Эмульсионный буровой раствор "оилкарб био"
Владельцы патента RU 2720433:
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к безглинистым эмульсионным буровым растворам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали, для вскрытия продуктивных пластов с аномальным пластовым давлением. Технический результат – низкая плотность бурового раствора, высокие ингибирующие и смазочные свойства, низкая степень загрязнения продуктивного пласта. Эмульсионный буровой раствор содержит, мас.%: в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активного вещества - реагент МФ-824 35-39; стабилизатор эмульсии - модифицированный крахмал Мультистар 0,58-1,27; ксантановую камедь 0,06-0,25; органический ингибитор набухания глинистых сланцев БИО XX 0,58-0,63; карбонат кальция 2,94-3,2; гидроксид натрия 0,26; бактерицид 0-0,05; воду остальное. 5 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к безглинистым эмульсионным буровым растворам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали. Раствор предназначен для вскрытия продуктивных пластов с аномальным пластовым давлением (АНПД).
Известен гидрофобный эмульсионный буровой раствор, в составе которого содержится глинистый раствор, дизельное топливо, омыленный талловый пек, мелкодисперсный мрамор. Раствор является эмульсией первого рода (патент №2238297, МПК С09К 7/06, опубл. 20.10.2004).
Существенным недостатком является наличие в буровом растворе глины, что снижает качество вскрытия продуктивного пласта.
Известны буровые растворы для вскрытия пластов с аномальным пластовым давлением (АНПД), содержащие в качестве облегчающего компонента силикатные микросферы (РФ №2486224 МПК С09К 8/20, оп.27.06.2013 г, РФ №2309970 МПК С09К 8/24, оп.10.11.2007 г., РФ №2330869 МПК С09К 8/10, оп.10.08.2008 г.).
Недостатком данных систем является то, что низкая плотность раствора достигается наличием в составе полых силикатных микросфер, представляющих собой твердую фазу. Микросферы частично деструктируют в процессе бурения и удаляются при прохождении стадии системы очистки бурового раствора.
Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта, содержащий полигликоль, ПАВ, крахмал, биополимер, карбонат кальция, смазывающую добавку, где минимальная плотность бурового раствора - 1,01 г/см3. (РФ №2179568 МПК С09К 7/02, оп. 20.02.2002 г.) и буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий ксантановый биополимер, триэтанол амин, талловое масло и воду, где минимальная плотность бурового раствора без добавления карбоната кальция - 1,02 г/см3. (РФ №2461601 МПК С09К 8/24, оп. 20.09.2012 г.).
Недостатком данных растворов является то, что содержание смазывающей добавки не превышает 5%. По сути, раствор не является эмульсией первого рода.
Известны безглинистые буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта, обладающие пенообразующими свойствами (РФ №2278890 МПК С09К 8/08, оп. 27.06.2006 г., РФ №2474602 МПК С09К 8/20, оп. 10.02.2013 г.).
Недостатками данного типа буровых растворов является то, что низкая плотность раствора достигается его стабильной аэрацией за счет применения ПАВ, также необходимо наличие дополнительного пенообразующего оборудования на буровой, чтобы постоянно поддерживать пенообразное состояние раствора.
Наиболее близок по составу и технологической сущности буровой раствор, который содержат углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, соли одно- и двухвалентных металлов, соединения магния, стабилизатор и воду (РФ №2521259, МПК С09К 8/36, оп.27.06.2014 г.).
Недостатком в данном растворе является то, что при высокой минерализованности раствор имеет низкое удельное электрическое сопротивление (УЭС), что не позволяет производить качественные геофизические исследования. Количество углеводородной фазы ограничено показателем в 30% масс.
Задачей изобретения является разработка высокоэффективного эмульсионного бурового раствора, подходящего для бурения интервалов с низким пластовым давлением, горизонтальных стволов и вскрытия продуктивного пласта, обладающего повышенными ингибирующими и смазочными свойствами и выступающего в качестве альтернативы растворам на углеводородной основе с низкой степенью загрязнения продуктивного пласта.
Решением поставленной задачи является эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, поверхностно-активное вещество, карбонат кальция, гидроксид натрия, стабилизатор эмульсии Мультистар, ксантановую камедь и воду, согласно изобретению содержит органический ингибитор БИО XX, бактерицид, в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активного вещества - реагент МФ-824, при следующем соотношении компонентов, % масс.:
| Реагент МФ-824 | 35-39 |
| Стабилизатор Мультистар | 0,58-1,27 |
| Ксантановая камедь | 0,06-0,25 |
| Ингибитор БИО XX | 0,58-0,63 |
| Карбонат кальция | 2,94-3,2 |
| Гидроксид натрия | 0,26 |
| Бактерицид | 0-0,05 |
| Вода | Остальное |
В качестве стабилизатора используют полисахаридный реагент, крахмал модифицированный для бурения Мультистар (ТУ 2458-029-50783875-2012) и биополимер ксантанового ряда, например, ксантановую камедь БИОПОЛ (ТУ 2458-035-50783875-2013) производства ООО НПП «Буринтех».
В качестве углеводородной фазы и поверхностно-активного вещества используют добавку для буровых растворов реагент МФ-824 (ТУ 19.20.29-092-50783875-2017), представляющую собой смесь неполярных жидкостей природного или синтетического происхождения с поверхностно-активными веществами.
Карбонат кальция (молотый мрамор, мел (ТУ 5716-001-05494314-2010)) используют в качестве утяжелителя и кольматанта, гидроксид натрия (по ТУ 2132-185-00203312-99) - в качестве регулятора рН. БИО XX (ТУ 2458-014-50783875-2010) исполняет роль ингибитора набухания глинистых сланцев.
Для предотвращения биодеструкции полимеров возможно добавление бактерицида в концентрации 0-0,05% масс., например, АСБ по ТУ 2458-064-50783875-2015.
Изготавливают эмульсионный буровой раствор путем смешения ингредиентов следующим образом:
- пример изготовления раствора 1:
в 593,9 г воды при перемешивании добавляют 2,5 г биополимера БИОПОЛ, 12,7 г реагента Мультистар, 6,3 г реагента БИО XX, 32,0 г карбоната кальция. После введения каждого компонента раствор перемешивают лабораторной мешалкой 15-20 мин. 350 г реагента МФ 824 добавляют к водному раствору и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером. Добавляют 2,6 г NaOH. Готовый раствор оставляют на 16 часов при нормальных условиях в закрытой емкости. После чего раствор перемешивают 5 мин и замеряют его параметры.
- пример изготовления раствора 2:
в 557,7 г воды при перемешивании добавляют 1,7 г биополимера БИОПОЛ, 5,8 г реагента Мультистар, 5,8 г реагента БИО XX, 29,4 г карбоната кальция. После введения каждого компонента раствор перемешивают лабораторной мешалкой 15-20 мин. 397,0 г реагента МФ824 добавляют к водному раствору и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером. Добавляют 2,6 г NaOH. Готовый раствор оставляют на 16 часов при нормальных условиях в закрытой емкости. После чего раствор перемешивают 5 мин и замеряют его параметры.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов.
Примеры компонентных составов раствора приведены в таблице 1.
Содержание углеводорода обусловлено плотностью раствора и гидрофобизацией поверхности глины. При концентрации реагента МФ-824 ниже 35% масс., не будет достигаться необходимая плотность раствора.
Для обеспечения устойчивости ствола скважины ингибирующая способность раствора регулируется путем ввода в раствор БИО XX в пределах 0,58%-0,63%.
Концентрация карбоната кальция обусловлена требуемой плотностью раствора. При этом концентрация карбоната кальция может изменяться в зависимости от нужной плотности раствора.
Для поддержания рН используют гидроксид натрия.
Оценку основных технологических параметров исследуемых растворов определяли согласно рабочей инструкции «Методы контроля параметров буровых растворов на водной основе» [РИ 20-2013]. В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов:
- плотность (ρ, г/см3) определяли на рычажных весах;
- условную вязкость (с/кварта) определяли на воронке Марша;
- показатель фильтрации (ПФ, см3/30мин) определяли при перепаде давления 0,7 МПа на фильтр-прессе «OFITE»;
- пластическую вязкость (PV, мПа⋅с) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE 900»;
- динамическое напряжение сдвига (YP, фунт/100футов2) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE 900»;
- статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин покоя (GEL 10sec и GEL 10 min, фунт/100футов2) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE 900»;
- рН определяли рН-метром Mettler Toledo;
- электростабильность определяли тестером «OFITE».
В таблице 2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов.
Преимущества раствора Оилкарб БИО:
Плотность раствора менее 1,0 кг/м3;
Высокая ингибирующая способность;
Малое содержание твердой фазы;
Стабильность во времени;
Простота в приготовлении;
Высокое удельное сопротивление фильтрата позволяет качественно проводить геофизические исследования скважин (ГИС), (R>4,0 Ом⋅м);
Отсутствие вредного воздействия на окружающую среду;
Является альтернативой растворам на углеводородной основе (РУО)
при вскрытии продуктивных горизонтов.
Буровой раствор Оилкарб БИО устойчив к загрязнению глинистым шламом, т.к. сохраняет приемлемые реологические параметры при попадании в него глины до 75 кг/м3. Результаты испытаний представлены в таблице 3.
Оилкарб БИО устойчив к действию цементного загрязнения. Данный вид загрязнения незначительно влияет на реологические параметры и показатель фильтрации. Раствор сохраняет стабильность, расслоения и флокуляционных процессов не наблюдается. Результаты испытаний представлены в таблице 4.
Буровой раствор Оилкарб БИО устойчив к действию бикарбонатного и кислотного загрязнения. Данный вид загрязнения незначительно влияет на реологические параметры и показатель фильтрации. Раствор сохраняет стабильность, расслоения и флокуляционных процессов не наблюдается. Понижение рН не оказывает воздействия на основные свойства раствора, раствор стабилен в течении 48 часов при 24°С при рН ниже 8,0. Результаты испытаний представлены в таблице 5.
Данные, приведенные в таблицах, показывают, что заявляемый раствор имеет не высокие значения показателя фильтрации при перепаде давления 0,7 МПа, т.е. образует прочную полимерную корку.
Таким образом, заявленный раствор Оилкарб БИО является высокоэффективным эмульсионным буровым раствором, имеющим низкую плотность, который подходит для бурения скважин с низким пластовым давлением, горизонтальных стволов и вскрытия продуктивного пласта, обладает повышенными ингибирующими и смазочными свойствами и выступает в качестве альтернативы растворам на углеводородной основе с низкой степенью загрязнения продуктивного пласта.
Эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, поверхностно-активное вещество, карбонат кальция, гидроксид натрия, стабилизатор эмульсии Мультистар, ксантановую камедь и воду, отличающийся тем, что содержит дополнительно органический ингибитор набухания глинистых сланцев БИО XX, бактерицид, а в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активного вещества - реагент МФ-824 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Реагент МФ-824 | 35-39 |
| Стабилизатор Мультистар | 0,58-1,27 |
| Ксантановая камедь | 0,06-0,25 |
| Ингибитор БИО XX | 0,58-0,63 |
| Карбонат кальция | 2,94-3,2 |
| Гидроксид натрия | 0,26 |
| Бактерицид | 0-0,05 |
| Вода | Остальное |
