Буровой раствор
Владельцы патента RU 2492207:
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C. Технический результат - повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 3,3-5,3; ВПК-402 1,4-2,4; жидкий парафин C10-C16 5,3-8,8; пеногаситель MAC-200 - 0,06-0,2; воду - остальное. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях высоких забойных температур до 220°C.
Из уровня техники известен раствор на водной основе, содержащий 35% глины, 0,2% хромпика с добавлением лигносульфонатов и акрилатов, обладающий высокой термостойкостью (Кистер Э.Г., Химическая обработка буровых растворов, М., Недра, 1972, с.283-285, табл.22). Однако раствор обладает низкими ингибирующими свойствами, а введение даже небольших количеств электролитов приводит к ухудшению его показателей. Известный раствор также имеет высокое значение показателя фильтрации при забойных температурах более 90-100°C.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому буровому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и стабилизатор глин ВПК-402 (описан в RU 2148702 C1, E21B 33/13, С09К 7/02, 10.05.2000).
Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, высокое значение показателя фильтрации, низкая соле- и термоустойчивость.
Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно, повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости.
Для получения дополнительного технического результата, повышения плотности, буровой раствор утяжеляется баритовым концентратом.
Технический результат предлагаемого изобретения достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок и полиэлектролит ВПК-402, дополнительно содержится жидкий парафин C10-C16 и пеногаситель MAC-200 при следующем соотношении компонентов, масс.%:
| Глинопорошок | 3,3-5,3; |
| ВПК-402 | 1,4-2,4; |
| жидкий парафин C10-C16 | 5,3-8,8; |
| Пеногаситель MAC-200 | 0,06-0,2; |
| Вода | остальное. |
Кроме жидкого парафина C10-C16 можно использовать или многоатомный спирт, или талловое масло, или смесь таллового масла с многоатомным спиртом.
В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор с плотностью от 1000 до 2200 кг/м3. В качестве утяжелителя может применяться, в частности, барит. Причем экспериментальные данные (см. табл.3) позволяют судить о том, что показатели фильтрации в условиях воздействия температуры до и после термостатирования не меняются в зависимости от наличия или отсутствия утяжелителя.
Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 3,3% до 5,3%. С ухудшением марки глинопорошка концентрация увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе, не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.
Полиэлектролит ВПК - 402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмоний-хлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.
Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·105. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 104 до 106.
Пеногаситель MAC-200 - термостойкий реагент, который нашел широкое применение при бурении скважин на нефть и газ и может быть использован при бурении скважин на термальные воды и перегретый пар. Пеногаситель MAC-200 представляет собой высокодисперсный пирогенный кремнезем (аэросил) с модифицированной поверхностью. Основой аэросила является чистая аморфная непористая двуокись кремния в виде мелкодисперсных частиц сферической формы, сохраняющая работоспособность в диапазоне температур от - 40° до 250°C.
В предлагаемом буровом растворе, в отличие от существующих, предусматривается использование катионного полимера ВПК-402 в такой концентрации, при которой обеспечивается управление полярностью связей молекул воды, что приводит к формированию устойчивого водо-катионнополимерного каркаса и снижению показателя фильтрации. Цикличность и катионный заряд в каждом мономерном звене полимера придают полимеру высокую термо- и солеустойчивость. При этом одновременно повышаются ингибирующие свойства раствора. Использование в указанных концентрациях катионного полимера в составе бурового раствора исключительно меняет межчастичное взаимодействие в растворе за счет изменения полярности связей воды. Водная фаза, поляризованная катионным полимером, практически не реагирует на ввод электролитов с одно- и поливалентными катионами вплоть до насыщения. Таким образом, при вскрытии солевых отложений предлагаемый раствор не требует дополнительной обработки и перерасхода материалов, особенно понизителей фильтрации. При увеличении забойной температуры в процессе углубления необходимо произвести несложную химобработку, которая заключается во вводе жидкого парафина C10-C16 в указанном количестве. Жидкий парафин C10-C16 в составе бурового раствора входит в ячейки сформированного водо-катионнополимерного каркаса и тем самым повышает их устойчивость настолько, что они сохраняются в виде структур даже при 200°-220°C. Выбор жидкого парафина от C10 до C16 объясняется следующим: с уменьшением длины цепи менее C10 возрастает пожароопасность, а с увеличением более C16 наблюдается возрастание вязкости вплоть до непрокачиваемого состояния.
Предлагаемый буровой раствор отличается от известных простотой состава, управлением технологическими показателями, ингибирующими свойствами, соле- и термоустойчивостью и низкими значениями показателя фильтрации при забойных высокотемпературных условиях.
Изобретение поясняется Таблицами 1, 2, и 3.
В таблице 1 отражаются результаты исследований по влиянию концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых пород в сравнении с известным раствором.
В таблице 2 приведены технологические показатели буровых растворов: показателей фильтрации (ПФ), пластической вязкости (ηпл) и динамического напряжения сдвига (τ0) до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C. В таблице 2 также приведены показатели буровых растворов, включающих в качестве добавки такие соли, как NaCl, CaCl2, Al2(SO4)3.
В таблице 3 приведены результаты экспериментальных исследований, отражающие изменение показателей фильтрации (ПФ), в условиях воздействия температуры до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C.
В таблицах 1, 2, 3 приведены примеры, подтверждающие осуществление изобретения. Аналогичные результаты были получены для многоатомных спиртов, таллового масла и их смесей.
Из таблиц 1-3 следует, что при содержании ВПК-402 ниже 1,4% показатель фильтрации ПФ [см3 за 30 мин] более 10 см3 (табл.2, п.2), а после термостатирования ПФ имеет неприемлемые значения (табл.2, пп.2, 3), и при этом устойчивость глин не обеспечивается (табл.1, п.3). Причем эксперименты проводились при температуре 25°C и ΔP=0,75 МПа.
Таким образом, минимально допустимое содержание ВПК-402 в предлагаемом растворе составляет 1,4%, что приводит к снижению показателя фильтрации, позволяет управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород.
Повышение термостойкости до 220°C и снижение показателя фильтрации в забойных условиях обеспечивается вводом жидких парафинов C10-C16. При уменьшении жидкого парафина C10-C16 (менее 5,3%) (табл.2, п.3) показатель фильтрации после термостатирования увеличивается, а при увеличении жидкого парафина C10-C16 (более 8,8%) (табл.2, п.7) наблюдается перерасход при незначительном изменении показателя фильтрации.
Дополнительно проверялась термостойкость утяжеленного раствора путем термостатирования при 220°C в течение 36 часов. Буровой раствор при указанных концентрациях компонентов в составе раствора полностью восстанавливается после термостатирования при 220°C (табл.2, п.4-7). Кроме того, при содержании в составе раствора жидкого парафина C10-C16 снижается показатель фильтрации при высоких забойных температурах, например при 130°C и 220°C (табл.3).
Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка солей натрия, кальция, алюминия и др. практически не влияет на технологические показатели бурового раствора (табл.2, п.п.8-10 и табл.3, п.7).
Данный буровой раствор может быть приготовлен, например, следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его полного распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402 и жидкий парафин C10-C16, и затем вводят пеногаситель MAC-200.
В случае необходимости увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита до требуемой плотности бурового раствора.
В отличие от всех существующих буровых растворов на водной основе, используемых при строительстве скважин, pH среды практически не оказывает влияние на ингибирующие и термосолестойкие свойства, а также на технологические показатели предлагаемого бурового раствора и поэтому его регулирование не производится.
| Таблица 1 | ||
| Влияние концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых пород | ||
| № | Состав раствора | Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 10 сут |
| Известный раствор (прототип) | ||
| 1 | 94,34% Вода +5,6% Глинопорошок +0,06% ВПК-402 | набухание и разрушение |
| 2 | 94,1%) Вода +5,6% Глинопорошок +0,3% ВПК-402 | набухание и разрушение |
| Предлагаемый раствор | ||
| 3 | 87%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С10-С16 +0,1% МАС-200 | незначительное набухание |
| 4 | 86,8%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,4% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С10-С16 +0,2% МАС-200 | набухание отсутствует |
| 5 | 86,7%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,6% ВПК-402 +7,4% Жидкий парафин C10-C16+ 0,2% МАС-200 | Набухание отсутствует |
| 6 | 86,6% Вода +3,9% Глинопорошок +2,1% ВПК-402 +7,2%о Жидкий парафин C10-C16 +0,2% МАС-200 | набухание отсутствует |
| 7 | 86,5% Вода +3,9% Глинопорошок +2,4% ВПК-402 +7% Жидкий парафин С10-С16 +0,2% МАС-200 | набухание отсутствует |
| Таблица 2 | |||||||
| Технологические показатели буровых растворов до и после термостатирования | |||||||
| № | Состав раствора, масс.% | Добавка соли, % | ПФ | Показатели раствора | |||
| при 25°C | при 82°C | ||||||
| ηпл | τ0 | ηпл | τ0 | ||||
| 1 | 94,1% Вода +5,6% Глинопорошок+0,3% ВПК-402 | 75 | 10 | 17,1 | 6 | 11,7 | |
| после термостатирования при 220°C в течение 36 ч | >100 | раствор расслоился | |||||
| 2 | 94% Вода +4,5% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +0,2% МАС-200 | 11 | 18 | 5,4 | 13 | 3,7 | |
| после термостатирования при 220°C в течение 36 ч | >40 | 16 | 3,4 | 9 | 2,8 | ||
| Предлагаемый раствор | |||||||
| 3 | 89,74% Вода +4,3% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +4,6% Жидкий парафин C10-C16 +0,06% МАС-200 | 7 | 20 | 5,7 | 14 | 4,4 | |
| после термостатирования при 220°С в течение 36 ч | 25 | 16 | 5,4 | 12 | 4,4 | ||
| 4 | 89,94% Вода +3,3% Глинопорошок +1,4% ВПК +5,3% Жидкий парафин C10-C16 +0,06% МАС-200 | 4 | 28 | 8,4 | 15 | 6,2 | |
| после термостатирования при 220°С в течение 36 ч | 6 | 16 | 5,4 | 12 | 4,4 | ||
| 5 | 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C10-C16 +0,2% МАС-200 | 3,5 | 40 | 8,4 | 16 | 6,2 | |
| после термостатирования при 220°С в течение 36 ч | 4,5 | 23 | 5,8 | 13 | 4,8 | ||
| 6 | 85,1% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +8,8% Жидкий парафин C10-C16 +0,2% МАС-200 | 3 | 44 | 9,6 | 16 | 6,6 | |
| после термостатирования при 220°С в течение 36 ч | 4 | 25 | 6,2 | 15 | 5,2 | ||
| 7 | 82% Вода +3,8% Глинопорошок +1,7% ВПК +12,3% Жидкий парафин C10-C16 +0,2% МАС-200 | 3 | 55 | 10,8 | 25 | 9,4 | |
| после термостатирования при 220°C в течение 36 ч | 4 | 38 | 10,2 | 24 | 8,8 | ||
| 8 | 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C10-C16 +0,2% МАС-200 | 30% NaCl | 4 | 35 | 8,2 | 18 | 5,8 |
| после термостатирования при 220°C в течение 36 ч | 5 | 26 | 6,2 | 16 | 5,2 | ||
| 9 | 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C10-C16 +0,2% МАС-200 | 30% CaCl2 | 4 | 48 | 7,4 | 26 | 5,8 |
| после термостатирования при 220°С в течение 36 ч | 6 | 46 | 6,4 | 22 | 6,0 | ||
| 10 | 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C10-C16 +0,2% МАС-200 | 15% Al2(SO4)3 | 4 | 38 | 6,4 | 23 | 6,4 |
| после термостатирования при 220°C в течение 36 ч | 4,5 | 44 | 8,4 | 26 | 7,8 |
1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, полиэлектролит ВПК-402, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит жидкий парафин C10-C16 и пеногаситель MAC-200 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Глинопорошок | 3,3-5,3 |
| ВПК-402 | 1,4-2,4 |
| Жидкий парафин C10-C16 | 5,3-8,8 |
| Пеногаситель MAC-200 | 0,06-0,2 |
| Вода | Остальное |
2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит утяжелитель, в качестве которого используют барит, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности.
