Утяжеленный ингибированный малоглинистый буровой раствор

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат – оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, ограничение содержания твердой фазы, в частности, к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Буровой раствор для вскрытия пластов в условиях высоких пластовых давлений и температур содержит, мас.%: глинопорошок ПБМА 2,24-3,16; термосолестойкую карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-ТС 0,27-0,33; комплексный многофункциональный реагент Смолополимер 1,22-1,78; гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11 0,31-0,52; смазочную добавку Лубрикон 1,27-1,48; воду остальное, а также галенитовый утяжелитель до требуемой плотности сверх 100 мас.% неутяжеленного бурового раствора. 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Для вскрытия пластов с АВПД необходимо использование утяжеленных буровых растворов, сохраняющих оптимальные структурно-реологические свойства при высоких забойных температурах.

Известен утяжеленный буровой раствор, содержащий, мас. %: кальцинированную соду - 0,3-0,5, гидроксид натрия 0,2-0,3, бентонит 3-5, полианионную целлюлозу ПАЦ-СВ 0,6-0,8, крахмал Фито РК 1-2, лигносульфонат ФХЛС 0,5-1,5, пеногаситель ПЭС-1 0,1-0,5, смазочную добавку Лубриол 0,5-0,8, хлористый калий 3-5, органосилоксан ГКЖ-11Н 0,3- 0,5, барит 45-65, гивпан 0,3-0,5, бактерицид ЛПЭ-32 0,2-0,3 [RU 2461600 С1, МПК С09K 8/24 (2006.01), опубл. 20.09.2012]. Известный раствор обладает высокими смазочными свойствами и низким показателем фильтрации.

Недостатком известного раствора является многокомпонентная схема регулирования структурных, реологических и фильтрационных свойств бурового раствора, обоснованная высоким содержанием твердой фазы (баритового утяжелителя). Многокомпонентность бурового раствора значительно затрудняет регулирование технологических свойств в процессе строительства скважины.

Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является буровой раствор, содержащий, мас. %: бентонитовый глинопорошок 4,00-5,00, карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу 1,30-1,50, кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 1,00-1,20, целлотон-Ф 1,00-1,10, нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ 0,01-0,05, высокодисперсный аэросил МАС-200 в дизельном топливе 0,50-0,70, баритовый утяжелитель 63,00-70,00, вода - остальное [RU 2313556 C1, МПК С09K 8/20 (2006.01), опубл. 2007]. Известный раствор обеспечивает сохранение фильтрационных характеристик пород при вскрытии продуктивных пластов с АВПД.

Недостатком данного раствора является необходимость регулирования технологических свойств раствора вследствие увеличения структурно-механических и реологических показателей бурового раствора по причине концентрационного загустевания дисперсной системы, обусловленного увеличением объемного содержания утяжелителя в буровом растворе до критических значений.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка утяжеленного ингибированного малоглинистого бурового раствора с ограниченным содержанием твердой фазы и оптимизированными структурно-реологическими свойствами, применяемого при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами (до 120°C) и аномально высокими пластовыми давлениями (с коэффициентом аномальности до 2,1).

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в оптимизации структурно-реологических свойств бурового раствора за счет применения специальных добавок и галенитового утяжелителя с целью обеспечения безаварийного бурения глубоких скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.

Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор содержит: модифицированный глинопорошок, термосолестойкую карбоксиметилцеллюлозу, комплексный (многофункциональный) реагент, смазывающую добавку, гидрофобизирующую жидкость, кольматирующую добавку, воду и утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок ПБМА - 2,24-3,16, КМЦ-ТС - 0,27-0,33, Смолополимер 1,22-1,78, Лубрикон 1,27-1,48, ГКЖ-11 0,31-0,52, МР-4 5,00-7,00, вода - остальное, галенитовый утяжелитель до необходимой плотности сверх 100%.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в заявляемом утяжеленном ингибированном малоглинистом буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить раствор высокой плотности (до 2200 кг/м3), при этом обладающий оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами, высокой седиментационной устойчивостью, термостабильностью при температуре до 120°C.

Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты:

Глинопорошок бентонитовый, модифицированный марки ПБМА с выходом глинистого раствора не менее 20 м3/т (по ТУ 2164-005-1424676-2014), предназначен для приготовления и регулирования свойств буровых растворов на водной основе. Относится к малоопасным веществам 4 класса.

КМЦ-ТС по ТУ 2231-034-97457491-2010 является термосолестойким реагентом, представляющим собой порошкообразный или волокнистый материал от белого до кремового цвета - продукт реакции этерификации целлюлозы с дополнительным введением модифицирующих добавок. Реагент предназначен для регулирования структурно-реологических и фильтрационных показателей всех типов буровых растворов на водной основе.

Смолополимер по ТУ 2458-004-97457491-2007 представляет собой (порошок от светло-желтого до темно-коричневого цвета) смесь омыленного таллового пека, лигносульфонатов и карбоксиметилцеллюлозы с технологическими добавками. Смолополимер является комплексным (многофункциональным) реагентом: стабилизирует фильтрацию, регулирует реологические параметры буровых растворов, положительно влияет на смазочные и антикоррозионные свойства буровых растворов, в том числе с высоким содержанием твердой фазы, а также в условиях повышенных температур.

Лубрикон по ТУ 2458-023-14023401-2012 представляет собой вязкую жидкость - оригинальную смесь жирных кислот, продуктов их взаимодействия с диэтаноломином и гидроокисидом калия, понижающим температуру замерзания растворителем и комплекса регулятора пенообразования. Используется в качестве смазывающей добавки для снижения коэффициента трения бурового раствора, увеличения механической скорости бурения и уменьшения опасности прихватов.

ГKЖ-11 по ТУ 2229-512-05763441-2007 - гидрофобизирующая жидкость, являющаяся водным раствором метилсиликоната калия, используется для обеспечения ингибирующих свойств и повышения термостабильности бурового раствора. Использование ГКЖ-11 приводит к снижению объемного набухания глинистых частиц в пластах.

МР-4 по ТУ 5716-003-52817785-03 является кислоторастворимым мелкодисперсным порошком карбоната кальция (CaCO3). В заявляемом растворе МР-4 используется в качестве кольматирующей добавки для обеспечения блокирующих свойств.

Утяжеление бурового раствора до необходимой плотности производят галенитовым утяжелителем по ТУ 1725-011-56864391-2007. Галенит или свинцовый блеск является мелкодисперсным порошком сульфида свинца (PbS), содержащим в своем составе 86,6% свинца и 13,4% серы. Плотность галенита - от 7,4 до 7,6 г/см3. Твердость по шкале Мооса 2-3. Галенит в качестве утяжелителя применяют для получения сверхтяжелых буровых растворов.

Утяжеленный ингибированный малоглинистый буровой раствор в лабораторных условиях готовили следующим способом.

Глинистую суспензию готовили путем растворения бентонитового глинопорошка (ПБМА) в водопроводной воде при помощи смесительной установки, обеспечивающей скорость вращения швеллера (8000±1600) об/мин в течение 20 минут. Полученную глинистую суспензию оставляли на 24 часа при комнатной температуре для более полной гидратации и набухания глинистых частиц. Через 24 часа глинистую суспензию в течение 60 минут перемешивали на смесительной установке при скорости вращения швеллера (8000±1600) об/мин. Далее полученную глинистую суспензию обрабатывали реагентами-стабилизаторами карбоксиметилицеллюлозой (КМЦ-ТС) и комплексным реагентом (Смолополимер) при перемешивании на смесительной установке при той же скорости вращения швеллера до полного распускания. После полного распускания реагентов-стабилизаторов вводили кремнийорганическую жидкость (ГКЖ-11) и вновь перемешивали в течение 30 минут. Затем ингибированную полимер-глинистую суспензию обрабатывали смазочной добавкой Лубрикон и перемешивали в течение 20 минут, после чего вводили кольматирующую добавку МР-4, а затем галенитовый утяжелитель и перемешивали в течение 30 минут.

После этого измеряли технологические параметры бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°C. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Для определения условной вязкости использовали вискозиметр ВБР-2. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Стабильность раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Влияние высоких температур и давлений на технологические свойства утяжеленного ингибированного малоглинистого бурового раствора определяли с помощью высокотемпературного ротационного вискозиметр с программным управлением, обеспечивающим максимальную температуру в измерительной ячейке 150°C.

В таблице представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (примеры 1-5).

Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный ингибированный малоглинистый буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов обладает оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами (табл. 1, поз. 1-3).

Утяжеленный ингибированный малоглинистый буровой раствор при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (20±2)°C имеет плотность (ρ) от 1907 до 2212 кг/м3, условную вязкость (Т) от 40 до 61 с, показатель фильтрации (Ф) от 2 до 3 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (СНС1 мин/10 мин) от 31 до 59 и от 94 до 108 дПа соответственно, водородный показатель (pH) 9-10, пластическую вязкость (ηпл) от 55 до 74 мПа⋅с, предельное динамическое напряжение сдвига (τ0) от 67 до 107 дПа, стабильность раствора (Δρ) от 3 до 6 кг/м3.

Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре 120°C в течение 4-х часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (табл. 1 поз. 4).

Применение модифицированного бентонитового глинопорошка с выходом более 20 м3/т позволяет получить малоглинистые суспензии, технологические свойства которых регулируются дополнительной химической обработкой.

Заявляемый буровой раствор испытан на высокотемпературном вискозиметре. Полученные зависимости основных реологических показателей (1 - пластическая вязкость, 2 - предельное динамическое напряжение сдвига, 3, 4 - статическое напряжение сдвига) при нагреве до 120°C представлены на фиг. 1 и 2. Полученные зависимости позволяют сделать вывод о том, что при повышении температуры до 120°C, хотя и происходит некоторое снижение реологических показателей, но они остаются на приемлемом уровне. Это обстоятельство позволяет говорить о термостабильности заявляемого состава.

Совместное использование реагентов-стабилизаторов (КМЦ-ТС, Смолополимер, ГКЖ-11) обеспечивает оптимальные структурно-реологические и фильтрационные свойства, седиментационную устойчивость, а также придает заявляемому раствору термостабильность.

Снижение содержания утяжеляющей добавки в буровом растворе достигается за счет использования галенитового утяжелителя плотностью более 7 г/см3.

Таким образом, заявляемый состав утяжеленного ингибированного малоглинистого бурового раствора при заявляемом соотношении компонентов в сравнении с прототипом имеет более высокую плотность при меньшем содержании утяжеляющей добавки. Ограниченное содержание твердой фазы в составе утяжеленного ингибированного малоглинистого бурового раствора обеспечивает оптимальные структурно-реологические свойства (показатели) бурового раствора в условиях высоких пластовых давлений и температур, что позволит осуществить безаварийный процесс бурения в данных условиях.

Буровой раствор для вскрытия пластов в условиях высоких пластовых давлений и температур, характеризующийся тем, что содержит модифицированный глинопорошок ПБМА, термосолестойкую карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-ТС, комплексный (многофункциональный) реагент Смолополимер, смазывающую добавку Лубрикон, гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11, кольматирующую добавку МР-4, воду и утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

модифицированный глинопорошок 2,24-3,16
термосолестойкая карбоксиметилцеллюлоза 0,27-0,33
комплексный (многофункциональный) реагент 1,22-1,78
смазывающая добавка 1,27-1,48
гидрофобизирующая жидкость 0,31-0,52
кольматирующая добавка 5,00-7,00
вода остальное

и галенитовый утяжелитель - до требуемой плотности сверх 100 мас.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - улучшение качества утяжеленного бурового раствора, оптимизация структурно-реологических свойств, безаварийное бурение глубоких скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония.

Изобретение относится к безглинистым буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия высоких температур до 160°C.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора, обеспечение безаварийного бурения глубоких скважин в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземного пласта. Способ извлечения углеводородов из подземного пласта, включающий формирование суспензии, содержащей флюид-носитель и реакционно-способные наночастицы, каждая из которых содержит ядро, содержащее один или более из следующих металлов: Mg, Mn и Zn, и оболочку из оксида алюминия, наносимую на и полностью инкапсулирующую ядро, ядро является более реакционно-способным экзотермически реагировать с водой, чем оболочка из оксида алюминия, подачу суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал с образованием эмульсии, стабилизированной реакционно-способными наночастицами и содержащей диспергированную фазу из углеводородного материала и непрерывную фазу из водного материала, экзотермическую реакцию по крайней мере части реакционно-способных наночастиц по крайней мере с водным материалом внутри подземного пласта, при этом образуется обработанный углеводородный материал из углеводородного материала, и извлечение обработанного углеводородного материала из подземного пласта.

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн.

Изобретение относится к помещаемому в воду формованному полимерному изделию для получения текучей среды для гидравлического разрыва пласта при бурении и способу изготовления его.

Настоящее изобретение касается способа получения гидрофобно-ассоциирующих макромономеров М и новых макромономеров. Описан способ получения макромономера М общей формулы (I) ,причем структурные единицы (-СН2-СН2-O-)k и (-CH2-CH(R3)-O-)l и при необходимости -(-СН2-СН2-O-)m в блочной структуре располагаются в представленной в формуле (I) последовательности, причем остатки и индексы имеют следующие значения: k это число от 10 до 150; l это число от 5 до 25; m это число от 0 до 15; R1 это Н; R2 независимо друг от друга представляет собой двухвалентную соединительную группу -O-(Cn'H2n')-, причем n' означает натуральное число от 3 до 5; R3 независимо друг от друга представляет собой углеводородный остаток с 2-14 атомами углерода, с тем условием, что сумма атомов углерода во всех углеводородных остатках R3 находится в пределах от 15 до 50; R4 представляет собой Н, включающий в себя следующие этапы: a) реакция моноэтилен-ненасыщенного спирта А1 общей формулы (II) ,с этиленоксидом, причем остатки R1 и R2 имеют заданные выше значения; с добавлением щелочного катализатора K1, содержащего KOMe и/или NaOMe; причем получают алкоксилированный спирт А2; b) реакция алкоксилированного спирта А2 по меньшей мере с одним алкиленоксидом Z формул (Z), причем R3 имеет заданное выше значение; с добавлением щелочного катализатора K2, причем катализатор К2 содержит по меньшей мере одно основное соединение натрия, выбранное из NaOH, NaOMe и NaOEt; причем концентрация ионов калия при реакции на этапе b) меньше или равна 0,9 моль% относительно использованного спирта А2; и причем реакцию на этапе b) проводят при температуре, меньшей или равной 135°С, причем получают алкоксилированный спирт A3 согласно формуле (III), ,где R4=Н, причем остатки R1, R2 и R3 и индексы k и l имеют заданные выше значения; c) при необходимости - реакция по меньшей мере части алкоксилированного спирта A3 с этиленоксидом, причем получают алкоксилированный спирт А4, который соответствует макромономеру М согласно формуле (I), где R4=Н, a m больше 0.

Изобретение относится к производству керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче углеводородов методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых отложений в условиях воздействия аномальных пластовых давлений, высоких температур и сероводородной агрессии. Технический результат изобретения - снижение расхода химических реагентов при засолонении и улучшение показателя фильтрации и солестойкости раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок ПМБВ 2-4; катионный полимер полидадмах ВПК-402 2,6-5; биополимер «Биоксан» 0,1-0,3; хлористый натрий 30; крахмал 1,5-2,5; смазывающую добавку СМЭГ-5 1-1,5; пеногаситель Т-92 1-3; воду - остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к магнийсодержащим керамическим проппантам - расклинивателям, предназначенным для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Керамический проппант, представляющий собой прочные обожженные гранулы на основе оксидов магния, кремния и железа при любом их соотношении, дополнительно содержит комбинацию оксидов алюминия, калия, натрия, кальция, хрома при следующем соотношении, мас.%: оксид алюминия 0,1–5,0, оксид калия 0,1–2,0, оксид натрия 0,1–2,0, оксид кальция 0,1–3,0, оксид хрома 0,1–1,0, указанная основа - остальное. Технический результат – снижение деградации прочности во времени. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию. Композиция поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит неионное поверхностно-активное вещество - НПАВ, органическую кислоту, выбранную из лимонной кислоты, дигликолевой кислоты, гликолевой кислоты, или ее соль и нагнетаемую воду, где НПАВ представляет собой алкоксилированный алкилфенол, содержащий одну или более пропоксилатных групп и одну или более этоксилатных групп, где алкилфенол представляет собой фенол, содержащий одну или более присоединенных линейных или разветвленных С1-С25 алкильных групп, а соотношение между содержанием органической кислоты или ее соли и НПАВ составляет от 0,05:15 до 2:10 массовых частей соответственно. Способ получения композиции поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает перемешивание указанного НПАВ с указанной органической кислотой или ее солью и нагнетаемой водой. Способ извлечения ископаемых флюидов из содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает нагнетание указанной выше композиции в одну или более нагнетательных скважин таким образом, чтобы впоследствии добывать нефть из одной или более добывающих скважин. Упаковка поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит указанные НПАВ и органическую кислоту или ее соль. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, особенно при высоких солености и температуре. 4 н. и 4 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат – оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, ограничение содержания твердой фазы, в частности, к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Буровой раствор для вскрытия пластов в условиях высоких пластовых давлений и температур содержит, мас.: глинопорошок ПБМА 2,24-3,16; термосолестойкую карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-ТС 0,27-0,33; комплексный многофункциональный реагент Смолополимер 1,22-1,78; гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11 0,31-0,52; смазочную добавку Лубрикон 1,27-1,48; воду остальное, а также галенитовый утяжелитель до требуемой плотности сверх 100 мас. неутяжеленного бурового раствора. 2 ил., 1 табл.

Наверх