Высокоингибированный инвертный 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. Высокоингибированный инвертный буровой раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях содержит, мас.%: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; феррохромлигносульфонат 1-5; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; алюминат калия 1-5; поверхностно-активное вещество ПАВ-ОП-10 1-2; эмульгатор MP 1-5; реагент К-4 1-10; чешуйчатый графит 0,5-5; воду остальное.

 

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

Известен буровой раствор для бурения скважин (см. патент РФ на изобретение №2518287, опубл. 27.10.2000 г., МПК С09К 7/07), включающий нефтепродукт СМАД, карбоксиметил-целлюлозу, хлористый калий и 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 скважины не предоставляется возможным.

Известен патент на буровой раствор «Буровой раствор для предупреждения прихватов и сальникообразования БУР - 6». Заявка на изобретение RU 94005919 А1, опубл. 1997.04.10, состоящий из бентонитовой глины, электролита, реагентов - регуляторов вязкости, СНС 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, а так же 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, феррохромлигносульфоната, барита, метилсиликоната калия, ацетата калия, кальцинированной соды, бишофита, фосфатидного концентрата, нитрилотриметилфосфоновой кислоты, графита, пеногасителя.

Недостатком этого раствора является то, что он, работая в качестве ингибирующего, не решает до конца проблему удержания в устойчивом состоянии вязких, пучащих, разупрочняющихся 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 09К 8/10, состоящий из мраморной крошки, полианионной целлюлозы, сульфанола, хлористого калия, метилсиликоната калия, ацетата калия, бишофита, феррохромлигносульфоната, ГКЖ-11, барита, пеногасителя, жидкой фазы - остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20.

Недостатком этого раствора является то, что он неплохо решает проблему удержания в устойчивом состоянии вязких, пучащих, разупрочняюшихся глин, особенно в наклонно - направленных и горизонтальных скважинах, но на все 100% решать эту задачу не может. Что касается дифференциальных прихватов, то этот раствор решает задачу ухода от них, но когда действительно геологические условия встречаются в разрезе сложные - происходит необратимый процесс - прихват. Таким образом, раствор не решает проблему установления осмотического равновесия, либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Задачей изобретения является разработка многофункционального бурового раствора, обладающего высочайшими ингибирующими, фильтрационными, коркообразующими, смазывающими, антиприхватными свойствами и обеспечивающего установление осмотического равновесия, либо создание условий, когда осмос направлен из пласта в скважину. При этом водоотдача должна быть близка к 0 см3 за 30 минут, а коэффициент трения не более 0,1.

Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, ПАВ-ОП-10, феррохромлигносульфонат, алюминат калия, эмульгатор MP, реагент К-4, чешуйчатый графит, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, мраморную крошку, ГКЖ-11, при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка - 5-10, полианионная целлюлоза - 5-10, хлористый калий - 2-5, метилсиликонат калия - 1-4, ацетат калия - 1,5-4, феррохромлигносульфонат - 1-5, ГКЖ-11 - 2-5, барит - 0,5-5, пеногаситель - 0,5-1, алюминат калия 1-5, ПАВ-ОП-10 1-2, эмульгатор MP 1-5, реагент К-4 1-10, чешуйчатый графит 0,5-5, вода - остальное.

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.

Предложен многофункциональный высокоингибированный, инвертный 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 по фильтрации и смазывающей способности.

Наличие именно такого типа двух эмульгаторов делает раствор инвертным с высокой степенью эмульсионности, что способствует значительному уменьшению дифференциальных прихватов.

Без решения этих проблем закончить строительство нефтегазовых скважин без аварий и осложнений практически невозможно.

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

1. Хлористый калий (КСl) - 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 и способствуя межслойной дегидратации глин.

2. 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.

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

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

5. 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.

6. Алюминат калия (К2Al2O4⋅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.

Сочетание именно этих шести основных реагентов - ингибиторов представляет найденную синергетически наиболее выгодную их комбинацию для бурения скважин в осложненных условиях.

Поверхностно-активное вещество ПАВ-ОП-10 выполняет функцию эмульгатора и представляет собой синтетическое ПАВ анионактивного типа в виде порошка, хорошо растворяется в воде, образуя эмульсию.

Эмульгатор MP представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров жирных кислот и триэтаноламина.

Сочетание именно этих двух сильнейших эмульгаторов делает высокоингибированный раствор еще и инвертным с высокой смазывающей способностью.

Высокие смазывающие свойства раствору придает дополнительно чешуйчатый графит, представляющий собой черный порошок, жирный (скользкий) на ощупь, который хорошо растворяется в смеси двух эмульгаторов. Именно такая комбинация - смазывающего материала (чешуйчатый графит) и двух эмульгаторов (ПАВ-ОП-10 и MP) позволили получить смазывающую добавку для бурового раствора очень высокого качества. Полианионная целлюлоза ПАЦ 85/700 и реагент К-4 являются сильнейшими понизителями фильтрации, способными снизить водоотдачу практически до 0 см3/30 минут, именно работая в одной связке. Мраморная крошка, в этом случае, является лучшим структурообразователем по сравнению с бентонитовой глиной. В качестве пеногасителя используется Пента 465. Барит применяется как утяжелитель(ВаSO4).

Присутствие двух эмульгаторов (ПАВ-ОП-10 и MP) и чешуйчатого графита (до 5%) придает буровому раствору тип эмульсионного, то есть частицы воды растворены в эмульсии. Такой тип раствора называется инвертным, относится к эмульсиям второго рода и является обратимым.

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

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

Предложен комплексный по своим свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий очень высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами, с изотоническим коэффициентом равным 5,1.

Предлагаемый буровой раствор готовиться непосредственно в полевых условиях на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. В глиномешалке сначала готовят раствор из мраморной крошки и воды, который затем обрабатывается полианионной целлюлозой и реагентом К-4. Все остальные химреагенты вводятся постепенно в глиномешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: ПАВ-ОП-10, эмульгатор MP, КСl, ФХЛС, СН3СООК, CH3SiO2K, К2Аl2О4⋅3Н2О, ГКЖ-11, Пента 465, BaSO4. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо очищать используя 4-х ступенчатую очистку. Для приготовления раствора применяется диспергатор высокого давления.

Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико - химическое взаимодействие глины и катионов, которые замещают свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбация 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 близкого к 0 см3/30 мин. Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы ПАЦ 85/700 и реагента К-4.

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 взаимодействия, 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 ими и поддерживать их в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины.

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

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами и успешно сооружать не только 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. усиление ингибирующего действия каждого химреагента в отдельности, при этом каждый реагент, дополняя друг друга, увеличивает крепящие свойства бурового раствора в целом. 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 несет 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 мг/л, что приводит к дополнительному улучшению качества раствора и свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину. Наличие в растворе ионов К+ в таком количестве способствует значительному росту изотонического коэффициента до 5,1. Таким образом, происходит увеличение количества осмотических активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита.

Выполненные в лабораторных условиях исследования позволили подобрать оптимальный состав и параметры высокоингибированного, инвертного бурового раствора.

Сочетание именно таких химреагентов позволило достичь синергетического эффекта, то есть применяемые химреагенты не являются онтогонистами, а дополняют полезные свойства раствора по ингибирующим, фильтрационным и смазывающим показателям.

Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства 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 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. доказано, что предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок, при этом практически исключаются дифференциальные прихваты, 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 буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора - близкая к 0 см3/30 минут, липкость корки близка к 0, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,3 мм; 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 ионов К+ составляет 18000 мг/л.

Высокоингибированный инвертный буровой раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях, включающий мраморную крошку, полианионную целлюлозу, хлористый калий, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11, барит, пеногаситель, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит алюминат калия, поверхностно-активное вещество ПАВ-ОП-10, эмульгатор MP, реагент К-4, чешуйчатый графит, при следующем соотношении компонентов, мас.%: мраморная крошка 5-10; полианионная целлюлоза 5-10; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; феррохромлигносульфонат 1-5; ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; алюминат калия 1-5; ПАВ-ОП-10 1-2; эмульгатор MP 1-5; реагент К-4 1-10; чешуйчатый графит 0,5-5; вода остальное.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к тампонажным материалам, применяемым для установки герметичных мостов в условиях надпродуктивных интервалов. Технический результат заключается в придании коротких сроков схватывания и твердения аэрированного тампонажного материала с обеспечением технологических свойств прокачиваемости при одновременном повышении предела прочности на сжатие и обеспечении требуемых прочностно-адгезионных показателей тампонажного камня в условиях надпродуктивных интервалов и возможности регулировать плотность аэрированного тампонажного материала в зависимости от условий в скважине.
Группа изобретений относится к обработке подземных сланцевых пластов. Технический результат – улучшение ингибирования набухания и диспергирования сланцев.

Настоящее изобретение относится, в целом, к композициям и способам для удаления жидкости, содержащей сырую нефть или природный газ, из скважин, стволов скважин и трубопроводов во время добычи и транспортировки нефти и газа.

Группа изобретений относится к пенообразующей композиции и способу применения указанной композиции в способе повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта. Пенообразующая композиция для применения в способе повышения нефтеотдачи содержит неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество, причем неионное поверхностно-активное вещество представляет собой один или более алкоксилатов спирта формулы RO–(CR1R2R3R4O)x(C2H4O)y-H, где R выбран из группы, состоящей из линейной алкильной, разветвленной алкильной, циклической алкильной и алкарильной групп, содержащих от 1 до 30 атомов углерода; R1, R2, R3 и R4 независимо выбраны из группы, состоящей из H, разветвленной алкильной, линейной алкильной, циклической алкильной или алкарильной групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода, при условии, что выполняется одно или более из следующих условий: R1, R2, R3 и R4 все одновременно не могут представлять собой H, сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 меньше или равна примерно 8; x равен от 1 до 20 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 равна 1, или x представляет собой целое число от 1 до 2 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 составляет от 2 до 8; и представляет собой целое число от 0 до 99, а указанное анионное поверхностно-активное вещество представляет собой одно или более соединений (ди)сульфоната алкилдифенилоксида формулы где R5 представляет собой C3 – C20 алкильный радикал; X представляет собой H, щелочной металл, щелочноземельный металл или аммоний.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к подготовке солянокислотного раствора, применяемого при технологии нефтедобычи для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и направлено на повышение стабильности водных растворов полимеров в пластовых условиях, используемых для изоляции водопритока в нефтяные скважины, для увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин, для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Изобретение относится к применению по меньшей мере одного этоксилированного неионного поверхностно-активного вещества - ЭНПАВ, выбранного из соединений приведенной формулы, в качестве ингибитора для ингибирования явлений удержания анионных ПАВ в нефтеносном пласте, в частности, в карбонатном или глинистом пласте.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к производству химических реагентов для обработки буровых растворов. Технический результат - усиление влияния лигносульфонатного реагента на фильтрацию и структурно-механические свойства глинистых растворов.
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.

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.

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. Высокоингибированный инвертный буровой раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях содержит, мас.: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; феррохромлигносульфонат 1-5; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; алюминат калия 1-5; поверхностно-активное вещество ПАВ-ОП-10 1-2; эмульгатор MP 1-5; реагент К-4 1-10; чешуйчатый графит 0,5-5; воду остальное.

Наверх