Буровой раствор на углеводородной основе


 


Владельцы патента RU 2445337:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при высоких температурах. Технический результат - сохранение реологических и фильтрационных параметров бурового раствора на требуемом уровне в температурном диапазоне от 60° до 150°С. Буровой раствор на углеводородной основе включает, мас.%: жидкий парафин фракции С722 52,7-56, органофильный глинопорошок 2,5-4,7, воду 1,5-9,5, формиат натрия или ацетат натрия 1,5-4,7, битумную мастику 5,6-7,9, эфир глицериновый талловой канифоли 1,5-7,1, нейтрализатор сероводорода 0,1-0,3, негидрофобизированный утяжелитель в количестве, обеспечивающем заданную плотность раствора. В качестве утяжелителя используют негидрофобизированный дисперсный мел или барит. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при высоких температурах.

В процессе строительства скважин в условиях, характеризующихся наличием солевых толщ, сероводорода и высоких температур, применение буровых растворов без направленной химической обработки по регулированию физико-химических свойств приводит к серьезным осложнениям: образованию каверн в результате растворения и размыва солей, возрастанию вязкости раствора при проникновении газа (сероводорода), температурной деструкции раствора.

Вопросу управления технологическими параметрами буровых растворов и предотвращения различных осложнений посвящено большое количество исследований. Однако существующие подходы к регулированию свойств промывочных жидкостей не позволяют в полной мере осуществлять управления их фильтрационными и реологическими свойствами.

Известен буровой раствор [Патент РФ 2208035 C1, C09K 7/06, 10.07.2003] на углеводородной основе, включающий синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, утяжелитель и структурообразователь, в качестве которого используют атактический полипропилен и парафин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Углеводородная основа 65-80
Синтетическая жирная кислота 0,7-2,8
Гидроксид натрия 0,60-2,40
Атактический полипропилен 1,4-5,0
Парафин 0,70-3,0
Утяжелитель остальное.

Известный буровой раствор обладает улучшенными реологическими характеристиками, повышенной стабильностью и может использоваться при высоких температурах. Недостатком известного раствора является использование в качестве углеводородной основы пожароопасного дизельного топлива.

Известен эмульсионный буровой раствор [Патент РФ 2211239 С1, С09К 7/06, 27.08.2003] на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, поверхностно-активный эмульгатор - эмультал, соэмульгатор - Полисил - ДФ, минерализованную водную фазу, в качестве структурообразователя и утяжелителя содержит гидрофобизированный утяжелитель на основе дисперсного мела при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Жидкий нефтепродукт 25-60
Указанный эмульгатор 1,0-2,5
Гидрофобизированный мел 3-10
Полисил - ДФ 0,6-1,5
Минерализованная водная фаза остальное.

Известный инвертный эмульсионный буровой раствор (ИЭБР) обладает повышенными реологическими показателями и низкой термической устойчивостью к высоким пластовым температурам. В своем составе содержит легковоспламеняющийся продукт - дизельное топливо, что может привести к возникновению пожаров на буровой площадке.

Задача, на которую направлено заявляемое изобретение, состоит в создании бурового раствора на углеводородной основе, предназначенного для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода.

Техническим результатом данного изобретения является получение бурового раствора, сохраняющего реологические и фильтрационные параметры для повышенных забойных температур на требуемом уровне (в температурном диапазоне от 60° до 150°С) при использовании негидрофобизированного утяжелителя.

Технический результат достигается тем, что буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, в качестве которого используют жидкий парафин фракции C7-C22, органофильный глинопорошок, такой как органобентонит, воду, минерализованную солями - электролитами, такими как или формиат натрия, или ацетат натрия; содержит также негидрофобизированный утяжелитель, такой как дисперсный мел или барит, битумную мастику (БМ) совместно с эфиром глицериновым талловой канифоли (ЭГТК), нейтрализатор сероводорода при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Жидкий парафин фракции C7-C22 52,7-56
Органофильный глинопорошок 2,5-4,7
Вода 1,5-9,5
Формиат натрия, или ацетат натрия 1,5-4,7
БМ 5,6-7,9
ЭГТК 1,5-7,1
Нейтрализатор сероводорода 0,1-0,3
Негидрофобизированный утяжелитель в количестве,
обеспечивающем заданную плотность раствора.

Буровой раствор сохраняет устойчивость в условиях действия повышенных забойных температур за счет минерализации воды солью формиатом или ацетатом натрия, при использовании негидрофобизированного утяжелителя.

Буровой раствор обладает возможностью управления реологическими и фильтрационными показателями за счет применения БМ и ЭГТК.

Буровой раствор готовят следующим образом.

В отмеренное количество жидкого нефтяного продукта, такого как жидкий парафин фракции C7-C22, при постоянном перемешивании вводится органофильный глинопорошок. В образовавшуюся смесь добавляют воду, минерализованную солями - электролитами, такими как ацетат натрия, или формиат натрия. Компоненты тщательно перемешивают в течение 30 минут до распускания глинопорошка. Далее осуществляют ввод БМ и ЭГТК для достижения необходимых фильтрационных и реологических показателей соответственно.

Нейтрализация отрицательного воздействия сероводорода на буровой раствор достигается вводом реагентов-нейтрализаторов «ЖС-7» или «Калан» или «ПС-1», поскольку они способны растворяться в углеводородных средах, не изменяя при этом основные показатели приготавливаемого раствора.

Для обеспечения заданной плотности к буровому раствору добавляют негидрофобизированный утяжелитель, например дисперсный мел или барит, в количестве, обеспечивающем его заданную плотность. Ввод в раствор негидрофобизированного утяжелителя обеспечивает его седиментационную устойчивость при воздействиях повышенных пластовых температур.

Для определения оптимальной рецептуры промывочной жидкости были приготовлены буровые растворы с добавлением синтетических производных углеводородов, лигносульфонатов (табл.1) и солей (табл.2).

В таблице 1 приведены результаты экспериментальных исследований основных показателей буровых растворов, полученных добавлением в исходный раствор компонентов, предназначенных для снижения реологических и фильтрационных параметров, таких как талловое масло (ТМ), эфир глицериновой талловой канифоли (ЭГТК), глицерина, триэтиленгликоля или конденсированной сульфитспиртовой барды. Растворы были получены при перемешивании лопастной мешалкой с числом оборотов 5000 об/мин.

Как видно из таблицы 1, содержание в растворе многоатомных спиртов, глицерина (пример 6) или триэтиленгликоля (ТЭГ, пример 7) и лигносульфоната (конденсированной сульфитспиртовой барды КССБ, пример 8) приводит к значительному увеличению фильтрационных показателей. Добавление в исходный раствор ЭГТК приводит к снижению реологических показателей, однако содержание в растворе только эфира не обеспечивает достаточно низкого значения фильтрации (пример 5). При содержании в растворе одновременно ЭГТК и БМ улучшаются как реологические, так и фильтрационные показатели (пример 3).

Добавление в исходный раствор талового масла (пример 2) снижает показатель фильтрации, но не существенно. Сочетания талового масла и битумной мастики (пример 1) и талового масла и ЭГТК (пример 4) приводит к увеличению реологических показателей.

В таблице 2 показано влияние различных солей на основные показатели бурового раствора. Минерализация воды солями ацетатом натрия и формиатом натрия обеспечивает снижение фильтрации раствора (таблица 2, примеры 5, 6), низкий уровень вязкостных показателей как до, так и после термостатирования раствора при 200°С (примеры 5, 6) и сохранение седиментационной устойчивости растворов, о чем свидетельствует показатель их фильтрации, не увеличивающийся после термостатирования.

В таблице 3 приведены результаты по совместимости водорастворимых реагентов - нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами.

Добавленные в насыщенные растворы солей реагенты «ЖС-7», «Калан», «ПС-1» полностью растворяются и не приводят к пенообразованию (примеры 2-5, 10, 11, 14 и 15), в отличие от реагентов, вызывающих интенсивное пенообразование (примеры 1, 6-9, 12 и 13).

Перечисленные нейтрализаторы применяют для удаления сероводорода из воды.

Химический вспомогательный продукт на основе аминов «Калан» изготавливают по ТУ 2458-001-50771613-99, зарегистрирован 11.01.2000, введен в действие 22.11.1999, Код ОКП 245854.

«ПС-1» представляет собой смесь гетероциклических карбонильных и азотсодержащих соединений с добавлением ПАВ.

Реагент «ЖС-7» представляет собой порошок, состоящий: 98% Fe2O3 и 1.5-2.0 FeCl3.

В таблице 4 приведены параметры заявляемого бурового раствора, утяжеленного негидрофобизированным утяжелителем до плотностей 1740 кг/м3 и 2200 кг/м3. Утяжеленный мелом раствор позволяет увеличить реологические показатели, не изменяя при этом фильтратоотдачи.

Приведенные в табл.1-4 данные позволяют установить оптимальную рецептуру бурового раствора для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при повышенных температурах и обеспечить реологические и фильтрационные параметры на требуемом уровне.

Таблица 1
Показатели бурового раствора при добавлении различных компонентов
Состав раствора Показатели раствора
Пластическая вязкость, мПа·с Динамическое напряжение сдвига, Па Фильтрация, см3/30 мин
1 80% жидкий парафин + 8%ОБ + 4%вода + 4%БМ + 4%ТМ 16 2,4 1,5
2 83,3% жидкий парафин + 8,3% ОБ + 4,2% вода + 4,2% ТМ 9 2,2 9
3 74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% БМ + 7,4% ЭГТК 9 3 1
4 74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% ТМ + 7,4% ЭГТК 13 5,4 3,5
5 80% жидкий парафин + 8% ОБ + 4% вода + 8% ЭГТК 16 6 5
6 86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% глицерин 18 41 22
7 86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% ТЭГ 15 33,2 24
8 86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% КССБ 17 30,8 23
Обозначения: ОБ - органобентонит; БМ - битумная мастика; ТМ - талловое масло; ЭГТК - эфир глицериновый талловой канифоли; ТЭГ - триэтиленгликоль; КССБ - конденсированная сульфитспиртовая барда.

Таблица 3
Совместимость нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами.
№ п/п Солевой раствор, мас.% Добавлен нейтрализатор (5 г/100 г р-ра) Примечание
1 CaCl2 - насыщенный Калан Реагирует
2 KCl - насыщенный Калан Растворяется, не реагирует
3 NaCl - насыщенный Калан Растворяется, не реагирует
4 HCOONa - насыщенный Калан Растворяется, не реагирует
5 CH3COONa - насыщенный Калан Растворяется, не реагирует
6 NaCl - насыщенный SAMPLE SV-120 Растворяется, пенится
7 CaCl2 - насыщенный SAMPLE SV-120 Растворяется, пенится
8 HCOONa - насыщенный SAMPLE SV-120 Растворяется, пенится
9 CH3COONa - насыщенный SAMPLE SV-120 Растворяется, пенится
10 CaCl2 - насыщенный ПС-1 Растворяется, не реагирует
11 NaCl - насыщенный ПС-1 Растворяется, не реагирует
12 CaCl2 - насыщенный ЛПЭ-11 Растворяется, пенится
13 NaCl - насыщенный ЛПЭ-11 Растворяется, пенится
14 HCOONa - насыщенный ЖС-7 Растворяется, не реагирует
15 CH3COONa - насыщенный ЖС-7 Растворяется, не реагирует
Таблица 4
Показатели утяжеленного баритом заявляемого бурового раствора
Показатели Единица измерения Пределы измерения
при комнатной температуре при 200°С
Показатели неутяжеленного бурового раствора плотностью 900 кг/м3
Пластическая вязкость мПа·с 10-20 6-15
Динамическое напряжение сдвига Па 1-10 1-10
Фильтрация см3/30 мин 0-1 1-1,5
Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 1740 кг/м3
Пластическая вязкость мПа·с 35-50 20-40
Динамическое напряжение сдвига Па 10-20 10-20
Фильтрация см3/30 мин 0-1 1-2
Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 2200 кг/м3
Пластическая вязкость мПа·с 40-60 20-50
Динамическое напряжение сдвига Па 10-30 10-30
Фильтрация см3/30 мин 0-1 1-2

1. Буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, органофильный глинопорошок (ОБ), воду, минерализованную солями-электролитами, отличающийся тем, что он дополнительно содержит негидрофобизированный утяжелитель, нейтрализатор сероводорода, битумную мастику (БМ) совместно с эфиром глицериновым талловой канифоли (ЭГТК), в качестве соли электролита используют формиат натрия или ацетат натрия, в качестве жидкого нефтепродукта используют жидкий парафин фракции C7-C22 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Жидкий парафин фракции C7-C22 52,7-56
Органофильный глинопорошок 2,5-4,7
Вода 1,5-9,5
Формиат натрия или ацетат натрия 1,5-4,7
БМ 5,6-7,9
ЭГТК 1,5-7,1
Нейтрализатор сероводорода 0,1-0,3
Утяжелитель в количестве, обеспечивающем заданную плотность раствора

2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве утяжелителя используют негидрофобизированный дисперсный мел или барит.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях при повышенных температурах.

Изобретение относится к композициям для использования внутри скважин подземного пласта, содержащего нефть и/или газ, и способам их использования. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке термопластичного твердотопливного состава, используемого для интенсификации и добычи нефти, а также в качестве источника энергии твердотопливных ракетных двигателей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано как для ремонтно-изоляционных работ, так и для изоляции водопритоков и зон поглощения в нагнетательных и добывающих скважинах.
Изобретение относится к усилению образования тонкоизмельченного продукта, снижению расклинивающего обратного потока и консолидированию частей в подземной формации.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве реагентов для обработки буровых растворов. .

Изобретение относится к производству лакокрасочных материалов. .

Изобретение относится к органической химии, а именно к синтезу не известных ранее соединений - поли[нонилфеноксиполи-(этиленокси)карбонилметиламмоний] полихлоридов, обладающих свойствами гидрофилизирующих модификаторов полимеров, которые могут быть использованы в технологических процессах, связанных с обработкой полимеров, склеиванием и металлизацией, изготовлением различных полимерных изделий, например гидрофильных полимерных покрытий.

Изобретение относится к органической химии, а именно к синтезу не известных ранее соединений - поли[нонилфеноксиполи-(этиленокси)карбонилметиламмоний] полихлоридов, обладающих свойствами гидрофилизирующих модификаторов полимеров, которые могут быть использованы в технологических процессах, связанных с обработкой полимеров, склеиванием и металлизацией, изготовлением различных полимерных изделий, например гидрофильных полимерных покрытий.
Изобретение относится к способу технического обслуживания ствола скважины в подземной формации и к цементной композиции для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к герметизирующим композициям для изоляционных работ в добывающих скважинах месторождений и подземного хранения газа, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства, повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических расклинивателей нефтяных скважин (проппантов), используемых при интенсификации добычи нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП)
Изобретение относится к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к цементным растворам с устойчивой пеной

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и буровым составам, используемым при строительстве скважин для вскрытия продуктивных пластов

Изобретение относится к жидкостям на водной основе, используемым для бурения нефтяных, газовых и геотермальных скважин в толщах пород, и добавкам для использования в этих жидкостях
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным составам, используемым при цементировании обсадных колонн, преимущественно, с большим газовым фактором

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности
Наверх