RU2492207C1

RU2492207C1 - Буровой раствор

Info

Publication number: RU2492207C1
Application number: RU2012115028/03A
Authority: RU
Inventors: Миталим Магомед-Расулович Гайдаров; Зариф Закиевич Шарафутдионов; Андрей Атласович Хуббатов; Дмитрий Георгиевич Солнышкин; Увайс Умарович Ахмадов
Priority date: 2012-04-16
Filing date: 2012-04-16
Publication date: 2013-09-10

Abstract

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C. Технический результат - повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 3,3-5,3; ВПК-402 1,4-2,4; жидкий парафин C₁₀-C₁₆ 5,3-8,8; пеногаситель MAC-200 - 0,06-0,2; воду - остальное. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

Description

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях высоких забойных температур до 220°C.

Из уровня техники известен раствор на водной основе, содержащий 35% глины, 0,2% хромпика с добавлением лигносульфонатов и акрилатов, обладающий высокой термостойкостью (Кистер Э.Г., Химическая обработка буровых растворов, М., Недра, 1972, с.283-285, табл.22). Однако раствор обладает низкими ингибирующими свойствами, а введение даже небольших количеств электролитов приводит к ухудшению его показателей. Известный раствор также имеет высокое значение показателя фильтрации при забойных температурах более 90-100°C.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому буровому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и стабилизатор глин ВПК-402 (описан в RU 2148702 C1, E21B 33/13, С09К 7/02, 10.05.2000).

Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, высокое значение показателя фильтрации, низкая соле- и термоустойчивость.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно, повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости.

Для получения дополнительного технического результата, повышения плотности, буровой раствор утяжеляется баритовым концентратом.

Технический результат предлагаемого изобретения достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок и полиэлектролит ВПК-402, дополнительно содержится жидкий парафин C₁₀-C₁₆ и пеногаситель MAC-200 при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок	3,3-5,3;
ВПК-402	1,4-2,4;
жидкий парафин C₁₀-C₁₆	5,3-8,8;
Пеногаситель MAC-200	0,06-0,2;
Вода	остальное.

Кроме жидкого парафина C₁₀-C₁₆ можно использовать или многоатомный спирт, или талловое масло, или смесь таллового масла с многоатомным спиртом.

В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор с плотностью от 1000 до 2200 кг/м3. В качестве утяжелителя может применяться, в частности, барит. Причем экспериментальные данные (см. табл.3) позволяют судить о том, что показатели фильтрации в условиях воздействия температуры до и после термостатирования не меняются в зависимости от наличия или отсутствия утяжелителя.

Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 3,3% до 5,3%. С ухудшением марки глинопорошка концентрация увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе, не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Полиэлектролит ВПК - 402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмоний-хлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.

Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·10⁵. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 10⁴ до 10⁶.

Пеногаситель MAC-200 - термостойкий реагент, который нашел широкое применение при бурении скважин на нефть и газ и может быть использован при бурении скважин на термальные воды и перегретый пар. Пеногаситель MAC-200 представляет собой высокодисперсный пирогенный кремнезем (аэросил) с модифицированной поверхностью. Основой аэросила является чистая аморфная непористая двуокись кремния в виде мелкодисперсных частиц сферической формы, сохраняющая работоспособность в диапазоне температур от - 40° до 250°C.

В предлагаемом буровом растворе, в отличие от существующих, предусматривается использование катионного полимера ВПК-402 в такой концентрации, при которой обеспечивается управление полярностью связей молекул воды, что приводит к формированию устойчивого водо-катионнополимерного каркаса и снижению показателя фильтрации. Цикличность и катионный заряд в каждом мономерном звене полимера придают полимеру высокую термо- и солеустойчивость. При этом одновременно повышаются ингибирующие свойства раствора. Использование в указанных концентрациях катионного полимера в составе бурового раствора исключительно меняет межчастичное взаимодействие в растворе за счет изменения полярности связей воды. Водная фаза, поляризованная катионным полимером, практически не реагирует на ввод электролитов с одно- и поливалентными катионами вплоть до насыщения. Таким образом, при вскрытии солевых отложений предлагаемый раствор не требует дополнительной обработки и перерасхода материалов, особенно понизителей фильтрации. При увеличении забойной температуры в процессе углубления необходимо произвести несложную химобработку, которая заключается во вводе жидкого парафина C₁₀-C₁₆ в указанном количестве. Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ в составе бурового раствора входит в ячейки сформированного водо-катионнополимерного каркаса и тем самым повышает их устойчивость настолько, что они сохраняются в виде структур даже при 200°-220°C. Выбор жидкого парафина от C₁₀ до C₁₆ объясняется следующим: с уменьшением длины цепи менее C₁₀ возрастает пожароопасность, а с увеличением более C₁₆ наблюдается возрастание вязкости вплоть до непрокачиваемого состояния.

Предлагаемый буровой раствор отличается от известных простотой состава, управлением технологическими показателями, ингибирующими свойствами, соле- и термоустойчивостью и низкими значениями показателя фильтрации при забойных высокотемпературных условиях.

Изобретение поясняется Таблицами 1, 2, и 3.

В таблице 1 отражаются результаты исследований по влиянию концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых пород в сравнении с известным раствором.

В таблице 2 приведены технологические показатели буровых растворов: показателей фильтрации (ПФ), пластической вязкости (η_пл) и динамического напряжения сдвига (τ₀) до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C. В таблице 2 также приведены показатели буровых растворов, включающих в качестве добавки такие соли, как NaCl, CaCl₂, Al₂(SO₄)₃.

В таблице 3 приведены результаты экспериментальных исследований, отражающие изменение показателей фильтрации (ПФ), в условиях воздействия температуры до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C.

В таблицах 1, 2, 3 приведены примеры, подтверждающие осуществление изобретения. Аналогичные результаты были получены для многоатомных спиртов, таллового масла и их смесей.

Из таблиц 1-3 следует, что при содержании ВПК-402 ниже 1,4% показатель фильтрации ПФ [см³ за 30 мин] более 10 см³ (табл.2, п.2), а после термостатирования ПФ имеет неприемлемые значения (табл.2, пп.2, 3), и при этом устойчивость глин не обеспечивается (табл.1, п.3). Причем эксперименты проводились при температуре 25°C и ΔP=0,75 МПа.

Таким образом, минимально допустимое содержание ВПК-402 в предлагаемом растворе составляет 1,4%, что приводит к снижению показателя фильтрации, позволяет управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород.

Повышение термостойкости до 220°C и снижение показателя фильтрации в забойных условиях обеспечивается вводом жидких парафинов C₁₀-C₁₆. При уменьшении жидкого парафина C₁₀-C₁₆ (менее 5,3%) (табл.2, п.3) показатель фильтрации после термостатирования увеличивается, а при увеличении жидкого парафина C₁₀-C₁₆ (более 8,8%) (табл.2, п.7) наблюдается перерасход при незначительном изменении показателя фильтрации.

Дополнительно проверялась термостойкость утяжеленного раствора путем термостатирования при 220°C в течение 36 часов. Буровой раствор при указанных концентрациях компонентов в составе раствора полностью восстанавливается после термостатирования при 220°C (табл.2, п.4-7). Кроме того, при содержании в составе раствора жидкого парафина C₁₀-C₁₆ снижается показатель фильтрации при высоких забойных температурах, например при 130°C и 220°C (табл.3).

Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка солей натрия, кальция, алюминия и др. практически не влияет на технологические показатели бурового раствора (табл.2, п.п.8-10 и табл.3, п.7).

Данный буровой раствор может быть приготовлен, например, следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его полного распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402 и жидкий парафин C₁₀-C₁₆, и затем вводят пеногаситель MAC-200.

В случае необходимости увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита до требуемой плотности бурового раствора.

В отличие от всех существующих буровых растворов на водной основе, используемых при строительстве скважин, pH среды практически не оказывает влияние на ингибирующие и термосолестойкие свойства, а также на технологические показатели предлагаемого бурового раствора и поэтому его регулирование не производится.

Таблица 1
Влияние концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых пород
№	Состав раствора	Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 10 сут
Известный раствор (прототип)
1	94,34% Вода +5,6% Глинопорошок +0,06% ВПК-402	набухание и разрушение
2	94,1%) Вода +5,6% Глинопорошок +0,3% ВПК-402	набухание и разрушение
Предлагаемый раствор
3	87%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С₁₀-С₁₆ +0,1% МАС-200	незначительное набухание
4	86,8%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,4% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С₁₀-С₁₆ +0,2% МАС-200	набухание отсутствует
5	86,7%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,6% ВПК-402 +7,4% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆+ 0,2% МАС-200	Набухание отсутствует
6	86,6% Вода +3,9% Глинопорошок +2,1% ВПК-402 +7,2%о Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200	набухание отсутствует
7	86,5% Вода +3,9% Глинопорошок +2,4% ВПК-402 +7% Жидкий парафин С₁₀-С₁₆ +0,2% МАС-200	набухание отсутствует

Таблица 2
Технологические показатели буровых растворов до и после термостатирования
№	Состав раствора, масс.%	Добавка соли, %	ПФ	Показатели раствора
				при 25°C		при 82°C
				η_пл	τ₀	η_пл	τ₀
1	94,1% Вода +5,6% Глинопорошок+0,3% ВПК-402		75	10	17,1	6	11,7
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч			>100	раствор расслоился
2	94% Вода +4,5% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +0,2% МАС-200		11	18	5,4	13	3,7
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч			>40	16	3,4	9	2,8
Предлагаемый раствор
3	89,74% Вода +4,3% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +4,6% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,06% МАС-200		7	20	5,7	14	4,4
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч			25	16	5,4	12	4,4
4	89,94% Вода +3,3% Глинопорошок +1,4% ВПК +5,3% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,06% МАС-200		4	28	8,4	15	6,2
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч			6	16	5,4	12	4,4
5	87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200		3,5	40	8,4	16	6,2
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч			4,5	23	5,8	13	4,8
6	85,1% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +8,8% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200		3	44	9,6	16	6,6
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч			4	25	6,2	15	5,2
7	82% Вода +3,8% Глинопорошок +1,7% ВПК +12,3% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200		3	55	10,8	25	9,4
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч			4	38	10,2	24	8,8
8	87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200	30% NaCl	4	35	8,2	18	5,8
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч			5	26	6,2	16	5,2
9	87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200	30% CaCl₂	4	48	7,4	26	5,8
после термостатирования при 220°С в течение 36 ч			6	46	6,4	22	6,0
10	87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-200	15% Al₂(SO₄)3	4	38	6,4	23	6,4
после термостатирования при 220°C в течение 36 ч			4,5	44	8,4	26	7,8

Claims

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, полиэлектролит ВПК-402, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит жидкий парафин C₁₀-C₁₆ и пеногаситель MAC-200 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глинопорошок 3,3-5,3 ВПК-402 1,4-2,4 Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ 5,3-8,8 Пеногаситель MAC-200 0,06-0,2 Вода Остальное

2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит утяжелитель, в качестве которого используют барит, взятый в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности.