Инвертно-эмульсионный буровой раствор
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам. Технический результат - регулирование структурно-реологических и фильтрационных свойств бурового раствора, образование устойчивой эмульсии, инертной к разбуриваемой горной породе, профилактика осложнений в процессе бурения. Инвертно-эмульсионный буровой раствор для профилактики осложнений в процессе бурения скважин на месторождениях, характеризующихся наличием солевых отложений и пластов с аномально низким пластовым давлением, содержит, мас.%: дисперсионную среду - индустриальное масло И-20А 49,0-58,0 и альфа-олефины С12-С14 19,0-20,5; органобентонит марки «BENTOLUX ОВМ» 2,5-3,0; синтетический полимерный латекс 1,5-2,0; эмульгатор МР-150 2,5-3,0; гидрофобизатор АБР-40 0,7-1,0; дисперсную фазу - 30%-й водный раствор CaCl2 12,5-24,8; мраморный порошок до требуемой плотности сверх 100 %. 1 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к буровым растворам, применяемым для профилактики осложнений в процессе бурения скважин на месторождениях, характеризующихся наличием солевых отложений и пластов с аномально низким пластовым давлением.
Для бурения в интервалах, характеризующихся солевыми отложениями и пластов с аномально низким пластовым давлением необходимо использование буровых растворов с регулируемой плотностью, инертных к солям, обладающих повышенными блокирующими характеристиками и оптимальными структурно-реологическими свойствами.
Опыт бурения разведочных скважин на Ковыткинском месторождении говорит о наличии зон с несовместимыми условиями бурения. Так в процессе бурения интервалов, характеризующихся мощным солевым комплексом, для предотвращения размыва солей, необходимо использование соленасыщенных буровых растворов. А для бурения интервала подсолевого комплекса и первичного вскрытия продуктивного пласта, характеризующихся высокой проницаемостью и низким пластовым давлением необходимо использование растворов низкой плотности. Замена используемого бурового раствора на более легкий, в открытом стволе, влечет за собой как риск возникновения аварий и осложнений, так и дополнительные временные и финансовые затраты. Несомненно, что в данной ситуации применение раствора на углеводородной основе является наиболее оптимальным решением.
Наиболее близким к предлагаемому составу является эмульсионный раствор на углеводородной основе, содержащий, мас. %: дизельное топливо - 14,98-84,55, органофильный бентонит - 0,39-4,26, «Эмульгатор МР» - 0,83-2,38, «Гидрофобизатор АБР» - 0,015-0,73, водная фаза, минерализованная хлоридом калия, или натрия, или кальция - 1,5-36,73, 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А - 0,33-3,81, окись кальция - 0,39-2,38, барит или мел - остальное [RU 2424269 С1, МПК С09К 8/02 (2006.01), С09К 8/467, опубл. 20.07.2011]. Известный раствор обеспечивает сохранение фильтрационных характеристик пород при вскрытии продуктивных пластов с АВПД.
Недостатком данного раствора является использование в качестве дисперсионной среды пожаро-взрывоопасного дизельного топлива, оказывающего негативное влияние на окружающую среду.
Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка инвертно-эмульсионного бурового раствора на углеводородно-синтетической основе, с ограниченным содержанием твердой фазы и оптимизированными технологическими свойствами, применяемым при бурении в условиях солевых отложений и пластов, характеризующихся АНПД.
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная проблема решается за счет достижения технического результата, который заключается в оптимизации технологических свойств бурового раствора с применением добавок с целью обеспечения безаварийного бурения скважин в рассматриваемых условиях.
Указанный технический результат достигается тем, что инвертно-эмульсионный буровой раствор содержит в качестве дисперсионной среды смесь индустриального масла и альфа-олефинов, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и добавки органобентонит, синтетический полимерный латекс, эмульгатор, гидрофобизатор, при следующем соотношении компонентов, мас. %: индустриальное масло И-20А - 49,0-58,0, альфа-олефины фракции С12-С14 - 19,0-20,5, 30%-ный водный раствор хлорида кальция - 12,5-24,8, органобентонит «BENTOLUX ОВМ» - 2,5-3,0, синтетический полимерный латекс - 1,5-2,0, эмульгатор MP-150 - 2,5-3,0, гидрофобизатор АБР - 0,7-1,0, мраморную крошку до необходимой плотности сверх 100%.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в заявляемом инвертно-эмульсионном буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить буровой раствор инертный к разбуриваемой горной породе с регулируемой плотностью.
Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты.
В качестве дисперсионной среды используется углеводородно-синтетическая основа, представляющая собой смесь индустриального масла И-20А и альфа-олефинов фракции С12-С14.
И-20А - индустриальное масло подгруппы А по ГОСТ 20799-88, производимое на основе очищенных дистиллятных и остаточных (нефтяных) масел без присадок, характеризующееся устойчивыми вязкостными свойствами в условиях отрицательных температур (до минус 15°С), применяется в машинах и механизмах промышленного оборудования.
Альфа-олефины фракции С12-С14 по ТУ 2411-058-05766801-96, являются продуктом термокаталитической олигомеризации этилена. Представляют собой прозрачную бесцветную жидкость. В заявляемом составе для регулирования вязкостных характеристик эмульсии используется эмульгатор (улучшает стабильность системы).
В качестве дисперсной фазы применяется 30%-ный водный раствор хлорида кальция. Хлорид кальция выпускается по ГОСТ 450-77 в виде чешуек или гранул, размер которых не превышает 10 мм с массовой долей хлористого кальция не менее 80%.
Органобентонит марки BENTOLUX ОВМ по ТУ 2458-092-81065795-2016, представляющий собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с аммониевой солью, используется в заявляемом растворе в качестве понизителя фильтрации и для формирования на стенках скважины тонкой эластичной фильтрационной корки.
Синтетический (полимерный) латекс по ГОСТ 11808-88, получаемый совместной полимеризацией бутадиена со стиролом в соотношении 70:30 в водной эмульсии с применением в качестве эмульгатора смеси сульфанола (алкилсульфаната) и натриевого мыла синтетических жирных кислот. Массовая доля сухого вещества не менее 40%, температура желатинизации не более 8°С. В инвертно-эмульсионном растворе используется для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств.
Эмульгатор МР-150 по ТУ 2458-097-17197708-2005 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров жирных кислот и триэтаноламина, используется для образования стабильной эмульсии.
Регулирование плотности заявляемого бурового раствора производят мраморной крошкой (мраморным порошком) по ТУ 5716-003-52817785-03. Мраморная крошка представляет собой порошкообразный продукт, имеющий в своем составе карбонат кальция (СаСО3). Мраморная крошка отличается высокой кислоторастворимостью и низкой абразивностью.
Гидрофобизатор АБР-40 по ТУ 2483-081-17197708-2003, представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот и аминов, используется для гидрофобизации утяжелителя в заявляемом растворе. Гидрофобизатор АБР-40, адсорбируясь на поверхности частиц утяжелителя и выбуренной породы, гидрофобизирует их, уменьшая тем самым отрицательное влияние на реологические свойства заявляемого бурового раствора.
Инвертно-эмульсионный буровой раствор в лабораторных условиях готовили следующим образом.
Дисперсионную среду готовили путем смешивания индустриального масла и структурообразующей добавки альфа-олефинов на лабораторной мешалке, обеспечивающей скорость вращения швеллера (11000±300). При перемешивании дисперсионной среды на лабораторной мешалке вводили органобентонит и перемешивали в течение 20 минут. В полученную суспензию, также при постоянном перемешивании вводили последовательно синтетический (полимерный) латекс, эмульгатор MP-150. Далее, не прекращая перемешивания, с помощью делительной воронки, вводили водный раствор хлорида кальция. Мраморную крошку в раствор добавляли поэтапно при постоянном перемешивании на лабораторной мешалке. Для гирофобизации твердой фазы добавляли АБР-40, при этом перемешивали раствор на мешалке, обеспечивающей скорость вращения лопасти (11000±300) об/мин в течение 30 мин.
Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата аналогичным образом готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием материалов и реагентов.
В лабораторных условиях измеряли технологические параметры заявляемого бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°С. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Электростабильность заявляемого раствора определяли на анализаторе стабильности эмульсий. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 12-ти скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами.
В таблице 1 представлены компонентный состав и технологические свойства заявляемого бурового раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (поз. 1-5).
Как видно из таблицы 1 (поз. 1-3) заявляемый инвертно-эмульсионный буровой раствор за счет совместного использования компонентов, в том числе современных, многофункциональных реагентов, и их заявляемого соотношения обладает необходимыми технологическими свойствами для предупреждения осложнений при строительстве скважин на месторождении, характеризующимся солевыми отложениями и пластами с аномально низким пластовым давлением.
Проведены исследования заявляемого бурового раствора с целью изучения его влияния на способность предотвратить растворение комплекса солевых отложений. Исследования проведены в сравнении с дистиллированной водой и минерализованным (содержание хлорида натрия 300 г/л) полимер глинистым буровым раствором плотностью 1240 кг/м3, применяющимся для бурения в интервалах залегания солевых отложений при строительстве скважин на Ковыктинском месторождении. В качестве образцов для исследований выбраны образцы керна, отобранного из различных интервалов залегания солевых отложений на Ковыктинском месторождении (1695 м (ангарская свита), 2280 м, 2873 м (усольская свита), визуально состоящие из сплошного массива солевых отложений и не имеющие примесей из различных интервалов их залегания. Исследования проведены в термодинамических условиях с использованием вальцевой печи. Образцы готовили механическим способом, керновый материал распиливали, затем распиленные куски шлифовали. Подготовленные образцы промывали в бензине (ТУ 38.401-67-108-95), продували сжатым воздухом, маркировали, подвергали сушке при температуре 105°С в течение 1 ч в сушильном шкафу, остужали в эксикаторе. Затем образцы взвешивались на лабораторных весах с погрешностью ±0,0003 г. В исследованиях использовали образцы примерно одинаковой массы.
Исследования проводили в ячейках, используемых в вальцовых печах, для этой цели крышки ячеек были дополнительно оснащены перфорированными пластинами-держателями из нержавеющей стали. Исследования проводились в динамических условиях при температуре (50±1)°С в течение 72 ч (3 сут).
Влияние буровых растворов на солевые отложения оценивались по потере массы образца керна. Потеря массы образцов Δm, %, рассчитывали по формуле
где m1 - масса образца керна до контакта с буровым раствором, г;
m2 - масса образца керна после контакта с буровым раствором, г.
На фиг. 1 приведены обобщенные результаты исследований. Анализ результатов показал, что применение заявляемого инвертно-эмульсионного бурового раствора более чем на 75% снижает риск размыва солевых отложений в сравнении с традиционно применяемым в этих условиях минерализованным буровым раствором.
Инвертно-эмульсионный буровой раствор для профилактики осложнений в процессе бурения скважин на месторождениях, характеризующихся наличием солевых отложений и пластов с аномально низким пластовым давлением, характеризующийся тем, что содержит в качестве дисперсионной среды смесь индустриального масла И-20А и альфа-олефинов фракции С12-С14, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду – 30%-ный водный раствор CaCl2 и добавки органобентонит, синтетический полимерный латекс, эмульгатор MP-150, гидрофобизатор АБР-40, мраморную крошку при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| индустриальное масло И-20А | 49,0-58,0 |
| альфа-олефинов фракции С12-С14 | 19,0-20,5 |
| органобентонит «BENTOLUX OBM» | 2,5-3,0 |
| синтетический полимерный латекс | 1,5-2,0 |
| эмульгатор MP-150 | 2,5-3,0 |
| 30 %-ный водный раствор CaCl2 | 12,5-24,8 |
| гидрофобизатор АБР-40 | 0,7-1,0 |
| мраморную крошку сверх 100% | |
| не утяжеленного бурового раствора |
