Безглинистый утяжеленный буровой раствор


 


Владельцы патента RU 2481374:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - улучшение качества бурового раствора путем снижения водоотдачи, улучшения структурно-реологических свойств, повышение ингибирующих свойств, снижение поверхностного натяжения на границе «фильтрат-нефть», повышение стойкости к действию высоких температур и высоких концентраций пластовых солей, что в совокупности ведет к сохранению первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми. Безглинистый утяжеленный буровой раствор содержит, мас.%: структурообразователь ксантановый биополимер КК - "Робус" 0,3-0,5, реагент стабилизатор карбоксиметилированный крахмал 3-4, ингибитор - хлорид калия 4-5, регулятор pH - кальцинированную соду 0,5-0,7, бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ 0,03-0,05, пеногаситель Пента-461 на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов 0,02-0,06, барит 30-70 или шлак, получаемый при выплавке ферромолибдена, 15-80 и воду остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к безглинистым утяжеленным буровым растворам для вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД).

Известен безглинистый буровой раствор для бурения скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (пат. RU №2170753, опубл. 20.7.2001), включающий воду и акриловый ингредиент, содержит воду минерализованную, в качестве акрилового ингредиента - полиакриламид и дополнительно - длинноцепочечный полимер анионной целлюлозы и силикат натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: полиакриламид 0,1-0,3, указанная целлюлоза 0,2-0,25, силикат натрия 1,0-1,5, вода минерализованная - остальное, причем в качестве воды минерализованной он содержит пластовую воду.

Недостатком является низкая плотность бурового раствора, а при увеличении плотности возрастает условная вязкость и раствор становится непрокачиваемым.

Известен буровой раствор (авт.св. SU №1776689, опубл.23.11.1992), содержащий мас.%: бентонитовый глинопорошок 1-4, акриловый полимер 0,1-0,4, хлорид калия 1,0-2,0, карбоксиметилцеллюлоза 0,1-0,2, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза или оксиэтилцеллюлоза 0,05-0,20, баритовый утяжелитель 30,0-70,0, вода - остальное.

Недостатком данного раствора являются ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик пород в пластах с АВПД после проникновения фильтрата раствора в пласт. Это связано с тем, что данный раствор обладает высокой водоотдачей и низким статическим напряжением сдвига.

Известен утяжеленный буровой раствор (пат. RU №2235751, опубл. 10.09.2004), принятый за прототип, содержащий мас.%: структурообразователь глину 5-10, стабилизатор КМЦ-900 0,2-0,3, ингибитор глин хлористый калий 3-5, регулятор pH гидроксид калия 0,2-0,3, пластификатор КССБ-2М 0,2-0,3, утяжелитель барит 30-65, смазочную добавку ДСБ-4ТТП 0,3-0,5, флокулянт - унифлок или праестол 0,001-0,004 и воду - остальное.

Недостатками являются низкая седиментационная устойчивость бурового раствора, повышенная водоотдача, что приводит к кольматации перового пространства продуктивного пласта продуктами реакций и уменьшению в результате этого его фильтрационно-емкостных свойств.

Задача изобретения - сохранение первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с АВПД.

Техническим результатом изобретения является улучшение качества бурового раствора путем снижения водоотдачи, улучшения структурно-реологических свойств, повышение ингибирующих свойств, снижение поверхностного натяжения на границе «фильтрат-нефть», повышение стойкости к действию высоких температур и высоких концентраций пластовых солей, что в совокупности ведет к сохранению первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с АВПД.

Технический результат достигается тем, что в безглинистом утяжеленном буровом растворе, содержащем реагент стабилизатор, ингибитор гидратации глинистых частиц - хлорид калия, регулятор pH, утяжелитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит структурообразователь ксантановый биополимер КК-"Робус", бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ, пеногаситель на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов Пента-461, при этом в качестве реагента стабилизатора содержит карбоксиметилированный крахмал, в качестве регулятора pH - кальцинированную соду, а в качестве утяжелителя - барит или шлак, получаемый при выплавке ферромолибдена, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

КК-"Робус" 0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал 3-4
Хлорид калия 4-5
Кальцинированная сода 0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ 0,03-0,05
Барит 30-70
Пента-461 0,02-0,06
Вода Остальное
или, мас.%:
КК-"Робус" 0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал 3-4
Хлорид калия 4-5
Кальцинированная сода 0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ 0,03-0,05
Шлак, получаемый при
выплавке ферромолибдена 15-80
Пента-461 0,02-0,06
Вода Остальное

Буровой раствор содержит пресную воду с добавкой хлорида натрия до плотности 1180 кг/м3.

Использование в качестве структурообразователя ксантанового биополимера КК-"Робус". который представляет собой линейный полисахарид неионогенного типа, повышает вязкость буровых растворов, статическое и динамическое напряжение сдвига. Биополимер выпускают в виде порошка от светлого до серого цвета, с термостойкостью до 120°C; ферментативно неустойчив. Водный раствор биополимера имеет pH 6,5.

Использование в качестве реагента стабилизатора карбоксиметилированного крахмала, относящегося к числу естественных полимеров - полисахаридов, снижает фильтрации пресных, средне- и высокоминерализованных растворов при наличии любых солей при температуре до 120°C. Карбоксиметилированный крахмал представляет собой порошок бело-желтого цвета, с содержанием основного вещества не менее 60%, влажностью не более 12,5%. Реагент легко растворяется в воде любой минерализации. Использование КМК менее 3% приводит к увеличению водоотдачи, уменьшению вязкости и стабильности раствора. Увеличение значения более 4% приводит к увеличению вязкости. Однако введение КМК приводит к вспениванию раствора.

Использование в качестве ингибитора хлорида калия приводит к уменьшению набухания глинистых частиц в пластах, за счет способности иона K+ связывать элементарные глинистые частицы между собой, предотвращая их гидратацию, то есть проявляется отрицательная гидратация. Исследования характера взаимодействия глин с растворами солей калия показывают, что степень набухания в пределах 4-5%-ной концентрации соли достигает минимальных значений. Дальнейшее увеличение концентрации хлорида калия до 6-7% не приводит к заметным изменениям показателей набухания, а уменьшение концентрации хлорида калия до 3% увеличивает период набухания глин. Хлорид калия представляет собой светлый мелкокристаллический порошок плотностью 1,98 г/см3. Использование хлористого калия в растворах для вскрытия продуктивных пластов снижает негативные последствия контакта водной фазы с глинистым цементом пласта.

Использование кальцинированной соды обеспечивает регулирование pH бурового раствора за счет связывания агрессивных ионов кальция и магния, попадающих в раствор с пластовыми водами, гипсом, ангидридом и цементом. Кальцинированная сода (Na2CO3) - белый мелкокристаллический порошок плотностью 2,5 г/см3 с содержанием основного вещества 99%.

Использование при содержании в растворе крахмала Катамина АБ обеспечивает предотвращение ферментативного разложения бурового раствора. Катамин АБ представляет собой бактерицид общего действия, в виде вязкой прозрачной жидкости от бесцветного до желтого цвета.

Использование пеногасителя Пента-461 в количестве 0,02-0,06% по массе предотвращает образование пены в растворе. Пента-461 - композиционный пеногаситель, на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов. Используют в качестве пеногасящей или антивспенивающей добавки в водные (образует дисперсию при перемешивании) и неводные (жирорастворимые) системы. Применяют в широком диапазоне температур от -40°C до +250°C.

Барит в количестве 30-70% по массе или шлак в количестве 15-80% по массе, получаемый при выплавке ферромолибдена из обожженного молибденового концентрата по ТУ 14-5-88-77, выполняет функцию утяжелителя системы.

Приготовление предлагаемого бурового раствора осуществляют путем последовательного смешения исходных реагентов.

Пример приготовления бурового раствора в лабораторных условиях. К 500 мл воды дозируют кальцинированную соду 2,5 г до достижения pH воды 9-10 единиц, карбоксиметилированный крахмал 20 г, вводят пеногаситель Пента-461 0,3 мл, бактерицид Катамин АБ 0,3 мл, хлорид калия 25 г. Производят перемешивание суспензии в механическом перемешивателе не менее 90 минут. Затем дозируют биополимер КК-"Робус" 2 г. Производят перемешивание суспензии не менее 2,5-3 часа до полного растворения полимеров. Готовую суспензию утяжеляют до требуемой плотности.

В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов - приведены в табл. на фиг.1 и 3. В лабораторных условиях исследовали следующие свойства заявляемого бурового раствора:

- водородный показатель замеряли на приборе рН-150М;

- плотность (ρ, кг/м3) замеряли на рычажных весах-плотномере ВПР-1;

- условную вязкость (Т, с) замеряли на приборе СПВ-5;

- статическое напряжение сдвига (СНС1/10, дПа) замеряли на приборе СНС-2;

- показатель водоотдачи (Ф, см3/30 мин) замеряли на приборе ВМ-6;

- стабильность бурового раствора (кг/м3) - на приборе ЦС-2;

- структурно-реологические свойства: предельное динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа), показатель псевдопластичности (n) и показатель консистенции (К, Па·cn) замеряли на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1;

- набухаемость глинистых частиц замеряли на приборе ПНГ-2М;

- поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора определяли на тензиометре Kruss;

Составы и свойства растворов приведены соответственно в таблицах 2 и 4.

В таблице на фиг.5 представлены результаты измерения поверхностного натяжения бурового раствора на границе "фильтрат-нефть" и "фильтрат-воздух". Наилучшие результаты показал предлагаемый состав биополимерного бурового раствора. Поверхностное натяжение на границе «фильтрат-нефть» уменьшается в 3 раза по сравнению с водой и в 1,5 раза меньше по сравнению с прототипом.

Таким образом, буровой раствор обладает высокими структурно-реологическими, ингибирующими, фильтрационными свойствами, снижает поверхностное натяжение на границе «фильтрат-нефть», имеет повышенную стойкость к действию высоких температур и высоких концентраций пластовых солей, что в совокупности ведет к сохранению первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с АВПД.

Таблица 1
№ состава Компонентный состав, мас.%
КК-"Робус" КМК KCl Сода Катамин АБ Пента Барит NaCl Вода
1 0,3 4 5 0,5 0,25 0,03 30 29 Остальное
2 0,3 4 5 0,5 0,25 0.03 40 29 Остальное
3 0,3 4 5 0,5 0,25 0,03 50 29 Остальное
4 0,3 4 5 0,5 0,25 0,03 60 29 Остальное
5 0,3 4 5 0,5 0,25 0,03 70 29 Остальное
6 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 30 29 Остальное
7 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 40 29 Остальное
8 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 50 29 Остальное
9 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 60 29 Остальное
10 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 70 29 Остальное
11 0,5 4 5 0,5 0,25 0,03 30 29 Остальное
12 0,5 4 5 0,5 0,25 0,03 40 29 Остальное
13 0,5 4 5 0,5 0,25 0,03 50 29 Остальное
14 0,5 4 5 0,5 0,25 0,03 60 29 Остальное
15 0,5 4 5 0,5 0,25 0,03 70 29 Остальное
Таблица 2
№ состава ρ, кг/м3 Т, с CHC1/10, дПа Ф, см3/30 мин Стабильность, кг/м3 τ0, Па К, Па·cn n
1 1360 43 54/59 6 19 7,7 0,36 0,6233
2 1440 68 61/65 4 21 8,5 0,42 0,6146
3 1520 89 74/78 4 21 13,5 0,78 0,5917
4 1560 125 89/94 3 23 13,1 0,95 0,5931
5 1640 134 105/109 3 25 14,5 1,22 0,5985
6 1360 56 66/68 5 17 12,1 0,42 0,6589
7 1440 78 81/85 5 16 16 1,35 0,6518
8 1520 93 91/95 3 19 16,2 0,81 0,6347
9 1560 109 104/109 2 21 18,5 1,14 0,6185
10 1640 142 120/131 3 23 19,1 0,83 0,6297
11 1360 64 72/75 3 17 10,9 1,16 0,7253
12 1440 89 89/94 3 17 14,3 1,25 0,7119
13 1520 107 95/115 2 18 19,9 1,74 0,6928
14 1560 126 124/129 3 20 28,1 1,46 0,6571
15 1640 154 145/149 2 20 30,9 1,85 0,6524
Таблица 3
№ состава КК-"Робус" КМК KCl Сода Катамин АБ Пента Указанный шлак Вода
16 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 15 Остальное
17 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 26 Остальное
18 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 40 Остальное
19 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 53 Остальное
20 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 66 Остальное
21 0,4 4 5 0,5 0,25 0,03 80 Остальное
Таблица 4
№ состава ρ, кг/м3 Т, с СНС1/10, дПа Ф, см3/30 мин Стабильность, кг/м3 τ0, Па К, Па·cn n
16 1080 44 19/24 5 6 0,01 0,876 0,59
17 1190 50 34/39 6 11 1,59 1,57 0,52
18 1270 74 54/60 4 16 2,86 1,88 0,43
19 1340 96 86/92 6 21 4,62 2,49 0,49
20 1490 120 122/129 3 28 5,78 3,51 0,45
21 1540 143 135/143 3 32 8,22 4,23 0,43
Таблица 5
Составы растворов "фильтрат-воздух" "фильтрат-нефть"
Температура, "С
20 60 20 60
Поверхностное натяжение, мН/м
Дистиллированная вода 73 68 16 13
Глина 4% + ПАА 0,4% + KCl 2,0 + КМЦ 0,2 + оксиэтилцеллюлоза 0,20 59,5 56 15 12
ПАА 0,3% + целлюлоза 0,2% + силикат натрия 1,5% 48,5 41,6 23 17
Глина 5% + КМЦ-900 0,3% + KCl 5% + KOH 0,3% + КССБ-2М 0,3% + ДСБ-4ТТП 0,5 + праестол 0,004 (прототип) 41,5 38,6 8,5 6,8
КК-"Робус" 0,3% + КМК 4% + KCl 5% + Na2CO3 0,5% + Катамин АБ 0,25% + Пента 0,03% (заявляемый раствор) 39,5 35 6 4,5

1. Безглинистый утяжеленный буровой раствор, содержащий реагент стабилизатор, ингибитор - хлорид калия, регулятор pH, утяжелитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит структурообразователь ксантановый биополимер КК - "Робус", бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ, пеногаситель на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов Пента-461, при этом в качестве реагента стабилизатора содержит карбоксиметилированный крахмал, в качестве регулятора pH - кальцинированную соду, а в качестве утяжелителя - барит или шлак, получаемый при выплавке ферромолибдена, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

КК - "Робус" 0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал 3-4
Хлорид калия 4-5
Кальцинированная сода 0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ 0,03-0,05
Барит 30-70
Пента-461 0,02-0,06
Вода остальное

или, мас.%:
КК - "Робус" 0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал 3-4
Хлорид калия 4-5
Кальцинированная сода 0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ 0,03-0,05
Шлак, получаемый при
выплавке ферромолибдена 15-80
Пента-461 0,02-0,06
Вода Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он содержит пресную воду с добавкой хлорида натрия до плотности 1180 кг/м3.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах при низких температурах.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах при разработке газовых и газо-конденсатных залежей с использованием химических реагентов.
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Изобретение относится к бактерицидным составам, применяемым, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности для подавления роста бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах и в заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии.
Изобретение относится к бактерицидным составам, применяемым, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности для подавления роста бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах и в заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии.

Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного пласта при поддержании давления, согласно которому а) закачивают, по меньшей мере одним закачивающим устройством в контакте с подземным пластом, содержащим нефть, жидкость, содержащую смесь по меньшей мере: i) соленой водной среды, ii) смесь 2 цвиттер-ионных загущающих ПАВов или смесь 2 популяций этих ПАВов, имеющую бимодальный характер узких распределений групп R1, приведенных определений, в весовом содержании в интервале от 1 до 0,05 вес.%, предпочтительно от 0,5 до 0,1%, еще более предпочтительно от 0,4 до 0,15%, чтобы жидкость имела поверхностное натяжение на границе раздела воды и нефти, измеренное при температуре окружающей среды - 25°C, примерно 10 мН/м или меньше, и вязкость, измеренную при температуре 80°C и при градиенте сдвига 10 с-1, примерно 3 сПз или больше, отвечающих приведенным формулам; извлекают жидкость по меньшей мере одним средством добычи, находящимся в месте, отличном от того, где был введен полимер, причем указанная жидкость содержит нефть.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленностям, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при изготовлении тампонажных растворов, предназначенных для крепления скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для обработки скважин и трубопроводов с целью предотвращения образования гидратов в них

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин
Изобретение относится к области геологоразведочного бурения, в частности восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его через некоторое время работы вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей (СаСО 3, MgCO3, CaSO4)
Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче
Проппант // 2482155
Изобретение относится к производству проппантов, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для глушения высокотемпературных скважин, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные скважины
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений
Наверх