Эмульсионно-ингибированный реверсивно-инвертный буровой раствор

Изобретение относится к области бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, в частности представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменениями целостности ствола скважины, особенно в горизонтальной ее части. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, фильтрационных, инвертных, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для сооружения скважин в сложных геологических условиях. Эмульсионно-ингибированный реверсивно-инвертируемый буровой раствор для бурения скважин содержит, мас.%: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; феррохромлигносульфонат 1-5; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; алюминат калия 1-5; поверхностно-активное вещество ПАВ - ОП-10 1-2; ПАВ - неонол АФ-9-12 1-2; эмульгатор MP 1-5; сложный эфир кислот таллового масла и триэталоноламина - эмульгатор эмультал 1-5; полимерный реагент для снижения водоотдачи буровых растворов - реагент К-4 1-10; чешуйчатый графит 0,5-5; продукт переработки подсолнечных семян - отходы производства растительного масла 1-10; воду остальное.

 

Изобретение относится к области бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин, в частности представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в горизонтальной ее части, где вероятность дифференциальных прихватов достаточно высокая.

Известен буровой раствор, «Высокоингибированный буровой раствор», взятый за аналог, патент RU №2303047, C1 опубл. 20.07.2007, МПК C09K 8/20, состоящий из бентонитовой глины, полианионной целлюлозы, хлористого калия, феррохромлигносульфоната, барита, метилсиликоната калия, ацетата калия, кальцинированной соды, бишофита, фосфатидного концентрата, нитрилотрйметилфосфоновой кислоты, графита, пеногасителя, взятый как аналог.

Недостатком этого раствора является то, что он, работая в качестве ингибирующего, не решает до конца проблему удержания в устойчивом состоянии вязких, пучащих, разупрочняющих глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, способствует возникновению дифференциальных прихватов.

Раствор не решает проблему установления осмотического равновесия, либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Известен буровой раствор, взятый за прототип «Высокоингибированный инвертный буровой раствор», патент RU №2710654 С1, опубл. 30.12.2019 бюл. №1, МПК C09K 8/36, состоящий из: мраморную крошку; полианионную целлюлозу; хлористый калий; метилсиликонат калия; ацетат калия; феррохромлигносульфонат; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11; барит; пеногаситель; алюминат калия; поверхностно-активное вещество ПАВ-ОП-10; эмульгатор MP; полимерный реагентК-4; чешуйчатый графит; жидкая фаза - остальное, причем жидкая фаза включает воду и отходы растительного масла в соотношении мас. %: 55/45-82/20.

Недостатком этого раствора является то, что он неплохо решает проблему удержания в устойчивом состоянии вязких, пучащих, разупрочняюшихся глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, но на все 100% решать эту задачу не может. Что касается дифференциальных прихватов, то этот раствор решает задачу ухода от них, но, когда действительно геологические условия встречаются в разрезе сложные происходит необратимый процесс - прихват. Таким образом, раствор не решает проблему установления осмотического равновесия, либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.

Задачей изобретения является разработка многофункционального бурового раствора, обладающего высочайшими ингибирующими, фильтрационными, коркообразующими, смазывающими, антиприхватными свойствами и обеспечивающего установление осмотического равновесия, либо создание условий, когда осмос направлен из пласта в скважину. При этом водоотдача должна быть близка к 0 см³ за 30 минут, а коэффициент трения не более 0,1.

Решает эту задачу эмульсионно-ингибированный, реверсивно-инвертный буровой раствор для бурения скважин, включающий химические реагенты: мраморную крошку; полианионную целлюлозу; хлористый калий; метилсиликонат калия; ацетат калия; феррохромлигносульфонат; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11; барит; пеногаситель; алюминат калия; поверхностно-активное вещество ПАВ-ОП-10; эмульгатор MP; полимерный реагент К-4; чешуйчатый графит; воду, отличается тем, что дополнительно содержит отходы производства растительного масла, эмультал и неонол АФ-9-12 при следующем соотношении компонентов, масс. %: мраморная крошка 5-10; полианионная целлюлоза 5-10; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; феррохромлигносульфонат 1-5; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель Пента 465 - 0,5-1; алюминат калия 1-5; поверхностно-активное вещество ПАВ-ОП-10 1-2; эмульгатор MP 1-5; реагент К-4 1-10; чешуйчатый графит 0,5-5; ПАВ-неонол АФ-9-12 1-2, эмультал - 1-5, отходы растительного масла - 1-10, вода - остальное.

Технический результат - улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на углеводородной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта, путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как результат, отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно - направленных и вертикальных скважин.

Предложен многофункциональный эмульсионно-ингибированный реверсивно-инвертный буровой раствор для бурения скважин в сложных горногеологических условиях (породы пучат, набухают, осыпаются, происходят дифференциальные прихваты). Площади с таким геологическим разрезом встречаются как на юге, так и на севере России. В полевых условиях, когда замена раствора сопряжена с затратой определенного времени, что приводит к осложнениям, применение предлагаемого раствора является острой необходимостью и именно такой состав раствора позволит успешно, без геологических осложнений и дифференциальных прихватов, сооружать скважины на нефть и газ.

Новизна предлагаемого состава бурового раствора заключается в том, что именно в таком процентном соотношении и по наименованию химреагентов предлагаемый раствор будет решать задачу проводки нефтяных и газовых скважин, то есть выполнять свою многофункциональность - укреплять стенки скважин, давать высокие показатели на фильтрации и смазывающей способности, препятствовать возникновению дифференциальных прихватов.

Наличие именно такого типа двух эмульгаторов (MP и эмультал) делает раствор инвертным с высокой степенью эмульсионности, при наличии двух химреагентов поверхностно-активного типа (ОП-10, неонол АФ 9-12), что способствует значительному уменьшению дифференциальных прихватов.

Без решения этих проблем закончить строительство нефтегазовых скважин без аварий и осложнений практически невозможно.

Улучшение ингибирующего качества раствора, возможно за счет повышения его крепящего действия. В механизме синергетического эффекта подтверждена составляющая доля действия каждого реагента:

1. Хлористый калий (KCl) - основной поставщик катиона К⁺, играет определяющую роль в ингибирующем действии раствора. В силу размеров ионного радиуса катионы калия могут входить в межпакетные пустоты кристаллической поверхности глинистых минер алов, прочно сращивая их пакеты и способствуя межслойной дегидратации глин.

2. Ацетат калия (CH₃COOK) - дополняет крепящее действие хлорида калия влиянием на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость, способствуя уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

3. Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11) - за счет гидрофобизирующего действия на горные породы снижает увлажняющую способность раствора и предотвращает быстрое развитие гидратации водочувствительных глин.

4. Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) - способствует проявлению синергетического эффекта благодаря размеру и строению макромолекул реагента, адсорбирующихся на глинистых частицах.

5. Метилсиликонат калия (CH₃SiO₂K) - за счет присутствия ионов К+ дополняет крепящее действие раствора, влияет на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость, способствует уменьшению содержания жидкости набухания в гидр атированной глине и стабилизации ствола скважины.

6. Алюминат калия (K₂Al₂O₄⋅3Н₂О) дополняет крепящее действие калия в растворе, уменьшает величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость.

7. Полианионная целлюлоза ПАЦ 85/700 используют для снижения водоотдачи буровых растворов, в том числе ингибированных.

8. К-4 - полимерный химреагент, используется для снижения водоотдачи буровых растворов, в том числе ингибированных.

9. Чешуйчатый графит - представляет собой черный порошок, жирный(скользящий) на ощупь, хорошо растворяется в воде, улучшает смазывающую способность бурового раствора, способствует уменьшению дифференциальных прихватов.

10. Барит - белый порошок с плотностью 4,6 г/см³, используется для повышения плотности бурового раствора.

11. Пеногаситель Пента 465 - используется для уменьшения вспенивания бурового раствора при использовании различных химреагентов.

12. Эмульгатор MP - представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров жирных кислот и триэтаноламина.

13. Эмультал (сложный эфир кислот таллового масла и триэтаноламина) - эмульгатор для получения инвертной эмульсии, снижает межфазное натяжение на границе раздела, использован как структурирующая добавка и регулятор реологических свойств бурового раствора.

14. ПАВ-ОП-10(О(СН₂-СН₂-О)_nCH₂-СН₂-ОН; n=10-12)-структурообразователь эмульсии, соединение способное интенсифицировать коагуляционное структурообразование при введение в стабильную обратную эмульсию.

15. Неонол АФ-9-12 (C₉H₁₉C₆H₄O(C₂H₄O)_nH; n=12) - относится к высокоэффективными неионогенными поверхностно-активными веществам, благоприятствует повышению биоразлагаемости, при смешивании с холодной водой образуют труднорастворимые гели.

16. Отходы растительного масла - представляют собой продукт переработки подсолнечных семян.

Улучшение эмульсионно-инвертного свойства раствора, достигается возможно за счет оптимального сочетания двух эмульгаторов - MP и эмультал и двух поверхностно-активных веществ ПАВ-ОП-10 и неонол АФ 9-12.

В механизме синергетического эффекта подтверждена составляющая доля действия каждого реагента.

Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: ацетат калия, алюминат калия, ГКЖ-11, метилсиликонат калия, ФХЛС, хлористый калий.

Сочетание именно этих основных реагентов-ингибиторов представляет найденную синергетически наиболее выгодную их комбинацию для бурения скважин в осложненных условиях, что делает этот раствор высокоингибированным.

Поверхностно-активные вещества ОП-10 и неонол АФ 9-12 представляют собой синтетическое ПАВ в виде порошка, хорошо растворяются в воде, образуя эмульсию, что придает раствору эмульсионные свойства.

Высокие смазывающие свойства раствору придает дополнительно чешуйчатый графит, представляющий собой черный порошок, жирный (скользкий) на ощупь, который хорошо растворяется в смеси двух эмульгаторов. Именно такая комбинация - смазывающего материала (чешуйчатый графит) и двух эмульгаторов (MP и эмультал) позволили получить смазывающую добавку для бурового раствора очень высокого качества. Полианионная целлюлоза ПАЦ 85/700 и полимерный реагент К-4 являются сильнейшими понизителями фильтрации, способными снизить водоотдачу практически до 0 см³/30 минут, именно работая в одной связке. Мраморная крошка, в этом случае, является лучшим структурообразователем по сравнению с бентонитовой глиной. Барит применяется как утяжелитель(BaSO₄).

Присутствие двух эмульгаторов (MP и эмультал), двух поверхностно-активных веществ (ОП-10 и неонол АФ 9-12), а также чешуйчатого графита и отходов растительного масла придает буровому раствору тип эмульсионного, то есть частицы воды растворены в эмульсии. Такой тип раствора называется инвертным, относится к эмульсиям второго рода и является обратимым, то есть реверсивно-инвертным.

Экспериментально, в лабораторных условиях, был отмечен синергетический эффект взаимодействия используемых ингибирующих реагентов, эмульгаторов и ПАВ. Установлено, что именно такое сочетание химреагентов делает буровой раствор эмульсионно-ингибированным реверсивно-инвертируемым с высочайшими ингибирующими, смазывающими и гидрофобизирующими свойствами.

Промысловый опыт внедрения предлагаемого раствора показал, что реологические показатели раствора способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

Предложен комплексный по своим свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий очень высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами, с изотоническим коэффициентом равным 5,7.

Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях на имеющемся оборудовании. В глиномешалке сначала готовят раствор из мраморной крошки и воды, который затем обрабатывается полианионной целлюлозой и полимерным реагентом К-4. Все остальные химреагенты вводятся постепенно в глиномешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: мраморная крошка, хлористый калий, ацетат калия, ФХЛС, ГКЖ-11, алюминат калия, метилсиликонат калия, пеногаситнль, ПАВ-ОП-10, эмульгатор MP, чешуйчатый графит, барит, ПАВ - неонол 9-12, эмульгатор - эмультал, отходы производства растительного масла. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо очищать, используя 4-ступенчатую очистку. Для приготовления раствора применяется диспергатор высокого давления.

Несмотря на то, что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче управлять ими и поддерживать их в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины.

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами и успешно сооружать не только вертикальные скважины, а также наклонно-направленные и горизонтальные.

Предлагаемый раствор обладает практически нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства и является оптимальным для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами-ингибиторами и реагентами эмульгаторами в совокупности с ПАВ.

При бурении разведочной скважины в Ростовской области доказано улучшение крепящих свойств раствора за счет синергетического эффекта от действия предлагаемых компонентов.

Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:

1) применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 м с горизонтальным окончанием, на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами

2) экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов раствора - комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;

3) предлагаемый состав нового раствора обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений,

4) предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшает кавернозность,

5) показано, что предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок, при этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность эмульсии. Это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

В заявленном растворе при оптимальном соотношении компонентов происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего, фильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов, при этом раствор сохраняет свои свойства при температуре до 130°С. Предложен комплексный по свойствам эмульсионно-ингибированный реверсивно-инвертируемый буровой раствор с высокими антиприхватными, ингибирующими, инвертными, фильтрационными, крепящими и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора - близкая к 0 см³/30 минут, липкость корки близка к 0, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,3 мм; плотность раствора от 1,1 до 1,25 г/см³, условная вязкость по СПВ-5 - 35-40 секунд, пластическая вязкость - 20-40 МПа⋅с, СНС 1/10 минут - 15-20/20-30 дПа, содержание песка меньше 0,5%, содержание ионов К⁺ составляет 18000 мг/л.

Выполненные экспериментальные исследования (табл. 1) показали, что лучшим эмульсионно-ингибированным, реверсивно-инвертируемым раствором оказался раствор №8.

Эмульсионно-ингибированный реверсивно-инвертируемый буровой раствор для бурения скважин, включающий мраморную крошку; полианионную целлюлозу; хлористый калий; метилсиликонат калия; ацетат калия; феррохромлигносульфонат; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11; барит; алюминат калия; поверхностно-активное вещество ПАВ - ОП-10; эмульгатор MP; полимерный реагент для снижения водоотдачи буровых растворов - реагент К-4; чешуйчатый графит; воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит продукт переработки подсолнечных семян - отходы производства растительного масла, сложный эфир кислот таллового масла и триэталоноламина - эмульгатор эмультал и ПАВ - неонол АФ-9-12 при следующем соотношении компонентов, мас.%: мраморная крошка 5-10; полианионная целлюлоза 5-10; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; феррохромлигносульфонат 1-5; кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; алюминат калия 1-5; ПАВ - ОП-10 1-2; ПАВ - неонол АФ-9-12 1-2; эмульгатор MP 1-5; сложный эфир кислот таллового масла и триэталоноламина эмульгатор эмультал 1-5; полимерный реагент для снижения водоотдачи буровых растворов - реагент К-4 1-10; чешуйчатый графит 0,5-5; продукт переработки подсолнечных семян - отходы производства растительного масла 1-10; вода остальное.