буровой раствор без твердой фазы с повышенными ингибирующими свойствами

Формула изобретения

Буровой раствор без твердой фазы, содержащий понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку, структурообразователь - полимер ксантанового ряда, смазочную добавку БИОЛУБ LVL и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве ингибирующей и утяжеляющей добавки углекислый калий и Гликойл при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
Углекислый калий (К2СО3)	5,0-20,0
Гликойл	3,0-5,0
Полимер ксантанового ряда	0,3-0,4
Указанная смазочная добавка	0,1-0,2
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам,

Известен буровой раствор без твердой фазы, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, ксантановый биополимер, хлористый натрий и воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.% [1] (прототип):

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
Хлористый натрий (NaCl)	5,0-25,0
Ксантановый биополимер	0,3-0,4
Смазочная добавка	0,1-0,2
Вода	остальное.

Данный буровой раствор обладает превосходными несущими и удерживающими свойствами как в динамическом, так и в статическом состоянии.

Недостатком известного бурового раствора, выбранного в качестве прототипа, является недостаточно высокая ингибирующая способность, что неблагоприятно сказывается на устойчивости стенок скважин, особенно при бурении глубоких наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали и горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых, сильно набухающих или склонных к осыпям и обвалам глинистых отложений.

Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является получение экологически малоопасного морозоустойчивого высокоингибирующего состава бурового раствора без твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов (в том числе и горизонтальными скважинами) в неустойчивых отложениях, обладающего высокой удерживающей, выносящей, смазочной и ингибирующей способностью, удовлетворяющего высоким экологическим требованиям к сохранению окружающей природной среды.

Техническая сущность изобретения заключается в том, что в составе известного бурового раствора без твердой фазы, содержащего понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку, структурообразователь - полимер ксантанового ряда, смазочную добавку БИОЛУБ LVL и воду, в качестве ингибирующей и утяжеляющей добавки используют углекислый калий и Гликойл при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8-1,2
Углекислый калий (К2СО3)	5,0-20,0
Гликойл	3,0-5,0
Полимер ксантанового ряда	0,3-0,4
Указанная смазочная добавка	0,1-0,2
Вода	остальное

Сопоставительный анализ известного состава [1] и заявляемого позволяет сделать вывод, что заявляемый состав бурового раствора содержит новые ингибирующие добавки - углекислый калий (К₂СО ₃) и Гликойл, а значит, соответствует критерию «новизна».

Углекислый калий (К₂СО₃) - катионный ингибитор - минеральная соль выполняет в составе раствора так же роль утяжеляющей добавки. Концентрация К₂СО ₃ выбирается в зависимости от необходимой плотности бурового раствора.

Карбоксиметилцеллюлоза - понизитель фильтрации - анионоактивный полимерный реагент, концентрацию в системе раствора подбирают по требуемому значению фильтрации (3-4 см³).

Полимер ксантанового ряда - природный высокомолекулярный полисахарид, повышающий выносящую способность раствора (ксантановая смола, Кет X, поликсан, гаммаксан).

Гликойл - органический ингибитор глин, улучшающий смазывающие свойства раствора.

Смазочная добавка (БИОЛУБ LVL) - композиция высших карбоновых кислот и поверхностно активных веществ, понижающая коэффициент трения бурового раствора.

Предлагаемый буровой раствор обладает высокими ингибирующими свойствами. Эффект достигается за счет использования в качестве ингибирующей добавки - бинарной композиции неорганической соли (K₂CO₃) и полиэфирной добавки - Гликойла. В данной системе найдено синергетическое усиление ингибирующих свойств, что связано с данным комплексообразованием полиэфирных компонентов Гликойла с катионами неорганического ингибитора. В отсутствие Гликойла карбоксиметилцеллюлоза, являющаяся анионным полиэлектролитом, не образует толстые адсорбционные слои на поверхности глинистых частиц [2]. Причиной этого является отталкивание между зарядами на цепях, которые препятствуют возникновению петель и хвостов. Поэтому количество адсорбированного полиэлектролита невелико и не зависит от его молекулярной массы. В адсорбционных слоях полиэлектролита функциональные группы обращены вглубь раствора от поверхности адсорбента. Таким образом, взаимодействие между частицами, покрытыми адсорбционными слоями полиэлектролита, является электростатическим.

То есть анионный полисахарид слабо экранирует поверхность бентонитовой частицы, лишь незначительно уменьшая значение электрокинетического потенциала, что, впрочем, компенсируется электростатическим отталкиванием карбоксильных групп адсорбционных слоев глинистых частиц.

Адсорбция же макромолекул анионного полиэлектролита на бентонитовой поверхности, вокруг которой уже сформирован адсорбционный слой полиэфирных молекул, протекает качественно по-иному. Дело в том, что адсорбирующийся полиэлектролит взаимодействует с теми же участками поверхности, что и полиэфир (Гликойл). В этом случае активные центры адсорбции макромолекул полисахарида (КМЦ) заняты молекулами полиэфиров, и при введении полисахарида (КМЦ) заняты молекулами полиэфиров, и при введении полисахарида его макромолекулы адсорбируются на поверхности бентонитовых частиц путем взаимодействия с адсорбированными цепочками полиэфира через посредство противоионов. Цепочки полиэфира являются аналогами краунэфиров, но, в отличие от них, имеют незамкнутую линейную структуру. Тем не менее, обладая большой гибкостью, они способны связывать в растворах катионы щелочных металлов в виде подандных соединений [3].

Таким образом, противоионы (ионы К⁺) мигрируют к поверхности бентонитовой частицы (под действием электростатического поля, которое создается отрицательным поверхностным зарядом) и образуют краунподобные комплексы с адсорбированными цепочками полиэфира. При этом, очевидно, что каждая адсорбированная молекула тетра- или пентаэтиленгликоля взаимодействует с ними электростатически за счет отрицательно заряженных функциональных групп. Таким образом, в присутствии Гликойла осуществляется обратная ориентация адсорбированных макромолекул анионного полисахарида (см. чертеж): функциональная группа связывается с поверхностью адсорбента, а гидрофобные сегменты направлены вглубь раствора. Итак, в рамках данной модели, адсорбция анионных полисахаридов на бентонитовых частицах в присутствии Гликойла может быть рассмотрена как адсорбция высокомолекулярного неионогенного ПАВ. В этом случае адсорбционные слои полисахарида характеризуются числами сегментов в «поездах», петлях и хвостах. Наиболее вероятно, что именно хвосты влияют на взаимодействие между соседними частицами. Стабильность суспензии осуществляется только за счет сил стерического отталкивания адсорбционных слоев соседних частиц, так как эти силы действуют на очень больших расстояниях, где Ван-дер-Ваальсово притяжение уже настолько мало, что не может образовать глубокой потенциальной ямы, достаточной для необратимой флокуляции суспензии. Интерполиэлектролитное комплексообразование подандных структур с полианионными макромолекулами полисахаридов приводит к резкому смещению равновесия в сторону адсорбции полимерных реагентов на поверхности глинистой макрофазы. Это и обуславливает наблюдаемый эффект синергетического усиления ингибирующей активности бинарной (K₂CO₃+Гликойл) системы.

Водная фаза бурового раствора

Чертеж. Ориентация структурных звеньев адсорбированных макромолекул КМЦ на поверхности бентонитовых частиц в присутствии полиэфиров (Гликойла).

Наличие в системе бурового раствора Гликойла повышает его антидиспергирующую активность и улучшает смазочные способности.

Отсутствие в составе бурового раствора хлористых солей, использование ингибиторов нового поколения (углекислого калия, Гликойла) в оптимально сочетаемых соотношениях делает данный раствор привлекательным с экологической точки зрения.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень» и промышленно применимо.

Для проверки эффективности действия предлагаемого бурового раствора были проведены лабораторные исследования.

В лабораторных условиях растворы готовят следующим образом.

В воду при непрерывном перемешивании на лабораторной мешалке постепенно добавляют углекислый калий, а после его растворения биополимер и понизитель фильтрации КМЦ. Перемешивают до полного растворения полимеров, обычно 1-1,5 часа, затем вводят Гликойл и смазочную добавку, тщательно перемешивают и замеряют параметры.

Замеры параметров производятся в соответствии с СТП 103-2007: плотность - пикнометром, смазочную способность - на приборе фирмы OFI, США (ЕР/ LUBRICITY TESTER model 21200) по коэффициенту трения пары «металл-металл» при нагрузке 1,03 МПа, условную вязкость - воронкой Марша (СПВ 5), показатель фильтрации - на фильтр-прессе, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическую вязкость - вискозиметром Fann. Поскольку основным преимуществом биополимерных растворов является их способность обладать свойствами твердого тела при низких скоростях сдвига и при нахождении в покое и свойствами жидкости при высоких скоростях (например, при истечении из насадок долота), дополнительно на вискозиметре Брукфельда замеряется вязкость при низких скоростях сдвига - 0,051 сек^-1 (ВНСС). Оценка влияния бурового раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта определяется по коэффициенту восстановления проницаемости на установке FDTES-100-140.

Для определения количественной оценки ингибирования, степени и динамики набухания глинистого образца в системе исследуемых буровых растворов используют тестер динамики набухания глинистых сланцев (Dynamic Lainear Swellmeter Complete w/Compactor). Методика основана на измерении степени и динамики набухания глинистой породы в среде исследуемого раствора. Исследования проводятся на приготовленных образцах правильной геометрической формы, выпиленных из керна или спрессованных из бурового шлама, глинистых минералов и т.д.

Суть метода заключается в измерении высоты образца за определенный период времени.

В основе метода лежит процесс поглощения дисперсионной среды (жидкости) дисперсной фазой (образцом), сопровождаемый увеличением объема образца. Увеличение объема глинистых минералов и пород при набухании обусловлено явлением кристаллического набухания, связанным с гидратацией межслоевых катионов и осмотическими процессами, вызывающими увеличение расстояний между слоями в кристаллических пакетах.

На основании результатов исследований набухания расчетным путем определяют:

- коэффициент набухания (К);

- относительный показатель устойчивости (С).

Составы бурового раствора при минимальном, оптимальном и максимальном соотношении ингредиентов, мас.%:

Пример 1 (минимум)

Карбоксиметилцеллюлоза	0,8
Углекислый калий (К2СО3)	5,0
Гликойл	3,0
Полимер ксантанового ряда	0,3
Смазочная добавка	0,1
Вода	90,8

Пример 2 (оптимум)

Карбоксиметилцеллюлоза	1,0
Углекислый калий (К2СО3)	15,0
Гликойл	4,0
Kem X	0,35
Смазочная добавка	0,15
Вода	79,5

Пример 3 (максимум)

Карбоксиметилцеллюлоза	1,2
Углекислый калий (К2СО3)	20,0
Гликойл	5,0
Ксантановая смола	0,4
Смазочная добавка	0,2
Вода	73,2

Пример 4 (до минимума)

Карбоксиметилцеллюлоза	0,7
Углекислый калий (К2СО3)	3,0
Гликойл	2,0
Поликсан	0,2
Смазочная добавка	0,05
Вода	94,05

Пример 5 (сверх максимума)

Карбоксиметилцеллюлоза	1,5
Углекислый калий (К2СО3)	25,0
Гликойл	6,0
Гаммаксан	0,5
Смазочная добавка	0,3
Вода	66,7

Технологические параметры приведены в таблице 1.

Из табл.1 следует, что предложенный авторами буровой раствор, при минимальном использовании химических реагентов в заявленном диапазоне концентраций обладает требуемыми технологическими параметрами, высокой выносящей способностью, высокими смазочными и повышенными ингибирующими свойствами как в динамическом, так и в статическом состоянии. На это указывает высокое значение динамического напряжения сдвига ( 0), низкая пластическая вязкость ( пл), высокое значение вязкости при низких скоростях сдвига (ВНСС), низкий коффициент трения пары «металл-металл», обеспечивающий минимальное внутрискважинное трение при бурении скважин, а так же минимальный коэффициент набухания и максимальный относительный показатель устойчивости.

Пример использования предложенного бурового раствора.

Бурение скважины до кровли продуктивного пласта может осуществляться на любом традиционно используемом буровом растворе. В пробуренную скважину спускается техническая обсадная колонна и цементируется в соответствии с действующими регламентами. Для бурения в интервале продуктивных пластов (в том числе и при вскрытии их горизонтальными стволами) используется предлагаемый авторами буровой раствор. Буровой раствор готовится следующим образом. В гидро- или глиномешалку на 2/3 заполненную водой вводят расчетное количество углекислого калия и перемешивают до полного растворения. Затем добавляют необходимое количество биополимера и карбоксиметилцеллюлозы. После растворения готовый биополимерный раствор сливают в чистую емкость. Таким образом готовится необходимое для бурения количество биополимерного солевого раствора. Затем в процессе циркуляции раствор равномерно обрабатывают расчетным количеством гликойла.

Бурение из-под технической колонны начинают на приготовленном растворе. В процессе бурения раствор обрабатывается смазочной добавкой до концентрации, обеспечивающей коэффициент трения 0,07-0,14 в зависимости от технологических требований. С использованием современного оборудования должна обеспечиваться хорошая очистка бурового раствора от выбуренной породы. Параметры бурового раствора в процессе бурения поддерживаются на уровне регламентированных добавлением необходимых реагентов и материалов (смазочной добавки, гликойла, водных растворов биополимера и карбоксиметилцеллюлозы).

Технико-экономическая или иная эффективность.

1. Обеспечение высокой ингибирующей способности.

2. Обеспечение высокой смазочной способности за счет низкого коэффициента трения бурового раствора при бурении горизонтальных и сильно искривленных (пологих) скважин, где потенциально велики энергозатраты на преодоление сил трения колонны труб о стенки скважины.

3. Снижение или даже полное исключение осложнений, связанных с прихватами бурильного инструмента. Это обеспечивается рядом факторов, в том числе и за счет дополнительного заявляемого фактора в области повышения смазочной способности бурового раствора, взаимно усиливающих друг друга за счет синергетического эффекта. Во-первых, система не содержит твердой фазы и, следовательно, отсутствует абразивное трение. Во-вторых, водная основа минерализована, то есть система эффективно ингибирует процесс гидратации глинистой составляющей коллектора, сохраняя устойчивость пород, склонных к обвалообразованию. В-третьих, благодаря свойствам биополимера и высоким значениям ВНСС фильтрация бурового раствора в пластовых условиях отсутствует или кратковременна, что резко снижает вероятность прилипания бурильного инструмента за счет перепада давления. Кроме того, данный фактор обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. В-четвертых, система содержит специальную смазочную добавку, адсорбируемую на стенках скважины, металлических трущихся поверхностях бурового инструмента, за счет чего резко снижается внутрискважинное трение бурильного инструмента и липкость полимер-глинистой корки. Все вышеуказанные факторы в совокупности обеспечивают уникальные противоприхватные способности заявляемого раствора.

4. Увеличение механической скорости бурения и проходки на долото за счет повышения ингибирующей и смазочной способности биополимерного раствора и отсутствия в системе раствора твердой глинистой фазы.

5. Снижение отрицательного влияния на окружающую природную среду за счет того, что не используются токсичные хлорсодержащие соли и смазочные добавки типа нефти, все компоненты системы биоразлагаемы.

Экспериментальные испытания предложенного бурового раствора проведены при бурении 3 эксплуатационных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Все скважины пробурены без осложнений, механическя скорость бурения и проходка на долото в среднем возросли соответственно на 37,8% и 29,3%.

Источники информации

1. Патент № 2290426 RU, МКИ С09К 8/08. Буровой раствор без твердой фазы с улучшенными смазочными свойствами /Яхшибеков Ф.Р., Рассадников В.И., Лушпеева О.А., Лосева Н.Т., Проводников Г.Б., Лодина И.В., Вахрушев Л.П. по заявке № 2005112372/03 от 25.04.2005, приоритет от 25.04.2005; Опубл. 27.12.2006, Бюл. № 36.

2. Ликлема Й., Флеер Г.Й., Схейтьенс Й.М. Вклад адсорбированных полимеров в устойчивость коллоидных систем // Коллоидный журнал. - T.XLIX, № 2. - 1987. - c.211-216.

3. Плетнев М.Ю. О природе взаимодействия в растворе смесей неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ // Коллоидный журнал. N.ХLIХ, № 1. - 1987. - с.184-188.

Таблица 1 Технологические показатели буровых растворов
Наименование показателей свойств бурового раствора	Свойства буровых растворов
	прототип	пример 1	пример 2	пример 3	пример 4	пример 5
Плотность, кг/м3		1070-1200	1040	1120	1180	1025	1200
Условная вязкость (Т), с		40-60	30-35	40-50	50-60	25-30	65-68
Пластическая вязкость ( пл), мПа·с		7-14	7-10	18-20	12-14	5-8	13-15
Динамическое напряжение сдвига ( 0), дПа		80-160	80-90	110-130	140-160	70-75	150-180
Статическое напряжение сдвига (СНС1/10), дПа		30-50/45-67	35/45	43/57	53/67	28/35	61/82
Вязкость при низких скоростях сдвига (ВНСС), мПа·с		30000-40000	24000	33000	36500	18000	39520
Показатель фильтрации (Ф), см3		4,5-6,0	5,8-7,0	3,5-5,0	3,5-4,5	7,0-8,0	3,5-4,5
Коэффициент трения		0,10	0,15	0,10	0,07	0,19	0,06
рН		7,0-7,5	9,5	10	10,5	9,0	10,5
Коэффициент набухания (К)		0,1481	0,1082	0,0952	0,0921	0,1109	0,0895
Относительный показатель устойчивости (С)		116,79	498,50	524,22	569,65	464,28	603,02
Коэффициент восстановления проницаемости ( )*, %		90-95	95-98	95-98	95-98	95-98	95-98
* - при проницаемости керна по воздуху 50-80·10-3 мкм2