Термостойкий биополимерный буровой раствор

Изобретение относится к биополимерным безглинистым буровым растворам, используемым для вскрытия продуктивных пластов наклонно направленных и горизонтальных скважин со сверхдальними отходами. Технический результат изобретения - обеспечение стабильности фильтрационных, структурно-реологических, ингибирующих и смазочных свойств бурового раствора в условиях высоких температур до 130°С. Термостойкий биополимерный буровой раствор содержит, мас.%: ксантановую камедь БИОПОЛ 0,15-0,25; модифицированный крахмал МУЛЬТИСТАР 0,75-1,25; полианионную целлюлозу АНИПОЛ НВ 0,12-0,2; гидроксид натрия 0,04-0,4; водорастворимую соль кремниевой кислоты 0,37-0,6; смазочную добавку БЛ-САЛТ 0,95-1,55; хлорид калия 4,0-6,0; карбонатный утяжелитель 1,5-3,2; термостабилизирующую добавку 0,55-0,9; кальцинированную соду 0,05-0,1; бактерицид 0,05-0,1; сульфированный битум СУЛЬФОБИТ 0,7-1,1; пеногаситель Пента-480В 0,05-0,1; органическую добавку БИО XX, ингибирующую набухание и осыпание глиносодержащих пород, 0,7-1,1; полигликоли с температурой помутнения 70-130°С при минерализации 50-100 г/л 1,35-2,2; баритовый утяжелитель до 44,0; вода - остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые подходят как для бурения транспортного ствола, представленного терригенными породами, так и для вскрытия продуктивных пластов наклонно-направленных и горизонтальных скважин со сверхдальними отходами. При этом раствор можно применять в условиях высоких температур (до 130°С).

Известен биополимерный буровой раствор, используемый при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов, который содержит, масс. %: полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлоза со степенью замещения 300-1300 в виде двух типов карбоксиметилцеллюлоз с различной степенью замещения в соотношении 1:1 - 2,4-3,2; биополимер ксантанового типа - 0,2-0,5; смазочная добавка - реагент гликойл - 0,5-1,0; разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий - до 40,0; бактерицид - 0,01-0,2; гидроксид натрия - 0,01-0,06; вода - остальное. Существенным недостатком данного раствора является отсутствие в составе ингибитора набухания глин, что ограничивает его применение при проводке скважин в условиях залегания глиносодержащих пород (глины, аргиллиты, глинистые сланцы, алевролиты), склонных к осыпям и обвалам (Патент РФ №2561634, МПК C09K 8/10, опубл. 27.08.2015).

Наиболее близким аналогом к заявляемому изобретению, взятым за прототип, является безглинистый буровой раствор для бурения горизонтальных скважин, содержащий масс. %: биополимер - 0,05-0,2; модифицированный крахмал - 1,15-2,0; полианионная целлюлоза - 0,1-0,25; гидроксид щелочного металла - 0,045-0,16; водорастворимая соль кремниевой кислоты - 0,23-1,2; поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0; вода - остальное, при этом массовое соотношение гидроксида щелочного металла и водорастворимой соли кремниевой кислоты составляет 1:2,5-15,0 соответственно. Безглинистый буровой раствор дополнительно может содержать утяжелитель из группы неорганических солей - хлориды натрия, кальция, калия или карбонатный утяжелитель или бентонит.Недостатком данного раствора является его низкая термостойкость до 90°С (Патент РФ №2186819, МПК C09K 7/02, опубл. 10.08.2002).

Технической задачей изобретения является обеспечение стабильности фильтрационных, структурно-реологических, смазочных и ингибирующих свойств бурового раствора в условиях высоких температур (до 130°С).

Указанная техническая задача решается тем, что известный буровой раствор для бурения горизонтальных скважин, содержащий биополимер, модифицированный крахмал, полианионную целлюлозу, гидроксид щелочного металла, водорастворимую соль кремниевой кислоты, поверхностно-активное вещество, неорганическую соль - хлорид калия, карбонатный утяжелитель и воду, согласно изобретению, в качестве биополимера содержит ксантановую камедь БИОПОЛ, в качестве модифицированного крахмала - МУЛЬТИСТАР, в качестве полианионной целлюлозы - АНИПОЛ НВ, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия, в качестве поверхностно-активного вещества - смазочную добавку БЛ-САЛТ и дополнительно термостабилизирующую добавку, кальцинированную соду, бактерицид, сульфированный битум СУЛЬФОБИТ, пеногаситель Пента-480В, органическую ингибирующую добавку БИО XX, полигликоли с температурой помутнения 70-130°С при минерализации 100-150 г/л, баритовый утяжелитель, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Ксантановая камедь БИОПОЛ 0,15-0,25
Модифицированный крахмал МУЛЬТИСТАР 0,75-1,25
Полианионная целлюлоза АНИПОЛ НВ 0,12-0,20
Гидроксид натрия 0,04-0,40
Водорастворимая соль кремниевой кислоты 0,37-0,60
Смазочная добавка БЛ-САЛТ 0,95-1,55
Хлорид калия 4,00-6,00
Карбонатный утяжелитель 1,50-3,20
Термостабилизирующая добавка 0,55-0,90
Кальцинированная сода 0,05-0,10
Бактерицид 0,05-0,10
Сульфированный битум СУЛЬФОБИТ 0,07-1,10
Пеногаситель Пента-480В 0,05-0,10
Органическая ингибирующая добавка БИО XX 0,70-1,10
Полигликоли 1,35-2,20
Баритовый утяжелитель до 45,0
Вода остальное

Решение поставленной технической задачи изобретения обеспечивается благодаря следующему. Термостабилизирующая добавка предотвращает деструкцию полимеров за счет нейтрализации растворимого в воде кислорода и обрыва цепных реакций окисления. Полигликоли с температурой помутнения 70-130°С при минерализации 50-100 г/л обеспечивают качественную кольматацию пласта при повышенных температурах; снижение высокотемпературной фильтрации усиливается дополнительно содержащемся в растворе СУЛЬФОБИТ. Кальцинированная сода обеспечивает отсутствие двухвалентных ионов, к которым не устойчива водорастворимая соль кремниевой кислоты. Бактерицид предотвращает преждевременную ферментативную деструкцию полимеров. Органическая ингибирующая добавка БИО XX дополнительно к хлориду калия предотвращает набухание и осыпание глиносодержащих пород (глины, аргиллиты, сланцы, алевролиты).

Термостойкий биополимерный буровой раствор может готовиться как на пресной воде, так и на морской воде.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами приготовления бурового раствора в лабораторных условиях.

Пример 1.

К 710 г водопроводной воды при перемешивании на лабораторной мешалке добавляют 0,6 г гидроксида натрия и 1,0 г кальцинированной соды. После полного растворения реагентов вводят 5,8 г водорастворимой соли кремниевой кислоты, 9,0 г термостабилизирующей добавки, 0,7 г бактерицида и продолжают перемешивать еще 10 мин. По истечении 10 мин в полученный раствор при перемешивании на высокоскоростном миксере (11000 об/мин) с интервалом в 10 мин последовательно вводят 12,5 г модифицированного крахмала МУЛЬТИСТАР, 11,0 г сульфированного битума СУЛЬФОБИТ совместно с 0,7 г пеногасителя Пента-480В, 2,2 г ксантановой камеди БИОПОЛ, 60,0 г хлорида калия, 11,0 г органической ингибирующей добавки БИО XX, 2,0 г полианионной целлюлозы АНИПОЛ НВ, 22,0 г полигликолей, 26,0 г карбонатного утяжелителя, 110,0 г барита и 15,5 г смазочной добавки БЛ-САЛТ. После ввода всех компонентов раствор перемешивают 10 мин на высокоскоростном миксере и 10 мин на лабораторной мешалке.

Пример 2.

К 440 г морской воды при перемешивании на лабораторной мешалке добавляют 2,3 г гидроксида натрия и 0,5 г кальцинированной соды. После полного растворения реагентов вводят 4,0 г водорастворимой соли кремниевой кислоты, 5,5 г термостабилизирующей добавки, 0,5 г бактерицида и продолжают перемешивать еще 10 мин. По истечении 10 мин в полученный раствор при перемешивании на высокоскоростном миксере (11000 об/мин) с интервалом в 10 мин последовательно вводят 8,0 г модифицированного крахмала МУЛЬТИСТАР, 7,0 г сульфированного битума СУЛЬФОБИТ совместно с 0,5 г пеногасителя Пента-480В, 2,0 г ксантановой камеди БИОПОЛ, 40,0 г хлорида калия, 7,0 г органической ингибирующей добавки БИО XX, 1,2 г полианионной целлюлозы АНИПОЛ НВ, 13,5 г полигликолей, 18,0 г карбонатного утяжелителя, 440,0 г барита и 10 г смазочной добавки БЛ-САЛТ. После ввода всех компонентов раствор перемешивают 10 мин на высокоскоростном миксере и 10 мин на лабораторной мешалке.

Аналогичным образом готовят другие составы заявляемого термостойкого биополимерного бурового раствора с различным соотношением ингредиентов.

Основные показатели буровых растворов, согласно изобретению и прототипу, определялись в соответствии API RP 13В-1:

- удельный вес (ρ, г/см3) определялся при помощи рычажных весов;

- показатель фильтрации (ПФ, см3/30 мин) определялся при перепаде давления 0,7 МПа на фильтр-прессе «OFITE»;

- высокотемпературная фильтрация (ВТВД, см3/30 мин) определялась при 130°С и перепаде давления 3,5 МПа на НТНР-фильтр-прессе «OFITE»;

- пластическая вязкость (ПВ, мПа⋅с) определялась на ротационном вискозиметре «OFITE» при 49°С;

- динамическое напряжение сдвига (ДНС, фунт/100 фут2) определялось на ротационном вискозиметре «OFITE» при 49°С;

- статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин покоя (СНС10/10, фунт/100 фут2) определялись на ротационном вискозиметре «OFITE» при 49°С;

- рН определялся рН-метром.

Смазочная способность определялась согласно методике измерений «Растворы буровые. Определение относительного динамического коэффициента трения (смазочных свойств) на тестере предельного давления и смазывающей способности «LUBPICITY TESTER» модели 21200 фирмы «OFITE» (США)» [МИ 245800.001.50783875.2011] - при нагрузке 16,9 Н⋅м и 60 об/мин.

Ингибирующая способность оценивалась на приборе «OFITE Dinamic Linear Swellmeter» - увеличение высоты образца глины (%), находящегося в среде бурового раствора в течение 72 часов при температуре 50°С.

В таблице 1 приведены данные о компонентных составах буровых растворов согласно изобретению и прототипу.

Определение технологических параметров заявляемого термостойкого биополимерного бурового раствора и прототипа проводилось:

1) после выдерживания приготовленного раствора при температуре 25°С в течение 16 часов;

2) после термостатирования в роллерной печи при температуре 130°С в течение 40 часов.

Перед определением технологических параметров растворы перемешивались 10 мин на высокоскоростном миксере (11000 об/мин).

В таблице 2 приведены технологические показатели буровых растворов согласно изобретению и прототипу.

Данные таблицы 2 показывают, что заявляемый буровой раствор сохраняет свои фильтрационные, структурно-реологические, ингибирующие и смазочные свойства после длительного воздействия высоких температур, в то время как у бурового раствора по прототипу, подвергшегося термостарению в аналогичных условиях (130°С, 40 часов) значительно увеличиваются фильтрационные свойства (ПФ, ВТВД).

1. Термостойкий биополимерный буровой раствор, содержащий биополимер, модифицированный крахмал, полианионную целлюлозу, гидроксид щелочного металла, водорастворимую соль кремниевой кислоты, поверхностно-активное вещество, неорганическую соль - хлорид калия, карбонатный утяжелитель и воду, отличающийся тем, что в качестве биополимера содержит ксантановую камедь БИОПОЛ, в качестве модифицированного крахмала - МУЛЬТИСТАР, в качестве полианионной целлюлозы - АНИПОЛ НВ, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия, в качестве поверхностно-активного вещества - смазочную добавку БЛ-САЛТ и дополнительно термостабилизирующую добавку, кальцинированную соду, бактерицид, сульфированный битум СУЛЬФОБИТ, пеногаситель Пента-480В, органическую добавку БИО XX, ингибирующую набухание и осыпание глиносодержащих пород, полигликоли с температурой помутнения 70-130°С при минерализации 100-150 г/л, баритовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ксантановая камедь БИОПОЛ 0,15-0,25
Модифицированный крахмал МУЛЬТИСТАР 0,75-1,25
Полианионная целлюлоза АНИПОЛ НВ 0,12-0,20
Гидроксид натрия 0,04-0,40
Водорастворимая соль кремниевой кислоты 0,37-0,60
Смазочная добавка БЛ-САЛТ 0,95-1,55
Хлорид калия 4,00-6,00
Карбонатный утяжелитель 1,50-3,20
Термостабилизирующая добавка 0,55-0,90
Кальцинированная сода 0,05-0,10
Бактерицид 0,05-0,10
Сульфированный битум СУЛЬФОБИТ 0,07-1,10
Пеногаситель Пента-480В 0,05-0,10
Органическая ингибирующая добавка БИО XX 0,70-1,10
Полигликоли 1,35-2,20
Баритовый утяжелитель до 45,0
Вода остальное

2. Термостойкий биополимерный буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что готовится на морской воде.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области газодобычи, точнее к способам и технологическим составам, используемым при капитальном и текущем ремонте скважин для ограничения притоков пластовых вод в скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления расширяющегося тампонажного раствора, используемого при цементировании скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.
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.

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 биополимерным безглинистым буровым растворам, используемым для вскрытия продуктивных пластов наклонно направленных и горизонтальных скважин со сверхдальними отходами. Технический результат изобретения - обеспечение стабильности фильтрационных, структурно-реологических, ингибирующих и смазочных свойств бурового раствора в условиях высоких температур до 130°С. Термостойкий биополимерный буровой раствор содержит, мас.: ксантановую камедь БИОПОЛ 0,15-0,25; модифицированный крахмал МУЛЬТИСТАР 0,75-1,25; полианионную целлюлозу АНИПОЛ НВ 0,12-0,2; гидроксид натрия 0,04-0,4; водорастворимую соль кремниевой кислоты 0,37-0,6; смазочную добавку БЛ-САЛТ 0,95-1,55; хлорид калия 4,0-6,0; карбонатный утяжелитель 1,5-3,2; термостабилизирующую добавку 0,55-0,9; кальцинированную соду 0,05-0,1; бактерицид 0,05-0,1; сульфированный битум СУЛЬФОБИТ 0,7-1,1; пеногаситель Пента-480В 0,05-0,1; органическую добавку БИО XX, ингибирующую набухание и осыпание глиносодержащих пород, 0,7-1,1; полигликоли с температурой помутнения 70-130°С при минерализации 50-100 гл 1,35-2,2; баритовый утяжелитель до 44,0; вода - остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Наверх