БУРОВОЙ РАСТВОР НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
DRILLING FLUID ON HYDROCARBON BASIS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при высоких температурах.
В процессе строительства скважин в условиях, характеризующихся наличием солевых толщ, сероводорода и высоких температур, применение буровых растворов без направленной химической обработки по регулированию физико-химических свойств приводит к серьезным осложнениям: образованию каверн в результате растворения и размыва солей, возрастанию вязкости раствора при проникновении газа (сероводорода), температурной деструкции раствора.
Вопросу управления технологическими параметрами буровых растворов и предотвращения различных осложнений посвящено большое количество исследований. Однако существующие подходы к регулированию свойств промывочных жидкостей не позволяют в полной мере осуществлять управления их фильтрационными и реологическими свойствами.
Известен буровой раствор [Патент РФ 2208035 C1, C09K 7/06, 10.07.2003] на углеводородной основе, включающий синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, утяжелитель и структурообразователь, в качестве которого используют атактический полипропилен и парафин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Углеводородная основа
65-80
Синтетическая жирная кислота
0,7-2,8
Гидроксид натрия
0,60-2,40
Атактический полипропилен
1,4-5,0
Парафин
0,70-3,0
Утяжелитель
остальное.
Известный буровой раствор обладает улучшенными реологическими характеристиками, повышенной стабильностью и может использоваться при высоких температурах. Недостатком известного раствора является использование в качестве углеводородной основы пожароопасного дизельного топлива.
Известен эмульсионный буровой раствор [Патент РФ 2211239 С1, С09К 7/06, 27.08.2003] на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, поверхностно-активный эмульгатор - эмультал, соэмульгатор - Полисил - ДФ, минерализованную водную фазу, в качестве структурообразователя и утяжелителя содержит гидрофобизированный утяжелитель на основе дисперсного мела при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Жидкий нефтепродукт
25-60
Указанный эмульгатор
1,0-2,5
Гидрофобизированный мел
3-10
Полисил - ДФ
0,6-1,5
Минерализованная водная фаза
остальное.
Известный инвертный эмульсионный буровой раствор (ИЭБР) обладает повышенными реологическими показателями и низкой термической устойчивостью к высоким пластовым температурам. В своем составе содержит легковоспламеняющийся продукт - дизельное топливо, что может привести к возникновению пожаров на буровой площадке.
Задача, на которую направлено заявляемое изобретение, состоит в создании бурового раствора на углеводородной основе, предназначенного для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода.
Техническим результатом данного изобретения является получение бурового раствора, сохраняющего реологические и фильтрационные параметры для повышенных забойных температур на требуемом уровне (в температурном диапазоне от 60° до 150°С) при использовании негидрофобизированного утяжелителя.
7
22
Технический результат достигается тем, что буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, в качестве которого используют жидкий парафин фракции C-C, органофильный глинопорошок, такой как органобентонит, воду, минерализованную солями - электролитами, такими как или формиат натрия, или ацетат натрия; содержит также негидрофобизированный утяжелитель, такой как дисперсный мел или барит, битумную мастику (БМ) совместно с эфиром глицериновым талловой канифоли (ЭГТК), нейтрализатор сероводорода при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Жидкий парафин фракции C<sub>7</sub>-C<sub>22</sub>
52,7-56
Органофильный глинопорошок
2,5-4,7
Вода
1,5-9,5
Формиат натрия, или ацетат натрия
1,5-4,7
БМ
5,6-7,9
ЭГТК
1,5-7,1
Нейтрализатор сероводорода
0,1-0,3
Негидрофобизированный утяжелитель
в количестве,
обеспечивающем заданную плотность раствора.
Буровой раствор сохраняет устойчивость в условиях действия повышенных забойных температур за счет минерализации воды солью формиатом или ацетатом натрия, при использовании негидрофобизированного утяжелителя.
Буровой раствор обладает возможностью управления реологическими и фильтрационными показателями за счет применения БМ и ЭГТК.
Буровой раствор готовят следующим образом.
7
22
В отмеренное количество жидкого нефтяного продукта, такого как жидкий парафин фракции C-C, при постоянном перемешивании вводится органофильный глинопорошок. В образовавшуюся смесь добавляют воду, минерализованную солями - электролитами, такими как ацетат натрия, или формиат натрия. Компоненты тщательно перемешивают в течение 30 минут до распускания глинопорошка. Далее осуществляют ввод БМ и ЭГТК для достижения необходимых фильтрационных и реологических показателей соответственно.
Нейтрализация отрицательного воздействия сероводорода на буровой раствор достигается вводом реагентов-нейтрализаторов «ЖС-7» или «Калан» или «ПС-1», поскольку они способны растворяться в углеводородных средах, не изменяя при этом основные показатели приготавливаемого раствора.
Для обеспечения заданной плотности к буровому раствору добавляют негидрофобизированный утяжелитель, например дисперсный мел или барит, в количестве, обеспечивающем его заданную плотность. Ввод в раствор негидрофобизированного утяжелителя обеспечивает его седиментационную устойчивость при воздействиях повышенных пластовых температур.
Для определения оптимальной рецептуры промывочной жидкости были приготовлены буровые растворы с добавлением синтетических производных углеводородов, лигносульфонатов (табл.1) и солей (табл.2).
В таблице 1 приведены результаты экспериментальных исследований основных показателей буровых растворов, полученных добавлением в исходный раствор компонентов, предназначенных для снижения реологических и фильтрационных параметров, таких как талловое масло (ТМ), эфир глицериновой талловой канифоли (ЭГТК), глицерина, триэтиленгликоля или конденсированной сульфитспиртовой барды. Растворы были получены при перемешивании лопастной мешалкой с числом оборотов 5000 об/мин.
Как видно из таблицы 1, содержание в растворе многоатомных спиртов, глицерина (пример 6) или триэтиленгликоля (ТЭГ, пример 7) и лигносульфоната (конденсированной сульфитспиртовой барды КССБ, пример 8) приводит к значительному увеличению фильтрационных показателей. Добавление в исходный раствор ЭГТК приводит к снижению реологических показателей, однако содержание в растворе только эфира не обеспечивает достаточно низкого значения фильтрации (пример 5). При содержании в растворе одновременно ЭГТК и БМ улучшаются как реологические, так и фильтрационные показатели (пример 3).
Добавление в исходный раствор талового масла (пример 2) снижает показатель фильтрации, но не существенно. Сочетания талового масла и битумной мастики (пример 1) и талового масла и ЭГТК (пример 4) приводит к увеличению реологических показателей.
В таблице 2 показано влияние различных солей на основные показатели бурового раствора. Минерализация воды солями ацетатом натрия и формиатом натрия обеспечивает снижение фильтрации раствора (таблица 2, примеры 5, 6), низкий уровень вязкостных показателей как до, так и после термостатирования раствора при 200°С (примеры 5, 6) и сохранение седиментационной устойчивости растворов, о чем свидетельствует показатель их фильтрации, не увеличивающийся после термостатирования.
В таблице 3 приведены результаты по совместимости водорастворимых реагентов - нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами.
Добавленные в насыщенные растворы солей реагенты «ЖС-7», «Калан», «ПС-1» полностью растворяются и не приводят к пенообразованию (примеры 2-5, 10, 11, 14 и 15), в отличие от реагентов, вызывающих интенсивное пенообразование (примеры 1, 6-9, 12 и 13).
Перечисленные нейтрализаторы применяют для удаления сероводорода из воды.
Химический вспомогательный продукт на основе аминов «Калан» изготавливают по ТУ 2458-001-50771613-99, зарегистрирован 11.01.2000, введен в действие 22.11.1999, Код ОКП 245854.
«ПС-1» представляет собой смесь гетероциклических карбонильных и азотсодержащих соединений с добавлением ПАВ.
2
3
3
Реагент «ЖС-7» представляет собой порошок, состоящий: 98% FeO и 1.5-2.0 FeCl.
3
3
В таблице 4 приведены параметры заявляемого бурового раствора, утяжеленного негидрофобизированным утяжелителем до плотностей 1740 кг/м и 2200 кг/м. Утяжеленный мелом раствор позволяет увеличить реологические показатели, не изменяя при этом фильтратоотдачи.
Приведенные в табл.1-4 данные позволяют установить оптимальную рецептуру бурового раствора для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при повышенных температурах и обеспечить реологические и фильтрационные параметры на требуемом уровне.
Таблица 1
Показатели бурового раствора при добавлении различных компонентов
№
Состав раствора
Показатели раствора
Пластическая вязкость, мПа·с
Динамическое напряжение сдвига, Па
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
1
80% жидкий парафин + 8%ОБ + 4%вода + 4%БМ + 4%ТМ
16
2,4
1,5
2
83,3% жидкий парафин + 8,3% ОБ + 4,2% вода + 4,2% ТМ
9
2,2
9
3
74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% БМ + 7,4% ЭГТК
9
3
1
4
74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% ТМ + 7,4% ЭГТК
13
5,4
3,5
5
80% жидкий парафин + 8% ОБ + 4% вода + 8% ЭГТК
16
6
5
6
86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% глицерин
18
41
22
7
86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% ТЭГ
15
33,2
24
8
86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% КССБ
17
30,8
23
Обозначения: ОБ - органобентонит; БМ - битумная мастика; ТМ - талловое масло; ЭГТК - эфир глицериновый талловой канифоли; ТЭГ - триэтиленгликоль; КССБ - конденсированная сульфитспиртовая барда.
Таблица 3
Совместимость нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами.
№ п/п
Солевой раствор, мас.%
Добавлен нейтрализатор (5 г/100 г р-ра)
Примечание
1
CaCl<sub>2</sub> - насыщенный
Калан
Реагирует
2
KCl - насыщенный
Калан
Растворяется, не реагирует
3
NaCl - насыщенный
Калан
Растворяется, не реагирует
4
HCOONa - насыщенный
Калан
Растворяется, не реагирует
5
CH<sub>3</sub>COONa - насыщенный
Калан
Растворяется, не реагирует
6
NaCl - насыщенный
SAMPLE SV-120
Растворяется, пенится
7
CaCl<sub>2</sub> - насыщенный
SAMPLE SV-120
Растворяется, пенится
8
HCOONa - насыщенный
SAMPLE SV-120
Растворяется, пенится
9
CH<sub>3</sub>COONa - насыщенный
SAMPLE SV-120
Растворяется, пенится
10
CaCl<sub>2</sub> - насыщенный
ПС-1
Растворяется, не реагирует
11
NaCl - насыщенный
ПС-1
Растворяется, не реагирует
12
CaCl<sub>2</sub> - насыщенный
ЛПЭ-11
Растворяется, пенится
13
NaCl - насыщенный
ЛПЭ-11
Растворяется, пенится
14
HCOONa - насыщенный
ЖС-7
Растворяется, не реагирует
15
CH<sub>3</sub>COONa - насыщенный
ЖС-7
Растворяется, не реагирует
Таблица 4
Показатели утяжеленного баритом заявляемого бурового раствора
Показатели
Единица измерения
Пределы измерения
при комнатной температуре
при 200°С
Показатели неутяжеленного бурового раствора плотностью 900 кг/м<sup>3</sup>
Пластическая вязкость
мПа·с
10-20
6-15
Динамическое напряжение сдвига
Па
1-10
1-10
Фильтрация
см<sup>3</sup>/30 мин
0-1
1-1,5
Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 1740 кг/м<sup>3</sup>
Пластическая вязкость
мПа·с
35-50
20-40
Динамическое напряжение сдвига
Па
10-20
10-20
Фильтрация
см<sup>3</sup>/30 мин
0-1
1-2
Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 2200 кг/м<sup>3</sup>
Пластическая вязкость
мПа·с
40-60
20-50
Динамическое напряжение сдвига
Па
10-30
10-30
Фильтрация
см<sup>3</sup>/30 мин
0-1
1-2