Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе

 

Композиция относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе. Техническим результатом является улучшение технико-экономических показателей бурения вследствие повышения долговечности породоразрушающего инструмента, предотвращения осложнений из-за вспенивания раствора или биоразложения полимерных реагентов-стабилизаторов, а также улучшение качества вскрытия продуктивных пластов в результате снижения межфазного поверхностного натяжения фильтрата раствора. Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе, содержащая продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел, растворитель из класса ароматических или алифатических нефтяных углеводородов, моноэтаноламин и оксаль, дополнительно содержит продукт взаимодействия пиролизной смолы производства этилбензола и бутилбензола с толуолом при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел 10-12; растворитель из класса ароматических или алифатических нефтяных углеводородов 10-30; продукт взаимодействия пиролизной смолы производства этилбензола и бутилбензола с толуолом 1,0-1,5; моноэтаноламин 0,5-0,7; оксаль остальное. 4 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе.

Для повышения долговечности породоразрушающего и бурильного инструмента, повышения показателей бурения и предотвращения прихватоопасных осложнений в буровые растворы на водной основе вводят смазочные реагенты.

Известна смазочная добавка (техническое название ИКБ-4БТР), содержащая сырые талловые масла, моноэтаноламин (МЭА), полигликоль, керосин и изопропиловый спирт, взятые в соотношении 8,7 : 3,3 : 3,0 : 0,3 : 2,0. Смазочную добавку вводят в буровой раствор в количестве 0,3 - 0,9 мас.% (См. а.с. СССР 1266181, кл. С09К 7/02, 1984г.).

Недостатками данной смазочной добавки являются: 1) слабая ингибирующая и гидрофобизирующая способность; 2) пенообразование в буровом растворе при концентрации смазки более 1%; 3) недостаточная прочность смазочной пленки при высоких контактных нагрузках; 4) отсутствие бактерицидных и поверхностно-активных свойств.

В патенте РФ 2142978, кл. С09К 7/02, 1999 г. защищена "Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе", содержащая легкое талловое масло (ЛТМ) и поликликоль при следующем соотношении указанных ингредиентов, мас.%: Легкое талловое масло - 40 - 60 Полигликоль - 60 - 40 Данную композицию вводят в глинистый буровой раствор в массовых долях 1 - 3%.

Недостатками указанной композиции являются: 1) способность к вспениванию глинистого раствора при концентрации смазки более 3%; 2) отсутствие бактерицидной способности;
3) высокие значения межфазного поверхностного натяжения у фильтрата раствора, обработанного смазочной композицией.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является "Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе" по а.с. СССР 1749226, кл. С09К 7/02, 1992 г.

Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе содержит в мас. %:
Продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел - 10 - 30
Растворитель из класса ароматических или алифатических нефтяных углеводородов - 5 - 10
Моноэтаноламин - 1,0 - 1,5
Оксаль - Остальное
Недостатками указанной смазки являются:
1) недостаточно высокие смазочные свойства при высоких контактных нагрузках;
2) способность к пенообразованию при концентрациях добавки более 1,5%;
3) отсутствие бактерицидной способности;
4) низкая поверхностная активность у фильтрата раствора, обработанного смазочной добавкой.

Задачей заявляемого изобретения является улучшение смазочных и противоизносных свойств бурового раствора при одновременном повышении стабильности его параметров во времени в результате придания ему противовспенивающей и бактерицидной способности.

Техническим результатом заявляемого изобретения является улучшение технико-экономических показателей бурения вследствие повышения долговечности породоразрушающего инструмента, предотвращения осложнений из-за вспенивания раствора или биоразложения полимерных реагентов-стабилизаторов (крахмала, КМЦ, биополимера и др.), а также улучшение качества вскрытия продуктивных пластов в результате снижения межфазного поверхностного натяжения фильтрата раствора.

Поставленная задача решается за счет того, что смазочная композиция для бурового раствора на водной основе, содержащая продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел, растворитель из класса ароматических или алифатических нефтяных углеводородов, моноэтаноламин и оксаль, дополнительно содержит продукт взаимодействия пиролизной смолы производства этилбензола и бутилбензола с толуолом при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел - 10 - 12
Растворитель из класса ароматических или алифатических нефтяных углеводородов - 10 - 30
Продукт взаимодействия пиролизной смолы производства этилбензола и бутилбензола с толуолом - 1,0 - 1,5
Моноэтаноламин - 0,5 - 0,7
Оксаль - Остальное
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны смазочные композиции для буровых растворов на водной основе, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения. По сравнению с прототипом (а. с. СССР 1749226) заявляемая смазочная композиция содержит новый компонент: продукт взаимодействия пиролизной смолы производства этилбензола и бутилбензола с толуолом.

Кроме того, совокупность ингредиентов в заявляемой композиции выполняет новые, ранее неизвестные функции: придает раствору бактерицидную способность, а его фильтрату - поверхностную активность.

Все вышеизложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Для приготовления заявляемой смазочной композиции используют следующие компоненты:
- продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел, который получают при температуре 90^oС в течение 3-х часов при постоянном перемешивании (ТУ 2165-016-00146-99);
- растворитель из класса ароматических или алифатических нефтяных углеводородов, например:
а) сольвент (ТУ 38.101809-90);
б) нефрас (ТУ 38.11011049-87);
в) керосин (ТУ 38.601-22-70-97);
- продукт взаимодействия пиролизной смолы производства этилбензола и бутилбензола с толуолом (ТУ 2484-016-00151-816-2001);
- оксаль (ТУ 38.1103429-83);
- моноэтаноламин (ТУ 6-02-915-84).

В табл.1 приведены компонентные составы заявляемой смазочной композиции (составы 1-9) и смазочной добавки по а.с. 1749226, принятой за прототип предполагаемого изобретения (составы 10-12).

Конкретный пример обработки бурового раствора на водной основе заявляемой смазочной композиции.

Исходный глинистый раствор готовят из куганакского глинопорошка, обрабатывают его кальцинированной содой в массовых долях 0,3% и крахмалом марки ФИТО-РК в массовых долях 1%, перемешивают в течение 0,5 часа и замеряют технологические параметры. Далее в раствор вводят заявляемую смазочную композицию в последовательно возрастающей концентрации, начиная с 0,5%. После каждого ввода и перемешивания вновь замеряют все параметры.

Аналогичным образом проведены эксперименты со смазочным реагентом - прототипом (по а.с. 1749226).

Все образцы растворов выдерживали в покое в закрытой посуде при комнатной температуре в течение 1-го месяца, затем перемешивали и вновь замеряли технологические параметры.

Технологические параметры растворов (плотность - ρ, условная вязкость - УВ, показатель фильтрации - ПФ) замерялись с помощью стандартных приборов и методик, изложенных, например, в работе: Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979 г.

Смазочную и противоизносную способность растворов определяли с помощью прибора "Lubricity Tester" американской фирмы "Fann Instrument Со". Замер коэффициента трения (К_тр) производился при взаимодействии под заданной нагрузкой металлической пары "вращающееся кольцо - неподвижная призма" в среде исследуемого раствора. Контактная нагрузка при проведении экспериментов была равной 150 фунтов/дюйм². Чем меньше коэффициент трения, тем лучше смазочные свойства раствора.

Противоизносная способность раствора и прочность образующейся на трущихся поверхностях смазочной пленки оценивалась по величине площади "пятна" износа (S, мм²), образующегося на поверхности неподвижной призмы при трении об нее вращающегося кольца.

Чем меньше площадь "пятна" износа, тем лучше противоизносная способность раствора и прочнее смазочная пленка.

Как следует из анализа данных табл.2, при введении в исходный глинистый раствор (первая строчка табл.2) заявляемой смазочной композиции (растворы 1-9) не только существенно улучшаются смазочные и противоизносные свойства раствора, но и снижается его показатель фильтрации.

Смазочные и противоизносные свойства раствора улучшаются в меньшей степени, если в раствор ввести смазочную добавку по а.с. 1749226 (растворы 10-12), а показатель фильтрации при этом практически не изменяется.

Кроме того, заявляемая смазочная композиция оказывает бактерицидное действие на раствор, следствием чего является сохранение стабильными его технологических параметров в течение месячной выдержки при комнатной температуре (растворы 1-9). В то же время в исходном глинистом растворе за указанный период хранения произошла биологическая деструкция реагента-стабилизатора (крахмала), в результате чего раствор почернел, появился неприятный запах и резко увеличился показатель фильтрации (первая строчка в табл. 2). Ухудшились также смазочные и противоизносные свойства раствора.

При введении в раствор смазочной добавки по а.с. 1749226 (растворы 10-12) деструкция крахмала, хотя и имеет место (отмечается некоторый рост показателя фильтрации), но в меньшей степени, чем в исходном глинистом растворе. Для оценки вспенивающей и поверхностно-активной способности заявляемой смазочной композиции и смазочной добавки по а.с. 1749226 проведены опыты в лабораторных условиях. В исходный глинистый раствор (первая строчка в табл.2) вводили ту или другую смазку в концентрациях 2 и 3 мас.%, перемешивали в течение 15 мин при скорости вращения пропеллера 400 об/мин и затем замеряли плотность раствора. Заметное снижение указанной плотности по сравнению с плотностью исходного глинистого раствора свидетельствовало о его вспенивании. Одновременно у исследуемых растворов с помощью сталагмометра УфНИИ замеряли межфазное поверхностное натяжение (σ, мН/м) на границе "фильтра - очищенный керосин".

Результаты экспериментов представлены в табл.3.

Как следует из данных табл.3, пенообразования в глинистом растворе при введении в него заявляемой смазочной композиции в массовых долях 2 и 3% не наблюдается: плотность раствора остается практически неизменной (раствор 1-9). При введении в тех же концентрациях смазочной добавки по а.с. 1749226 (раствор 10-12) наблюдается интенсивное вспенивание раствора, в результате чего плотность его значительно снижается (с 1,16 до 0,86 г/см³).

Поверхностное натяжение фильтрата растворов, обработанных заявляемой смазочной композицией, имеет также более низкие значения, чем у растворов, обработанных известной смазочной добавкой (по а.с. 1749226). Это свойство является положительным фактором для качественного вскрытия продуктивных пластов, что нашло отражение в результатах проведенных исследований по оценке влияния фильтратов растворов, обработанных той или другой смазкой, на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости естественных кернов Коттынского месторождения Западной Сибири. При этом также оценивалась ингибирующая (по скорости увлажнения - П₀) и гидрофобизирующая (по величине удельного электрического сопротивления - УЭС керна до прокачки и после прокачки через него фильтрата) способности исследованных фильтратов.

Опыты проводились на модернизированной стандартной установке УИПК-1М.

Образцы кернов предварительно помещали в аппарат Сокслета и экстрагировали спирто-бензольной смесью от углеводородов, затем отмывали дистиллированной водой от минеральных солей и подвергали термической обработке в сушильном шкафу при температуре 105^oС до постоянного веса образца. На боковой поверхности каждого образца выпиливали продольную канавку, в которую укладывали многожильный провод с двумя электродами. Канавку затем заливали клеем "Момент".

У образцов определяли начальную пористость по воздуху (К_пор) в соответствии со стандартной методикой (см. "Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами", М., ВНИИГНИ, 1978 г.). Затем образец керна помещали в кернодержатель, создавали гидрообжим и фильтровали через керн пластовую сеноманскую воду (10-12 поровых объемов) до установления постоянного расхода и постоянной величины удельного электрического сопротивления (УЭС) керна. Затем в обратном направлении прокачивали керосин (модель нефти) также 10-12 поровых объемов до установления постоянного расхода и величины УЭС. Рассчитывали первоначальный коэффициент проницаемости керна по керосину (K_пр1).

Далее через керн в первоначальном направлении прокачивали в аналогичном режиме фильтрат исследуемого раствора, имитируя первичное вскрытие продуктивного пласта, а затем в обратном направлении прокачивали керосин, имитируя процесс освоения скважины. Рассчитывали коэффициент конечной проницаемости керна по керосину (К_пр2) и коэффициент восстановления первоначальной проницаемости β):

О гидрофобизирующей способности фильтрата раствора судили по возрастанию показателей УЭС керна, снятых до прокачки фильтрата через керн и после прокачки.

Ингибирующая способность фильтрата оценивалась показателем скорости увлажнения глины (П₀), определяемой в соответствии с РД 39-2-813-82 (ВНИИКрнефть, Краснодар, 1982 г.). Чем меньше показатель (П₀), тем лучше ингибирующие свойства раствора.

Результаты экспериментов приведены в табл.4.

Из анализа данных табл. 4 видно, что фильтрат исходного глинистого раствора (первая строчка табл.4), не обладающий ингибирующей, гидрофобизирующей и поверхностно-активной способностью, оказывает отрицательное влияние на керн, в результате чего коэффициент восстановления проницаемости (β) его имеет очень низкое значение (33,8%).

Фильтраты растворов, обработанных заявляемой смазочной композицией (растворы 1-9), обладают повышенными гидрофобизирующими свойствами, что вызывает инверсию смачиваемости пористой поверхности керна с гидрофильной на гидрофобную в результате чего резко повышаются значения УЭС и улучшается фазовая проницаемость для нефти. Кроме того, указанные фильтраты имеют высокие ингибирующие свойства (низкие значения П₀), что предотвращает набухание глинистых минералов, содержащихся в кернах месторождений Западной Сибири, и высокие поверхностно-активные свойства (низкие значения σ), что облегчает приток нефти из скважины. В результате отмеченных положительных факторов значения коэффициента восстановления проницаемости были высокими (от 87,3 до 96,3%).

Фильтраты растворов, обработанных смазочной добавкой по а.с. 1749226 (растворы 10-12) имеют более низкие значения β (от 70,8 до 76%), так как у них более слабые гидрофобизирующие, ингибирующие и поверхностно-активные свойства.

Таким образом, заявляемая смазочная композиция обладает следующими технологическими преимуществами по сравнению с известными:
- придает раствору повышенные смазочные и противоизносные свойства;
- придает раствору антивспенивающую способность;
- придает фильтрату раствора повышенные гидрофобизирующие, ингибирующие и поверхностно-активные свойства, в результате чего существенно улучшается коэффициент восстановления первоначальной проницаемости керна;
- не оказывает отрицательного влияния на показания газового каротажа;
- хорошо совместима со всеми реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов, и способствует снижению показателя фильтрации раствора.

Формула изобретения

Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе, содержащая продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел, растворитель из класса ароматических или алифатических нефтяных углеводородов, моноэтаноламин и оксаль, отличающаяся тем, что дополнительно содержит продукт взаимодействия пиролизной смолы производства этилбензола и бутилбензола с толуолом при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел - 10 - 12
Растворитель из класса ароматических или алифатических нефтяных углеводородов - 10 - 30
Продукт взаимодействия пиролизной смолы производства этилбензола и бутилбензола с толуолом - 1,0 - 1,5
Моноэтаноламин - 0,5 - 0,7
Оксаль - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4