Ингибирующий биополимерный раствор
Владельцы патента RU 2756264:
Гаймалетдинова Гульназ Леоновна (RU)
Занчаров Александр Вячеславович (RU)
Меньшиков Даниил Александрович (RU)
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ингибированным буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при строительстве скважин в осложненных горногеологических условиях, наклонно-направленных и горизонтальных стволов, сложенных не устойчивыми горными породами, склонными к осыпям, обвалам и набуханию, а также для первичного вскрытия продуктивных пластов. Технический результат – повышение эффективности бурового раствора за счет сохранения фильтрационно-емкостных характеристик, улучшение реологических показателей и смазывающих характеристик, улучшение ингибирующих и антикоррозионных свойств. Ингибирующий биополимерный раствор содержит, мас.%: хлорид кальция CaCl2 1-3; хлорид калия KCl 3-5; гидроксид калия KOH 0,005-0,01; биополимер ксантового типа «Гаммаксан» 0,20-0,30; крахмальный реагент «Амилор» 2,0-2,5; мел 2,0-8; реагент комплексного действия «Девон-2л» 1-3; пеногаситель 0,5-0,8; углеводородную основу – нефть Сугмутского месторождения 8-15; воду – остальное. 2 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ингибированным буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при строительстве скважин в осложненных горногеологических условиях, наклонно-направленных и горизонтальных стволов, сложенных не устойчивыми горными породами, склонными к осыпям, обвалам и набуханию, а также для первичного вскрытия продуктивных пластов.
Одним из условий бурения горизонтальных скважин является использование буровых растворов с оптимальными реологическими свойствами, достаточными для обеспечения качественной очистки ствола скважины от выбуренной породы, транспортирования ее на поверхность. При этом снижается гидравлическое сопротивление внутри бурильных труб и кольцевом пространстве. Буровой раствор обладает высокими триботехническими, антибактерицидными и антикоррозионными свойствами.
Для предотвращения возникновения проблем с неустойчивостью при проводке направленных и горизонтальных стволов скважин в осложненных условиях, и качественного вскрытия продуктивных пластов используются буровые растворы на углеводородной основе. Поскольку дисперсионная среда бурового раствора (углеводородная фаза) инертна к терригенным горным породам, то основным преимуществом данной промывочной жидкости является ингибирующая способность по отношению к глинистым породам. Данные растворы также, характеризуются высокой смазочной способностью.
Известны патенты:
- RU 2561634 C09K 8/10, опубл. 27.08.2015 г., биополимерный буровой раствор, который содержит полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу со степенью замещения 300-1300 в виде двух типов карбоксиметилцеллюлоз с различной степенью замещения в соотношении 1:1; биополимер ксантанового типа; смазочную добавку - реагент гликойл; разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий; бактерицид; гидроксид натрия; воду - остальное.
Известный буровой раствор является многокомпонентным, что затрудняет приготовление, регулирование свойств раствора в процессе бурения, увеличивает его стоимость. Также имеет высокие фильтрационные показатели.
- RU 2179568 С1 опубл. 20.02.2002 г. Данный безглинистый буровой раствор предназначен для вскрытия продуктивных горизонтов, содержащий, мас. %: крахмал - 1,0-1,5, биополимер - 0,2-0,3, карбонатный утяжелитель -5-10, полигликоль 3-5, гидрофобизирующее поверхностно-активное вещество ПКД-515 - 1,5-2,0, смазочную добавку ДСБ-4ТТ. Известный раствор обладает высокими ингибирующими свойствами и низким показателем фильтрации.
Недостатком данного раствора является использование для обеспечения ингибирующих, смазывающих, фильтрационных и противоприхватных свойств и сохранения фильтрации компонентов, которые являются высокотоксичными веществами, таких как ПКД-515 - сочетание неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, а также реагент ДСБ-4ТТ (продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом-оксалем).
Наиболее близким аналогом к изобретению по своей технологической сущности является полисолевой биополимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов (прототип - RU 2648379 С09К 8/12, опубл. от 26.03.2018), который содержит, мас. %: каустическую или кальцинированную соду 0,05-0,10; хлорид натрия 22,5-24,0; хлорид калия 2,0-3,0; бишофит 5,0-6,0; акриловый полимер 0,05-0,15; карбоксиметилцеллюлозу 0,25-0,40; биополимерный реагент ксантанового типа 0,3-0,4; карбонатный кольматант 3,0-6,0; смазочную добавку, представляющую собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ, 0,3-1,5; пеногаситель 0,03-0,05; воду остальное.
К недостаткам прототипа относятся неудовлетворительные структурно-реологические, высокие фильтрационные показатели, растворы имеют низкие триботехнические свойства.
Задачей изобретения является разработка ингибирующего эмульсионного бурового раствора на основе прямой эмульсии, обладающего высокой ингибирующей способностью, низкой коррозионной активностью, улучшенными параметрами триботехнических свойств, что гарантирует промывочной жидкости низкую прихватоопасность.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности бурового раствора за счет сохранения фильтрационно-емкостных характеристик, улучшение реологических показателей и смазывающих характеристик, улучшение ингибирующих и антикоррозионных свойств.
Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в ингибирующий буровой раствор, включающий воду, хлорид калия KCl, структурообразователь - биополимер ксантанового типа, карбонатный утяжелитель, пеногаситель, согласно предлагаемому изобретению раствор содержит биополимер ксантового типа «Гаммаксан», в качестве карбонатного утяжелителя содержит мел и дополнительно содержит крахмальный реагент «Амилор», хлорид кальция CaCl2, гидроксид калия KOH, реагент комплексного действия «Девон-2л» и углеводородную основу - нефть Сугмутского месторождения, мас.%:
| CaCl2 | 1-3 |
| KCl | 3-5 |
| KOH | 0,005 -0,01 |
| Биополимер ксантанового типа «Гаммаксан» | 0,20-0,30 |
| Крахмальный реагент «Амилор» | 2,0-2,5 |
| Мел | 2,0-8 |
| Реагент комплексного действия «Девон-2л» | 1-3 |
| Пеногаситель | 0,5-0,8 |
| Углеводородная основа нефть Сугмутского месторождения | 8-15 |
| Вода | Остальное |
Повышение реологических характеристик и утяжеление ИБР достигается как увеличением доли минерализованной дисперсной фазы, так и введением в раствор таких твердых дисперсных наполнителей, как мел, барит, мраморная крошка и др. В заявленном буровом растворе в качестве наполнителя используют мел.
Эффективность используемого реагента комплексного действия в полученном буровом растворе оценивалась в лабораторных условиях на стандартных приборах. Смазочные свойства бурового раствора оценивались по значениям коэффициента сдвига фильтрационной корки (КСК) на приборе КТК-2.
Эксперименты по оценке набухания глинистых образцов (AV) при стандартных нагрузках проводились на приборе Жгача-Ярова в соответствии с методикой: (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).
Для определения реологических параметров использовался вискозиметр, модели 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 табл. 1-2 приведено влияние используемого реагента комплексного действия в предлагаемом буровом растворе на реологические и смазочные свойства ингибирующего бурового раствора. Поскольку в раствор добавляется реагент комплексного действия (Девон-2л), то на фигуре 1 представлены ингибирующие свойства бурового раствора в сравнении с другими ингибиторами, на фигуре 2 представлены изменения коэффициента трения сдвига пары «сталь-фильтрационная корка»
Приготовление предлагаемого бурового раствора осуществляется в следующей последовательности: в минерализованную воду вводится гидроксид калия, для создания щелочной среды, затем вводится биополимер, крахмальный реагент, далее мел, реагент комплексного действия, пеногаситель и нефть.
В водопроводной воде растворяют по 5% хлорида калия, 3% кальция хлористого, 0,005% гидроксида калия, далее в раствор вводят 0,25% биополимера ксантанового типа «Гаммаксан» (ТУ 2458-010-82330939-2009), 2,5% крахмального реагента «Амилор» (ТУ 2458-002-82330939-2009), 7% мела. После тщательного перемешивания в раствор вводят 2% реагент комплексного действия Девон-2л (заявка № 2019131125/03 (061152) на патент, положительное решение от 20.05.2020 г, патент № 2732147, опубл. 11.09.2020), 0,8% пеногаситель Defoamer марки AL-1000 (ТУ 2458-021-93059925-2012), 10% нефть.
В табл. 1 приведено влияние предлагаемой смазочной добавки на технологические свойства ингибирующего бурового раствора в сравнении с прототипом.
Примечание: значение ДНС и СНС(10 Сек/10 мин) прототипа переведены в фунт/100 фут2.
Степень набухания образцов глинопорошка определялась в пресной воде, а также в эмульсионных буровых растворах, с добавлением следующих реагентов: ИБР + испытуемый реагент Девон - 2л; ИБР + ДОН-Б; ИБР + ПКД-515. Выполненные эксперименты по набуханию глин Куганакского бентонита, марки ПБМА 840 (ТУ 39-0147001-105-93) в воде, а также в различной среде в течение 72 часов приведены на фигуре 1, показывающей ингибирующие свойства биополимерного раствора, где позициями указаны: 1 - Девон-2 л, 2 - ПКД-515, 3 - ДОН-Б, 4 - вода.
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 ИБР. 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 № 2.
Таблица 2
| Раствор | Коэффициент трения µ | |
| статический | динамический | |
| 1. ИБР+Девон-2л | 0,148673 | 0,085762 |
| 2. ИБР+ДСБ КТМ | 0,158843 | 0,10207 |
| 3. ИБР+ФК-2000+ | 0,198304 | 0,121408 |
| 4. ИБР+Бейкер Хьюз | 0,203859 | 0,11976 |
| Прототип | 0,16 | - |
Из таблицы № 2 видно, что модифицирующие добавки снижают, как статический, так и динамический коэффициенты трения пары «металл-корка». Это важно для буровой технологии, особенно при увеличении длительности контакта бурильной колонны со стенками скважины. Характер изменения коэффициента трения сдвига пары «сталь-фильтрационная корка» после 20 минутного неподвижного контакта цилиндра с фильтрационной коркой различных сред, представлен на фигуре 2. Изменения коэффициента трения сдвига пары «сталь-фильтрационная корка», где позициями указаны 1 - БР + Девон-2л, 2 - БР + ФК 2000+, 3 - БР+ДСБ-КТМ, 4 - БР + Бейкер Хьюз.
Из графика видно, что модифицированный ПАВ (Девон-2л) формирует фильтрационную корку со значительно низким коэффициентом сдвига и превосходит существующие реагенты (Бейкер Хьюз, ДСБ КТМ, ФК-2000+) и прототип.
Положительным эффектом при применении предлагаемого раствора является отсутствие вредного воздействия на окружающую среду, т.к. в качестве углеводородной жидкости раствор на углеводородной основе включает нефть. Кроме того, небольшое количество компонентов облегчает управление технологическими свойствами бурового раствора в процессе строительства скважины и снижение общей стоимости раствора.
Таким образом, предложенное изобретение может использоваться при бурении скважин для улучшения показателей смазывающих, структурно-реологических, фильтрационных и гидрофобизирующих свойств ингибированного бурового раствора.
Ингибирующий биополимерный раствор, включающий воду, хлорид калия KCl, структурообразователь - биополимер ксантанового типа, карбонатный утяжелитель, пеногаситель, отличающийся тем, что раствор содержит биополимер ксантового типа «Гаммаксан», в качестве карбонатного утяжелителя содержит мел и дополнительно содержит крахмальный реагент «Амилор», хлорид кальция CaCl2, гидроксид калия KOH, реагент комплексного действия «Девон-2л» и углеводородную основу - нефть Сугмутского месторождения, мас.%:
| CaCl2 | 1-3 |
| KCl | 3-5 |
| KOH | 0,005-0,01 |
| Биополимер ксантанового типа «Гаммаксан» | 0,20-0,30 |
| Крахмальный реагент «Амилор» | 2,0-2,5 |
| Мел | 2,0-8 |
| Реагент комплексного действия «Девон-2л» | 1-3 |
| Пеногаситель | 0,5-0,8 |
| Нефть Сугмутского месторождения | 8-15 |
| Вода | остальное |
