Буровой раствор на углеводородной основе
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при высоких температурах. Технический результат - сохранение реологических и фильтрационных параметров бурового раствора на требуемом уровне в температурном диапазоне от 60° до 150°С. Буровой раствор на углеводородной основе включает, мас.%: жидкий парафин фракции С7-С22 52,7-56, органофильный глинопорошок 2,5-4,7, воду 1,5-9,5, формиат натрия или ацетат натрия 1,5-4,7, битумную мастику 5,6-7,9, эфир глицериновый талловой канифоли 1,5-7,1, нейтрализатор сероводорода 0,1-0,3, негидрофобизированный утяжелитель в количестве, обеспечивающем заданную плотность раствора. В качестве утяжелителя используют негидрофобизированный дисперсный мел или барит. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при высоких температурах.
В процессе строительства скважин в условиях, характеризующихся наличием солевых толщ, сероводорода и высоких температур, применение буровых растворов без направленной химической обработки по регулированию физико-химических свойств приводит к серьезным осложнениям: образованию каверн в результате растворения и размыва солей, возрастанию вязкости раствора при проникновении газа (сероводорода), температурной деструкции раствора.
Вопросу управления технологическими параметрами буровых растворов и предотвращения различных осложнений посвящено большое количество исследований. Однако существующие подходы к регулированию свойств промывочных жидкостей не позволяют в полной мере осуществлять управления их фильтрационными и реологическими свойствами.
Известен буровой раствор [Патент РФ 2208035 C1, C09K 7/06, 10.07.2003] на углеводородной основе, включающий синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, утяжелитель и структурообразователь, в качестве которого используют атактический полипропилен и парафин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Углеводородная основа | 65-80 |
| Синтетическая жирная кислота | 0,7-2,8 |
| Гидроксид натрия | 0,60-2,40 |
| Атактический полипропилен | 1,4-5,0 |
| Парафин | 0,70-3,0 |
| Утяжелитель | остальное. |
Известный буровой раствор обладает улучшенными реологическими характеристиками, повышенной стабильностью и может использоваться при высоких температурах. Недостатком известного раствора является использование в качестве углеводородной основы пожароопасного дизельного топлива.
Известен эмульсионный буровой раствор [Патент РФ 2211239 С1, С09К 7/06, 27.08.2003] на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, поверхностно-активный эмульгатор - эмультал, соэмульгатор - Полисил - ДФ, минерализованную водную фазу, в качестве структурообразователя и утяжелителя содержит гидрофобизированный утяжелитель на основе дисперсного мела при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Жидкий нефтепродукт | 25-60 |
| Указанный эмульгатор | 1,0-2,5 |
| Гидрофобизированный мел | 3-10 |
| Полисил - ДФ | 0,6-1,5 |
| Минерализованная водная фаза | остальное. |
Известный инвертный эмульсионный буровой раствор (ИЭБР) обладает повышенными реологическими показателями и низкой термической устойчивостью к высоким пластовым температурам. В своем составе содержит легковоспламеняющийся продукт - дизельное топливо, что может привести к возникновению пожаров на буровой площадке.
Задача, на которую направлено заявляемое изобретение, состоит в создании бурового раствора на углеводородной основе, предназначенного для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода.
Техническим результатом данного изобретения является получение бурового раствора, сохраняющего реологические и фильтрационные параметры для повышенных забойных температур на требуемом уровне (в температурном диапазоне от 60° до 150°С) при использовании негидрофобизированного утяжелителя.
Технический результат достигается тем, что буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, в качестве которого используют жидкий парафин фракции C7-C22, органофильный глинопорошок, такой как органобентонит, воду, минерализованную солями - электролитами, такими как или формиат натрия, или ацетат натрия; содержит также негидрофобизированный утяжелитель, такой как дисперсный мел или барит, битумную мастику (БМ) совместно с эфиром глицериновым талловой канифоли (ЭГТК), нейтрализатор сероводорода при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Жидкий парафин фракции C7-C22 | 52,7-56 |
| Органофильный глинопорошок | 2,5-4,7 |
| Вода | 1,5-9,5 |
| Формиат натрия, или ацетат натрия | 1,5-4,7 |
| БМ | 5,6-7,9 |
| ЭГТК | 1,5-7,1 |
| Нейтрализатор сероводорода | 0,1-0,3 |
| Негидрофобизированный утяжелитель | в количестве, |
| обеспечивающем заданную плотность раствора. |
Буровой раствор сохраняет устойчивость в условиях действия повышенных забойных температур за счет минерализации воды солью формиатом или ацетатом натрия, при использовании негидрофобизированного утяжелителя.
Буровой раствор обладает возможностью управления реологическими и фильтрационными показателями за счет применения БМ и ЭГТК.
Буровой раствор готовят следующим образом.
В отмеренное количество жидкого нефтяного продукта, такого как жидкий парафин фракции C7-C22, при постоянном перемешивании вводится органофильный глинопорошок. В образовавшуюся смесь добавляют воду, минерализованную солями - электролитами, такими как ацетат натрия, или формиат натрия. Компоненты тщательно перемешивают в течение 30 минут до распускания глинопорошка. Далее осуществляют ввод БМ и ЭГТК для достижения необходимых фильтрационных и реологических показателей соответственно.
Нейтрализация отрицательного воздействия сероводорода на буровой раствор достигается вводом реагентов-нейтрализаторов «ЖС-7» или «Калан» или «ПС-1», поскольку они способны растворяться в углеводородных средах, не изменяя при этом основные показатели приготавливаемого раствора.
Для обеспечения заданной плотности к буровому раствору добавляют негидрофобизированный утяжелитель, например дисперсный мел или барит, в количестве, обеспечивающем его заданную плотность. Ввод в раствор негидрофобизированного утяжелителя обеспечивает его седиментационную устойчивость при воздействиях повышенных пластовых температур.
Для определения оптимальной рецептуры промывочной жидкости были приготовлены буровые растворы с добавлением синтетических производных углеводородов, лигносульфонатов (табл.1) и солей (табл.2).
В таблице 1 приведены результаты экспериментальных исследований основных показателей буровых растворов, полученных добавлением в исходный раствор компонентов, предназначенных для снижения реологических и фильтрационных параметров, таких как талловое масло (ТМ), эфир глицериновой талловой канифоли (ЭГТК), глицерина, триэтиленгликоля или конденсированной сульфитспиртовой барды. Растворы были получены при перемешивании лопастной мешалкой с числом оборотов 5000 об/мин.
Как видно из таблицы 1, содержание в растворе многоатомных спиртов, глицерина (пример 6) или триэтиленгликоля (ТЭГ, пример 7) и лигносульфоната (конденсированной сульфитспиртовой барды КССБ, пример 8) приводит к значительному увеличению фильтрационных показателей. Добавление в исходный раствор ЭГТК приводит к снижению реологических показателей, однако содержание в растворе только эфира не обеспечивает достаточно низкого значения фильтрации (пример 5). При содержании в растворе одновременно ЭГТК и БМ улучшаются как реологические, так и фильтрационные показатели (пример 3).
Добавление в исходный раствор талового масла (пример 2) снижает показатель фильтрации, но не существенно. Сочетания талового масла и битумной мастики (пример 1) и талового масла и ЭГТК (пример 4) приводит к увеличению реологических показателей.
В таблице 2 показано влияние различных солей на основные показатели бурового раствора. Минерализация воды солями ацетатом натрия и формиатом натрия обеспечивает снижение фильтрации раствора (таблица 2, примеры 5, 6), низкий уровень вязкостных показателей как до, так и после термостатирования раствора при 200°С (примеры 5, 6) и сохранение седиментационной устойчивости растворов, о чем свидетельствует показатель их фильтрации, не увеличивающийся после термостатирования.
В таблице 3 приведены результаты по совместимости водорастворимых реагентов - нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами.
Добавленные в насыщенные растворы солей реагенты «ЖС-7», «Калан», «ПС-1» полностью растворяются и не приводят к пенообразованию (примеры 2-5, 10, 11, 14 и 15), в отличие от реагентов, вызывающих интенсивное пенообразование (примеры 1, 6-9, 12 и 13).
Перечисленные нейтрализаторы применяют для удаления сероводорода из воды.
Химический вспомогательный продукт на основе аминов «Калан» изготавливают по ТУ 2458-001-50771613-99, зарегистрирован 11.01.2000, введен в действие 22.11.1999, Код ОКП 245854.
«ПС-1» представляет собой смесь гетероциклических карбонильных и азотсодержащих соединений с добавлением ПАВ.
Реагент «ЖС-7» представляет собой порошок, состоящий: 98% Fe2O3 и 1.5-2.0 FeCl3.
В таблице 4 приведены параметры заявляемого бурового раствора, утяжеленного негидрофобизированным утяжелителем до плотностей 1740 кг/м3 и 2200 кг/м3. Утяжеленный мелом раствор позволяет увеличить реологические показатели, не изменяя при этом фильтратоотдачи.
Приведенные в табл.1-4 данные позволяют установить оптимальную рецептуру бурового раствора для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при повышенных температурах и обеспечить реологические и фильтрационные параметры на требуемом уровне.
| Таблица 1 | ||||
| Показатели бурового раствора при добавлении различных компонентов | ||||
| № | Состав раствора | Показатели раствора | ||
| Пластическая вязкость, мПа·с | Динамическое напряжение сдвига, Па | Фильтрация, см3/30 мин | ||
| 1 | 80% жидкий парафин + 8%ОБ + 4%вода + 4%БМ + 4%ТМ | 16 | 2,4 | 1,5 |
| 2 | 83,3% жидкий парафин + 8,3% ОБ + 4,2% вода + 4,2% ТМ | 9 | 2,2 | 9 |
| 3 | 74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% БМ + 7,4% ЭГТК | 9 | 3 | 1 |
| 4 | 74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% ТМ + 7,4% ЭГТК | 13 | 5,4 | 3,5 |
| 5 | 80% жидкий парафин + 8% ОБ + 4% вода + 8% ЭГТК | 16 | 6 | 5 |
| 6 | 86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% глицерин | 18 | 41 | 22 |
| 7 | 86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% ТЭГ | 15 | 33,2 | 24 |
| 8 | 86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% КССБ | 17 | 30,8 | 23 |
| Обозначения: ОБ - органобентонит; БМ - битумная мастика; ТМ - талловое масло; ЭГТК - эфир глицериновый талловой канифоли; ТЭГ - триэтиленгликоль; КССБ - конденсированная сульфитспиртовая барда. |
| Таблица 3 | |||
| Совместимость нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами. | |||
| № п/п | Солевой раствор, мас.% | Добавлен нейтрализатор (5 г/100 г р-ра) | Примечание |
| 1 | CaCl2 - насыщенный | Калан | Реагирует |
| 2 | KCl - насыщенный | Калан | Растворяется, не реагирует |
| 3 | NaCl - насыщенный | Калан | Растворяется, не реагирует |
| 4 | HCOONa - насыщенный | Калан | Растворяется, не реагирует |
| 5 | CH3COONa - насыщенный | Калан | Растворяется, не реагирует |
| 6 | NaCl - насыщенный | SAMPLE SV-120 | Растворяется, пенится |
| 7 | CaCl2 - насыщенный | SAMPLE SV-120 | Растворяется, пенится |
| 8 | HCOONa - насыщенный | SAMPLE SV-120 | Растворяется, пенится |
| 9 | CH3COONa - насыщенный | SAMPLE SV-120 | Растворяется, пенится |
| 10 | CaCl2 - насыщенный | ПС-1 | Растворяется, не реагирует |
| 11 | NaCl - насыщенный | ПС-1 | Растворяется, не реагирует |
| 12 | CaCl2 - насыщенный | ЛПЭ-11 | Растворяется, пенится |
| 13 | NaCl - насыщенный | ЛПЭ-11 | Растворяется, пенится |
| 14 | HCOONa - насыщенный | ЖС-7 | Растворяется, не реагирует |
| 15 | CH3COONa - насыщенный | ЖС-7 | Растворяется, не реагирует |
| Таблица 4 | |||
| Показатели утяжеленного баритом заявляемого бурового раствора | |||
| Показатели | Единица измерения | Пределы измерения | |
| при комнатной температуре | при 200°С | ||
| Показатели неутяжеленного бурового раствора плотностью 900 кг/м3 | |||
| Пластическая вязкость | мПа·с | 10-20 | 6-15 |
| Динамическое напряжение сдвига | Па | 1-10 | 1-10 |
| Фильтрация | см3/30 мин | 0-1 | 1-1,5 |
| Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 1740 кг/м3 | |||
| Пластическая вязкость | мПа·с | 35-50 | 20-40 |
| Динамическое напряжение сдвига | Па | 10-20 | 10-20 |
| Фильтрация | см3/30 мин | 0-1 | 1-2 |
| Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 2200 кг/м3 | |||
| Пластическая вязкость | мПа·с | 40-60 | 20-50 |
| Динамическое напряжение сдвига | Па | 10-30 | 10-30 |
| Фильтрация | см3/30 мин | 0-1 | 1-2 |
1. Буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, органофильный глинопорошок (ОБ), воду, минерализованную солями-электролитами, отличающийся тем, что он дополнительно содержит негидрофобизированный утяжелитель, нейтрализатор сероводорода, битумную мастику (БМ) совместно с эфиром глицериновым талловой канифоли (ЭГТК), в качестве соли электролита используют формиат натрия или ацетат натрия, в качестве жидкого нефтепродукта используют жидкий парафин фракции C7-C22 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Жидкий парафин фракции C7-C22 | 52,7-56 |
| Органофильный глинопорошок | 2,5-4,7 |
| Вода | 1,5-9,5 |
| Формиат натрия или ацетат натрия | 1,5-4,7 |
| БМ | 5,6-7,9 |
| ЭГТК | 1,5-7,1 |
| Нейтрализатор сероводорода | 0,1-0,3 |
| Утяжелитель | в количестве, обеспечивающем заданную плотность раствора |
2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве утяжелителя используют негидрофобизированный дисперсный мел или барит.
