Высокоингибированный буровой раствор
Владельцы патента RU 2777003:
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь") (RU)
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе, применяемым при строительстве, заканчивании и капитальном ремонте скважин в условиях неустойчивых глинистых отложений. Технический результат - высокая ингибирующая способность по отношению к процессу гидратации глин, минимальное воздействие на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, оптимальные структурно-реологические и фрикционные свойства. Буровой раствор обладает плотностью 1,08-1,16 г/см3 с возможностью утяжеления до 1,30 г/см3 и термостабилен до 110°С. Буровой раствор содержит, мас.%: для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств раствора - ксантановый биополимер 0,2-0,3 и лигносульфонат 0,8-1,0; для ингибирования процесса гидратации глин - хлорид калия 5,5-17,2; создания непроницаемой фильтрационной корки на стенках скважины и достижения требуемой плотности раствора - молотый мрамор 4,3-21,6; для ингибирования процесса гидратации глин, гидрофобизации стенок скважины и улучшения триботехнических свойств - омыленное калиевое талловое масло 0,8-17,7; техническую воду, обработанную каустической содой и пеногасителем, остальное. 1 ил., 4 табл., 1 пр.
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе, применяемым при строительстве, заканчивании и капитальном ремонте скважин в условиях неустойчивых глинистых отложений.
Известен буровой раствор, предназначенный для стабилизации глинистых пород, содержащий глинопорошок, талловое масло и понизитель фильтрации (патент: RU 2541666).
Состав бурового раствора по патенту RU 2541666, мас. %:
| Глинопорошок | 4,0-8,0 |
| Талловое масло | 5,0-15,0 |
| Понизитель фильтрации | 0,2-1,0 |
| Вода | остальное |
Основным недостатком данного раствора является взаимодействие жирных кислот таллового масла с металлами, что приводит к кислотной коррозии контактирующих частей циркуляционной системы, обсадной колонны, бурильного инструмента, и карбонатами - с образованием малорастворимых солей жирных кислот и выделением углекислого газа.
Известен безглинистый буровой раствор на водной основе, содержащий ксантановый биополимер, хлорид калия, модифицированный крахмал, карбонат кальция и воду (патент: USA 4098700).
Недостатком данного раствора являются невысокие: ингибирующая способность, поверхностно-активные и триботехнические свойства.
Наиболее близким к заявляемому технологическому решению является безглинистый буровой раствор (патент RU 2318855 - прототип), содержащий ксантановый биополимер и модифицированный крахмал в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств, хлорида калия в качестве основного ингибитора, органическую ингибирующую добавку ФК- 2000 Плюс М в качестве дополнительного ингибитора и смазочной добавки, мраморную крошку в качестве кольматанта, и воду - остальное. Этот буровой раствор предназначен для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных и наклонно-направленных скважин с отходом от вертикали более 1000 м, представленных карбонатными и терригенными коллекторами. Известный буровой раствор, по данным патентообладателя, характеризуется стабильными структурно-реологическими свойствами для обеспечения необходимой выносящей и удерживающей способности, предотвращающей возникновение эффекта Бойкотта, низкой скоростью фильтрации в пласт, высокой ингибирующей способностью, низкими значениями межфазного натяжения на границе «фильтрат бурового раствора - углеводород», хорошими фрикционными свойствами и устойчивостью к агрессии ионов поливалентных металлов.
Состав бурового раствора по патенту RU 2318855, мас. %:
| Ксантановый биополимер | 4,0-8,0 |
| Модифицированный крахмал | 1,0-2,5 |
| Хлорид калия | 1,5-3,0 |
| Органическая ингибирующая | |
| добавка ФК-2000 Плюс М | 8,0-12,0 |
| Молотый мрамор | 1,5-3,0 |
| Вода | остальное |
Недостатками данного бурового раствора являются меньшая по сравнению с заявляемым раствором ингибирующая способность и большая пено-образующая активность.
Органическая ингибирующая добавка ФК-2000 Плюс (ТУ 2458-003-494712578-07) состоит из триглицеридов жирных кислот подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового масла с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80%, нейтрализующего агента в количестве 3-6%, полиэтиленгликолевого эфира моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30% и воды - остальное (патент: RU 2616461). ФК-2000 Плюс за счет адсорбционных и хемосорбционных эффектов снижает диффузионные процессы поверхностной гидратации. ФК-2000 Плюс является наиболее близким по химическому составу аналогом реагента ОКТМ. Схожими по составу с ФК-2000 Плюс являются органические ингибиторы ХБН и ХБН Плюс (ТУ 2458-001-49472578-04).
Задачей изобретения является создание бурового раствора с минимальными: значениями линейного набухания глинистых образцов, диспергированием и способностью разупрочнения глинистых пород, воздействием на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны продуктивных горизонтов; обладающего реологическими свойствами, позволяющими производить строительство горизонтальных скважин большой протяженности в условиях глинистых отложений.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении безаварийного строительства скважин в условиях глинистых отложений, склонных к осыпям и обвалам, набуханию, диспергированию и разупрочнению под действием фильтрата бурового раствора, за счет высокого уровня ингибирования процесса гидратации глин, достигаемого при совместном применении хлорида калия и органического ингибитора омыленного калиевого таллового масла (далее по тексту - ОКТМ), гидрофобизации поверхности стенок скважин, низкой фильтрации бурового раствора через стенку скважины, оптимальных структурно-реологических свойств, устойчивости к термо- и биодеструкции, хороших фрикционных свойств.
Указанный технический результат достигается тем, высокоингибированный буровой раствор включает полимеры полисахаридной природы - ксантановый биополимер и карбоксиметилированный крахмал, хлорид калия, молотый мрамор, органическую ингибирующую добавку - омыленное калиевое талловое масло и дополнительно - лигносульфонат и техническую воду, обработанную каустической содой и пеногасителем, при следующем содержании компонентов, мас.%:
| Ксантановый биополимер | - 0,2-0,3 |
| Карбоксиметилированный крахмал | - 1,2-1,4 |
| Лигносульфонат | - 0,8-1,0 |
| Хлорид калия | - 5,5-17,2 |
| (плотность раствора до 1,08-1,16 г/см3) | |
| Молотый мрамор | - 4,3-21,6 |
| (микрокольматант при плотности раствора | |
| 1,08-1,16 г/см3, утяжелитель - 1,16-1,30 г/см3) | |
| Омыленное калиевое талловое масло | - 0,8-17,7 |
| Указанная вода | - остальное |
Заявляемый буровой раствор обладает плотностью 1,08-1,16 г/см3, с возможностью утяжеления до 1,30 г/см3, и термостабилен до 110°С. Характеризуется высокой ингибирующей способностью процесса гидратации глин, минимальным воздействием на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, оптимальными структурно-реологическими и фрикционными свойствами. В заявляемом составе бурового раствора в качестве основного ингибитора процесса гидратации глин применяются ионы калия, источниками которых являются хлорид калия (KCI) и органический ингибитор омыленное калиевое талловое масло.
ОКТМ в лабораторных условиях получают при смешивании водного раствора гидроксида калия (КОН) с талловым маслом в соотношении 1:5. Для приготовления реагента используется сырое талловое масло (ТУ 13-0281078-119-89), либо легкое талловое масло (ТУ 13-0281078-100-90). Количество гидроксида калия, используемое для приготовления реагента ОКТМ, определяется исходя из значения кислотного числа таллового масла, из расчета достижения полной нейтрализации жирных кислот.Для регулирования вязкости и температуры замерзания получаемого реагента в состав ОКТМ допускается включать до 20% об триэтиленгликоля, изопропилового, либо бутилового спирта.
ОКТМ проявляет дополнительное ингибирующие действие за счет создания гидрофобного слоя на стенках скважины, и в сочетании с низким значением показателя фильтрации бурового раствора, позволяет значительно замедлять адсорбционные процессы и проникновение фильтрата бурового раствора в пласт.
Важным фактором является то, что ионы кальция и других поливалентных металлов при ионообменном взаимодействии с солями щелочных металлов и жирных кислот образуют плохо растворимые в воде соединения: 
Получаемые соединения способны повышать стабильность стенок скважин в интервалах залегания неустойчивых отложений.
Повышение прочности скрепления пород, слагающих стенки скважин, достигается за счет заполнения порового и трещиноватого пространства стенок скважин солями жирных кислот и поливалентных металлов.
ОКТМ имеет высокое численное значение гидрофильно-липофильного баланса, за счет чего способен стабилизировать высокодисперсные эмульсии масла в воде, а также оказывать сильное гидрофобизирующее воздействие на стенки скважины.
ОКТМ эффективно снижает набухание, диспергирование и разупрочнение глин, уменьшает коэффициент трения бурового раствора. Хлоркалиевые биополимерные растворы с добавлением ОКТМ обладают низкой, по сравнению с базовым раствором, способностью к пенообразованию. В таблице 1 приведены концентрации ингредиентов в заявляемом и в известных буровых растворах.
Таблица 1
Концентрация ингредиентов в заявляемом и известных буровых растворах
| № состава | Компонентный состав, мас.% | |||||||||||
| Карбоксиметилированный крахмал | Ксантановый биополимер | Лигносульфонат | Хлорид калия |
Молотый мрамор |
ОКТМ | ФК-2000 Плюс |
ХБН | ХБН Плюс |
Минеральное масло ЛУКОЙЛ L |
Эмульгатор RADIA E-24 |
Вода | |
| Буровой раствор по патенту USA 4098700 | ||||||||||||
| 1 | 1,3 | 0,3 | - | 10,0 | 4,2 | - | - | - | - | - | - | 84,2 |
| Буровой раствор по патенту RU2318855 – прототипу | ||||||||||||
| 21) | 1,0 | 0,3 | - | 1,5 | 1,5 | - | 8,0 | - | - | - | - | 87,7 |
| 31) | 2,5 | 0,8 | - | 3,0 | 3,0 | - | 12,0 | - | - | - | - | 78,7 |
| Заявляемый буровой раствор плотностью 1,12 г/см 3 3) | ||||||||||||
| 4 | 1,3 | 0,3 | 0,9 | 10,7 | 4,5 | 0 | - | - | - | - | - | 82,3 |
| 5 | 1,3 | 0,3 | 0,9 | 10,9 | 4,5 | 4,8 | - | - | - | - | - | 77,3 |
| 6 | 1,3 | 0,3 | 0,9 | 11,2 | 4,5 | 8,5 | - | - | - | - | - | 73,3 |
| 7 | 1,3 | 0,3 | 0,9 | 11,4 | 4,5 | 12,8 | - | - | - | - | - | 68,8 |
| 8 | 1,3 | 0,3 | 0,9 | 11,5 | 4,5 | 17,1 | - | - | - | 64,4 |
В таблице 2 приведены параметры буровых растворов, измеренные у воспроизведенных составов известных растворов, и заявленного бурового раствора. Из данных таблицы 2 видно, что известные буровые растворы обладают меньшей ингибирующей способностью по отношению к процессу гидратации глин по сравнению с заявляемым буровым раствором.
Совместное применение хлорида калия и ОКТМ обеспечивает высокую ингибирующую способность бурового раствора по отношению к процессу гидратации глин, помимо этого ОКТМ придает раствору хорошие смазочные свойства, гидрофобизирует поверхность стенок скважины и предотвращает биодеструкцию полимерных реагентов (за счет наличия в составе спиртов в сочетании с анионными ПАВ). Невысокие гидравлические сопротивления течению раствора достигаются за счет применения ксантанового биополимера и карбоксиметилированного крахмала, придающих раствору псевдопластичные свойства, при которых вязкость раствора уменьшается при увеличении скорости сдвига, за счет чего раствор обладает высокой удерживающий и выносящей способностью. В состав заявленного раствора входят химические реагенты, представленные в таблице 3.
Состав заявленного бурового раствора представлен в таблице 4.
Таблица 4
Состав заявленного бурового раствора
| Наименование реагента | Назначение реагента | Концентрация реагента, мас.% |
Концентрация реагента, г/л |
| Ксантановый биополимер | Регулятор реологии | 0,2-0,3 | 3,0 |
| Карбоксиметиллированнй Крахмал КМК-БУР-1Н |
Понизитель фильтрации, регулятор реологии |
1,2-1,4 | 15,0 |
| Лигносульфонат КССБ-2М | Регулятор фильтрации, регулятор реологии |
0,8-1,0 | 10,0 |
| Хлорид калия (KCl) | Ингибитор, пептизатор | 5.5-17,2 | 60,0-200,0 (плотность раствора 1,08-1,16 г/см3) |
| Молотый мрамор (CaCO3) | Кольматант | 4,3-21,6 | 50,0-280,0 (микрокольматант при плотности раствора 1,08-1,16 г/см3, утяжелитель – 1,16-1,30 г/см3 |
| ОКТМ | Ингибитор, гидрофобизатор, смазка | 0,8-17,7 | 10,0-190,0 (10,0-200,0 мл)* |
| Обработанная техническая вода | - | 40,8-87,2 | 585,0-940,0 |
| *плотность ОКТМ составляет 0,950 г/см3 и может изменяться в пределах 0,850-1,030 г/см3 |
На фигуре представлена комбинированная диаграмма для определения содержания хлорида калия и карбоната кальция в заявленном буровом растворе требуемой плотности.
Применение хлорида калия в указанных на диаграмме (фиг.) количествах позволяет обеспечить максимальную ингибирующую способность процесса гидратации глин и плотность бурового раствора в диапазоне 1,08-1,16 г/см3.
Заявляемый буровой раствор характеризуется: высокой ингибирующей способностью по отношению к процессу гидратации глин (низкими линейным набуханием глинистых образцов в среде бурового раствора и диспергированием глин, высокой эффективностью в сохранении прочности глинистых пород); гидрофобизацией призабойной зоны пласта скважины (уменьшением зоны проникновения фильтрата бурового раствора); рабочей плотностью 1,08-1,16 г/см3, с возможностью утяжеления до 1,30 г/см3 путем увеличения содержания карбоната кальция; термостабильностью до 110°С; высокой эмульсионной стабильностью (отсутствие расслоения фаз в статическом состоянии); хорошими структурно-реологическими свойствами, позволяющими обеспечить очистку ствола скважины при низкой скорости циркуляции и предотвратить получение высоких значений эквивалентной циркуляционной плотности и поглощения раствора в условиях низкого пластового давления; высокой смазывающей способностью без применения смазочных добавок; отсутствием в составе насыщенных углеводородов, искажающих показания газового каротажа и снижающих достоверность результатов геофизических исследований скважин; высокой ферментативной устойчивостью; высокой устойчивостью к загрязнению глинистым шламом.
Низкие значения линейного набухания, диспергирования и разупрочнения глинистых пород в заявляемом буровом растворе позволяют обеспечить высокую эффективность технологии повторного применения бурового раствора.
Пример приготовления заявляемого бурового раствора в емкости объемом 40 м3:
1. Набрать в емкость 30000 л технической воды.
2. Обработать техническую воду в емкости через загрузочный люк 25 кг каустической соды и 60 л пеногасителя MEX-DEFOAM.
3. Ввести через эжекторную гидроворонку 600 кг карбоксиметилиро-ванного крахмала КМК-БУР-1Н. Ввод реагента производить со скоростью не более 30 кг за 5 мин. По окончанию ввода карбоксиметилированного крахмала, полученный раствор перемешивать эжекторной гидроворонкой в течение не менее 30 мин.
4. Ввести в раствор через эжекторную гидроворонку 120 кг ксантанового биополимера DUO-VIS NS. Ввод реагента производить со скоростью не более 25 кг за 10 мин. По окончанию ввода ксантанового биополимера, полученный раствор перемешивать эжекторной гидроворонкой в течение не менее 60 мин.
5. Ввести через эжекторную гидроворонку 400 кг лигносульфоната КССБ-2М. Ввод реагента производить со скоростью не более 25 кг за 5 мин. По окончанию ввода реагента раствор перемешивать в течение не менее 30 мин.
6. В раствор через эжекторную гидроворонку ввести 5000 кг хлорида калия.
7. Ввести в раствор через эжекторную гидроворонку по 1000 кг молотого мрамора МК-10 и МК-60.
8. Ввести в раствор 2000 л органического ингибитора ОКТМ, и залить в емкость техническую воду до верхнего уровня. Полученный раствор перемешивать эжекторной гидроворонкой в течение не менее 180 мин. В дальнейшем следует не допускать длительной работы эжекторной гидроворонки на рабочих емкостях во избежание механического завоздушивания (аэрирования) бурового раствора.
9. После окончания перемешивания отключить эжекторную гидроворонку и оставить приготовленный раствор для стабилизации на 6-8 ч.
10. После стабилизации произвести полный замер технологических параметров приготовленного раствора.
При бурении из-под кондуктора скважин предполагается применять заявляемый буровой раствора с содержанием 2-5% об ОКТМ и перед вскрытием проблемного интервала производить увеличение содержания органического ингибитора в растворе до 10-20% об.
Приоритетными объектами для опытного применения заявляемого бурового раствора, характеризующимися наличием интервалов неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений, являются горизонтальные скважины 3 и 4-х колонной конструкции Кочевского, Мишаевского, Имилорского, Тевлин-ско-Русскинского месторождений на целевые пласты группы Ю, а также горизонтальные скважины Хальмерпаютинского и Пякяхинского месторождений на пласты БУ6-9 и ПК18-20.
Источники информации:
1. RU 2541666, 18.10.2013 г., C09K 8/18, опубл. 20.02.2015 Бюл. №5;
2. USA 4098700, 25.09.1975 г., C09K 8/08, опубл. 04.07.1978;
3. RU 2318855, 17.04.2006 г., C09K 8/08, опубл. 10.03.2008 Бюл. №7;
4. RU 2616461, 16.03.2015 г., C09K 8/035, опубл. 17.04.2017 Бюл. №11
Высокоингибированный буровой раствор, включающий полимеры полисахаридной природы - ксантановый биополимер и карбоксиметилированный крахмал, хлорид калия, молотый мрамор, органическую ингибирующую добавку, отличающийся тем, что в качестве органической ингибирующей добавки содержит омыленное калиевое талловое масло и дополнительно - лигносульфонат и техническую воду, обработанную каустической содой и пеногасителем, при следующем содержании компонентов, мас.%:
| Ксантановый биополимер | 0,2-0,3 |
| Карбоксиметилированный крахмал | 1,2-1,4 |
| Лигносульфонат | 0,8-1,0 |
| Хлорид калия | 5,5-17,2 |
| Молотый мрамор | 4,3-21,6 |
| Омыленное калиевое талловое масло | 0,8-17,7 |
| Указанная вода | остальное |
