СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ИНВЕРТНО-ЭМУЛЬСИОННОГО БУРОВОГО РАСТВОРА
METHOD OF PREPARING INVERT-EMULSION DRILLING MUD

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к способам приготовления бурового раствора на углеводородной основе, представляющим собой обратную эмульсию и применяемым для промывки при бурении нефтяных и газовых скважин с сильно искривленным стволом, скважин с большим проложением и горизонтальных скважин.
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов (далее ИЭР), так же как и других систем буровых растворов, определяются предельными динамическим и статическим напряжением сдвига, пластической и эффективной вязкостью. Реологические свойства ИЭР зависят от вязкостных свойств дисперсионной среды (типа и вязкости углеводородной жидкости), свойств дисперсной водной фазы (объемного содержания, характера распределения глобул по размерам, степени минерализации и др.), свойств поверхностно-активных веществ (далее ПАВ), обеспечивающих эмульгирование и стабилизацию системы (химический состав, растворимость в фазах, концентрация, толщина созданных им межфазных защитных слоев и их реологические свойства и др.), и свойств твердой дисперсной фазы (концентрация, степень дисперсности, характер поверхности и ее взаимодействие с жидкими фазами и ПАВ).
Технология использования известных инвертно-эмульсионных буровых растворов в большинстве случаев направлена на решение узкой проблемы регулирования в большую или меньшую сторону конкретного реологического параметра составов на углеводородной основе и не позволяет решать проблему регулирования реологических свойств составов комплексно. ИЭР должны иметь высокие значения вязкости при низких скоростях сдвига для обеспечения необходимой удерживающей и выносной способности; низкие значения пластической вязкости и достаточно высокие значения динамического напряжения сдвига (ДНС) при высоких скоростях сдвига для предотвращения роста давления прокачки составов; а также способность сохранять стабильность указанных параметров при изменении термобарических условий строительства скважин.
В настоящее время одним из самых распространенных способов регулирования реологических параметров ИЭР является изменение соотношения углеводородной среды и водной фазы. Повышенные реологические показатели отрицательно сказываются на условиях промывки скважины, что приводит к росту давления прокачки раствора вплоть до значений, делающих технически невозможным выполнение операций по промывке скважины. Обычно в практике бурения скважин снижение вязкости растворов на углеводородной основе достигают разбавлением раствора используемой дисперсионной средой. Однако в этом случае наряду со снижением пластической вязкости и ДНС снижается вязкость раствора при низких скоростях сдвига, уменьшается седиментационная стабильность эмульсий, резко возрастают фильтратопотери, такие системы становятся неустойчивыми к удержанию мелкодисперсной твердой фазы во взвешенном состоянии, что нежелательно, особенно при строительстве пологих и горизонтальных скважин. Следовательно, задача сводится к дополнительному введению в состав инвертно-эмульсионных буровых растворов специальных доступных структурообразователей - стабилизаторов реологических и фильтрационных свойств эмульсий.
8
18
8
18
8
18
Известным является способ получения эмульсий углеводородов, воды и органофильных глин и их композиций по заявке РСТ: СА 2007/000646 20070418 от 18.04.2007, перевод заявки РСТ на национальную фазу 19.11.2008. Способ контроля вязкости эмульсии нефть/вода, который заключается в том, что включает в стадию добавления эффективного количества эмульгирующего агента в эмульсию нефть/вода, содержащую органофильную глину (ОГ), с целью обеспечения требуемой вязкости эмульсии, где эмульгирующий агент выбирают из: а) любой однонасыщенной C-C жирной кислоты (НЖК); б) смеси двух или более различных С-С (НЖК); в) смеси C-C НЖК и, по крайней мере, одной 2-5n ненасыщенной жирной кислоты; г) растительного масла, выбранного из группы, включающей сафлоровое масло, оливковое масло, хлопковое масло, кокосовое масло, арахисовое масло, пальмовое масло, косточковое пальмовое масло и масло канолы; д) талового масла.
Недостатком указанного способа является тот факт, что при вводе в эмульсию нефть/вода, содержащую эмульгирующий реагент и органофильную глину (ОГ), происходит повышение всех реологических свойств, как динамического напряжение сдвига, так и эффективной и пластической вязкости. Повышение реологических свойств приводит к значительному повышению гидродинамических сопротивлений промывки скважины, что, в свою очередь, - к необходимости снижения расхода промывочной жидкости и, как следствие, это приводит к ухудшению очистки ствола скважины, несмотря на высокие реологические составляющие. При реализации известного способа ввод в эмульсию реагентов, обладающих разжижающим эффектом, приводит не только к снижению реологических характеристик, но и к дестабилизации эмульсии.
Кроме того, недостатком указанного известного способа является то, что получаемый буровой раствор содержит в своем составе высококоллоидную твердую фазу (бентонит), присутствие которой в составе инвертно-эмульсионного бурового раствора может оказать отрицательное (необратимо кольматирующее) действие на вскрываемый продуктивный пласт.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора, согласно которому производят смешивание углеводородной жидкости, минерализованной воды, ПАВ-эмульгатора и синтетического латекса (В.Н. Глущенко «Латекссодержащие обратные эмульсии», «Бурение и нефть» №1, 2007, с.22-23). По результатам исследований полученного раствора введение латекса сказывается на росте значений статического напряжения сдвига (СНС) эмульсий, вызывая также повышение их стабильности. Кроме того, в указанном источнике информации указывается на то, что совместное введение в состав ИЭР латекса и бентонитовой глины выявило синергизм их комплексного действия в составе раствора: отмечено снижение показателя фильтрации и заметный рост значений СНС. Наблюдаемое явление объясняется авторами как эффект совместной гидрофобизации бентонитовой глины эмульгатором ИЭР и латексом с сообщением ей повышенной способности к сольватации углеводородов за счет пептизации. Факт хемосорбционной связи латексов с бентонитовой глиной в литературе подтвержден экспериментально.
Однако существует проблема в оперативном снижении реологических показателей инвертных буровых растворов, особенно при строительстве боковых стволов. Это связано с повышенными структурно-реологическими показателями растворов на углеводородной основе, и как следствие, возникновением больших гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве при малых кольцевых зазорах. Кроме того, значительные колебания показателей структурно-реологических свойств растворов на углеводородной основе в зависимости от температуры создают определенные трудности в оперативном регулировании свойств раствора при большой разнице температур на забое и на поверхности. Известный ИЭР, полученный указанным известным способом, не обладает указанными свойствами.
Технический результат, достигаемый предлагаемым способом, заключается в получении инвертно-эмульсионного бурового раствора, характеризующегося повышенными значениями динамического и статического напряжения сдвига, пониженной пластической вязкостью и устойчивостью эмульсии при одновременном сохранении стабильности этих параметров при перепаде температур на устье и на забое.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора путем смешения углеводородной среды, водной фазы, эмульгатора и комплексного реагента, при этом новым является то, что вначале производят смешивание углеводородной среды и эмульгатора, далее добавляют комплексный реагент - смесь синтетического латекса и оксаля, взятых в объемном соотношении 1:(0,1÷5), далее к указанным компонентам добавляют водную фазу и смесь диспергируют, при этом компоненты берут в следующем соотношении, об.%:
углеводородная среда
30,0-80,0
эмульгатор
1,0-4,0
указанный комплексный реагент
1,5-10,0
водная фаза
6,0-67,5.
В качестве углеводородной среды используют дизельное топливо, или низковязкие минеральные масла, или полиальфаолефины.
В качестве водной фазы используют техническую воду, или пластовую воду, или минерализованную солями хлорида кальция и/или магния, хлорида натрия и/или калия, формиата калия воду.
В качестве эмульгатора используют Домультал, или Оленол, или Richmole 700, или Эмультал.
В качестве синтетического латекса используют латекс типа БС-50, или БС-65, или СКС-50КГП, или СКС-65ГП.
В качестве оксаля используют флотореагент-оксаль марок Т-66, или Т-80, или Т-92, или Т-94.
В инвертно-эмульсионный буровой раствор дополнительно вводят органобентонит в количестве 0,5-1% масс.
0
Благодаря реализации заявляемого способа появилась возможность получения низковязких буровых растворов на углеводородной основе с удовлетворительными значениями ДНС и прочности геля, то есть растворов с высоким коэффициентом коагуляционного структурообразования , где τ - значение динамического напряжение сдвига в Па, η - значение пластической вязкости в Па*с. Буровые растворы, полученные по заявляемому способу, обладают повышенной термодинамической устойчивостью, обеспечивающей сохранение указанных свойств стабильными при перепаде температур на устье и на забое, то есть при повышении температуры реологические характеристики ИЭР, приготовленных по заявляемому способу, уменьшаются незначительно, тогда как влияние температуры на реологические свойства известных ИЭР существенно изменяет свойства последних.
C
Благодаря определенной последовательности ввода компонентов и их заявляемому соотношению достигается указанный выше технический результат. Экспериментальным путем было установлено, что ввод веществ комплексного реагента по отдельности, а не в виде смеси, не обеспечивает получение необходимых реологических свойств бурового раствора. Так при введении сначала латекса, а потом оксаля, или наоборот, приводит к тому, что получаемые ИЭР имеют низкие реологические характеристики, низкие значения вязкости при низкой скорости сдвига (ВНСС) и К и достаточно высокие для ИЭР показатели фильтрации.
Использование при реализации предлагаемого способа или только латекса, или только оксаля также не дает желаемых результатов. Например, при введении в инвертно-эмульсионный буровой раствор только оксаля в количестве 0,5-5 об.% происходит разжижение эмульсии, т.е. происходит снижение реологических характеристик, а при введении только латекса происходит загущение указанного раствора до состояния «нетекучести», что делает его нетехнологичным. По-видимому, это связано с тем, что оксаль (смесь диоксановых спиртов и их эфиров) играет роль разбавителя и снижает вязкость углеводородной жидкости за счет растворения высокомолекулярных веществ. Снижение вязкости углеводородной составляющей раствора приводит к снижению вязкости системы в целом, что приводит к коалесценции системы. Для повышения стабильности эмульсии оксаль предварительно смешивают с латексом, и этот комплексный реагент придает системе стабильность, повышает ее коагуляционную устойчивость. При вводе латекса в буровой раствор без предварительного смешивания с оксалем происходит коагуляция латекса, тем самым нивелируя его стабилизирующие свойства.
Предлагаемый способ был реализован в лабораторных условиях. Для его реализации были использованы следующие вещества:
- углеводородная среда:
- - дизельное топливо, ГОСТ 305-82;
1
- - низковязкие минеральные масла (масло индустриальное марок И-5А, И-8А, И-12А, И-12А, И-20А, ГОСТ 20799-88; трансформаторное масло, ТУ 38-401978-98);
- - полиальфаолефины (альфа-олефины фракции С12-С14, ТУ 2411-058-05766801-96; альфа-олефины фракции С16-С18, ТУ 2411-067-05766801-97);
- эмульгатор:
- - Домультал ТУ 2458-014-7146133-2004;
- - Richmole 700, ТУ 2458-070-18947160-2008;
- - Оленол, ТУ 2458-008-18947160-2001;
- - Эмультал ТУ 6-14-1035-79;
- комплексный реагент:
- - флотореагент-оксаль марок Т-66, Т-80, Т-92, Т-94, ТУ-2452-029-05766801-94;
- - синтетический латекс (латекс бутадиен-стирольный тип БС-50, ГОСТ 15080-77, ТУ 2294-002-00148889-2004; латекс бутадиен-стирольный тип БС-65, ТУ 38.103550-84; латекс бутадиен-стирольный тип СКС-50КГП, ТУ 38.103156-88; латекс бутадиен-стирольный тип СКС-65ГП, ГОСТ 10564-75);
- водная фаза:
3
- - техническая вода плотностью 1000 кг/м;
3
- - пластовая вода плотностью 1180 кг/м;
- - минерализованная вода: техническая вода, минерализованная добавлением хлорида кальция и/или магния, хлорида натрия и/или калия, формиата калия с концентрацией по указанным солям вплоть до насыщения.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами. Заявляемый способ реализуют следующим образом.
3
3
3
3
3
Пример 1. В лабораторный стакан помещают 200 смуглеводородной среды - дизельное топливо, вливают при перемешивании 12 см эмульгатора Домультал, через 10 минут перемешивания добавляют комплексный реагент - предварительно приготовленную смесь 8 смсинтетического латекса БС-50 и 8 см флотореагента-оксаль Т-80, смесь перемешивают в течение 30 минут, и при перемешивании на миксере при 13000 об/мин медленно вводят в него 172 см водной фазы -минерализованную хлоридом кальция из расчета 558 г/дм воду. Затем раствор диспергируют на миксере при 16000 об/мин в течение 10 мин. После чего полученный инвертно-эмульсионный буровой раствор готов для применения. Количественное содержание компонентов в приготовленном буровом растворе следующее, об.%: дизельное топливо -50; домультал - 3; комплексный реагент - 4; минерализованная вода - 43, при этом комплексный реагент состоит из смеси синтетического латекса БС-50 и флотореагента-оксаля Т-80 в их объемном соотношении 1:1.
3
3
3
3
3
3
Пример 2. В лабораторный стакан помещают 280 смуглеводородной среды - трансформаторное масло, вливают при перемешивании 8 см эмульгатора Richmole 700, через 10 минут перемешивания добавляют комплексный реагент - смесь 4 смсинтетического латекса СКС-50КГП и 16 см флотореагента-оксаль Т-66, смесь перемешивают в течение 30 минут, и при перемешивании на миксере при 13000 об/мин медленно вводят в него 92 см водной фазы - минерализованную хлоридом натрия из расчета 311 г/дм воду. Затем раствор диспергируют на миксере при 16000 об/мин в течение 10 мин. После чего полученный инвертно-эмульсионный буровой раствор готов для применения. Количественное содержание компонентов в приготовленном буровом растворе следующее, об.%: трансформаторное масло - 70; Richmole 700 - 2; комплексный реагент - 5; минерализованная вода - 23, при этом комплексный реагент состоит из смеси синтетического латекса СКС-50КГП и флотореагента-оксаля Т-66 в их объемном соотношении 1:4.
Инвертно-эмульсионые буровые растворы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.
В лабораторных условиях исследовали следующие свойства приготовленных предлагаемым способом инвертно-эмульсионных буровых растворов:
3
- плотность (ρ, кг/м) - замеряли с помощью пикнометра;
0
0
- реологические свойства - пластическую вязкость (η, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (τ, дПа), прочность геля (Gel, дПа), при этом η, τ и Gel замеряли на вискозиметре фирмы OFITE; вязкость при низкой скорости сдвига (ВНСС, мПа·с) замеряли на вискозиметре VISCO STAR plus;
C
0
C
C
- К - коэффициент коагуляционного структурообразования вычисляли по формуле , где τ - значение динамического напряжения сдвига в Па, η - значение пластической вязкости в Па*с (указанный коэффициент характеризует структурообразующую способность комплексного реагента в различных средах). С ростом К увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом высокие значения К желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости бурового раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.
- электростабильность (ЭС, В) замеряли на измерителе электрической устойчивости фирмы OFITE;
30
3
- показатель фильтрации (Ф, см), замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFITE при ΔР=0,7 МПа;
- температуру замеряли ртутным термометром.
Данные о компонентном составе приготовленных предлагаемым способом инвертно-эмульсионных буровых растворов приведены в таблице 1.
Данные о свойствах приготовленных предлагаемым способом инвертно-эмульсионных буровых растворов приведены в таблице 2.
Данные, полученные в ходе лабораторных испытаний, показывают следующее:
- ИЭР, приготовленные предлагаемым способом (опыты 4, 5, 6, 9 и 10), характеризуются оптимальными свойствами, а именно: достаточно высоким коэффициентом коагуляционного структурообразования, низким значением фильтрации, пониженной пластической вязкостью при достаточно высоком значении ДНС, высокой вязкостью при низких скоростях сдвига, высокой стабильностью (более 500 В), а также высокими значениями прочности геля, позволяющими удерживать выбуренную породу и утяжелители;
- ИЭР, приготовленные предлагаемым способом, но с отступлением от заявленного объемного соотношения латекса и оксаля (опыт 7), имеют отклонения по пластической вязкости и ДНС, соответственно и по коэффициенту коагуляционного структурообразования, а также по значению ВНСС и прочности геля;
C
- ИЭР, приготовленные по схеме, когда вещества комплексного реагента вводятся по отдельности, а не в виде смеси (опыты 11, 12), не обладают необходимыми реологическими свойствами, так введение сначала латекса, а потом оксаля, или наоборот, приводит к тому, что получаемые ИЭР имеют низкие реологические характеристики, низкие значения ВНСС и К и достаточно высокие для ИЭР показатели фильтрации;
- ИЭР, приготовленные с отступлением от предлагаемого способа ввода компонентов (опыт 13), имеют низкие показатели прочности геля, низкие коэффициенты коагуляционного структурообразования, достаточно высокие для ИЭР значения фильтрации, низкую стабильность и низкую вязкость при низких скоростях сдвига;
C
- ИЭР, приготовленные с использованием только латекса (опыт 2), характеризуются высокими значениями пластической вязкости при низких значениях ДНС, низкими значениями К и низкой вязкостью при низких скоростях сдвига;
- ИЭР, приготовленные с использованием только оксаля (опыт 3), характеризуются полной фильтрацией, низкими показателями ДНС и прочности геля, низкими значениями Кс и низкой вязкостью при низких скоростях сдвига;
с
- ИЭР, приготовленные без применения комплексного реагента (опыт 1), обладают следующими недостатками: полной фильтрацией, низкими показателями ДНС и прочности геля, низкими значениями К и низкой вязкостью при низких скоростях сдвига;
C
- ИЭР, приготовленные предлагаемым способом, в которые дополнительно введен органобентонит (опыт 8), также характеризуются высокими реологическими характеристиками, высокими значениями прочности геля, К, ВНСС и ЭС, низкой фильтрацией.
с
В ходе лабораторных испытаний также были проведены исследования свойств ИЭР, приготовленных предлагаемым способом, при перепаде температур от 20°С до 90°С (такой температурный перепад возможен в промысловых условиях вследствие различной температуры на устье и на забое скважины). Результаты показали, что показатель ДНС снижается незначительно, всего на 4,2%; показатель пластической вязкости снижается на 47,5%; при этом К увеличивается на 45,3%; показатель фильтрации увеличивается на 3,6% и остается приемлемым для ИЭР; значения прочности геля и электростабильности практически не изменяются.
Таким образом, инвертно-эмульсионный буровой раствор, приготовленный предлагаемым способом, благодаря оптимальным свойствам по реологическим характеристикам, низкой фильтрации, высоким коэффициентам коагуляционного структурообразования, высокой стабильности и вязкости при низких скоростях сдвига позволяет в промысловых условиях использовать его для промывки при бурении нефтяных и газовых скважин с сильно искривленным стволом, скважин с большим проложением и горизонтальных скважин при большой разнице температур на устье и на забое.
Таблица 2Данные о свойствах приготовленных предлагаемым способом инвертно-эмульсионных буровых растворов и прототипа
№ раствора из табл.1
ρ, кг/м<sup>3</sup>
Ф, см<sup>3</sup>/30 мин
η, мПа*с
τ<sub>0</sub>, дПа
Прочность геля, дПа
ЭС,В
Т, °С
К<sub>C</sub>, с<sup>-1</sup>
ВНСС, мПа*с
1
1105
полная
31
28,8
10,2/15,3
497
22
92,9
8509
2
1100
2,0
62
81,6
30,7/40,9
580
22
131,6
10341
3
1100
полная
30
24
0/2,6
463
23
80,0
8454
4
1100
1,6
45
144
25,6/40,9
660
23
320,0
26517
5
952
1,0
73
168
51,1/61,3
926
23
230,1
15266
6
1083
0,4
60
182,4
61,3/66,4
849
22
304,0
29942
7
1001
2,8
26
28,8
5,1/5,1
327
22
110,8
9555
8
1050
0,2
20
110,4
25,6/30,7
701
23
552,0
48483
8а
1050
0
17
100,8
20,44/25,6
618
50
592,9
37825
9
1072
1,5
85
177,6
46,0/56,2
520
22
208,9
16214
10
870
1,2
25
100,8
20,4/25,6
533
23
403,2
28750
10а
870
0,8
20
96
15,33/15,33
502
50
480,0
21581
11
1005
4,0
35
72
10,2/15,3
405
22
205,7
12143
12
1042
4,4
20
19,2
5,1/10,2
187
22
96,0
8944
13
931
8,6
132
100,8
17,9/23,0
45
23
76,4
8238
прототип
14
1050
4,8
70
67,2
5,1/5,1
280
22
96
9524
15
1048
2,2
78
100,8
20,4/25,6
360
22
129,2
11753
15а
1048
2,1
45
62,4
15,33/20,44
303
50
138,7
8461
16
1048
1,0
89
216
40,9/51,1
600
22
242,7
15835