с модифицированными сложными эфирами жирных карбоновых кислот C₁₆-C₁₈, растворенными в многоатомном спирте, в качестве твердофазной добавки содержит сульфированный битум при следующем соотношении компонентов, мас. %: углеводородная жидкость - 33-60; указанный эмульгатор-стабилизатор - 1,8-4,0; сульфированный битум - 0,2-1,0; минерализованная водная фаза (раствор хлорида кальция) - остальное, при этом массовое соотношение указанного акрилового сополимера с указанными эфирами жирных карбоновых кислот, растворенными в многоатомном спирте, составляет 1:(3-8) соответственно. Техническим результатом изобретения является повышение стабильности параметров бурового раствора в условиях повышенных температур с одновременным увеличением его выносной, ингибирующей и кольматирующей способностей. Недостатками системы являются ограниченная плотность (1,02-1,24 г/см³), недостаточно высокая ингибирующая активность и устойчивость к хемогенным отложениям.

Известен синтетический буровой раствор (патент РФ 2729284 С1, МПК C09K 8/36 (2006.01), дата публикации 05.08.2020 Бюл. №22), принят в качестве прототипа.

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; понизитель фильтрации 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. Дисперсионная среда представляет собой смесь моноалкильных эфиров жирных кислот, которые получают реакцией переэтерификации из растительных масел.

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.

Недостатками данного раствора являются ограниченная для вскрытия отложений с высокими поровыми давлениями плотность раствора, недостаточная устойчивость к хемогенным отложениям за счет использования в качестве водной фазы раствора хлорида кальция.

Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка стабильного эмульсионного бурового раствора на основе биоразлагаемых моноалкиловых эфиров жирных кислот растительного происхождения для обеспечения устойчивости стенок скважин при совместном вскрытии глинистых и хемогенных пород, характеризующихся, в том числе, аномально высокими поровыми давлениями.

Техническим результатом заявленного изобретения является получение стабильного в диапазоне плотности 950-2500 кг/м³ эмульсионного бурового раствора, который обеспечивает повышенную эффективность выноса шлама при совместном вскрытии хемогенных и глинистых отложений, высокую псевдопластичность, а также ингибирующую способность.

Указанный технический результат достигается за счет разработки эмульсионного бурового раствора, включающего масляную фазу, органофильный бентонит - продукт взаимодействия бентонитовой глины с четвертичной аммониевой солью, полярную фазу, многоатомный спирт, регулятор вязкости, эмульгатор, гидрофобизатор, понизитель фильтрации, утяжелитель, содержащего в качестве масляной фазы моноалкиловые эфиры жирных кислот растительного масла - биодизель, в качестве указанного органофильного бентонита органобентонит «Полиолеогель», в качестве полярной фазы водный раствор формиата натрия 30 мас.%, в качестве многоатомного спирта глицерин, регулятор вязкости «Полиойлчек ВИС А» - раствор высокомолекулярного полиизобутилена в минеральном масле, в качестве эмульгатора поверхностно-активное вещество «Полиойлчек-Стаб» марки АФ - углеводородный раствор смеси биполярных органических ионитов линейной или трехмерной структуры и сложных эфиров жирных кислот и монометилового эфира диэтиленгликоля, гидрофобизатор «Полиойлчек Гидрофоб» - продукт на основе производных ароматических сульфокислот, в качестве понизителя фильтрации «Полиойлчек Фильтр» марки Э - раствор амидов жирных кислот С₁₀-C₁₈ в минеральном масле или «Полиойлчек Фильтр» марки Э и «Полиойлчек Фильтр» марки АСФ - мелкодисперсный твердый углеводородный материал и/или известково-битумный концентрат - смесь битума, эфиров жирных кислот и гашеной извести в равных массовых соотношениях, в качестве утяжелителя - Микромрамор МР-4 или Микромрамор МР-4 и смесь барита и микробарита и/или барит при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Биодизель 36,0-61,0 Эмульгатор «Полиойлчек Стаб» марки АФ 1,0-2,1 Органобентонит «Полиолеогель» 0,8-2,4 Регулятор вязкости «Полиойлчек ВИС А» 0-1,7 Понизитель фильтрации «Полиойлчек Фильтр» марки Э 1,0-2,0 Понизитель фильтрации «Полиойлчек Фильтр» марки АСФ 0-1,6 Глицерин 1,4-12,8 Указанный раствор формиата натрия 1,4-13,4 Известково-битумный концентрат 0-1,0 Микромрамор МР-4 3,0-21,6 Гидрофобизатор «Полиойлчек Гидрофоб» 0-1,1 Смесь барит 25% и микробарит 75% 0-18,8 Смесь барит 55,5% и микробарит 44,5% 0-37,5 Барит 0-37,5

При осуществлении заявленного технического решения поставленная техническая задача решается за счет применения инертных к породе материалов и реагентов, которые по совокупности обеспечивают оптимальные структурно-реологические и фильтрационные свойства, высокую псевдопластичность и ингибирующую способность, что способствует сохранению естественной проницаемости продуктивных пластов.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов в заявляемой системе бурового раствора, совместное применение которых позволяет получить буровой раствор, имеющий высокую стабильность и ингибирующие характеристики.

Для выявления более эффективной эмульсионной системы бурового раствора приготавливали шесть составов, концентрации каждого из компонентов которых указаны в таблице 1 - компонентные составы заявленных эмульсионных систем буровых растворов и бурового раствора по патенту RU 2729284 С1. Все шесть заявленных эмульсионных систем были приготовлены по стандартной методике, а далее сравнивались их показатели в сравнении с каким-либо ранее известным составом для достижения заявленного технического результата. А именно, сравнение осуществлялось с буровым составом по патенту РФ RU 2729284 С1.

Для приготовления эмульсионных систем бурового раствора использовали следующие компоненты.

В качестве масляной фазы использовали экологически безопасные моноалкиловые эфиры жирных кислот растительного масла (производитель ОАО «Могилевхимволокно», ТУ РБ 190276737.001-2004) которые не загрязняют окружающую среду, имеют высокую температуру вспышки и обладают хорошими смазочными характеристиками. За счет входящих в указанную масляную фазу полярных эфирных групп данный компонент способствует стабилизации эмульсии в исследуемом диапазоне плотности.

В качестве дисперсной среды использовали полярную фазу (водный раствор формиата натрия (HCOONa, ТУ 432-011-00203803-98)) и многоатомный спирт (глицерин, ГОСТ 6824-96). Формиат натрия необходим для повышения минерализации водной фазы до уровня, при котором вода не воздействует на гидрофильные породы и шлам. Имеет 4-й класс опасности согласно ГОСТ 12.1.007 и является биоразлагаемым. И формиат натрия, и глицерин являются ингибиторами, при этом глицерин необходим для ингибирования набухания глин. Совместное использование ингибиторов двух типов - соли (формиат натрия) и многоатомного спирта (глицерин) способствует инертности по отношению к глинистым породам и солям.

В качестве органобентонита применялся реагент «Полиолеогель» (ТУ 2458-070-97457491-2012, производитель АО «НПО Полицелл»). Указанный органобентонит представляет собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с четвертичной аммониевой солью. В данной системе этот компонент необходим для регулирования реологических свойств бурового раствора, повышения седиментационной стабильности в исследуемом диапазоне плотности, обеспечения высокой псевдопластичности.

Эмульгатор «Полиойлчек Стаб» марка АФ (опытный образец) (ТУ 2458-071-97457491-2012, производитель АО «НПО Полицелл»), являющийся поверхностно-активным веществом, представляет собой углеводородный раствор смеси биполярных органических ионитов линейной или трехмерной структуры (полиамфолита) и сложных эфиров жирных кислот и монометилового эфира диэтиленгликоля (изготовлен на основе модифицированного амидоамина - раствора алкенилсукцинимида в минеральном масле), необходим для стабилизации эмульсионной системы.

Регулятор вязкости «Полиойлчек ВИС А» (ТУ 2458-074-97457491-2012, производитель АО «НПО Полицелл») представляет собой раствор высокомолекулярного полиизобутилена в минеральном масле. Добавка регулятора вязкости в состав раствора, загущая дисперсионную среду, повышает структурно-реологические свойства и псевдопластичность, увеличивает вязкость фильтрата и снижает фильтратоотдачу раствора.

Понизитель фильтрации жидкий «Полиойлчек Фильтр» марка Э (ТУ 2458-072-97457491-2012, производитель АО «НПО Полицелл») - раствор амидов жирных кислот С₁₀-C₁₈ в минеральном масле, добавка для снижения фильтрационных характеристик системы, в составе которой содержатся природные органические материалы, способствующие дополнительному снижению объема фильтрата и формирующие более тонкую и прочную фильтрационную корку, что способствует инертности системы по отношению к глинистым и хемогенным интервалам.

Понизитель фильтрации сухой «Полиойлчек Фильтр» марка АСФ (ТУ 2458-072-97457491-2012, производитель АО «НПО Полицелл») - мелкодисперсный твердый углеводородный материал (блестящая хрупкая разновидность асфальтита, природный асфальт, смолистый углеводород с температурой плавления выше 180 градусов), хорошо совместимый с растворами, необходим для снижения фильтрации эмульсионной системы, что, в конечном итоге, снижает набухание глин. Даже небольшое количество добавки позволяет изменить качественные характеристики системы раствора. Данный наполнитель покрывает скважинный ствол тонким слоем фильтровальной корки. Благодаря этому изолируются водопоглощающие слои глины и сланцев. Добавка обладает смазывающей способностью, что дополнительно защищает буровую компоновку от налипания выработки при снижении давления.

Гидрофобизатор «Полиойлчек Гидрофоб» (ТУ 2458-073-97457491-2012, производитель АО «НПО Полицелл») - продукт на основе производных ароматических сульфокислот, продукт амидирования смеси жирных кислот и жирных спиртов, необходим в качестве смачивающей добавки. Реагент адсорбируется на твердых частицах утяжелителя в растворе, обеспечивает гидрофобизацию частиц твердой фазы (в первую очередь, мраморного утяжелителя и барита) в растворах на неводной основе, что повышает седиментационную стабильность системы при плотности 1500-2500 кг/м³.

Известково-битумный концентрат (ИБК) - компонент на основе строительного битума и негашеной извести. Является понизителем фильтрации, представляет собой смесь битума, эфиров жирных кислот и гашеной извести в равных массовых соотношениях. Обеспечивает высокую ингибирующую способность за счет формирования гидрофобной непроницаемой битумной фильтрационной корки.

В качестве утяжелителей применяли Микромрамор МК-10, либо барит, либо смесь барита с микробаритом.

Микромрамор (СаСО₃) «МК-10» (ТУ 5716-003-52817785-03) имеет высокую седиментационную устойчивость, выполняет роль утяжелителя, а также формирует прочную фильтрационную корку.

Барит (BaSO₄) (ГОСТ 4682) - применяется для обеспечения более высокой плотности по сравнению с карбонатным утяжелителем. Барит имеет оптимальный гранулометрический состав, способствует снижению фильтратоотдачи.

Микробарит (BaS0₄) (ТУ 1770-004-40705684-2001) ввиду высокой дисперсности не подвержен седиментации, используется для утяжеления раствора и снижения фильтратоотдачи.

В стакан высокоскоростной мешалки «Hamilton Beach» помещается 300 г биодизеля. При постоянном перемешивании вводится навеска 10 г органоглины «Полиолеогель», осуществляется перемешивание в течение 15 минут на максимальной скорости мешалки. Скорость переключают на первую до конца приготовления эмульсии. Далее вводят регулятор реологии «Полиойлчек «ВИС А» в количестве 7,5 г в течение 10 минут.

Осуществляется введение эмульгатора в количестве 10 г, перемешивание в течение 10 минут. Готовится 30% раствор формиата натрия. 62 г приготовленного раствора формиата натрия, смешивается с 62 г трехатомного спирта (глицерина). Далее при непрерывном перемешивании через делительную воронку покапельно вводится данная смесь (дисперсная фаза) в основу (дисперсионную среду).

Ввод и перемешивание происходит в течение 25 минут. Далее вводится понизитель фильтрации «Полиойлчек «Фильтр Э» в количестве 7,5 г, «Полиойлчек Фильтр» марка АСФ в количестве 5 г, перемешивание происходит в течение 10 минут. Вводится микромрамор в количестве 21 г, перемешивание происходит в течение 15 минут.

Аналогичным образом готовили остальные из заявленных эмульсионных систем с различным количественным соотношением компонентов, при этом барит и микробарит вводили на высокоскоростной мешалке, перемешивали 15 минут.

Растворы 2-5 содержат компоненты предлагаемой рецептуры в различных концентрациях. Растворы № 1 и № 6 приведены в таблице в качестве экспериментальных и содержат компоненты в количествах ниже нижнего и выше верхнего предела исследуемого диапазона, но при таких соотношениях поставленная задача не достигается.

В лабораторных условиях определяли следующие свойства заявляемого и известного бурового раствора по патенту RU 2729284 С1: плотность, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации НРНТ, показатель электростабильности, показатель продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором, стабильность параметров бурового раствора при воздействии повышенной температуры, также рассчитывали показатель псевдопластичности n. (Таблица 2 - Показатели свойств эмульсионных систем бурового раствора и бурового раствора по патенту RU 2729284 С1).

Плотность бурового раствора определяли с использованием рычажных весов производства OFITE (США).

Структурно-механические и реологические свойства раствора (пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига) определяли с помощью ротационного вискозиметра модели 900 производства OFITE (США) по ГОСТ 33697-2015.

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

Показатель электростабильности растворов определяли с использованием анализатора стабильности эмульсий производства OFITE (США).

Для оценки ингибирующей активности раствора по отношению к глинам определяли показатель продольного набухания спрессованных образцов глины при контакте с раствором с применением тестера линейного набухания глинистых пород в динамических условиях производства OFITE (США). Для проведения исследований использовали спрессованные образцы (в форме «таблеток»). Для проведения эксперимента был выбран Ереванский глинопорошок марки ПБВ ТУ 39-01147001-105-93 (Саригюхский бентонит). Материал высушивали при температуре 105°С в течение 2 часов. Глинопорошок прессовали при давлении 6000-7000 psi на компакторе «OFITE» (30 мин). Масса навески составила 10 г. В качестве контроля использовали дистиллированную воду по ГОСТ 6709. Конечной точкой эксперимента выбрали время 16 часов. Эксперимент выполняли согласно инструкции к установке «Dynamic Linear Swellmeter».

Для оценки совместимости раствора с хемогенными отложениями в эмульсионный раствор вводили 20% (по массе) крупнокристаллической поваренной соли (NaCl) с размером зерен не менее 3 мм и перемешивали систему в течение 3 часов при температуре 23±3°С на мешалке 50-60 об/мин. После этого процеживали раствор через сетку 1-1,5 мм. Определяли плотность и параметры процеженного бурового раствора. Затем собирали с поверхности сетки твердую фазу, отмывали дизельным топливом от следов раствора, промокали фильтровальной бумагой и взвешивали. По результатам опытов (сравнение плотности раствора до и после введения соли, сравнение массы навески соли до введения в буровой раствор и собранной на поверхности сетки при процеживании раствора) определяли ингибирующую способность системы к предотвращению растворения поваренной соли.

Расчет показателя степени в уравнении псевдопластического течения эмульсии (уравнение Оствальда-Вейля) производился методом линеализации степенного уравнения (τ=τо+К⋅γⁿ) в переходной области скоростей сдвига, в которой наблюдается переход системы от ползучего течения (максимальная ньютоновская вязкость) к течению с предельно разрушенной структурой (наименьшая ньютоновская вязкость). Степенное уравнение описывает переходное состояние системы, в котором эффективная (так называемая, «пластическая») вязкость понижается с ростом градиента скорости сдвига. Для оценки диапазона скоростей сдвига, пригодного для описания степенной моделью, строится график зависимости эффективной вязкости системы от скорости сдвига.

Исходя из сведений, приведенных в таблице 2, можно видеть, что эмульсионная система № 1 имеет более низкие ингибирующие и структурно-реологические свойства, характеризуется более высокой псевдопластичностью, фильтратоотдачей. Эмульсионная система № 6 имеет низкую стабильность и высокую фильтратоотдачу.

Остальные эмульсионные системы имеют по сравнению с известным буровым раствором по патенту следующие преимущества:

- широкий диапазон плотности (950-2500 кг/м³), обеспечивающий возможность использования системы в зонах с различными пластовыми давлениями;

- повышенную ингибирующую способность за счет совместного использования глицерина и формиата натрия в водной фазе;

- высокую электростабильность при повышении плотности.

Указанные особенности заявленных рецептур обеспечивают эмульсионным системам повышенную инертность по отношению к глинистым и солевым интервалам.

Совместное использование реагентов-стабилизаторов, гидрофобизатора, структурообразователя в масляной фазе и формиата натрия с глицерином в водной фазе обеспечивает оптимальные технологические, а также высокие ингибирующие свойства эмульсионной системы.

Таблица 1 - Составы эмульсионного бурового раствора и бурового раствора по патенту RU 2729284 С1

Таблица 2 - Показатели свойств эмульсионного бурового раствора и бурового раствора по патенту RU 2729284 С1

Изобретение относится к бурению и заканчиванию нефтяных и газовых скважин. Технический результат – стабильность бурового раствора в диапазоне плотности 950-2500 кг/м³, повышенная эффективность выноса шлама при совместном вскрытии хемогенных и глинистых отложений, высокая псевдопластичность и ингибирующая способность. Эмульсионный буровой раствор для совместного вскрытия хемогенных и глинистых отложений содержит, мас.%: масляную фазу – биодизель 36,0-61,0; эмульгатор «Полиойлчек Стаб» марки ΑΦ 1,0-2,1; органобентонит «Полиолеогель» 0,8-2,4; регулятор вязкости «Полиойлчек ВИС А» 0-1,7; раствор амидов жирных кислот C₁₀-C₁₈ в минеральном масле - понизитель фильтрации «Полиойлчек Фильтр» марки Э 1,0-2,0; мелкодисперсный твердый углеводородный материал и/или известково-битумный концентрат - смесь битума, эфиров жирных кислот и гашеной извести в равных массовых соотношениях - понизитель фильтрации «Полиойлчек Фильтр» марки АСФ 0-1,6; глицерин 1,4-12,8; водный раствор формиата натрия 30 мас.%-ный 1,4-13,4; смесь битума, эфиров жирных кислот и гашеной извести в равных массовых соотношениях - известково-битумный концентрат 0-1,0; микромрамор МР-4 3,0-21,6; продукт на основе производных ароматических сульфокислот - гидрофобизатор «Полиойлчек Гидрофоб» 0-1,1; смесь барита 25% и микробарита 75% 0-18,8; смесь барита 55,5% и микробарита 44,5% 0-37,5; барит 0-37,5. 2 табл.

Эмульсионный буровой раствор для совместного вскрытия хемогенных и глинистых отложений, включающий масляную фазу, органофильный бентонит - продукт взаимодействия бентонитовой глины с четвертичной аммониевой солью, полярную фазу, многоатомный спирт, регулятор вязкости, эмульгатор, гидрофобизатор, понизитель фильтрации, утяжелитель, отличающийся тем, что содержит в качестве масляной фазы моноалкиловые эфиры жирных кислот растительного масла - биодизель, в качестве указанного органофильного бентонита органобентонит «Полиолеогель», в качестве полярной фазы водный раствор формиата натрия 30 мас.%-ный, в качестве многоатомного спирта глицерин, регулятор вязкости «Полиойлчек ВИС А» - раствор высокомолекулярного полиизобутилена в минеральном масле, в качестве эмульгатора поверхностно-активное вещество «Полиойлчек-Стаб» марки АФ - углеводородный раствор смеси биполярных органических ионитов линейной или трехмерной структуры и сложных эфиров жирных кислот и монометилового эфира диэтиленгликоля, гидрофобизатор «Полиойлчек Гидрофоб» - продукт на основе производных ароматических сульфокислот, в качестве понизителя фильтрации «Полиойлчек Фильтр» марки Э - раствор амидов жирных кислот C₁₀-C₁₈ в минеральном масле или «Полиойлчек Фильтр» марки Э и «Полиойлчек Фильтр» марки АСФ - мелкодисперсный твердый углеводородный материал и/или известково-битумный концентрат - смесь битума, эфиров жирных кислот и гашеной извести в равных массовых соотношениях, в качестве утяжелителя - микромрамор МР-4 или микромрамор МР-4 и смесь барита и микробарита и/или барит при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Биодизель 36,0-61,0 Эмульгатор «Полиойлчек Стаб» марки ΑΦ 1,0-2,1 Органобентонит «Полиолеогель» 0,8-2,4 Регулятор вязкости «Полиойлчек ВИС А» 0-1,7 Понизитель фильтрации «Полиойлчек Фильтр» марки Э 1,0-2,0 Понизитель фильтрации «Полиойлчек Фильтр» марки АСФ 0-1,6 Глицерин 1,4-12,8 Указанный раствор формиата натрия 1,4-13,4 Известково-битумный концентрат 0-1,0 Микромрамор МР-4 3,0-21,6 Гидрофобизатор «Полиойлчек Гидрофоб» 0-1,1 Смесь барита 25% и микробарита 75% 0-18,8 Смесь барита 55,5% и микробарита 44,5% 0-37,5 Барит 0-37,5