Безглинистый высокощелочной буровой раствор с повышенными кольматирующими свойствами для бурения в агрессивных средах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению в условиях бактериальной, сероводородной и углекислотной агрессий, в том числе при строительстве скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа. Технический результат - разложение сероводорода как природного, так и биогенного происхождения до относительно безвредных соединений с целью безопасной и безаварийной проводки скважин, кольматация пластов, содержащих H2S и CO2. Буровой раствор содержит, мас.%: биополимер Duovis 0,1-0,3; целлюлозу PAC-R 0,1-0,3; целлюлозу PAC-LV 0,2-0,3; модифицированный крахмал Dextrid 0,3-0,5; пеногаситель Defoamer 0,1-0,2; окись кальция СаО 0,2-0,4, воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам на водной основе, применяемым при бурении в агрессивных средах (углекислотная, бактериальная и сероводордная агрессии). Буровой раствор содержит, мас. %: Duovis - 0,1-0,3; Dextrid - 0,3-0,5; PAC-R - 0,1-0,3; PAC-LV - 0,2-0,3; Defoamer - 0,1-0,2; окись кальция (СаО) - 0,2-0,4; вода остальное. Состав готовят путем обычного перемешивания входящих в него компонентов. Цель изобретения - предупреждение бактериального разложения полимерных реагентов, нейтрализация сероводорода и углекислого газа в буровых растворах путем кольматации для безопасного и безаварийного ведения буровых работ.

Изобретение относится к Нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам, применяемым при бурении в агрессивных средах.

Известен близкий по составу безглинистый буровой раствор (патент РФ 2179568, C09K 7/02, опубл. 2002.02.20), содержащий крахмал, биополимер, карбонатный утяжелитель, полигликоль, ПАВ и воду. Указанный раствор обеспечивает повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта. Недостатком данного раствора является биологическое разложение в агрессивных средах.

Экономический ущерб от бактериальной, сероводородной и углекислотной агрессии выражается в повышенном расходе материалов и химических реагентов, увеличении непроизводительного времени вследствие возникновения осложнений и аварийных ситуаций (прихват бурильного инструмента) и резком удорожании стоимости буровых работ. Кроме этого, активное размножение бактерий и различных микроорганизмов негативно влияет на проницаемость продуктивных пластов, снижая ее по данным некоторых авторов до 12%, что приводит к ухудшению фильтрационных характеристик пород и резкому снижению нефтеотдачи пластов.

В настоящее время известны три способа борьбы с бактериальной, углекислотной и сероводородной агрессией в буровых растворах:

1. Обработка бурового раствора различными бактерицидами и нейтрализаторами сероводорода.

2. Поддержание солености бурового раствора не ниже 20%.

3. Увеличение показателя рН бурового раствора (щелочности) до 11,5-12,0 (Я.А. Рязанов. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005. - 664 с.).

Первый способ применяется наиболее часто. В мировой практике бурения и нефтегазодобычи для борьбы с бактериальной, углекислотной и сероводородной коррозией бактерициды и нейтрализаторы сероводорода применяются раздельно. Хотя результатом деятельности отдельных бактерий является образование биогенного сероводорода. Поэтому, по нашему мнению, наиболее эффективным методом борьбы с бактериальной и сероводородной агрессией будет совмещение двух проблем в одну, вне зависимости от происхождения сероводорода (биогенный или природный).

В качестве бактерицидов обычно используют хлорную известь, хлористые и хлорированные соединения, формалин, формальдегид, фенол, катапин (катамин), фунгициды (гербициды), диалкиламины, растворители и другие вещества, а также их производные, которыми непосредственно обрабатывается буровой раствор. Основными недостатками разработанных бактерицидов являются:

- Низкая активность и избирательность в отношении определенных бактерий и микроорганизмов, а также их привыкание к определенному составу, что, естественно, требует либо увеличения концентрации реагента, либо разработку новых видов и типов бактерицидов. В обоих случаях происходит удорожание буровых работ.

- Непродолжительное действие бактерицидов, что снижает технологические свойства бурового раствора и требует дополнительных обработок, что опять же способствует удорожанию буровых работ.

- Многие бактерицидные добавки для эффективного подавления роста бактерий в буровых растворах требуют высоких концентраций, что снова способствует увеличению стоимости буровых работ.

- Абсолютное большинство бактерицидов относятся к токсическим веществам, что требует применения специальных методов для утилизации буровых растворов после окончания бурения, которые опять же увеличивают стоимость буровых работ.

Известны реагенты-нейтрализаторы сероводорода, которые в настоящее время получили наибольшее распространение в практике ведения буровых работ. Многообразие разработанных реагентов-нейтрализаторов в нашей стране и за рубежом свидетельствует, с одной стороны, о значительной потребности в надежных реагентах при ведении буровых работ, а с другой - о недостаточном соответствии существующих реагентов современным требованиям технологии бурения в условиях сероводородной агрессии. Практически ни один из разработанных в настоящее время нейтрализаторов не удовлетворяет в полной мере всем требованиям, предъявляемым к ним технологий и экономикой бурения. Однако разработка новых реагентов с высокой химической активностью по отношению к сероводороду и хорошей совместимостью с буровыми растворами, образующих стабильные продукты при взаимодействии с H2S и имеющих достаточно широкую сырьевую базу и недорогостоящих, на ближайший период, по-видимому, не является реальной задачей. Поэтому основное внимание должно быть сосредоточено на более рациональном использовании имеющихся реагентов и создании рецептур эффективных буровых растворов для бурения скважин в условиях сероводородной агрессии. Согласно данным Я.А. Рязанова (Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005. - 664 с.) сероводород превращается в относительно безвредные соединения при повышенном значении показателя рН раствора, равного 11,5-12,0.

Второй способ наиболее эффективен при разбуривании соленосных отложений, т.к. буровые растворы предварительно насыщаются солью и поэтому разложение полисахаридов, в частности крахмала, не происходит. Известны безглинистые буровые растворы, применяемые для бурения нефтяных и газовых скважин, в которых стабильность и инертность к действию сероводорода (при газопроявлениях и др.) достигается за счет их солегазовой конденсированной основы. Указанные растворы приготавливаются из жидкого рассола неорганических солей Na(K)Cl/MgCl2 или CaCl2/MgCl2 при обработке его растворами концентрированных щелочей NaOH, KOH или Са(ОН)2. Затем в них вводятся традиционные химреагенты и утяжелители. Таковым является безглинистый солегелевой буровой раствор, описанный в автореферате докторской диссертации Ангелопуло O.K. Минерализованные буровые растворы с конденсированной твердой фазой. - М., 1981. Специальность 05.15.10. Бурение нефтяных и газовых скважин.

Другим минерализованным буровым раствором является безглинистый буровой раствор, применяемый для бурения нефтяных и газовых скважин, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также ряда специальных ремонтных работ. В указанном минерализованном растворе необходимая стабильность достигается наличием конденсированной твердой фазы на основе гидрогеля магния: 5MgO⋅MgCl2⋅Н2О. Таковым является безглинистый буровой раствор (С.А.Рябоконь, А.С.Нечаев и др. Буферная жидкость для разделения бурового раствора и рассола, используемого при перфорации скважин. Экспресс-информация. Серия: Техника и технология бурения скважин, №2, Отечественный опыт. - М., 1988, с. 19-22), содержащий следующие компоненты: неорганическая соль - хлорид магния, щелочь (гидроокись натрия); защитные реагенты - ТС и др. карбоксиметилцеллюлоза утяжелитель - модифицированный барит, магнетит.

Способ приготовления данных буровых растворов состоит в обработке рассола хлорида магния концентрированным рассолом щелочи (40%-ным раствором NaOH или 60%-ным раствором KOH) для образования гидрогелей конденсированной фазы указанного состава с последующим введением защитных реагентов для приостановления ее роста. После введения защитного реагента получается исходный раствор, который при необходимости утяжеляется традиционным методом. Незначительная поглотительная способность к H2S может наблюдаться при использовании в качестве утяжелителя магнетита (СНУД).

В патенте В.А. Мосина и др. (Пат. РФ №2118646 C09K 7/0, 08.02.1993) предлагается использовать буровой раствор, содержащий хлорид магния, щелочь, защитный реагент, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), утяжелитель - магнетит и воду, отличающегося от предыдущих растворов тем, что он дополнительно содержит первичный и вторичный фосфаты калия, а в качестве защитного реагента - конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ-4) или окзил, или феррохлорлигносульфонат (ФХЛС) при следующем содержании компонентов, мас. %:

Хлорид магния - 3,0-3,7,

Щелочь - 0,7-0,85,

КМЦ-0,18-0,25,

Первичный фосфат калия - 4,5-6,0,

Вторичный фосфат калия - 37-45,

Защитный реагент (КССБ-4, окзил, ФХЛС) - 3,5-4,5,

Магнетит - 9,5-26,5,

Вода - Остальное

Основными недостатками минерализованных буровых растворов является необходимость использования нейтрализатора сероводорода и больших концентраций щелочи (гидрооксид натрия или калия) и солей, что, естественно, способствует удорожанию стоимости буровых работ.

Наиболее перспективным методом нейтрализации бактериальной и сероводородной коррозии, на наш взгляд, является увеличение показателя рН бурового раствора до 11,5-12,5.

Наиболее близким аналогом изобретения является буровой раствор, содержащий, масс. %: биополимер КК Робус 0,15-0,25, реагент на основе целлюлозы - карбоксйметилоксипропилцеллюлозу или гидроксиэтил-целлюлозу 0,35-0,40, реагент на основе крахмала - комплексный реагент КСД 0,50-1,50, пеногаситель СОФЭКСИЛ-4248П 0,10-0,20, воду 97,60-98,90, карбонатный утяжелитель 26,00-37,00 (сверх 100 мас. %) (RU 2427605.27.08.2011, 9 с. - Д1, формула, с. 5, строки 10-22).

Основным недостатком бурового раствора (аналог) является отсутствие в составе бактерицида и регулятора показателя рН, что приведет в итоге к ферментативному разложению биополимера и реагента на основе крахмала.

В практике ведения буровых работ в качестве регулятора показателя рН бурового раствора наибольшее распространение получил гидрооксид натрия (NaOH). Однако согласно проведенным лабораторным исследованиям (С. В. Каменских. Сравнительная оценка степени влияния сероводорода на свойства полимерных химических реагентов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Научно-технический журнал. - М.: ВНИИОЭНГ, №12, 2015. - С. 25-30), установлено, что при повышении температуры до 100°С гидроокеид натрия малоэффективен и наблюдается ферментативное разложение полимерных реагентов, сопровождаемое интенсивной коррозией стали. При этом даже использование бактерицидов оказывается малоэффективным при повышении температуры бурового раствора (таблица 1). Наиболее привлекательна с точки зрения ферментативной устойчивости является окись кальция (таблица 1), которая довольно часто используется производственными работниками для повышения показателя рН раствора.

Окись кальция обладает плохой растворимостью в воде 0,498 г на 500 мл воды. Излишний (нерастворенный) СаО кольматирует поры пласта с сероводородом, нейтрализуя его по формуле:

CaO+H2S=CaS↓+H2O

При этом CaS выпадает в осадок, закупоривая поры, по которым происходит кольматация поглощающего пласта и нейтрализация сероводорода.

При контакте СаО с известковым раствором (разбуриваемые карбонатные породы, содержащие CO2) образуется затвердевшая масса в виде известняка (СаСО3), которая опять же кольматирует пласт, содержащий CO2. Реакция протекает следующим образом:

СаСО3+CO2+H2O=Са (НСО3)2

При этом гидрокарбонат при нагревании раствора в пластовых условиях снова разрушается, выпадает в осадок как карбонат кальция и кольматирует пласт.

В результате проведенных исследований было установлено, что наиболее эффективен буровой раствор, содержащий разветвленный биополимер (Duovis), целлюлозу (PAC-R И PAC-LV), модифицированный крахмал (Dextrid) и i обработанный окисью кальция (СаО) и пеногасителем (Defoamer). Основные функции и свойства используемых химических реагентов в разработанном буровом растворе представлены в таблице 2.

Биополимер «Duovis» - высокоочищенный разветвленный биополимер (ксантановая смола) с высокой молекулярной массой. Используется для регулирования реологических свойств растворов на водной основе. Даже в сравнительно небольших концентрациях реагент позволяет увеличить вязкость раствора и обеспечить прекрасную удерживающую и выносящую способность. «Duovis» прошел экологическую Сертификацию и допущен к применению на территории РФ в качестве компонента буровых растворов. Реагент подвержен ферментативному разрушению, Неопасен и нетоксичен.

Полианионная целлюлоза «РАС-R» и «РАС-LV» применяется для контроля водоотдачи и дополнительного повышения вязкости большинства буровых растворов на водной основе. Нетоксичны и не требуют Применения бактерицида.

Модифицированный крахмал «Dextrid» - биологически стабилизированный картофельный крахмал используется для контроля водоотдачи буровых растворов на водной основе, сопровождающегося минимальным увеличением вязкости. За счет формирования покрывающего слоя «Dextrid» снижает дисперсию глины и стабилизирует неустойчивые породы. Реагент подвержен ферментативному разложению, нетоксичен.

Пеногаситель Defoamer - смесь высокомолекулярного спирта и производных модифицированных жирных кислот, растворяется в нефти, обладает слабой дисперсностью в воде, применяется для удаления пены из буровых растворов на водной основе, сырой нефти и водных растворов.

Основные свойства и параметры предлагаемого безглинистого высокощелочного бурового раствора представлены в таблице 3, из которой видно, что раствор обладает хорошими структурно-механическими свойствами и низкой водоотдачей, Кроме этого, раствор является безглинистым (биополимерным) и содержит минимум химических нетоксичных реагентов, и поэтому может использоваться при вскрытии продуктивных пластов, являясь при этом экономически и экологически выгодным.

Карбонатный материал, который образовался в результате реакции, может быть ликвидирован в результате кислотной обработки.

Дополнительно безглинистый высокощелочной буровой раствор может быть обработан карбонатным утяжелителем высокой дисперсности, взятого в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности.

Таким образом, предлагаемый буровой раствор с повышенными кольматирующими свойствами обладает достаточной эффективностью к бактериальной, сероводородной и углекислотной агрессии, отличается малой материалоемкостью и не требует применения бактерицида.

Задачей изобретения является разложение сероводорода как природного, так и биогенного происхождения и углекислотной агрессии до относительно безвредных соединений с целью безопасной и безаварийной проводки скважин.

Эта задача решается путем предупреждения бактериального разложения полимеров (без использования бактерицидов) увеличением щелочности бурового раствора за счет его обработки окисью кальция и кольматацией пластов, содержащих сероводород и углекислый газ.

Технический результат изобретения заключается в предотвращении разложения полимерных реагентов в условиях бактериальной и сероводородной агрессии, кольматации пластов, содержащих H2S и CO2.

Решение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый состав бурового раствора обрабатывается окисью кальция при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Duovis-0,1-0,3;

PAC-R - 0,1-0,3;

PAC-LV - 0,2-0,3;

Dextrid - 0,3-0,5;

Defoamer - 0,1-0,2;

окись кальция (СаО) - 0,2-0,4;

вода остальное.

Заявленный буровой раствор отличается от аналога тем, что содержит биополимер Duovis, пеногаситель Defoamer, в качестве реагента на основе целлюлозы - целлюлозу PAC-R и PAC-LV, в качестве реагента на основе крахмала - модифицированный крахмал Dextrid и дополнительно - регулятор показателя рН - окись кальция СаО, которая не только регулирует показатель рН бурового раствора для нейтрализации сероводорода и предупреждения ферментативного разрушения полимеров, но и для кольматации проницаемых пластов, содержащих диоксид углерода и сероводород.

Вышеперечисленные признаки позволяют считать заявляемый состав безглинистого высокощелочного бурового раствора новым, не описанным в научно-технической и патентной литературе.

Примечание. ДНС - динамическое напряжение сдвига; ПВ - пластическая вязкость; СНС - статическое напряжение сдвига.

1. Буровой раствор, содержащий биополимер, реагент на основе целлюлозы, реагент на основе крахмала, пеногаситель и воду, отличающийся тем, что содержит биополимер Duovis, пеногаситель Defoamer, в качестве реагента на основе целлюлозы - целлюлозу PAC-R и PAC-LV, в качестве реагента на основе крахмала - модифицированный крахмал Dextrid и дополнительно - регулятор показателя рН - окись кальция СаО при следующем соотношении компонентов, мас.%:

биополимер Duovis 0,1-0,3

целлюлоза PAC-R 0,1-0,3

целлюлоза PAC-LV 0,2-0,3

модифицированный крахмал Dextrid 0,3-0,5

пеногаситель Defoamer 0,1-0,2

окись кальция (СаО) 0,2-0,4

вода остальное.

2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит карбонатный утяжелитель МК-5, взятый в количестве необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений может быть использована в процессах бурения на нефть, в буровых растворах. Модифицированные асфальтовые частицы содержат асфальт и модификатор, содержащий полимерную и свободную серу.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к работам по изоляции напорных пластов, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации.
Изобретение относится к проппантам из полимерных материалов, применяемым при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе получения микросфер полимерного проппанта, включающем приготовление полимерной матрицы на основе метатезис-радикально сшитой смеси олигоциклопентадиенов, содержащей компоненты: полимерный стабилизатор, радикальный инициатор, рутениевый катализатор метатезисной полимеризации дициклопентадиена, перемешивание полученной жидкой полимерной матрицы, формирование микросфер, отделение их, нагревание в инертной среде и выделение целевого продукта, жидкую полимерную матрицу перемешивают до достижения значения вязкости в диапазоне 10-100 сП, формирование микросфер осуществляют, подавая полимерную матрицу погружением ее в водный раствор поливинилового спирта, используемого в качестве стабилизатора, используя трубку, конец которой помещают в емкость с водным раствором поливинилового спирта, при объемном отношении от 1:2 до 1:6, перемешивая и диспергируя в течение 10-60 мин с образованием эмульсии, которую нагревают до температуры 95-100°С в течение 30-90 мин и выдерживают при заданной температуре в течение 5-10 мин с образованием микросфер, полученную суспензию охлаждают, отделяют микросферы фильтрацией, отмывают от остатков стабилизатора, высушивают, нагревают в атмосфере инертного газа в течение 30-90 мин и после охлаждения выделяют целевой продукт с размером частиц 0,5-1,4 мм.

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, а именно к реагентам, используемым в качестве ускорителя и/или замедлителя при приготовлении цементного раствора, используемого при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин.

Изобретение относится к обработке подземного пласта нефти или природного газа и может быть использовано при регулировании вязкости жидкости, используемой при гидравлическом разрыве подземного пласта.

Изобретение относится к способам увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта..Композиция для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, где композиция содержит: эфир сульфоната и спирта, имеющий приведенную формулу, и четвертичную аммониевую соль, имеющую приведенную формулу, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.

Изобретение относится к сформованным прессованным гранулам и способу их применения для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов. Предлагается сформованная прессованная гранула связующего и скважинного обрабатывающего композита, содержащего скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла, пористость и проницаемость которого таковы, что указанный агент адсорбирован на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровых пространствах, и сформованная прессованная гранула получена путем кальцинирования пористого оксида металла, адсорбции скважинного обрабатывающего агента на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровые пространства для формирования скважинного обрабатывающего композита, где скважинный обрабатывающий агент выбран из группы, состоящей из ингибиторов отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафиноотложения, ингибиторов солеотложения, ингибиторов образования газогидратов, ингибиторов асфальтена, поглотителей кислорода, поглотителей сульфида водорода, биоцидов, вспенивающих агентов, антиэмульгаторов, поверхностно-активных веществ и их смесей, и добавления связующего в скважинный обрабатывающий композит, и затем прессования связующего и скважинного обрабатывающего композита в требуемую конфигурацию.

Изобретение относится к полимерной промышленности и может быть использовано для изготовления методом литья под давлением элементов в пакерном скважинном оборудовании.
Изобретение относится к композиции на основе органоглины, к тиксотропной композиции, включающей композицию на основе органоглины, и способу получения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на масляной основе.

Изобретение относится к аддукту амина, предназначенному для получения поверхностно-активных веществ. Предлагаемый аддукт амина содержит продукт, полученный путями (1) или (2), или (3).

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным составам, применяемым для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение изолирующей способности газоцементного тампонажного состава за счет увеличения времени начала газовыделения и его продолжительности, создания стабильной газонасыщенной системы, способной поддерживать постоянное поровое давления в заколонном пространстве, что позволяет предотвратить попадание пластовых флюидов в твердеющий тампонажный раствор в период перехода тампонажной системы из раствора в камень, и в последующем обеспечить формирование непроницаемого камня. Газоцементный тампонажный состав содержит тампонажный цемент, солевую добавку, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), полимерный реагент-стабилизатор, газообразующую добавку, регулятор начала и продолжительности газовыделения, суперпластификатор и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент 100,0, солевая добавка 2,0-8,0, НПАВ 0,05-0,20, полимерный реагент-стабилизатор 0,1-0,3, газообразующая добавка 0,05-0,20, регулятор начала и продолжительности газовыделения 0,1-0,3, cуперпласти-фикатор 0,05-0,15, вода 45,0-60,0. В качестве солевой добавки тампонажный состав содержит хлористый кальций, в качестве НПАВ содержит оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена Неонол АФ 9-4, в качестве полимерного реагента-стабилизатора содержит неионогенную марку гидроксиэтилцеллюлозы Натросол 250 MX, в качестве газообразующей добавки содержит алюминиевую пудру ПАП-2, в качестве регулятора начала и продолжительности газовыделения содержит лимонную кислоту, в качестве суперпластификатора содержит реагент на основе меламин сульфоната NTPF-17. Формируется камень повышенной прочности, обеспечивается необходимая степень изоляции продуктивных пластов в интервале цементирования. 1 табл.
Наверх