Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе
WEIGHTED DRILLING MUD ON HYDROCARBON BASE

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, обеспечивающим профилактику осложнений при бурении пологих скважин с зенитными углами свыше 60 градусов (в том числе с горизонтальными окончаниями) в интервалах, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями и высокими температурами.
Известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, поверхностно-активное вещество - ПАВ и дизельное топливо [RU 2502774 С1, МПК С09К 8/34 (2006/1), опубл. 27.12.2013]. При этом известный раствор содержит высокоокисленный высокоплавкий битум в виде 30-40% раствора в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива с содержанием в растворителе ксилола от 50 до 99%, в качестве ПАВ - гидрофобизатор АБР, и дополнительно - рапсовое масло, глинопорошок или мрамор, или их смесь в соотношении 1:1, при следующих соотношениях компонентов, мас. %: указанный раствор высокоокисленного высокоплавкого битума 40-75, рапсовое масло 15-40, гидрофобизатор АБР 2-5, дизельное топливо 0-20, глинопорошок, или мелкодисперсный мрамор, или их смесь 0-30 Известный раствор обеспечивает оптимальные технологические показатели при упрощенной технологии приготовления.
Недостатком известного раствора является использование битума как компонента бурового раствора. Битум является нетехнологичным компонентом, поскольку при приготовлении буровых растворов, на его основе, требуется нагревать смесь битума вместе с пожароопасным дизельным топливом до температуры выше температуры размягчения битума.
Известен 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, водную фазу, минерализованную 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 C09K 8/02, C09K 8/467 (2006.01), 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.
Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов, содержащий, мас. %, масло гидравлическое минеральное ВМГЗ - 32,0-63,0; органофильный бентонит - 0,8-3,2; микрокальцит - 3,9-8,0; ксантановая смола - 0,2-0,8; эмульгатор ЭКС-ЭМ - 2,3; водный раствор хлорида кальция 10%-ный - 15,3-16,0; негашеная известь - 1,7, пеногаситель МАСС-200 - 0,5-0,8, барит - 7,5-40,0 [RU 2535723 С1, МПК C09K 8/36 (2006.01), опубл. 20.12.2014]. Известный раствор обеспечивает высокие флокулирующие и ингибирующие свойства раствора для удаления шлама.
Недостатком известного раствора является низкая стабильность структурно-реологических и фильтрационных свойств при бурении скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.
Техническая проблема, решение которой обеспечивается при использовании заявляемого бурового раствора, заключается в разработке утяжеленного бурового раствора на углеводородной основе, применяемого при бурении пологих и горизонтальных скважин в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами (до 120°С) и аномально высокими пластовыми давлениями (с коэффициентом аномальности до 1,7).
Техническим результатом заявляемого бурового раствора является оптимизация технологических свойств бурового раствора с целью обеспечения безаварийного бурения пологих и горизонтальных скважин (в том числе с большой протяженностью горизонтального участка), в условиях высоких пластовых давлений и температур.
Указанный технический результат достигается тем, что утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе содержит в качестве дисперсионной среды синтетическую жидкость на углеводородной основе, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду - 30%-ный водный раствор хлорида кальция, органобентонит Орбент-91, нефтерастворимый полимер НРП-20М, эмульгатор Полиойлчек Стаб-КД, гидрофобизатор АБР-40, оксид кальция и баритовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас. %: синтетическая жидкость на углеводородной основе - 42,7-48,7, 30%-ный водный раствор хлорида кальция - 7,75-11,00, органобентонит Орбент-91 - 1,75-2,70, нефтерастворимый полимер НРП-20М - 1,10-1,35, эмульгатор Полиойлчек Стаб-КД - 1,10-1,35, гидрофобизатор АБР-40 - 0,80-1,50, оксид кальция - 0,50-0,80, баритовый утяжелитель - 37,35-39,55.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет применения указанных компонентов (количественного и качественного) в заявляемом утяжеленном буровом растворе на углеводородной основе, совместное применение которых позволяет получить раствор с необходимыми смазочными, ингибирующими и структурно-реологические свойствами для обеспечения безаварийного бурения пологих и горизонтальных скважин (в том числе с большой протяженностью горизонтального участка), в условиях высоких пластовых давлений и температур.
Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты.
Дисперсионной средой является синтетическая жидкость на углеводородной основе по ТУ 2458-108-97457491-2015, представляющая собой экологически безопасную систему бурового раствора, состоящую из композиции моноалкиловых эфиров, триглициридов жирных кислот и солей жирных кислот природного происхождения.
В качестве дисперсной фазы применяется 30%-ный раствор хлорида кальция, выпускаемого по ГОСТ 450-77 в виде чешуек или гранул, размер которых не превышает 10 мм с массовой долей хлористого кальция не менее 80%.
Эмульгатор «Полиойлчек Стаб-КД» (ТУ 2458-071-9747491-2012) - маслянистая жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, представляет собой композицию неионогенных и анионных ПАВ. Эмульгатор обеспечивает агрегативную стабильность РУО за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз полярная жидкость - неполярная жидкость.
Органобентонит «Орбент-91» по ТУ 2458-079-17197708-2003 представляет собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с аммониевой солью, используется в заявляемом растворе в качестве регулятора структурно-механических и фильтрационных свойств РУО, обеспечивая, наряду с этим, высокую электро - и термостабильность.
НРП-20М (по ТУ 2458-027-54651030-2009) - регулятор реологии и фильтрации, нефтерастворимый реагент, его применение (использование) в составах растворов на углеводородной основе позволяет повысить термостабильность раствора за счет того, что молекулы вещества, находясь в межфазном слое, способствуют повышению плотности защитных оболочек на капельках воды и способствуют росту агрегативной устойчивости эмульсии. Помимо загущения дисперсионной среды НРП-20М повышает структурно-реологические свойства раствора, снижает его фильтрацию и увеличивает вязкость фильтрата (дисперсионной среды).
Оксид кальция по ГОСТ 8677-77 представляет собой белые куски или порошок, слипшиеся комки с массовой долей оксида кальция не менее 96%, используется для стабилизации водной фазы.
Гидрофобизатор АБР-40 по ТУ 2483-081-17197708-03 представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот и аминов, используется для гидрофобизации утяжелителя в заявляемом растворе.
3
2
3
Утяжеление бурового раствора до необходимой плотности производят баритовым утяжелителем по ГОСТ 4682-84. Барит (сульфат бария) - минерал, белого, серого, красного или желтого цвета, содержащий 65,7% ВаО и 34,3% SO, а также примеси Sr, Са, Ra, FeO. Баритовый утяжелитель химически инертен как в полярных, так и в неполярных жидкостях, что позволяет его использования для утяжеления буровых растворов вне зависимости от их дисперсионной среды.
Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе в лабораторных условиях готовили следующим образом.
2
Весь объем дисперсионной среды обрабатывали эмульгатором при перемешивании на смесительной установке со скоростью вращения швеллера (13000±300) об/мин в течение 20 мин. Затем при интенсивном перемешивании, постепенно вводили добавку органобентонита, диспергирование продолжали 20 мин. Далее полученную углеводородную дисперсию при постоянном перемешивании в аналогичных условиях обрабатывали регулятором реологических и фильтрационных свойств нефтерастворимым полимером НРП-20М. Перед введением жидкой дисперсной фазы (30%-ого раствора CaCl), для стабилизации межфазного натяжения, в дисперсию вводили СаО. Далее, не прекращая перемешивания, постепенно вводили 30% водный раствор хлорида кальция. Утяжеление раствора производили поэтапно, баритовым утяжелителем при постоянном перемешивании на смесительной установке, предварительно, обработав полученную эмульсию гидрофобизатором «АБР-40» для снижения отрицательного влияния утяжеляющей добавки.
2
Через 16 часов определяли технологические параметры заявляемого бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°С. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Электростабильность раствора определяли на анализаторе стабильности эмульсий. Фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см, обеспечивающим перепад давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа использовали для определения показателя статической фильтрации Для определения показателя фильтрации в динамических условиях использовали высокотемпературный фильтр-пресс, при температуре ячейки фильтрования t=(90±2)°С, перепаде давления на фильтрующем элементе ΔР=3,5 МПа и частоте вращения лопастей мешалки υ=600 об/мин. Смазочные свойства бурового раствора оценивали на цифровом тестере предельного давления и смазывающей способности и приборе ФСК-4. Реологические свойства, определялись с помощью ротационного вискозиметра с программным управлением. Стабильность бурового раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Ингибирующие свойства, оценивались по изменению объема образца шлама, погруженного в исследуемый раствор (степень набухания), на тестере линейного набухания с моделированием термодинамических условий.
Способность бурового раствора препятствовать переходу в его состав выбуренного шлама характеризуется диспергирующей способностью раствора. Для оценки диспергирующей способности заявляемого бурового раствора использовали измельченный, высушенный до постоянной массы шлам. Отобранный, определенной степени дисперсности, шлам помещали в ячейку высокого давления с исследуемым раствором. Ячейку плотно закрывали и помещали в роликовую печь в динамические условия при температуре (120±2)°С на 16 часов. По истечении времени термостатирования ячейки вынимали из печи, остужали. Содержимое ячейки пропускают через сухое предварительно взвешенное сито с диаметром отверстий 2,50 и 0,25 мм. С целью исключения эродирующего воздействия воды во время промывки, которая проводится для определения потери массы образцов шлама, промывка шлама от остатков раствора осуществляли бензином. Оставшийся на сите размером 0,25 мм шлам высушивали его до постоянной массы и взвешивали.
Диспергирующую способность Д, %, исследованных растворов определяли по формуле [Чубик П.С., Годунов Е.Б., Брылин В.И. Методика выбора промывочных жидкостей для бурения скважин в глинистых и глиносодержащих породах // Геология и разведка. - 1998. - №5. - С. 109-118]:
где: D - диспергирующая способность промывочной жидкости, %;
1
1
m - масса навески подготовленного для опыта глинопорошка, г (m=(20,0±0,1) г);
2
m - масса (г) глинопорошка, оставшегося на сите диаметром 0,25/2,50 мм.
В таблицах 1, 2 представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице 1, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (составы 1-5).
Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе за счет использования современных многофункциональных реагентов, в том числе материалов на органической основе, обладает оптимальными технологическими свойствами (таблица 2, составы 1-3).
3
3
3
1 мин
10 мин
пл
0
wt
Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (20±2)°С имеет плотность (ρ) от 1716 до 1760 кг/м, показатель электростабильности (U) более 2000 В, показатель статической фильтрации при перепаде давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа (Ф) - 0-0,4 см/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC/) от 26 до 40 и от 31 до 51 дПа соответственно, пластическая вязкость (η) от 37,9 до 61,8 мПа⋅с, предельно допустимое напряжение сдвига (τ) от 53,5 до 86,2 дПа, стабильность раствора (Δρ) не превышает 1 кг/м, степень набухания (S) от 0,34 до 0,37%, диспергирующая способность (D) от 0,11 до 0,14%.
Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре (120±2)°С в течение 16-ти часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (таблица 2, составы 1.1, 2.1, 3.1).
Использование в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости на углеводородной основе позволяет произвести утяжелителями до требуемой плотности без дополнительной обработкой регуляторами реологических и фильтрационных свойств. Применение комплекса добавок обеспечивает утяжеленному буровому раствору агрегативную и седиментационную стабильность, в том числе в условиях высоких температур.
Таким образом, заявляемый состав утяжеленного бурового раствора на углеводородной основе при заявляемом соотношении компонентов в сравнении с прототипом имеет более высокую плотность и стабильные смазочные, ингибирующие и структурно-реологические свойства в условиях высоких пластовых давлений и температур, что позволит обеспечить безаварийное бурение пологих и горизонтальных скважин.