Реагент для обработки промывочных жидкостей, используемых при бурении скважин
Владельцы патента RU 2732147:
Общество с ограниченной ответственностью научно-производственное предприятие "Икар", (ООО НПП "Икар") (RU)
Гаймалетдинова Гульназ Леоновна (RU)
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к полифункциональным реагентам для обработки как пресных, так и минерализованных буровых растворов на глинистой и полимерной эмульсионной основе, которые могут применяться в скважинах всех направлений бурения в надпродуктивных и продуктивных пластах со склонными к осыпям, набуханию, диспергации и с большими зенитными углами залегания глиносодержащми породами. Технический результат - улучшение показателей гидрофобизирующих, антифрикционных, противоприхватных свойств промывочных жидкостей на водной основе при сохранении других технологических показателей. Реагент для обработки промывочных жидкостей, используемых при бурении скважин, включает, мас.%: активную основу 20-40; комплексный растворитель 60-80. Активная основа является продуктом взаимодействия следующих ингредиентов, мас.%: окисленные триглицериды жирных кислот, жирные кислоты или их смеси 35-50; глицерофосфатиды растительных масел 8-15; кислота борная 4-7; аминоспирты или их смеси 30-50. Комплексный растворитель представляет смесь, содержащую, мас.% от массы реагента для обработки: керосино-дизельную фракцию 50-70; флотореагент-оксаль Т-92 2-5; спирты С1-С3 или их смеси 5-10; воду 3-6. 2 ил., 6 табл.
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к полифункциональным реагентам для обработки как пресных, так и минерализованных буровых растворов на глинистой и полимерной эмульсионной основе, которые могут применяться в скважинах всех направлений бурения в надпродуктивных и продуктивных пластах со склонными к осыпям, набуханию, диспергации и с большими зенитными углами залегания глиносодержащими породами.
Широко применяется смазочная добавка для буровых растворов марки БИОЛУБ-LVL (Патент РФ №2304604, С09К 8/035, опуб. 20.08.2007 г.), содержащая природные высшие жирные кислоты, низший одноатомный спирт с С2 по С5 и/или олигомерный полиэтиленгликоль со степенью полимеризации n=2-5, и/или олигомерный полипропиленгликоль, дополнительно содержит оксаль, гидроксид и/или карбонат щелочного металла, и/или моно-, ди-, триэтаноламин, сульфированный рыбий жир. Она применяется для приготовления ингибированных буровых растворов (Патент РФ№2290426, С09К 8/08, оп. 27.12.2006). Однако, указанный реагент не позволяет ввод в буровой раствор большого количества ингибирующих солей и имеет невысокую собственную ингибирующую способность.
Известна смазочная добавка для буровых растворов (Патент РФ №2197511, С09К 7/02, оп. 27.03.2001 г.), содержащая легкое талловое масло, триэтаноламин, оксиэтилированный алкифенол С9Н19С6Н4О(С2Н4)10ОН, пентамер пропилена. Данный реагент позволяет готовить буровые растворы, наделенные свойствами ингибировать разбуриваемые минералы. В то же время, в условиях высокой минерализации эти растворы теряют реологические свойства.
Известен реагент для обработки технологических жидкостей, используемых в нефтедобывающей промышленности (Патент РФ №2181370, С09К 7/00, оп. 20.04.2002 г.), содержащий в своем составе продукт взаимодействия неомыленных кубовых остатков производства синтетических жирных кислот - КОСЖК, и водного раствора гидроксида калия и дополнительно неионогенное поверхностно-активное вещество оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена.
Реагент в технологических жидкостях может быть использован, в качестве смазочной, ингибирующей и гидрофобизирующей добавки, но в условиях соленасыщенных буровых растворов реагент не обеспечивает необходимые реологические свойства.
Широко применяется реагент «Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе» (Патент РФ №2182587, С09К 7/02, 20.05.2002 г.), содержащая следующее соотношение ингредиентов, мас. %: продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел 10-12; растворитель из класса ароматических или алифатических нефтяных углеводородов 10-30; продукт взаимодействия пиролизной смолы производства этилбензола и бутилбензола с толуолом 1,0-1,5; моноэтаноламин 0,5-0,7; оксаль остальное. Однако реагент неудовлетворительно диспергируется в соленасыщенных буровых растворах.
Наиболее близким по составу и свойствам к предлагаемому реагенту для обработки промывочных жидкостей, используемых при бурении скважин является «Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе» ДСБ-МГК (прототип - патент РФ №2236431, МПК С09К 7/02, опуб. 20.09.2004 г.), включающая керосин, маслорастворимое поверхностно-активное вещество - продукт взаимодействия этаноламина и смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда, в качестве указанного продукта взаимодействия содержит продукт взаимодействия борной кислоты, диэтаноламина и смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда с углеводородным радикалом С8-С24 при их мольном соотношении 1:3:1,5 и дополнительно полигликоль и изобутанол при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанный продукт взаимодействия 20-30, полигликоль 50-65, керосин 5-10, изобутанол.
Недостатком реагента является неудовлетворительные смазывающие, эмульгирующие, ингибирующие свойства в соленасыщенных буровых растворах.
В изобретении решается техническая задача разработки реагента, имеющего комплекс свойств для обработки буровых растворов при строительстве скважин: улучшения показателей гидрофобизирующих, антифрикционных, противоприхватных свойств промывочных жидкостей на водной основе при сохранении других технологических показателей.
Поставленная техническая задача в предлагаемом реагенте (далее по тексту называемый Девон-2л) для обработки промывочных жидкостей, используемых при бурении скважин, включающем растворитель и активную основу, являющуюся продуктом взаимодействия борной кислоты и смеси жирных кислот, решается соотношением активной основы 20-40 и проявляющего синергетический эффект растворителя 60-80% масс, причем активная основа является продуктом взаимодействия следующих ингредиентов, % масс:
- окисленные триглицериды жирных кислот, жирные кислоты или их смеси -35-50;
- глицерофосфатиды растительных масел - 8-15,
- кислота борная - 4-7
- аминоспирты или их смеси - 30-50,
а комплексный растворитель представляет смесь, мас.% от массы реагента для обработки:
- керосино-дизельная фракция - 50-70;
- флотореагент-оксаль Т-92 - 2-5;
- спирты С1-С3 или их смеси - 5-10;
- вода - 3-6.
Сырьевыми компонентами заявляемого состава являются.
1. Триглицериды жирных кислот, окисленные в виде растительных масел или масляных композиций по ТУ 9141-156-79036538-2008 подверженные термообработке при температуре Т=160-230°С с кинематической вязкости при Т=50°С от 20-25 сСт до 30-40 сСт.
2. Глицерофосфатиды растительных масел, представляющие жидкую подвижную часть бакового отстоя (гидрофуза) в производстве растительных масел или фосфатидный концентрат по ТУ 9146-203-00334534-97
3. Аминоспирты:
- диэтаноламин ТУ 2423-178-00203335-2007;
- триэтаноламин ТУ 2423-168-00203335-2007.
4. Растворители:
- дизтопливо зимнее ТУ 38.101889-81;
- керосин ТУ 38.401-58-8-90;
- флотореагент-оксаль ТУ: 2452-029-05766801-94.
- спирт метиловый технический ГОСТ 2222-95;
- спирт этиловый технический ТУ 84-1203-89;
- спирт изопропиловый технический ГОСТ 9805-84;
Для демонстрации технологии изготовления предлагаемого реагента (Девон-2л) приводим примеры №1, №2 и №3 синтезов лабораторного образца в таблице №1.
В трехгорлую колбу объемом 500 мл снабженную мешалкой и термометром загружается:
Реакционная масса перемешивается при температуре Т=120-170°С в течение 6-7 часов и охлаждается до температуры Т=35-45°С. Из полученной в ходе химических превращений смеси амидоаминов, имидазолов, фосфамидов готовится раствор препаративной формы заявляемого реагента, обладающий комплексом свойств для обработки промывочных жидкостей, используемых при бурении скважин, % масс:
| - реакционная масса активной основы | 35 |
| - зимнее дизельное топливо | 48 |
| - смесь изопропилового, этилового спиртов | 7 |
| - флотореагент-оксаль Т-92 | 5 |
| - вода | 5 |
Физико-химические показатели реагента представлены в таблице №2
Сравнительный анализ проводился с другими известными смазочными добавками.
Широко применяется смазочная добавка для буровых растворов марки ФК-2000 плюс состоящую из жирных кислот триглицеридов подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового масла с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас. %, нейтрализующего агента в количестве 3-6 мас. %, полиэтиленгликолевого эфира моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас. % и воды остальное (Патент РФ №2148608, МПК C09K 7/02, дата публикации: 10.05.2000. Бюл. №13).
Смазочная добавка ФК-2000 Плюс выпускается по ТУ 2458-003-49472578-2007 ООО «НПО «Химбурнефть». Недостатком указанной смазочной добавки является склонность к пенообразованию при обработке в различных типах буровых растворов.
Широко применяется реагент комплексного действия ПКД-515. Состав относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является восстановление проницаемости пласта. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас. %: поверхностно-активное вещество комплексного действия - ПКД-515 - смесь неионогеиного ПАВ, углеводородного растворителя и азотсодержащей добавки 1,0-3,0; хлористый калий 1,0-3,0; вода остальное. Реагент образует менее стойкие эмульсии в растворах неорганических электролитов и кислот, то есть с высаливанием на поверхности сосудов в виде маслянистой жидкости и сгустков, а также образованием хлопьев и сгустков белого цвета с желтым оттенком по всему объему (Патент RU №2616461).
Известны буровые растворы, включающие спиртовую композицию азотосодержащее катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ).
Недостатками данного раствора является то, что катионный ПАВ добавляется в техническую воду или водный раствор минеральных солей. А жидкости на водной основе негативно влияют на продуктивные пласты. Ввод же катионного ПАВ - гидрофобизатора марки Дон-А; Дон-Б в жидкость на водной основе не обеспечивает достаточной гидрофобизации терригенного коллектора. Недостатками Дон-А и Дон-Б является низкая коррозионная активность в условиях агрессивной среды.
В качестве среды берется эмульсионный буровой раствор, включающий в свой состав: вода + карбонат кальция + крахмал + ксантана + эмульгатор + нефть.
Методика проведения испытаний смазочных свойств промывочной жидкости включала тестирование различных смазочных добавок на установке модели 212 для определения противозадирных свойств и смазочной способности (тестер FANN) фирмы Fann Instrument Company (производство США) (Матюшин В.П., Фролов A.M., Салихов И.Ф., Конесев Г.В.. Исследование и разработка средств улучшения показателей триботехнических свойств буровых промывочных жидкостей/Нефтегазовое дело. - Уфа, УГНТУ. 2013. Т. 11. №2. С. 40-43). Смазка при экстремальных давлениях в условиях возможности задира происходит на поверхностях металла, трущихся одна о другую при их контакте под очень высоким давлением. Смазка поверхности металла обеспечивается устойчивой к давлению пленкой, которая возникает при химической реакции под действием высокой температуры, создаваемой за счет трения на участке контакта. Методика проведений экспериментов предусматривается при стандартных нагрузках.
Комплексная испытательная установка для определения смазочных свойств (ЕР) и смазывающего действия представляет собой высококачественный прибор, предназначенный для измерения качества смазки буровым раствором, получения данных для оценки требуемого типа и количества повышающих смазывающую способность присадок в конкретной системе жидкостей.
Изучение антикоррозионных свойств реагента проводилось нестационарными методами электрохимического анализа (Дерягин Б.В., Снитковский М.М., Юрьев В.Н. Вольт-амперная характеристика тонких слоев и ее применение к оценке смазочной способности // Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость коллоидов. - М.: Наука. - 1974. - С. 35-38). Суть методики заключается в снятии цикловольтамперометрических кривых (ЦВА) конструкционной стали в среде исследуемой жидкости, залитой в трехэлектродную электрохимическую ячейку, при прямом и обратном ходах изменения потенциала от стационарного (коррозионного) до +200 мВ. Площадь под восходящей (Sв) и нисходящей (Sн) ветвями ЦВА характеризует плотность тока коррозии соответственно при образовании/разрушении защитной пленки на поверхности металла.
В таблице №3 приведены составы и параметры исходного эмульсионного бурового раствора (ЭБР) и этого же раствора с добавками реагента прототипа (№5, №6, №7) и ранее указанной пробы заявленного реагента (№2; №3; №4) на коэффициент трения пары «сталь-сталь» в среде смазочных добавок при удельной нагрузке, Н/см2.
Из приведенных данных по таблице №3 видно, что применение заявленного реагента Девон-2л при добавлении концентрации 1% снижает коэффициент трения пары «сталь-сталь» в среде исходного бурового раствора при следующих заданных удельных нагрузках: 289 Н/см2 на 50%; 357 Н/см2 на 52%; 444 Н/см2 на 36% по сравнению с прототипом.
В таблице №4 приведены исследования коррозионной активности с добавками прототипа на электрохимические методы исследования (ЦВА). В качестве агрессивных сред были взяты 5% NaCl + 0,5% СН3СООН (среда АОИК) в дистиллированной воде и далее с добавлением сероводорода.
Из таблицы №4 видно, что антикоррозийные показатели Девон-2 л составляет 80%; ДОН-А; ДОН-Б; в среднем 50%.
Таким образом, предложенное изобретение может использоваться в бурении скважин для улучшения смазочных и антикоррозионных свойств для промывочных жидкостей.
В настоящее время для регулирования технологических свойств буровых растворов широко применяются полисахаридные реагенты. Полисахаридами принято называть природные полимеры, к которым относятся крахмальные реагенты, ксантановая смола и др. Однако, главным недостатком природных полимеров является то, что они теряют свойства в процессе бурения из-за низкой биологической устойчивости. Поскольку используемая для приготовления бурового раствора пластовая или техническая вода, как правило, содержит большое количество микроорганизмов, провоцирующих микробиологическую деструкцию. И поэтому для поддержания параметров бурового раствора необходимо проводить периодическую обработку бактерицидными реагентами.
Для определения реологических параметров использовался вискозиметр атмосферный, модель OFITE 900, представляющий собой портативный и полностью автоматизированный прибор. Принцип действия вискозиметра основан на измерении угла закручивания торсионной пружины. Угол закручивания обусловлен возникновением крутящего момента на внутреннем цилиндре. Крутящий момент возникает в результате вращения внешнего цилиндра в исследуемой жидкости. Торсионная пружина обеспечивает движение дисковой шкалы (или датчика, закрепленного на диске). Расчет напряжения сдвига и динамической вязкости производится исходя из первичных показаний прибора и приборных констант. Диапазон измерений вязкости зависит от размера применяемого внутреннего цилиндра, жесткости применяемой торсионной пружины, а также скорости вращения. Считывание показаний для вискозиметра модификации 900 производится с ЖК дисплея, либо с монитора ПК соединенного по интерфейсу RS 232.
В таблице №5 приведены данные параметров бурового раствора после ввода бактерицида Девон-2л 
Как видно из результатов измерений (таблица №5) раствор сохраняет свои реологические свойства.
Об уровне гидрофобизирующих свойств фильтратов промывочных жидкостей дают информацию прямые измерения показателей набухания глин на специальных приборах Жигача-Ярова (В.П. Овчинников, Ф.А. Агзамов и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник для студентов вузов: в 5 томах / Тюмень, 2017. Том 2 Управление и контроль).
Степень набухания образцов глинопорошка определялась в пресной воде, а также в эмульсионных буровых растворах, с добавлением следующих реагентов: ИБР + испытуемый реагент Девон - 2 л; ИБР + ДОН-А; ИБР + ДОН-Б; ИБР + ПКД-515. Выполненные эксперименты по набуханию глин Куганакского бентонита марки ПБМА 659 (ТУ 39-0147001-105-93) в воде, а также в различной среде в течение 72 часов приведены на фигуре 1.
Общее время проведения теста по определению набухания глинистой фракции кернов в каждом растворе составило около 72 часов.
В пресной воде наблюдается наиболее высокая скорость набухания глины, которая практически прекращается через 35 часов (2100 мин).
Из графика (фиг. 1) видно, что набухающее действие буровых растворов типа ИБР отличается, как по продолжительности времени набухания, так и по характеру действия. Наилучший результат достигается при добавлении гидрофобизатора Девон-2л.
Ниже приведены результаты изучения влияния указанных реагентов на противоприхватные свойства ЭБР. Достоинством прибора ФСК2М является возможность получения значений как статического, так и динамического коэффициентов трения пары «сталь-корка» (Контроль антифрикционных свойств фильтрационных корок при бурении скважин сложного профиля /Салихов И.Ф. и др.// Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук: матер, международ, науч. техн. конф. Уфа: ИП Верко «Печатный домъ». 2012. Вып. 6. С. 128131.; Патент RU №2539737).
Опыты проводились на образцах фильтрационных корок при 20 минутном неподвижном контакте со стальным грузом. О характере влияния различных реагентов на статический и динамический коэффициент трения при 20 минутах неподвижного контакта пары «сталь-фильтрационная корка» можно судить по результатам опытов, представленных в таблице №6.
Из таблицы №6 видно, что модифицирующие добавки снижают как статический, так и динамический коэффициент трения пары «металл-корка». Это важно для буровой технологии, особенно при увеличении длительности контакта бурильной колонны со стенками скважины. Характер изменения коэффициента трения пары «сталь-фильтрационная корка» во времени в различных средах при 20-ти минутном неподвижном контакте пары «металл-фильтрационная корка», представленный на фигуре 2. Из графика видно, что в этих условиях модифицированный ПАВ (Девон-2л) значительно превосходит существующие реагенты (Бейкер Хьюз и ФК-2000+).
Таким образом, предложенное изобретение может использоваться в бурении скважин для улучшения показателей гидрофобизирующих, антифрикционных, противоприхватных свойств промывочных жидкостей на водной основе, а также качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов.
Реагент для обработки промывочных жидкостей, используемых при бурении скважин, включающий растворитель и активную основу, являющуюся продуктом взаимодействия борной кислоты и смеси жирных кислот, отличающийся тем, что соотношение активной основы 20-40 мас.% и проявляющего синергетический эффект комплексного растворителя 60-80 мас.%, причем активная основа является продуктом взаимодействия следующих ингредиентов, мас.%:
| окисленные триглицериды жирных кислот, | |
| жирные кислоты или их смеси | 35-50 |
| глицерофосфатиды растительных масел | 8-15 |
| кислота борная | 4-7 |
| аминоспирты или их смеси | 30-50 |
а комплексный растворитель представляет смесь, мас.% от массы реагента для обработки:
| керосино-дизельная фракция | 50-70 |
| флотореагент-оксаль Т-92 | 2-5 |
| спирты С1-С3 или их смеси | 5-10 |
| вода | 3-6 |
