Безглинистый утяжеленный буровой раствор

Авторы патента:

C09K8/08 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2481374:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - улучшение качества бурового раствора путем снижения водоотдачи, улучшения структурно-реологических свойств, повышение ингибирующих свойств, снижение поверхностного натяжения на границе «фильтрат-нефть», повышение стойкости к действию высоких температур и высоких концентраций пластовых солей, что в совокупности ведет к сохранению первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми. Безглинистый утяжеленный буровой раствор содержит, мас.%: структурообразователь ксантановый биополимер КК - "Робус" 0,3-0,5, реагент стабилизатор карбоксиметилированный крахмал 3-4, ингибитор - хлорид калия 4-5, регулятор pH - кальцинированную соду 0,5-0,7, бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ 0,03-0,05, пеногаситель Пента-461 на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов 0,02-0,06, барит 30-70 или шлак, получаемый при выплавке ферромолибдена, 15-80 и воду остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к безглинистым утяжеленным буровым растворам для вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД).

Известен безглинистый буровой раствор для бурения скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (пат. RU №2170753, опубл. 20.7.2001), включающий воду и акриловый ингредиент, содержит воду минерализованную, в качестве акрилового ингредиента - полиакриламид и дополнительно - длинноцепочечный полимер анионной целлюлозы и силикат натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: полиакриламид 0,1-0,3, указанная целлюлоза 0,2-0,25, силикат натрия 1,0-1,5, вода минерализованная - остальное, причем в качестве воды минерализованной он содержит пластовую воду.

Недостатком является низкая плотность бурового раствора, а при увеличении плотности возрастает условная вязкость и раствор становится непрокачиваемым.

Известен буровой раствор (авт.св. SU №1776689, опубл.23.11.1992), содержащий мас.%: бентонитовый глинопорошок 1-4, акриловый полимер 0,1-0,4, хлорид калия 1,0-2,0, карбоксиметилцеллюлоза 0,1-0,2, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза или оксиэтилцеллюлоза 0,05-0,20, баритовый утяжелитель 30,0-70,0, вода - остальное.

Недостатком данного раствора являются ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик пород в пластах с АВПД после проникновения фильтрата раствора в пласт. Это связано с тем, что данный раствор обладает высокой водоотдачей и низким статическим напряжением сдвига.

Известен утяжеленный буровой раствор (пат. RU №2235751, опубл. 10.09.2004), принятый за прототип, содержащий мас.%: структурообразователь глину 5-10, стабилизатор КМЦ-900 0,2-0,3, ингибитор глин хлористый калий 3-5, регулятор pH гидроксид калия 0,2-0,3, пластификатор КССБ-2М 0,2-0,3, утяжелитель барит 30-65, смазочную добавку ДСБ-4ТТП 0,3-0,5, флокулянт - унифлок или праестол 0,001-0,004 и воду - остальное.

Недостатками являются низкая седиментационная устойчивость бурового раствора, повышенная водоотдача, что приводит к кольматации перового пространства продуктивного пласта продуктами реакций и уменьшению в результате этого его фильтрационно-емкостных свойств.

Задача изобретения - сохранение первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с АВПД.

Техническим результатом изобретения является улучшение качества бурового раствора путем снижения водоотдачи, улучшения структурно-реологических свойств, повышение ингибирующих свойств, снижение поверхностного натяжения на границе «фильтрат-нефть», повышение стойкости к действию высоких температур и высоких концентраций пластовых солей, что в совокупности ведет к сохранению первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с АВПД.

Технический результат достигается тем, что в безглинистом утяжеленном буровом растворе, содержащем реагент стабилизатор, ингибитор гидратации глинистых частиц - хлорид калия, регулятор pH, утяжелитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит структурообразователь ксантановый биополимер КК-"Робус", бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ, пеногаситель на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов Пента-461, при этом в качестве реагента стабилизатора содержит карбоксиметилированный крахмал, в качестве регулятора pH - кальцинированную соду, а в качестве утяжелителя - барит или шлак, получаемый при выплавке ферромолибдена, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

КК-"Робус"	0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал	3-4
Хлорид калия	4-5
Кальцинированная сода	0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ	0,03-0,05
Барит	30-70
Пента-461	0,02-0,06
Вода	Остальное
или, мас.%:
КК-"Робус"	0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал	3-4
Хлорид калия	4-5
Кальцинированная сода	0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ	0,03-0,05
Шлак, получаемый при
выплавке ферромолибдена	15-80
Пента-461	0,02-0,06
Вода	Остальное

Буровой раствор содержит пресную воду с добавкой хлорида натрия до плотности 1180 кг/м³.

Использование в качестве структурообразователя ксантанового биополимера КК-"Робус". который представляет собой линейный полисахарид неионогенного типа, повышает вязкость буровых растворов, статическое и динамическое напряжение сдвига. Биополимер выпускают в виде порошка от светлого до серого цвета, с термостойкостью до 120°C; ферментативно неустойчив. Водный раствор биополимера имеет pH 6,5.

Использование в качестве реагента стабилизатора карбоксиметилированного крахмала, относящегося к числу естественных полимеров - полисахаридов, снижает фильтрации пресных, средне- и высокоминерализованных растворов при наличии любых солей при температуре до 120°C. Карбоксиметилированный крахмал представляет собой порошок бело-желтого цвета, с содержанием основного вещества не менее 60%, влажностью не более 12,5%. Реагент легко растворяется в воде любой минерализации. Использование КМК менее 3% приводит к увеличению водоотдачи, уменьшению вязкости и стабильности раствора. Увеличение значения более 4% приводит к увеличению вязкости. Однако введение КМК приводит к вспениванию раствора.

Использование в качестве ингибитора хлорида калия приводит к уменьшению набухания глинистых частиц в пластах, за счет способности иона K⁺ связывать элементарные глинистые частицы между собой, предотвращая их гидратацию, то есть проявляется отрицательная гидратация. Исследования характера взаимодействия глин с растворами солей калия показывают, что степень набухания в пределах 4-5%-ной концентрации соли достигает минимальных значений. Дальнейшее увеличение концентрации хлорида калия до 6-7% не приводит к заметным изменениям показателей набухания, а уменьшение концентрации хлорида калия до 3% увеличивает период набухания глин. Хлорид калия представляет собой светлый мелкокристаллический порошок плотностью 1,98 г/см³. Использование хлористого калия в растворах для вскрытия продуктивных пластов снижает негативные последствия контакта водной фазы с глинистым цементом пласта.

Использование кальцинированной соды обеспечивает регулирование pH бурового раствора за счет связывания агрессивных ионов кальция и магния, попадающих в раствор с пластовыми водами, гипсом, ангидридом и цементом. Кальцинированная сода (Na₂CO₃) - белый мелкокристаллический порошок плотностью 2,5 г/см³ с содержанием основного вещества 99%.

Использование при содержании в растворе крахмала Катамина АБ обеспечивает предотвращение ферментативного разложения бурового раствора. Катамин АБ представляет собой бактерицид общего действия, в виде вязкой прозрачной жидкости от бесцветного до желтого цвета.

Использование пеногасителя Пента-461 в количестве 0,02-0,06% по массе предотвращает образование пены в растворе. Пента-461 - композиционный пеногаситель, на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов. Используют в качестве пеногасящей или антивспенивающей добавки в водные (образует дисперсию при перемешивании) и неводные (жирорастворимые) системы. Применяют в широком диапазоне температур от -40°C до +250°C.

Барит в количестве 30-70% по массе или шлак в количестве 15-80% по массе, получаемый при выплавке ферромолибдена из обожженного молибденового концентрата по ТУ 14-5-88-77, выполняет функцию утяжелителя системы.

Приготовление предлагаемого бурового раствора осуществляют путем последовательного смешения исходных реагентов.

Пример приготовления бурового раствора в лабораторных условиях. К 500 мл воды дозируют кальцинированную соду 2,5 г до достижения pH воды 9-10 единиц, карбоксиметилированный крахмал 20 г, вводят пеногаситель Пента-461 0,3 мл, бактерицид Катамин АБ 0,3 мл, хлорид калия 25 г. Производят перемешивание суспензии в механическом перемешивателе не менее 90 минут. Затем дозируют биополимер КК-"Робус" 2 г. Производят перемешивание суспензии не менее 2,5-3 часа до полного растворения полимеров. Готовую суспензию утяжеляют до требуемой плотности.

В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов - приведены в табл. на фиг.1 и 3. В лабораторных условиях исследовали следующие свойства заявляемого бурового раствора:

- водородный показатель замеряли на приборе рН-150М;

- плотность (ρ, кг/м³) замеряли на рычажных весах-плотномере ВПР-1;

- условную вязкость (Т, с) замеряли на приборе СПВ-5;

- статическое напряжение сдвига (СНС_1/10, дПа) замеряли на приборе СНС-2;

- показатель водоотдачи (Ф, см³/30 мин) замеряли на приборе ВМ-6;

- стабильность бурового раствора (кг/м³) - на приборе ЦС-2;

- структурно-реологические свойства: предельное динамическое напряжение сдвига (τ₀, дПа), показатель псевдопластичности (n) и показатель консистенции (К, Па·cⁿ) замеряли на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1;

- набухаемость глинистых частиц замеряли на приборе ПНГ-2М;

- поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора определяли на тензиометре Kruss;

Составы и свойства растворов приведены соответственно в таблицах 2 и 4.

В таблице на фиг.5 представлены результаты измерения поверхностного натяжения бурового раствора на границе "фильтрат-нефть" и "фильтрат-воздух". Наилучшие результаты показал предлагаемый состав биополимерного бурового раствора. Поверхностное натяжение на границе «фильтрат-нефть» уменьшается в 3 раза по сравнению с водой и в 1,5 раза меньше по сравнению с прототипом.

Таким образом, буровой раствор обладает высокими структурно-реологическими, ингибирующими, фильтрационными свойствами, снижает поверхностное натяжение на границе «фильтрат-нефть», имеет повышенную стойкость к действию высоких температур и высоких концентраций пластовых солей, что в совокупности ведет к сохранению первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с АВПД.

Таблица 1
№ состава	Компонентный состав, мас.%
КК-"Робус"	КМК	KCl	Сода	Катамин АБ	Пента	Барит	NaCl	Вода
1	0,3	4	5	0,5	0,25	0,03	30	29	Остальное
2	0,3	4	5	0,5	0,25	0.03	40	29	Остальное
3	0,3	4	5	0,5	0,25	0,03	50	29	Остальное
4	0,3	4	5	0,5	0,25	0,03	60	29	Остальное
5	0,3	4	5	0,5	0,25	0,03	70	29	Остальное
6	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	30	29	Остальное
7	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	40	29	Остальное
8	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	50	29	Остальное
9	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	60	29	Остальное
10	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	70	29	Остальное
11	0,5	4	5	0,5	0,25	0,03	30	29	Остальное
12	0,5	4	5	0,5	0,25	0,03	40	29	Остальное
13	0,5	4	5	0,5	0,25	0,03	50	29	Остальное
14	0,5	4	5	0,5	0,25	0,03	60	29	Остальное
15	0,5	4	5	0,5	0,25	0,03	70	29	Остальное

Таблица 2
№ состава	ρ, кг/м³	Т, с	CHC_1/10, дПа	Ф, см³/30 мин	Стабильность, кг/м³	τ₀, Па	К, Па·cⁿ	n
1	1360	43	54/59	6	19	7,7	0,36	0,6233
2	1440	68	61/65	4	21	8,5	0,42	0,6146
3	1520	89	74/78	4	21	13,5	0,78	0,5917
4	1560	125	89/94	3	23	13,1	0,95	0,5931
5	1640	134	105/109	3	25	14,5	1,22	0,5985
6	1360	56	66/68	5	17	12,1	0,42	0,6589
7	1440	78	81/85	5	16	16	1,35	0,6518
8	1520	93	91/95	3	19	16,2	0,81	0,6347
9	1560	109	104/109	2	21	18,5	1,14	0,6185
10	1640	142	120/131	3	23	19,1	0,83	0,6297
11	1360	64	72/75	3	17	10,9	1,16	0,7253
12	1440	89	89/94	3	17	14,3	1,25	0,7119
13	1520	107	95/115	2	18	19,9	1,74	0,6928
14	1560	126	124/129	3	20	28,1	1,46	0,6571
15	1640	154	145/149	2	20	30,9	1,85	0,6524

Таблица 3
№ состава	КК-"Робус"	КМК	KCl	Сода	Катамин АБ	Пента	Указанный шлак	Вода
16	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	15	Остальное
17	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	26	Остальное
18	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	40	Остальное
19	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	53	Остальное
20	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	66	Остальное
21	0,4	4	5	0,5	0,25	0,03	80	Остальное

Таблица 4
№ состава	ρ, кг/м³	Т, с	СНС_1/10, дПа	Ф, см³/30 мин	Стабильность, кг/м³	τ₀, Па	К, Па·cⁿ	n
16	1080	44	19/24	5	6	0,01	0,876	0,59
17	1190	50	34/39	6	11	1,59	1,57	0,52
18	1270	74	54/60	4	16	2,86	1,88	0,43
19	1340	96	86/92	6	21	4,62	2,49	0,49
20	1490	120	122/129	3	28	5,78	3,51	0,45
21	1540	143	135/143	3	32	8,22	4,23	0,43

Таблица 5
Составы растворов	"фильтрат-воздух"	"фильтрат-нефть"
	Температура, "С
	20	60	20	60
Поверхностное натяжение, мН/м
Дистиллированная вода	73	68	16	13
Глина 4% + ПАА 0,4% + KCl 2,0 + КМЦ 0,2 + оксиэтилцеллюлоза 0,20	59,5	56	15	12
ПАА 0,3% + целлюлоза 0,2% + силикат натрия 1,5%	48,5	41,6	23	17
Глина 5% + КМЦ-900 0,3% + KCl 5% + KOH 0,3% + КССБ-2М 0,3% + ДСБ-4ТТП 0,5 + праестол 0,004 (прототип)	41,5	38,6	8,5	6,8
КК-"Робус" 0,3% + КМК 4% + KCl 5% + Na₂CO₃ 0,5% + Катамин АБ 0,25% + Пента 0,03% (заявляемый раствор)	39,5	35	6	4,5

1. Безглинистый утяжеленный буровой раствор, содержащий реагент стабилизатор, ингибитор - хлорид калия, регулятор pH, утяжелитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит структурообразователь ксантановый биополимер КК - "Робус", бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ, пеногаситель на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов Пента-461, при этом в качестве реагента стабилизатора содержит карбоксиметилированный крахмал, в качестве регулятора pH - кальцинированную соду, а в качестве утяжелителя - барит или шлак, получаемый при выплавке ферромолибдена, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

КК - "Робус"	0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал	3-4
Хлорид калия	4-5
Кальцинированная сода	0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ	0,03-0,05
Барит	30-70
Пента-461	0,02-0,06
Вода	остальное

или, мас.%:

КК - "Робус"	0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал	3-4
Хлорид калия	4-5
Кальцинированная сода	0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ	0,03-0,05
Шлак, получаемый при
выплавке ферромолибдена	15-80
Пента-461	0,02-0,06
Вода	Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он содержит пресную воду с добавкой хлорида натрия до плотности 1180 кг/м³.

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). .

Состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах // 2480504

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах при низких температурах.

Состав для водоизоляционных работ в газовых скважинах // 2480503

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах при разработке газовых и газо-конденсатных залежей с использованием химических реагентов.

Нейтрализатор сероводорода и меркаптанов // 2479615

Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Бактерицидный состав // 2479614

Изобретение относится к бактерицидным составам, применяемым, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности для подавления роста бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах и в заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии.

Бактерицидный состав // 2479614

Повышение плавучести материалов для обработки скважин // 2478779

Вязкоупругая композиция с улучшенной вязкостью // 2478777

Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного пласта при поддержании давления, согласно которому а) закачивают, по меньшей мере одним закачивающим устройством в контакте с подземным пластом, содержащим нефть, жидкость, содержащую смесь по меньшей мере: i) соленой водной среды, ii) смесь 2 цвиттер-ионных загущающих ПАВов или смесь 2 популяций этих ПАВов, имеющую бимодальный характер узких распределений групп R1, приведенных определений, в весовом содержании в интервале от 1 до 0,05 вес.%, предпочтительно от 0,5 до 0,1%, еще более предпочтительно от 0,4 до 0,15%, чтобы жидкость имела поверхностное натяжение на границе раздела воды и нефти, измеренное при температуре окружающей среды - 25°C, примерно 10 мН/м или меньше, и вязкость, измеренную при температуре 80°C и при градиенте сдвига 10 с-1, примерно 3 сПз или больше, отвечающих приведенным формулам; извлекают жидкость по меньшей мере одним средством добычи, находящимся в месте, отличном от того, где был введен полимер, причем указанная жидкость содержит нефть.

Сухая цементная смесь для цементирования буровых скважин // 2478681

Тампонажный раствор // 2477740

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленностям, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при изготовлении тампонажных растворов, предназначенных для крепления скважин.

Ингибитор гидратообразования кинетического действия // 2481375

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для обработки скважин и трубопроводов с целью предотвращения образования гидратов в них

Способ замедления осаждения проппанта в гидравлическом разрыве (варианты) // 2481469

Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта // 2482152

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин

Раствор для регенерации фильтров гидрогеологических скважин // 2482153

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения, в частности восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его через некоторое время работы вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей (СаСО 3, MgCO3, CaSO4)

Способ получения бороцирконатного раствора и его применение в качестве сшивающего агента в жидкостях гидроразрыва пласта // 2482154

Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче

Проппант // 2482155

Изобретение относится к производству проппантов, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта

Буровой раствор для промывки длиннопротяженных крутонаправленных скважин в условиях многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых пород и способ его применения // 2483091

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин

Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин // 2483092

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для глушения высокотемпературных скважин, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные скважины

Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения // 2483093

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений