БУРОВОЙ РАСТВОР НА СИНТЕТИЧЕСКОЙ ОСНОВЕ
DRILLING FLUID ON SYNTHETIC BASIS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях при повышенных температурах.
В процессе строительства скважин в условиях, характеризующихся наличием солевых толщ, сероводорода и повышенных 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.
2
3
2
4
3
Известен буровой раствор [Патент РФ №2231535, C1, 27.06.2004], обладающий повышенной стабильностью реологических параметров в условиях действия агрессивной скважинной среды и улучшенными технико-экономическими показателями бурения. В состав раствора входит глина, кальцинированная сода NaCO, стабилизатор-структурообразователь - карбоксиметилцеллюлоза КМЦ, солестойкий полимер, техническая вода и сернокислый алюминий Al(SO), в качестве утяжелителя используют мел. Недостатком этого раствора является потеря его устойчивости, расслоение на жидкую среду и дисперсную фазу. Этот процесс обусловлен тем, что при взаимодействии неорганического коагулянта - сернокислого алюминия, и КМЦ в ходе реакции образуется алюминиевая соль КМЦ, представляющая собой нерастворимое в воде вещество, хорошо отделяющееся от жидкой фазы. При этом воздействие высоких температур усилит деструкцию раствора.
Известен буровой раствор [Ф.А.Легодаев и др. Буровые и тампонажные растворы, Санкт-Петербург, НПО «Профессионал», 2007, с.226-227], включающий водный раствор многоатомного спирта, дисперсионную фазу в виде бентонитового глинопорошка и дисперсного мела, в качестве регулятора фильтрационных параметров содержит полианионную целлюлозу РАС R, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Бентонитовый глинопорошок
5-6
Дисперсный мел
37-40
Полианионная целлюлоза РАС R
0,1-0,2
Многоатомный спирт
20-22
Вода
Остальное
Известный буровой раствор обладает пониженными значениями фильтратоотдачи и низкими реологическими параметрами. К недостаткам этого раствора относится потеря устойчивости его структуры и резкое увеличение фильтрации раствора при воздействии пластовых температур свыше 60°С.
Задачей изобретения является получение бурового раствора на синтетической основе.
Технический результат изобретения направлен на сохранение реологических и фильтрационных параметров раствора в температурных условиях от 60 до 150°С при использовании многоатомного спирта и водного раствора соли-электролита.
Технический результат достигается тем, что буровой раствор на синтетической основе, включающий водный раствор многоатомного спирта, биополимер, дисперсионную фазу в виде дисперсного мела, содержит анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, в качестве соли-электролита используют формиат натрия или ацетат натрия и дополнительно бактерицид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Вода
20,3-47,3
Многоатомный спирт
20,3-47,3
Биополимер
0,23-0,34
Формиат натрия или ацетат натрия
20,3-27,0
Анионная эмульсия РОСФЛОК ПВ
3,4-6,8
Бактерицид
0,07-0,14
Дисперсный мел
1,7-5
Отличительными признаками заявляемого бурового раствора являются введенные в водный раствор многоатомного спирта соли-электролиты и анионная эмульсия РОСФЛОК ПВ, повышающая эффективность солей-электролитов. Данный состав обладает возможностью регулирования реологических и фильтрационных показателей в условиях повышенных пластовых температур. Явление снижения фильтрации спиртового раствора достигается за счет растворения электролита в воде.
Дефицит воды в спиртовых растворах приводит к ассоциации спиртов, взаимодействие которых с биополимером обуславливает резкое снижение показателя фильтрации.
Указанный технический результат обеспечивается как за счет химических свойств компонентов, входящих в получаемый буровой раствор, так и за счет определенной последовательности и условий его получения.
Буровой раствор готовят введением в воду при постоянном перемешивании биополимера. После растворения в образовавшуюся структурированную жидкость порционно вводится многоатомный спирт - глицерин, этилен-, диэтилен- и триэтиленгликоль или полигликоль. Далее осуществляют ввод анионной эмульсии РОСФЛОК ПВ.
Для управления полярностью компонентов бурового раствора и повышения его термостойкости вводят соли-электролиты (хлорид натрия, или бромид натрия, или формиат, или ацетат натрия). Для предотвращения биологического разложения биополимера его обрабатывают бактерицидом «ЛПЭ», или «Ремацидом», или «Биоцидом».
Ремацид - это препарат, представляющий собой триммер на основе этаноламинов и параформа. Используется для защиты от микробного поражения органических продуктов, их растворов и эмульсий, для предотвращения слизеобразования и коррозии, обусловленных микроорганизмами. Ремацид готовят по ТУ 2484-004-22427740-02.
Биоцид (например, «БИОЦИД С») представляет собой дезинфицирующее средство, приготовленное по ТУ 9392-038-42942526-2003. Биоцид представляет собой готовый к применению водный раствор альдегидов и четвертичных аммониевых солей. Он хорошо растворим в воде, не является коррозийно-активным для поверхностей из металла, не содержит хлора и обладает моющим действием.
Алкильные производные хлористого гексаметилентетрамина выпускаются Стерлитамакским ПО "Каустик" по ТУ-6-01-1012949-08-89 под товарной маркой ЛПЭ-11. Они являются продуктом взаимодействия гексаметилентетрамина (уротропина) с хлорпроизводными ненасыщенных углеводородов СЗ и С4. Физико-химические показатели и нормы требований ЛПЭ отвечают ТУ 6-01-1012949-08-89 на ЛПЭ-11. Состав является эффективным бактерицидом, но не находит применения в зимнее время, например, в Западной Сибири из-за недостаточно низкой температуры застывания: минус 15-20°.
Утяжеление раствора производится дисперсным мелом, в количестве, обеспечивающем заданную плотность бурового раствора.
В таблицах 1, 2 приведены свойства буровых растворов, полученных путем приготовления 15%- и 45%-ного водных растворов биополимера (БП) с содержанием в нем глицерина в количестве от 50% до 90%. Все растворы были получены при перемешивании лопастной мешалкой с числом оборотов 5000 в минуту.
В таблицах 3, 4 приведены сведения о влиянии различных солей на основные показатели буровых растворов, полученных путем приготовления 15%- и 45%-ного водных растворов биополимера с содержанием в нем глицерина в количестве от 50% до 90%.
В таблице 5 приведены сведения о показателях бурового раствора до и после термостатирования.
Как видно из таблиц, увеличение концентрации спирта в растворе приводит к необратимому росту показателя фильтрации.
Анализ представленных результатов показывает, что предлагаемый состав бурового раствора при сохранении седиментационной стабильности и требуемых вязкостных и структурных показателей превосходит известные составы по такому показателю как фильтрация.
На технологические свойства бурового раствора существенное влияние оказывает соотношение водного раствора спирта и солей-электролитов (табл.3, 4). Так, с увеличением концентрации электролитов хлорида натрия, хлорида кальция, ацетата натрия, бромида натрия наблюдается снижение показателя фильтрации.
Повышение термостойкости бурового раствора достигается за счет введения в водный раствор глицерина солей-электролитов (табл.5). В качестве температурного стабилизатора наиболее эффективны соли электролитов, такие как ацетат натрия и формиат натрия.
Приведенные в табл.1-5 данные позволяют установить оптимальную рецептуру бурового раствора по показателям его реологических и фильтрационных параметров для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях при повышенных температурах.
Таблица 1
Показатели бурового раствора при различных концентрациях глицерина с водой и биополимером (БП) в количестве 0,15%.
Состав
Плотность, кг/м<sup>3</sup>
при комн. температуре
при 200°С
Фильтрация, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПа*с
Динамическое напряжение сдвига, Па
Пластическая вязкость, мПа*с
Динамическое напряжение сдвига, Па
49,9% вода + 0,15% БП + 49,9% глицерин
1030
20
8,1
4
3,9
40
39,9% вода + 0,15% БП + 59,9% глицерин
1070
23
9
5
4,3
40
29,9% вода + 0,15% БП + 69,9% глицерин
1100
60
10
9
4,1
43
19,9% вода + 0,15% БП + 79,9% глицерин
1150
83
9,6
11
3,2
85
9,9% вода + 0,15% БП + 89,9% глицерин
1170
Зашкаливает
13
3
100
Таблица 2
Показатели бурового раствора при различных концентрациях глицерина с водой биополимером в количестве 0,45%.
Состав
Плотность, кг/м<sup>3</sup>
при комн. температуре
при 200°С
Ф, см<sup>3</sup>/30 мин
Пластическая вязкость, мПа*с
Динамическое напряжение сдвига, Па
Пластическая вязкость, мПа*с
Динамическое напряжение сдвига, Па
49,7% вода + 0,45% БП + 49,7% глицерин
1130
23
9,3
5
5,9
60
39,8% вода + 0,45% БП + 59,7% глицерин
1150
30
9,3
6
5,6
60
29,8% вода + 0,45% БП + 69,7% глицерин
1180
97
13,7
13
3,2
61
19,8% вода + 0,45% БП + 79,7% глицерин
1210
101
9,8
11
3,4
100
9,8% вода + 0,45% БП + 89,7% глицерин
1230
Зашкаливает
16
3,4
124
Таблица 5
Показатели бурового раствора до и после термостатирования
Показатели
Единица измерения
Пределы измерения
при комнатной температуре
при 200°С
Показатели бурового раствора до термостатирования
Пластическая вязкость
мПа·с
35-70
20-50
Динамическое напряжение сдвига
Па
10-30
10-30
Фильтрация
см<sup>3</sup>/30 мин
1-2
1-2
Показатели бурового раствора после термостатирования при 120°С
Пластическая вязкость
мПа·с
35-70
20-50
Динамическое напряжение сдвига
Па
10-30
10-30
Фильтрация
см<sup>3</sup>/30 мин
1-2
1-2