Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - способность бурового раствора независимо от температуры обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, обеспечение возможности контроля типа эмульсии в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, вследствие чего буровой раствор приобретает оптимальные свойства, возможность бурения скважин с зенитными углами как менее 70°, так и более в терригенной и карбонатной частях пласта. Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз включает приготовление бурового раствора с последующим реверсивным инвертированием его под воздействием внешних факторов методом инверсии фаз, причем первоначально готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР, представляющий собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. Под воздействием внешних факторов проводят инверсию фаз и переводят его в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, с последующим проведением реверсивной инверсии фаз, приводящей к получению реверсивно-инвертного бурового раствора РИБР, представляющего собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М. В качестве внешнего фактора для получения методом инверсии фаз из ИЭР раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, используют инвертор 1-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса 11-13 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неонол АФ9-4 5,0-20,0; неонол АФ9-12 9,0-30,0; оксиэтилцеллюлоза Реоцел В 0,1-2,0; вода пресная или минерализованная остальное, при следующем соотношении, в мас.%: инвертор 1-го типа 1-10; ИЭР остальное до 100. Для проведения реверсивной инверсии фаз полученного бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, в РИБР в качестве внешнего фактора используют инвертор 2-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса до 10 и содержащий следующие компоненты, в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество неонол АФ9-4 или Oxetal ID104, или Mulsifan RT 2 ,0-50,0; олеиновая кислота 0,1-10,0; органобентонит 0,1-25,0; углеводородная фаза остальное, при следующем соотношении, мас. %: инвертор 2-го типа 10-20; буровой раствор, представляющий прямую эмульсию типа «масло в воде» В/М остальное до 100. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам получения реверсивно-инвертируемого бурового раствора с возможностью двукратного перевода его из эмульсионного раствора на углеводородной основе (обратной эмульсии) в раствор на водной основе и наоборот. Указанный раствор предназначен для бурения, преимущественно, пологих и горизонтальных скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся, например, чередованием устойчивых карбонатных и неустойчивых терригенных пород, склонных к осыпям и обвалам и нуждающихся в ингибировании.

Одним из важнейших факторов успешного бурения пологих и горизонтальных скважин является качество бурового раствора. При бурении скважин в осложненных условиях, а именно при проводке ствола по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин), используются высокоингибированные буровые растворы, в частности эмульсионные буровые растворы на водной или углеводородной основе. В зависимости от геолого-технологических условий строительства скважин в качестве промывочных жидкостей могут использоваться либо обратные эмульсии - для бурения скважин с зенитными углами в терригенных отложениях более 70°, либо прямые эмульсии - для бурения наклонно-направленных скважин с углами менее 70°.

Буровой раствор для бурения скважин в осложненных условиях, особенно при проводке ствола по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин), должен характеризоваться следующими свойствами:

- оптимальными реологическими характеристиками - для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений;

- высокими ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами - для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки ствола скважины, на протяжении всего периода строительства скважины;

- высокими смазочными свойствами - для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны, предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины;

- низкими фильтрационными свойствами и высокой скоростью формирования фильтрационной корки - для предотвращения отрицательных последствий проникновения больших объемов бурового раствора и фильтрата в приствольную зону скважины;

- капсулирующими свойствами для предотвращения диспергирования шлама в процессе транспортировки его на поверхность;

- низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.

Выбор гидрофобных эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе - инвертно-эмульсионных буровых растворов (обратные эмульсии) для бурения сильно искривленных и горизонтальных скважин обусловлен тем, что они характеризуются высокими гидрофобизирующими и ингибирующими свойствами (т.к. фильтрат представлен эмульсией или углеводородной жидкостью), низкими значениями фильтрационных показателей (практически нулевые значения при ΔР=0,7 МПа). Кроме того, такие буровые растворы обеспечивают существенное снижение сил трения инструмента о стенки скважины в сильно искривленном стволе по сравнению с растворами на водной основе, имеют практически неограниченную солестойкость и хорошую устойчивость к попаданию в систему загрязняющих компонентов, таких как глина, цемент и пластовые воды.

Растворы на водной основе - прямые эмульсии, в сравнении с обратными, оказывают меньшую экологическую нагрузку на окружающую среду, имеют меньшую стоимость, более мягкий реологический профиль течения, однако содержание в фильтрате раствора водной фазы, а также более низкая смазывающая способность являются отрицательными характеристиками, особенно при бурении горизонтальных скважин в терригенных (неустойчивых) отложениях.

Известен способ получения инвертно-эмульсионного бурового раствора на базе бурового раствора на водной основе [1], который заключается в следующем. При непрерывной циркуляции глинистый раствор на водной основе предварительно обогащается дизтопливом до 27%, битумом до 2%, СМАД-1 до 2%. В результате образуется прямая эмульсия. Параллельно заготавливается углеводородная фаза, содержащая эмульгатор марки Эмультал и оставшуюся от расчетного количества часть дизтоплива, СМАД и битума. Приготовленная углеводородная фаза перемешивается с циркулирующим глинистым раствором до преобразования его в инвертную эмульсию за счет инверсии фаз эмульсии (обращение прямой эмульсии в обратную).

Инвертно-эмульсионный буровой раствор, полученный указанным известным способом, содержит в качестве водной фазы воду или глинистый буровой раствор на водной основе, а в качестве углеводородной фазы - смесь дизтоплива или нефти с окисленным битумом, СМАД-1 и Эмульталом при следующем соотношении компонентов, вес.%: вода или глинистый буровой раствор на водной основе - 28,5-54; дизтопливо или нефть - 40-60; высокоокисленный битум - 2,0-4,5; СМАД-1 2,0-4,0; Эмультал - 2,0-3,0.

Недостатком известной технологии приготовления инвертно-эмульсионного раствора, получаемого из глинистого бурового раствора на водной основе методом инверсии фаз, является многостадийность и трудоемкость процесса приготовления, включающего перевод глинистого раствора в прямую эмульсию за счет ввода в глинистый буровой раствор некоторой части углеводородной фазы, высокоокисленного битума и СМАД-1, параллельно приготовление углеводородной жидкости, представляющей собой низкоконцентрированную инвертную эмульсию, включающую эмульгатор Эмультал, оставшуюся от расчетного количества часть дизтоплива, СМАД-1 и высокоокисленного битума, перемешивание смеси углеводородной жидкости с добавками с прямой эмульсией на основе глинистого бурового раствора с введенными добавками до получения инвертной эмульсии. Кроме того, инвертный буровой раствор, получаемый по указанному известному способу, характеризуется низкой агрегативной устойчивостью при попадании выбуренной породы (более 15%) и при повышении температуры выше 70°С.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ приготовления модифицированных многокомпонентных смесей, используемых при вскрытии грунта [2], согласно которому производят приготовление бурового раствора, способного произвольно подвергаться инверсии фаз под воздействием внешних факторов - температуры фазовой инверсии (за счет разности температур на устье и забое скважины).

Известный по указанному патенту способ изменяет эмульсионный тип этих многокомпонентных смесей от прямой эмульсии на поверхности к обратной эмульсии на забое скважины за счет механизма температурной инверсии фаз (ТИФ).

Однако известный способ обладает рядом недостатков. Поскольку в качестве механизма перевода одного типа эмульсии в другой в прототипе применяют ТИФ для протекания процесса инверсии фаз, в известном методе разница температур между забоем скважины и дневной поверхностью должна составлять не менее 3-5°С, предпочтительно 10-15°С и очень предпочтительно 20-30°С. Таким образом, в тех случаях, когда забойная температура равна температуре на поверхности, многокомпонентная смесь, приготовленная по известному способу, теряет возможность обратимо изменять тип эмульсии и будет находиться либо в состоянии прямой, либо в состоянии обратной эмульсии. При этом регулирование технологически важных параметров будет невозможно, поскольку в вышеуказанных условиях может привести к потере стабильности системы и к разделению ее на водную и углеводородную фазу, что недопустимо в условиях бурения.

Кроме того, в известном техническом решении не даны пояснения относительно того, каково будет поведение бурового раствора по мере повышения его температуры в процессе длительных периодов циркуляции и выравнивания забойной и поверхностной температур раствора.

Можно предположить, что если температура многокомпонентной смеси превысит забойную температуру, инверсия фаз будет протекать в обратном направлении. В этом случае обратная эмульсия будет получаться на поверхности, тогда как на забое скважины (в районе неустойчивых отложений) будет находиться прямая эмульсия, что может привести к возникновению осложнений и аварий при строительстве скважин, в том числе с большим углом проложения.

Таким образом, зависимость типа эмульсии бурового раствора из известного изобретения от температуры приводит к недостаточной управляемости системы бурового раствора, что может привести к возникновению аварий и осложнение при строительстве скважин. Этот факт, а так же низкая стабильность известных систем, налагает существенные ограничения на их использование в качестве буровых растворов.

Технический результат, достигаемый заявляемым изобретением, заключается в способности эмульсионного бурового раствора, полученного предлагаемым способом, независимо от температурных показаний обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, с обеспечением возможности контролировать тип эмульсии этого раствора в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, при обеспечении возможности находиться в форме прямой или обратной эмульсии как на забое скважины, так и на поверхности независимо от температуры и изменять тип эмульсии только под действием комплексов инверторов 1-го и 2-го типов, вследствие чего приготовленный раствор может приобретать оптимальные ингибирующие, фильтрационные, реологические, триботехнологические, седиментационные свойства в зависимости от буримого интервала.

Это позволит при помощи одного типа раствора производить бурение скважин с зенитными углами как менее 70° в терригенной или карбонатной части, так и более 70° в терригенной или карбонатной части.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз, включающим приготовление бурового раствора

с последующим реверсивным инвертированием его под воздействием внешних факторов методом инверсии фаз, при этом новым является то, что первоначально готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР, представляющий собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М, под воздействием внешних факторов проводят инверсию фаз и переводят его в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, с последующим проведением реверсивной инверсии фаз, приводящей к получению реверсивно-инвертного бурового раствора РИБР, представляющего собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М, при этом в качестве внешнего фактора для получения методом инверсии фаз из ИЭР раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, используют инвертор 1-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса 11-13 и содержащий следующие компоненты, в мас.%:

неонол АФ9-4 5,0-20,0
неонол АФ9-12 9,0-30,0
оксиэтилцеллюлоза Реоцел В 0,1-2,0
вода пресная или минерализованная остальное,

при следующем соотношении, в мас.%:

инвертор 1-го типа 1-10
ИЭР до 100,

а для проведения реверсивной инверсии фаз полученного бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, в РИБР в качестве внешнего фактора используют инвертор 2-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса до 10 и содержащий следующие компоненты, в мас.%:

неионогенное поверхностно-активное вещество:

неонол АФ9-4, или Oxetal ID104, или Mulsifan RT 2,0-50,0
олеиновая кислота 0,1-10,0
органобентонит 0,1-25,0
углеводородная фаза остальное,

при следующем соотношении, мас %:

инвертор 2-го типа 10-20
буровой раствор, представляющий
прямую эмульсию типа «масло в воде» до 100.

В качестве ИЭР используют раствор, содержащий, мас %:

эмульгатор обратной эмульсии 5-20; углеводородный реагент 20-88; органобентонит 1-10; вода пресная или минерализованная остальное.

В качестве углеводородной фазы в инверторе 2-го типа используют дизельное топливо, или нефть, или их смесь.

В буровой раствор, представляющий прямую эмульсию типа «масло в воде», дополнительно вводят добавки, обеспечивающие регулирование реологических и фильтрационных свойств.

Приведенный технический результат достигается за счет следующего.

Благодаря тому, что к приготовленному ИЭР, представляющему собой эмульсию 2-го типа (обратную эмульсию), при перемешивании прибавляют инвертор 1-го типа заявленной рецептуры, инициируется протекание инверсии фаз в направлении от ИЭР (обратной эмульсии) к буровому раствору, представляющему прямую эмульсию, характеризуемую значениями удельного электрического сопротивления менее 2 Ом·м и электростабильности менее 10 В.

Дальнейший реверсивный перевод осуществляется по тому же принципу: к буровому раствору 1-го типа (прямая эмульсия) при перемешивании прибавляют инвертор 2-го типа заявленной компонентной рецептуры, что инициирует протекание инверсии фаз в направлении от бурового раствора 1-го типа к обратной эмульсии 2-го типа (РИБР) со значениями удельного электрического сопротивления не менее 2 Ом·м и электростабильности не менее 10 В.

В качестве одних из компонентов инвертора 1-го типа использована смесь нонилфенолов: неонола АФ9-12, неонола АФ9-4 со значением гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) этой смеси от 11 до 13. Композиция инвертора 1-го типа составлена таким образом, чтобы ГЛБ был равен от 11 до 13 согласно правилу аддитивности ГЛБ [3]:

,

при этом для достижения промежуточных чисел ГЛБ используются сочетание указанных неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ): одного - более гидрофильного, а другого - более гидрофобного. Комбинация указанных НПАВ с различающимися значениями ГЛБ обеспечивает лучшую упаковку ПАВ на межфазной поверхности глобулы эмульсии по сравнению с упаковкой индивидуального ПАВ. Преимущество смеси указанных НПАВ с разными ГЛБ связано также и со скоростью подвода ПАВ к межфазной поверхности, так как в присутствии маслорастворимых и водорастворимых ПАВ к вновь создающейся межфазной поверхности, стабилизирующие ее ПАВ подводятся одновременно с двух сторон [3].

Назначение оксиэтилцеллюлозы в инверторе 1-го типа заключается в загущении вновь образующейся в процессе инверсии фаз дисперсионной среды, представляющей водную фазу. Данное свойство позволяет дополнительно стабилизировать приготовленный буровой раствор, представляющий прямую эмульсию, снижая ее восприимчивость к явлениям коалесценции, коагуляции и седиментации.

В качестве инвертора 2-го типа используется смесь из олеиновой кислоты, ПАВ - Неонол АФ9-4, или Oxetal ID 104, или Mulsifan RT, и углеводородной фазы (например, дизельное топливо, или нефть, или их смесь). У указанных конкретных ПАВ активным действующим началом является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10. Олеиновая кислота выполняет роль поляризатора среды, за счет которого происходит смещение равновесия в сторону обратной эмульсии. Углеводородная фаза (УВФ) увеличивает концентрацию дисперсионной среды в образующейся обратной эмульсии, что также смещает равновесие в сторону обратной эмульсии.

Практическим результатом описанного выше механизма является значительное снижение реологических показателей, особенно пластической вязкости, снижение электростабильности (ЭС) и удельного электрического сопротивления (УС) при переводе инвертно-эмульсионного бурового раствора (ИЭР) в буровой раствор - прямую эмульсию. Снижение пластической вязкости приведет к снижению гидравлических нагрузок на наземное оборудование и повышению срока его службы. Снижение ЭС и УС позволит беспрепятственно проводит геофизические исследования, связанные с электрическими методами каротажа. Наличие гидрофильных ПАВ (Неонол АФ9-12) в составе бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию (введенного через инвертор 1-го типа), позволит удалить гидрофобную эмульсионную пленку с поверхности скважины, сформированную за время бурения с использованием обратной эмульсии, и повысить в последующем адгезию цементного камня к породе и обсадной колонне. Фильтрация получаемого бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, не превышает 3 см3 и преимущественно составляет 0,5-1,5 см3, при этом до 50% фильтрата составляет УВФ. Столь низкие значения фильтрации и малое содержание водной фазы в фильтрате способствуют сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа М/В, оптимально подходит для бурения скважин с зенитным углом до 70° и для вскрытия продуктивного пласта в устойчивых карбонатных отложениях (в том числе и при зенитных углах более 70°).

После прибавления к указанному буровому раствору инвертора 2-го типа происходит инверсия фаз в обратном направлении, т.е. переход от бурового раствора (прямой эмульсии) к реверсивно-инвертному буровому раствору (РИБР), представляющему собой обратную эмульсию типа В/М. Одним из компонентов инвертора 2-го типа является гидрофобный ПАВ (Неонол АФ9-4, или Oxetal ID 104, или Mulsifan RT), кроме того, органобентонит, входящий в состав инвертора 2-го типа, оказывает влияние на структурно-реологические параметры получаемого после инверсии РИБР. Углеводородная фаза необходима для увеличения концентрации дисперсионной среды в момент протекания инверсии фаз и смещения равновесия в сторону обратной эмульсии, т.е. в сторону получения РИБР - эмульсии 2-го типа.

Практическим результатом действия инвертора 2-го типа является увеличение ЭС, УС, ввиду чего РИБР приобретает гидрофобные свойств. Фильтрация указанного бурового раствора менее или равна 3 см3, преимущественно 0, причем фильтрат не содержит водной фазы. Кроме этого происходит увеличение тиксотропной структуры бурового раствора, представляющего собой обратную эмульсию типа В/М (т.е. значений вязкости при низких скоростях сдвига, и показаний прочности геля - за 10 секунд и 10 минут). За счет низких значений фильтрации, высокой ингибирующей способности, оптимальных тиксотропных свойств раствор РИБР оптимален для бурения скважин с зенитным углом более 70°, в том числе и в неустойчивых терригенных отложениях.

В качестве ИЭР в предлагаемом способе можно использовать, например, смесь углеводородной жидкости (дизельное топливо, минеральное и синтетическое масло различных составов, α олефины, нефть, газоконденсат и др. подобные компоненты) с эмульгатором обратной эмульсии и водным раствором хлорида кальция. Соответственно можно использовать ИЭР следующего состава, мас.%:

эмульгатор обратной эмульсии 5-20
углеводородный реагент 20-88
органобентонит 1-10
вода пресная или минерализованная остальное.

Этот состав ИЭР не ограничивает всего объема притязаний предлагаемого изобретения. В качестве него можно использовать рецептуры ИЭР, описанные в патентах РФ №2196798, 2336291, 138774, 1371036 и других.

Для реализации предлагаемого способа использовали следующие компоненты:

Олеиновая кислота МРТУ 6-09-3306-66;
Углеводородная фаза:
Дизельное топливо ГОСТ Р 52368-2005;
Нефть
Минеральные масла:
- индустриальное масло марки ИП-8)
ГОСТ 20799-88;
- трансформаторное масло ТУ 38-401978-98;
Эмульгаторы обратных эмульсий:
Инверол - смесь сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта
ТУ 2458-060-40912231-2010;
НПАВ (Неонол АФ9-12) полиэтиленгликолевый эфир моноалкилфенолов с 12 молями окиси этилена, присоединенных к молю алкилфенола, ГЛБ=14,0 ТУ 2483-077-05766801-98;
НПАВ (Неонол АФ9-4) полиэтиленгликолевый эфир моноалкилфенолов с 4 молями окиси этилена, присоединенных к молю алкилфенола, ГЛБ=8,8 ТУ 2483-077-05766801-98;
Oxetal ID 104 - жиро-спирты с 4 этоксилированными молекулами; рН=6; содержание воды - 0,5%; ГЛБ-баланс - 10; плотность (20°С) - 0,96 г/см3; производитель - ООО «Чиммер и Шварц» Россия, г.Шахты
Mulsifan RT - этоксилированный сорбитаимоноомат; эмульгатор для парафина; рН=5-9; доля воды - 3%; кислотное число 2 мг КОН/г; гидроксильное число 65080 мг КОН/г; число омыления - 45-55 мг КОН/г; ГЛБ 10; производитель - ООО «Чиммер и Шварц» Россия, г.Шахты
Органобентонит ТУ 952752-2000;
ТУ 2184-023-05778557-2005,
Хлорид кальция ГОСТ 4568-95;
Бурамил БТ марки Г - крахмалсодержащий реагент ТУ 9187-003-40912231-2003;
Оксиэтилцеллюлоза РЕОЦЕЛ марки В, ТУ 2231-012-40912231-2003;
Ксантановая камедь Реоксан БТ марки Б ТУ 9189-002-40912231-2003
Натр едкий технический ГОСТ 2263-79;
Вода техническая или минерализованная
плотностью 1000-1390 кг/м3.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример 1. Вначале готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР. Для его приготовления в лабораторных условиях брали 430 г дизельного топлива. Затем при перемешивании на лабораторной мешалке при скорости 600 об/мин к нему прибавляли 30 г эмульгатора обратной эмульсии Инверол. Затем прибавляли 10 г органобентонита и оставляли перемешиваться на 30 мин. Спустя 30 мин стакан со смесью помещали под высокоскоростной миксер фирмы Hamilton Bich и при скорости вращения не менее 13000 об/мин медленно приливали 695 г 40%-ного раствора хлорида кальция. Полученную смесь оставляли для перемешивания на 15 мин. В готовом растворе ИЭР компоненты находились в следующих соотношениях, мас.%: Дизельное топливо - 36,9; Инверол - 2,7; органобентонит - 0,9; хлорид кальция - 23,8; вода пресная - 35,70.

Затем для перевода полученного ИЭР в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа М/В, к 272,4 г ИЭР прибавляли инвертор 1-го типа в соотношении, мас%: 90,8:9,2 соответственно. Инвертор 1-го типа готовили следующим образом: к 19,54 г пресной воды при перемешивании на лабораторной мешалке при n=600 об/мин медленно добавляли 0,39 г РЕОЦЕЛ В. Полученную суспензию перемешивали в течение 30 мин. Затем при перемешивании прибавляли 4,80 г неонола АФ9-12 и 2,87 г неонола АФ9-4. Получили инвертор 1-го типа следующего компонентного состава, мас %: неонол АФ9-12 - 17,4; неонол АФ9-4 - 10,4; РЕОЦЕЛ В - 1,4 и вода пресная - 70,8. Затем к полученному инвертору 1-го типа медленно начинали прибавлять 272,4 г ИЭР, перемешивали в течении 10 мин на мешалке и 15 минут на высокоскоростном миксере Hamilton Bich при скорости вращения не менее 13000 об/мин.

В остальных случаях при переводе ИЭР в прямую эмульсию растворы готовили аналогичным образом, отличались только концентрации компонентов инвертора 1-го типа и его массовое соотношение с ИЭР.

Для проведения реверсивной инверсии фаз в обратном направлении от бурового раствора, представляющего прямую эмульсию, к РИБР - обратной эмульсии, к первому добавляли инвертор 2-го типа, который готовили следующим образом: брали 20,69 г дизельного топлива и при перемешивании на лабораторной мешалке (скорость 600 об/мин) добавляли к нему 0,48 г органобентонита, 7,39 г неонола АФ9-4 и 1,98 г олеиновой кислоты, перемешивали 10 мин и получили инвертор 1-го типа следующего компонентного состава, мас %: дизельное топливо - 67,7; органобентонит - 1,6; неонол АФ9-4 - 24,2; олеиновая кислота - 6,5. Затем к инвертору 2-го типа медленно приливали 269,46 г бурового раствора, представляющего прямую эмульсию, перемешивали в течение 10 мин на мешалке и 15 минут на высокоскоростном миксере Hamilton Bich при скорости вращения не менее 13000 об/мин. При этом массовое соотношение инвертора 2-го типа к буровому раствору, представляющему прямую эмульсию, было равно 10,2:89,9.

Указанный раствор с другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом.

В таблице 1 приведены данные об ингредиентном составе инверторов и приготовленных по предлагаемому способу буровых растворов и известного раствора по прототипу.

В таблице 2 приведены данные о свойствах приготовленных буровых растворов.

В лабораторных условиях исследовали следующие свойства указанных буровых растворов:

- показатель фильтрации (Ф30, см3) замеряли на фильтр-прессе фирмы OFITE по стандарту API при Р=0,7 МПа в течении 30 мин;

- реологические свойства - пластическую вязкость (η, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа), прочность геля (Gel10c/10мин дПа), замеряли на вискозиметре фирмы OFITE; вязкость при низкой скорости сдвига (ВНСС, мПа·с) замеряли на вискозиметре Брукфильда;

- коэффициент липкости корки определяли на тестере прихвата под действием перепада давления (Sticken Tester) фирмы OFITE, по известной методике;

- коэффициент трения определяли при помощи тестера предельного давления и смазывающей способности фирмы OFITE, по известной методике;

- показатель удельного электрического сопротивления определяли при помощи резистевиметра фирмы Farm модель 653 по известной методике;

- показатель электростабильности измеряли на анализаторе стабильности эмульсий фирмы OFITE по известной методике;

- эрозию шлама замеряли при помощи ячейки старения по известной методике;

- стабильность бурового раствора и показатель седиментации замеряли согласно РД 39-00114001-773-2004.

Данные, приведенные в таблицах, показывают, что буровые растворы, приготовленные по заявленному способу, обладают более высокими значениями (в сравнении с прототипом) динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа) 92-253,4 дПа, и прочности геля (Gel10c/10мин, дПа), 25,6-86,9 дПа. Этот факт позволяет говорить о том, что заявляемое изобретение отвечает требованиям к буровым растворам для бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин с зенитными углами как менее, так и более 70°.

Данные, приведенные в таблице 2 показывают, что растворы, приготовленные заявляемым способом могут сохранять свойства прямой (опыт №№1, 10, 12) или обратной (опыт №№6, 11, 13) эмульсии при изменении температуры, кроме этого заявляемая разработка способна изменять тип эмульсии при постоянной температуре под действием добавок инверторов (опыт №№1-11), чего не удается достичь при использовании прототипа.

Растворы, полученные по заявляемому способу приготовления, обладают значениями фильтрации в диапазоне 0-1,6, кроме этого у эмульсий второго типа фильтрат представлен УВФ, а у эмульсий первого типа только 50% фильтрата составляет водная фаза, а остальное УВФ. Данные показатели позволяют добиться высоких значений ингибирующей и смазывающей способности для растворов, получаемых по заявленному способу приготовления, как для прямых, так и для обратных эмульсий. Указанные показатели необходимо учитывать при разработке буровых растворов для бурения наклонно-направленых и горизонтальных скважин.

Все полученные по заявляемому способу приготовления буровые растворы обладают высокой устойчивостью к седиментации (показатель седиментации = 0%) как в форме прямой, так и в форме обратной эмульсии (опыт №№1-3 и 6-13), чего не наблюдается в известных по прототипу многокомпонентных смесях (пример 14). В случае, когда ГЛБ инвертора первого типа выходит за оптимальный диапазон (11-13), эмульсии, полученные из обратных исходных эмульсионных буровых растворов могут быть седиментационно неустойчивы (опыт №№4,5). Инверторы второго типа подобраны таким образом, что ГЛБ их смеси не может превысить 10.

Таким образом, благодаря указанным преимуществам бурового раствора, приготовленного заявленным способом и способного к реверсивному переходу из ИЭР в раствор на водной основе и обратно, значительно расширяется спектр способов регулирования свойств и решаемых технологических задач, при использовании эмульсионных буровых растворов, появляется возможность при помощи одного типа раствора производить бурение скважин с зенитными углами как менее 70° в терригенной или карбонатной части, так и более 70° в терригенной или карбонатной части, проводить запись электрических методов каротажа и т.д.

Источники информации

1. Ильин Г.А. и др. Преобразование глинистого раствора в инвертную эмульсию. Экспресс-информация ВНИИЭГазпром, сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений, 1986, вып.16.

2. Патент РФ №2196798.

3. Ланге К.Р. Поверхностно-активные вещества: свойства, синтез, анализ, применение: пер. с англ. / К.Р.Ланге. - СПб.: Профессия, 2007.

1. Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз, включающий приготовление бурового раствора с последующим реверсивным инвертированием его под воздействием внешних факторов методом инверсии фаз, отличающийся тем, что первоначально готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР, представляющий собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М, под воздействием внешних факторов проводят инверсию фаз и переводят его в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, с последующим проведением реверсивной инверсии фаз, приводящей к получению реверсивно-инвертного бурового раствора РИБР, представляющего собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М, при этом в качестве внешнего фактора для получения методом инверсии фаз из ИЭР раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, используют инвертор 1-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса 11-13 и содержащий следующие компоненты, в мас.%:

неонол АФ9-4 5,0-20,0
неонол АФ9-12 9,0-30,0
оксиэтилцеллюлоза Реоцел В 0,1-2,0
вода пресная или минерализованная остальное,

при следующем соотношении, в мас.%:
инвертор 1-го типа 1-10
ИЭР до 100,

а для проведения реверсивной инверсии фаз полученного бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, в РИБР в качестве внешнего фактора используют инвертор 2-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса до 10 и содержащий следующие компоненты, в мас.%:
неионогенное поверхностно-активное вещество:
неонол АФ9-4, или Oxetal ID104, или Mulsifan RT 2,0-50,0
олеиновая кислота 0,1-10,0
органобентонит 0,1-25,0
углеводородная фаза остальное,

при следующем соотношении, мас.%:
инвертор 2-го типа 10-20
буровой раствор, представляющий
прямую эмульсию типа «масло в воде» В/М до 100.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ИЭР используют раствор, содержащий, мас.%: эмульгатор обратной эмульсии 5-20; углеводородный реагент 20-88; органобентонит 1-10; вода пресная или минерализованная - остальное.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы в инверторе 2-го типа используют дизельное топливо, или нефть, или их смесь.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в буровой раствор, представляющий прямую эмульсию типа «масло в воде», в РИБР дополнительно вводят добавки, обеспечивающие регулирование реологических и фильтрационных свойств.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к вариантам способа приготовления неионогенного сополимера, который может быть использован в качестве диспергатора в цементирующих композициях.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания.
Изобретение относится к составам для предотвращения гидратных и солевых отложений и коррозии в скважинах и газопроводах при добыче и транспорте природных и попутных газов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения притока воды в скважину путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков, изоляции обводнившихся пропластков с применением полимерных материалов, отверждающихся в пластовых условиях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам на основе портландцемента, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения.

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции.
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым ингибиторам для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному АСПО, и в трубопроводах.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - получение реагента со значительно более высокой гелеобразующей способностью в сочетании с меньшей вязкостью, устойчивость фазового состояния реагента.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Композиция для повышения степени извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта включает, по меньшей мере, два различных типа сильносшитых расширяемых полимерных микрочастиц, имеющих различную химическую структуру и средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Содержание сшивающих агентов составляет от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов. Закачивают в подземный пласт указанную композицию, что позволяет повысить эффективность изоляции зон поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.
Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и коррозии и может быть использовано в нефтяной промышленности, в частности в скважинах и на скважинном оборудовании. Состав содержит, мас.%: 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновую кислоту - 0,5-4,5; 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновую кислоту - 0,5-25,0; динатриевую соль диэтилентриаминпентаметиленфосфоновой кислоты - 0,2-12,0; моноэтаноламин - 0,5-22,0; метиловый спирт - 20,0-35,0 и воду - до 100. Состав обладает высокой ингибирующей способностью по отношению к неорганическим отложениям кальция. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для стабилизации коллекторских свойств продуктивного пласта. Технический результат - модификация фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличения фазовой проницаемости по нефти без изменения величины абсолютной фазовой проницаемости обработанной породы продуктивного пласта, что способствует изменению коэффициентов охвата и коэффициентов заводнения пласта и позволит повысить коэффициент извлечения нефти. Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта содержит хлорид калия или хлорид натрия, ингибиторы солеотложения - сухую смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфоновой кислот; гидрофобизатор, содержащий в качестве активного вещества алкилированные третичные амины либо их соли, при следующем соотношении компонентов, масс.%: хлорид калия или хлорид натрия - 50, оксиэтилидендифосфоновая кислота - 20, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 5, гидрофобизатор - 25. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 з.п. ф-лы, 6 пр.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли. Способ извлечений углеводородов из подземных пластов, включающий введение в пласт водного флюида, включающего указанную выше композицию. Способ создания трещин в подземном пласте, окружающем ствол скважины, включающий стадию введения в скважину флюида для гидравлического разрыва, включающего указанную выше композицию. Технический результат - сохранение вязкости водных растворов. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде. Указанная выше композиция, где полимер или сополимер, понижающий вязкость текучей среды, снижающий трение, или повышающий вязкость, а кислота - перуксусная. Способ обеспечения биоцидной активности в текучей среде для обработки скважин, включающий введение в текучую среду для обработки скважин указанной выше композиции, содержащей полимер или сополимер для модификации вязкости, и направление этой среды в подземную среду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение высокой эффективности уничтожения микроорганизмов без ухудшения модифицирующих вязкость свойств. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 табл.

Изобретение относится к композициям для использования в качестве флотационного собирателя для очистки руды, добавки для бетона, в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащим соединение окисленной и малеинированной жирной кислоты или смоляной кислоты, где композиция содержит соединения жирной кислоты, соединения смоляной кислоты или смесь таких соединений, имеющих сшивки между углеводородными цепями в виде простой эфирной связи и имеющих один или несколько фрагментов производных карбоновых кислот. Изобретение также относится к способам: эмульгирования раствора, ингибирования коррозии поверхности металла, уменьшения коррозии поверхности металла, флотации руды или модифицирования бетона. 9 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил., 13 пр., 7 табл.

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине. При этом пакет ПАВ при введении в контакт с водным раствором при температуре от примерно 10°С до примерно 200°С образует загущенную композицию по существу в отсутствие гидротропов. Причем существенное отсутствие подразумевает наличие менее чем приблизительно 0,1 мас.% гидротропа, в расчете на общую массу пакета поверхностно-активных веществ в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности герметизации зоны потери циркуляции бурового раствора. 22 з.п. ф-лы, 13 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. В способе строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающем проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе - БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми - карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе - БРОУ, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, в качестве технологических приемов используют перевод БРВО в БРУО и обратно в БРВО инверсией фаз в процессе бурения, перевод БРВО в БРУО выполняют смешением БРВО с инвертором А - смесью углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор 14÷19:1 соответственно, инвертор А добавляют в количестве 28-35 об.%, а последующий перевод БРУО в БРВО осуществляют добавлением к нему инвертора Б-смеси эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор: спирты 2÷3,5:1 соответственно, инвертор Б добавляют к БРУО в количестве 1,75-4 об.%. По другому варианту указанные проходку и бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРОУ, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с БРВО, после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н.п. ф-лы, 12 з.п. ф-лы, 7 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает приготовление и закачку в пласт смеси 100 мас.ч. кремнийорганической жидкости (КЖ) и 50-100 мас.ч. 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с армирующей добавкой в виде 0,1-1 мас.ч. фиброволокна. Техническим результатом является повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к способу цементирования подземной формации и к составу цементной композиции, используемой в указанном способе. В способе цементирования подземной формации, вводят цементную композицию в подземную формацию, причем цементная композиция содержит: портландцемент, измельченный с пережженным сланцем, цементную пыль, природный пуццолан и воду; и позволяют цементной композиции застывать. Используемая цементная композиция содержит вышеуказанные компоненты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - регулирование реологических свойств, времени загустевания, используемых при цементировании композиций, повышение прочности образующегося при затвердевании указанной композиции цементного камня. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 7 табл.
Наверх