Наноструктурированный высокоингибированный буровой раствор

Изобретение относится к области бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, в частности, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменениями целостности ствола скважины, особенно в горизонтальной ее части. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, фильтрационных, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для сооружения скважин в сложных геологических условиях. Наноструктурированный высокоингибированный буровой раствор для бурения скважин содержит, мас.%: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; алюминат калия 1-5; нанодисперсную медь 0,5-4; жидкую фазу - отходы растительного масла и воды в соотношении 55/45-80/20 - остальное.

 

Изобретение относится к области бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин, в частности представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в горизонтальной ее части, где вероятность дифференциальных прихватов достаточно высокая.

Известен буровой раствор для бурения скважин (Патент РФ на изобретение №2518287, опубл. 27.10.2000 г., МПК С09К 7/07), включающий нефтепродукт СМАД, карбоксиметил-целлюлозу, хлористый калий, воду.

К недостаткам вышеуказанного раствора можно отнести то, что раствор не обладает достаточной степенью смазки и ингибирования, то есть добиться формирования качественной полимерглинистой корки на стенках ствола не представляется возможным.

Известен буровой раствор, «Буровой раствор для предупреждения прихватов и сальникообразования БУР-6». Заявка на изобретение RU 94005919 А1, опубл. 1997.04.10, состоящий из бетонитовой глины, электролита, реагентов-регуляторов вязкости, СПС и водоотдачи, маслосодержащей присадки СКБВ, барита, остальное - вода.

Недостатком этого бурового раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве смазывающего, не решает проблему удержания ствола скважины в вертикальном положении, особенно если разрез представлен вязкими, неустойчивыми, пластичными, склонными к набуханию глинистыми отложениями, и не решают проблему установления осмотического равновесия либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Известен буровой раствор, «Высокоингибированный буровой раствор», патент RU №2303047, С1 опубл. 10.05.2006, МПК С09К 8/20, состоящий из бентонитовой глины, полианионной целлюлозы, хлористого калия, феррохром-лигносульфоната, барита, метилсиликоната калия, ацетата калия, кальцинированной соды, бишофита, фосфатидного концентрата, нитрилотриметилфосфоновой кислоты, графита, пеногасителя.

Недостатком этого раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве ингибирующего, не решает проблему удержания в устойчивом состоянии вязких, пучащих, разупрочняющих глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, способствует возникновению дифференциальных прихватов.

Раствор не решает проблему установления осмотического равновесия, либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Известен буровой раствор, взятый за прототип, «Буровой раствор» патент RU №2582197 С1, опубл. 20.04.2016, бюл. №11, МПК С09К 8/10, состоящий из мраморной крошки, полианионной целлюлозы, сульфонола, хлористого калия, метилсиликоната калия, ацетат калия, бишофита, феррохромлигносульфоната, ГКЖ-11, барита, пеногасителя, жидкой фазы состоящей из отходов растительного масла и воды в соотношении - 55/45-80/20.

Недостатком этого раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве ингибирующего, не решает проблему борьбы с дифференционными прихватами. Задачей изобретения является разработка бурового раствора, обладающего высочайшими ингибирующими, коркообразующими, смазывающими, антиприхватными свойствами и обеспечивающего установление осмотического равновесия, либо создание условий, когда осмос направлен из пласта в скважину, то есть добиться уменьшения дифференциальных прихватов. При этом водоотдача должна быть близка к 0 см3 за 30 минут, а коэффициент трения не более 0,1.

Наноструктурированный, высокоингибированный буровой раствор для бурения скважин содержит, мас.%: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; алюминат калия 1-5; нанодисперсную медь 0,5-4; жидкую фазу - отходы растительного масла и воды в соотношении 55/45-80/20 - остальное.

Предложен многофункциональный наноструктурированный, высокоингибированный буровой раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях (породы пучат, набухают, осыпаются, происходят дифференциальные прихваты). Площади с таким геологическим разрезом встречаются как на юге, так и на севере России. В полевых условиях, когда замена раствора сопряжена с затратой определенного времени, что приводит к осложнениям, применение предлагаемого раствора является острой необходимостью и именно такой состав раствора позволит успешно, без геологических осложнений и дифференциальных прихватов, сооружать скважины на нефть и газ.

Новизна предлагаемого состава бурового раствора заключается в том, что именно в таком процентном соотношении и по наименованию химреагентов предлагаемый раствор будет решать задачу проводки нефтяных и газовых скважин, то есть выполнять свою многофункциональность - укреплять стенки скважин, давать высокие показатели на фильтрации и смазывающей способности, препятствовать возникновению дифференциальных прихватов.

Технический результат - улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на углеводородной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта, путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и как результат - отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно-направленных и вертикальных скважин.

Улучшение ингибирующего качества раствора, возможно за счет повышения его крепящего действия. В механизме синергетического эффекта подтверждена составляющая доля действия каждого реагента. Достигается это за счет введения реагентов-ингибиторов набухания глин:

1. Хлористый калий (KCl) - основной поставщик катиона К+, играет определяющую роль в ингибирующем действии раствора. В силу размеров ионного радиуса катионы калия могут входить в межпакетные пустоты кристаллической поверхности глинистых минералов, прочно сращивая их пакеты, способствуя межслойной дегидратации глин.

2. Бишофит (MgCl2⋅6H2O) - за счет присутствия иона магния Mg++ в ионообменном комплексе способствует снижению активности водной фазы раствора и уменьшению степени увлажнения глин, сохраняя их устойчивость в процессе бурения.

3. Ацетат калия (СН3СООК) - дополняет крепящее действие хлорида калия влиянием на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина - жидкость, способствуя уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

4. Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11) - за счет гидрофобизирующего действия на горные породы снижает увлажняющую способность раствора и предотвращает быстрое развитие гидратации водочувствительных глин.

5. Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) способствует проявлению синергетического эффекта благодаря размеру и строению макромолекул реагента, адсорбирующихся на глинистых частицах.

6. Метилсиликонат калия (CH3SiO2K) - за счет присутствия ионов К+ дополняет крепящее действие раствора, влияет на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость, способствует уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

7. Алюминат калия (K2Al2O4⋅3Н2О) дополняет крепящее действие калия в растворе, уменьшает величину структурно - адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость.

Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: хлористый калий, алюминат калия, ацетат калия, кремнийорганическая жидкость, метилсиликонат калия, феррохромлигносульфонат.

Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: KCl, бишофит, ацетат калия, ГКЖ-11, метилсиликонат калия, ФХЛС, алюминат калия. В качестве растительных масел могут использоваться отходы, получаемые при изготовлении соевого, подсолнечного, хлопкового, кукурузного, рапсового и других масел.

Сульфонол выполняет функцию эмульгатора, который представляет собой синтетическое ПАВ, анионактивного типа в виде порошка, хорошо растворимое в воде, образующее прочную эмульсию. Мраморная крошка является структурообразователем. Полианионная целлюлоза (ПАЦ 85/700) является регулятором фильтрации. В качестве пеногасителя чаще всего используется пента 465. Барит, как утяжелитель, применяется в количестве от 0,5% до 5,0%.

Нанодисперсная медь имеет размер частиц - 40-80 нм, плотность -5 г/см3 и выполняет в буровом растворе роль антифрикционной противоизносной добавки и совместно с синергетически подобранными в растворе химреагентами решает совместную задачу - уменьшение дифференциальных прихватов.

Молекулы меди адсорбируются на поверхности, пластифицируют стенки скважины по всему стволу, обеспечивая низкое сопротивление сдвигу при нахождении наночастиц между буровой колонной и стенками скважины. Поэтому, чем меньше размер частиц нанодисперсной меди, тем больше снижается коэффициент трения и интенсивность изнашивания.

Наночастицы обладают собственным электрическим зарядом, который приобретают в процессе трения буровой колонны о стенки скважины. Под действием электрического поля наночастиц меди вокруг нее формируются оболочки из поляризованных и упорядочнорасположенных молекул диэлектрической компоненты смазочного материала (сульфонол и растительное масло). Толщина этой оболочки может достигать размеров граничного слоя на поверхности трения сопрягаемых тел между бурильной колонной и покрышкой корки ствола скважины. Это способствует их более полному разделению.

Наночастицы меди оказывают при этом в растворе микроабразивное действие на оксидные пленки. В итоге активированный пластическими деформациями и освобожденный от оксидов тончайший поверхностный слой корки становится катализатором трибохимических реакций и способствует образованию более прочной и утолщенной корки на стенках скважины. Утолщенная защитная корка не дает отфильтровываться жидкости из раствора в пласт, а это способствует уменьшению вероятности дифферециальных прихватов.

В лабораторных условиях было установлено, что присутствие нанодисперсных частиц меди в растворе с повышенной смазочной способностью увеличивает толщину корки до 1,5 мм, то есть более чем в три раза, при этом происходит ее упрочнение за счет химический модификации меди в составе химреагентов предлагаемого раствора.

Выполненные электрографические исследования показали, что при бурении на корке стенки скважины образуются жидкокристаллические граничные слои. Ориентация молекул граничного слоя на поверхности трения воспроизводит ориентацию атомов или молекул покрытия, на котором этот слой располагается. Высокоупорядоченная структура молекул граничного слоя обладает большим сопротивлением разрушению при воздействии нагрузки и меньшим сопротивлением сдвига со стороны бурильной колонны.

Таким образом, введение в состав известного бурового раствора с высокой смазывающей способностью нанодисперсной меди и дополнительного ингибирующего химреагента алюмината калия будет способствовать уменьшению трения, липкости, прекращению фильтрации и жидкости через корки, повышению ингибирующей составляющей, и, как результат, резкое уменьшение дифференциальных прихватов в процессе бурения скважины.

Оценено реологическое поведение предлагаемого раствора и установлена совокупность его математических моделей с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами.

Промысловый опыт внедрения нового состава показал, что реологические показатели раствора способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

Предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий очень высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами.

Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. В растворомешалке сначала готовят раствор из мраморной крошки и воды, который обрабатывается затем полианионной целлюлозой. Все остальные химреагенты вводятся в растворомешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: продукт переработки растительного масла, KCl, ФХЛС, СН3СООК, CH3SiO2K, MgCl2⋅6H2O, сульфонол, алюминат калия, нанодисперсная медь, ГКЖ-11, пеногаситель, барит.

Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагентами после 4-х ступенчатой очистки. Для приготовления раствора применяется гидравлический диспергатор высокого давления.

Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катион ингибирующих реагентов повышает их устойчивость к увлажнению, снижает набухание и разупрочнение глин.

Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации от 0,5 до 0 см3/30 мин. Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы.

Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе скважина-пласт, сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальными, с точки зрения устойчивости стенок скважины, являются случаи, когда в системе скважина-пласт устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то, что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче управлять им и поддерживать его в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины.

Следовательно, устойчивость глин и уменьшение числа дифференциальных прихватов будет зависеть от правильно выбранной композиции химреагентов и, в первую очередь, от ингибирующего, фильтрационного и смазывающего состава реагентов. Это и есть основная задача, требующая решения.

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами, и успешно сооружать вертикальные скважины, а также наклонно-направленные и горизонтальные.

Использование реагентов со свойствами ингибиторов позволяет осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель рН-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности.

Выполненные лабораторные исследования позволили установить, что применение шести именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиления ингибирующей составляющей промывочной жидкости, при этом каждый реагент, дополняя друг друга, усиливает крепящие свойства бурового раствора. Комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности. Кроме того, за счет подбора химреагентов в таком составе, происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, а это также усиливает ингибирующую функцию, способствуя снижению гидратации и набухания, уменьшая выпучивание, текучесть, обвалы и осыпи пород.

Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+ возрастает до 18000 и более мг/л ионов. А это приводит к дополнительному улучшению качества раствора и свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом, происходит увеличение количества осмотических активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита.

Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, практически нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства и является оптимальным для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами-ингибиторами.

При бурении разведочной скважины на Прибрежной площади Краснодарского края доказано улучшение крепящих свойств раствора за счет синергетического эффекта от действия предлагаемых компонентов.

Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:

1) применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 м с горизонтальным окончанием, на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами;

2) экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов раствора - комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;

3) предлагаемый состав нового раствора обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений;

4) предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшает кавернозность;

5) показано, что предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок, при этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность эмульсии. Это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

В заявленном растворе при оптимальном соотношении компонентов происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего, фильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов, при этом раствор сохраняет свои свойства при температуре до 130°С.

Предложенный наноструктурированный буровой раствор с высокими антиприхватными, ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора - 0,5-0 см3/за 30 минут, липкость корки равна 0,1, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,5 мм, отношение масло/вода в % составляет 80/20, плотность раствора от 1,1 до 1,25 г/см3, условная вязкость по СПВ-5 - 35-40 секунд, пластическая вязкость - 20-40 мПа⋅С, СНС 1/10 минут - 15-20/20-30 дПа, содержание песка меньше 0,5%, содержание Са++ больше 16000 мг/л, содержание Cl больше 30000 мг/л, содержание К+ больше 18000 мг/л.

Наноструктурированный высокоингибированный буровой раствор для бурения скважин, включающий мраморную крошку, полианионную целлюлозу, хлористый калий, кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11, сульфонол, метилсиликонат калия, ацетат калия, бишофит, феррохромлигносульфонат, пеногаситель, барит, отходы растительного масла, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит алюминат калия и нанодисперсную медь при следующем соотношении компонентов, мас.%: мраморная крошка 5-10; полианионная целлюлоза 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; алюминат калия 1-5; нанодисперсная медь 0,5-4; жидкая фаза - отходы растительного масла и воды в соотношении 55/45-80/20 - остальное.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к меченным графеновыми квантовыми точками агентам, подавляющим парафиноотложение, таким как ингибиторы парафиноотложения и диспергаторы парафина, меченные графеном, а также способам их получения и применения.

Настоящее изобретение касается способа добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Способ получения при помощи карбоксиметилирования смеси поверхностно-активных веществ - ПАВ для использования при добыче нефти, содержащей по меньшей мере одно анионное ПАВ (А) приведенной общей формулы, полученное посредством взаимодействия неионогенного ПАВ (В) приведенной общей формулы при указанных условиях.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение технологичности способа обработки призабойной зоны скважины, снижение длительности и трудоемкости процесса.
Изобретение относится к химической переработке торфа и может быть использовано для получения поверхностно-активных веществ, ингибиторов нитрификации-денитрификации почв и серосодержащих торфогуминовых удобрений.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин и может быть использовано в производстве реагентов для химической обработки буровых растворов. Технический результат изобретения - понижение вязкости глинистого бурового раствора, улучшение его технологических параметров.

Группа изобретений относится к буровым растворам и способу их получения. Технический результат – низкая температура потери текучести, биодеградация и низкая токсичность буровых растворов.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования обсадных колонн, газоконденсатных и нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву многолетних мерзлых пород.

Группа изобретений относится к добыче сырой нефти. Технический результат - улучшение подвижности тяжелой сырой нефти в подземном пласте.

Изобретение относится к области защиты металлов в нефтедобывающей промышленности и может найти применение при подавлении роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибировании микробиологической коррозии в емкостном оборудовании систем сбора и подготовки нефти.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, конкретно к разработке месторождений со слабосцементированным коллектором. В способе полимерного заводнения в слабосцементированном коллекторе, включающем закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера заданной концентрации, применяют в 1,5-2 раза более плотную сетку скважин, чем при закачке воды, до начала закачки осуществляют отработку нагнетательных скважин в течение не менее 3-х месяцев, после чего начинают закачку водного раствора полимера при начальной концентрации полимера не более 30% от заданной, постепенно повышая концентрацию полимера до заданной, обеспечивая при этом требуемый уровень приемистости нагнетательных скважин в пределах максимально допустимого забойного давления, а для приготовления водного раствора полимера используют высокомолекулярные синтетические полимеры, обладающие псевдопластическими свойствами.

Изобретение относится к области бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, в частности, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменениями целостности ствола скважины, особенно в горизонтальной ее части. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, фильтрационных, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для сооружения скважин в сложных геологических условиях. Наноструктурированный высокоингибированный буровой раствор для бурения скважин содержит, мас.: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; алюминат калия 1-5; нанодисперсную медь 0,5-4; жидкую фазу - отходы растительного масла и воды в соотношении 5545-8020 - остальное.

Наверх