полифункциональный комплексный реагент для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов

Формула изобретения

1. Полифункциональный комплексный реагент для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов, содержащий кольматирующую добавку, отличающийся тем, что содержит в качестве кольматирующей добавки производные высших жирных кислот, получаемые при переработке древесных или нефтяных смол и гудронов, - САФ, Soltex или Baratrol и дополнительно - продукт конденсации жирных кислот таллового масла или жирных кислот растительных масел, в том числе отработанных, с, по крайней мере, одним из группы: моно-, ди-, триэтаноламин при температуре 130-160°С в течение не менее 1 ч при массовом соотношении указанных компонентов 1:0,2-0,6 соответственно, модифицированный неонолом со степенью оксиэтилирования 9-12 в течение не менее 2 ч при температуре 60-80°С при их массовом соотношении 1:0,05-0,2 соответственно, и смесь диоксановых спиртов-Бурфлюб-БТ, ДСПБ, Т-80 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный продукт конденсации модифицированный	36,0-71,5
Указанные производные жирных кислот	10,0-28,5
Указанная смесь диоксановых спиртов	Остальное

2. Реагент по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит в качестве кольматирующей добавки карбоксиметилцеллюлозу или полианионную целлюлозу Реопак в количестве 10,0-50,0 мас.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к реагентам для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов, и рекомендуется к использованию при бурении скважин в качестве смазочной, антиприхватной и кольматирующей добавки, вводимой в буровой раствор.

В современных условиях бурения, характеризующихся разнообразием геологического строения районов, ростом глубин скважин, высоким давлением и температурой, наличием толщ проницаемых отложений и неустойчивых пород, сложной пространственной конфигурацией скважин, вопросам предупреждения и ликвидации прихватов отводится первостепенная роль.

На процесс прихвата бурильной колонны в скважине влияет множество факторов, которые по своей природе являются следствием физико-химических, физико-механических и других видов взаимодействия бурового инструмента с породой. Возникновение дифференциальных прихватов связано с такими факторами, как величина перепада давления, время и площадь поверхности контакта труб со стенкой скважины, проницаемость породы в зоне прихвата, физико-механические, адгезионные и смазочные свойства фильтрационных корок и др.

Возникновение дифференциальных прихватов во многих случаях удается избежать путем оптимизации технологических параметров буровых растворов. Разработка средств управления противоприхватными свойствами бурового раствора должна быть направлена на физико-химическую кольматацию высокопроницаемых пород, снижение механического трения и адгезионного взаимодействия, возникающего между металлической поверхностью и фильтрационной коркой бурового раствора.

Известна смазочная добавка для бурового раствора [1], которая обеспечивает улучшение триботехнических и антиприхватных свойств бурового раствора и состоит из смеси следующих компонентов, мас.%: растительное масло 20-30; щелочь - 5-10; феррохромлигносульфонаты - 6-8; вода - остальное.

Известная добавка обеспечивает улучшение смазочных свойств глинистых буровых растворов на 25-50%, но обладает недостаточно высокими антиприхватными свойствами на границе пары «металл -глинистая корка».

Также известна смазочная добавка для буровых растворов на водной основе (техническое название ДСБ-МГК), улучшающая смазочные и антиприхватные свойства бурового раствора при сохранении других технологических показателей [2]. Указанная добавка имеет следующий компонентный состав, мас.%: продукт взаимодействия борной кислоты, диэтаноламина и смеси жирных кислот предельного и непредельного ряда с углеводородным радикалом С_8-24 при их мольном соотношении 1:3:1,5 - 20-30; полигликоль - 50-65; керосин - 5-10; изобутанол - 7-10.

Указанная известная смазочная добавка хорошо улучшает смазочные свойства пресных буровых растворов, но в присутствии солей поливалентных металлов эффективность смазочного действия добавки резко снижается. Кроме того, отсутствие в рецептуре известной добавки компонентов, способствующих физико-химической кольматации проницаемых пластов, снижает эффективность добавки по антиприхватному действию.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности является многофункциональная твердая смазочная композиция «Микан-40» для буровых растворов [3], содержащая жирные кислоты - отработанные растительные масла, нанесенные на тонкоизмельченный природный сорбент мусковит, выполняющий функцию кольматирующей добавки, при следующем соотношении компонентов, мас.%: мусковит 40-95, отработанные растительные масла 5-60.

Недостатком данного изобретения является то, что известная композиция вводится в буровой раствор в достаточно высокой концентрации - 4%, что снижает экономическую эффективность применения смазочной композиции.

Кроме того, указанная смазочная композиция имеет ограничение при использовании в интервалах бурения продуктивных пластов, так как входящий в ее состав инертный кольматант - мусковит приводит к необратимой кольматации и снижает фильтрационно-емкостные свойства коллектора.

Задача предлагаемого изобретения - обеспечение высоких показателей триботехнических, антиприхватных и фильтрационных свойств буровых растворов, в которые введен заявляемый реагент, в условиях полиминеральной агрессии с сохранением фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

Технический результат изобретения - создание полифункционального комплексного реагента для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов, обеспечивающего высокие показатели антиприхватных и смазочных свойств буровых растворов в условиях полиминеральной агрессии, способствующего физико-химической кольматации проницаемых пород, и, как следствие, ограничению передачи давления в пласт и снижению вероятности возникновения дифференциальных прихватов и не снижающего коллекторские свойства продуктивного пласта.

Поставленная задача и технический результат достигаются предлагаемым полифункциональным комплексным реагентом для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов, содержащим кольматирующую добавку, при этом, согласно изобретению, содержит в качестве кольматирующей добавки производные высших жирных кислот, получаемые при переработке древесных или нефтяных смол и гудронов - САФ, Soltex или Baratrol и дополнительно - продукт конденсации жирных кислот таллового масла или жирных кислот растительных масел, в том числе отработанных, с, по крайней мере, одним из группы: моно-, ди-, триэтаноламин при температуре 130-160°С в течение не менее 1 часа при массовом соотношении указанных компонентов 1:0,2÷0,6 соответственно, модифицированный неонолом со степенью оксиэтилирования 9-12 в течение не менее 2 часов при температуре 60-80°С при их массовом соотношении 1:0,05-0,2 соответственно, и смесь диоксановых спиртов - Бурфлюб-БТ, ДСПБ, Т-80, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанный продукт конденсации модифицированный	36,0-71,5
Указанные производные жирных кислот	10,0-28,5
Указанная смесь диоксановых спиртов	остальное.

Реагент дополнительно содержит в качестве кольматирующей добавки карбоксиметилцеллюлозу или полианионную целлюлозу Реопак в количестве 10,0-50,0 мас.%.

В качестве смеси диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36% он содержит САФ, Soltex или Baratrol.

Достижение поставленного технического результата обеспечивается за счет следующего.

При смешивании модифицированного продукта конденсации, получаемого определенным образом, с производными высших жирных кислот, получаемых при переработке древесных или нефтяных смол и гудронов, происходит растворение твердых компонентов производных высших жирных кислот с «раскрытием» сложных органических макромолекул смолисто-асфальтеновых веществ с образованием продукта, имеющего минимальные значения силы адгезии и коэффициента трения и обладающего, вследствие больших размеров молекул, кольматирующим и гидрофобизирующим действием на мелкие поры и микротрещины пород. Модификация поверхности молекул реагента неонолом со степенью оксиэтилирования 9-12 придает предлагаемому комплексному реагенту устойчивость к воздействию солей поливалентных металлов. Макромолекулы эфиров целлюлозы, которые могут присутствовать в рецептуре в преимущественном варианте, и смолисто-асфальтеновых веществ, представляющих собой деформирующиеся частицы коллоидных размеров (присутствующих в составе производных высших жирных кислот, получаемых при переработке древесных или нефтяных смол и гудронов), формируют в фильтрационной корке бурового раствора пространственную сетку, способствующую ограничению передачи порового давления посредством внутренней закупорки сужений поровых каналов и микротрещин, что приводит к интенсификации процесса выравнивания давления и к резкому снижению вероятности возникновения дифференциального прихвата в кольматированном участке ствола.

Введение в рецептуру предлагаемого реагента смеси диоксановых кислот с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36% обеспечивает физико-химическое взаимодействие их гидроксильных групп с производными высших жирных кислот и улучшает растворимость кислот в модифицированном продукте конденсации.

Таким образом, указанный технический результат обеспечивается за счет совокупности компонентов реагента в заявляемом их количественном соотношении.

Для приготовления заявляемого комплексного реагента в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- жирные кислоты:

- - масло талловое сырое, ТУ 13-0281078-119-89;

- - масло подсолнечное, ГОСТ 1129-93;

- - масло соевое отработанное ГОСТ 7825-76;

- этаноламины:

- - моноэтаноламин, ТУ 2423-065-05807977-2004;

- - диэтаноламин ТУ 2423-054-05807977-2000;

- - триэтаноламин, ТУ 2423-061-05807977-2002;

- неонол АФ 9-12, ТУ 2483-077-05766801-98;

- кольматирующая добавка:

- - производные высших жирных кислот, получаемые при переработке древесных или нефтяных смол и гудронов, например:

- САФ, ТУ 2471-037-40912231-2006,

- Soltex, продукт фирмы Driling Specialties Company (США), являющейся подразделением фирмы Phillips Petroleum, является сульфированным нефтяным битумом со следующими характеристиками: зольность 36,3%; содержание азота 0,3%; серы 10,9%; сульфонатов - присутствие; растворимость в воде 80%; www.slidefinder.ne/D//308123;

- Baratrol, запатентованный реагент фирмы Halliburton Бароид (США); мелкодисперсный углеводородный порошок, рассеивается в воде и нефти, термостабильный до 400 градусов по Фаренгейту, обеспечивает уменьшение высокотемпературной фильтрации и закупоривание микротрещин в глинах, www.Halliburton.com/Baroid;

- - смесь диоксановых спиртов:

- Бурфлюб-БТ, ТУ 2452-018-40912231-2003;

- ДСПБ, ТУ 2452-002-52412574-00;

- Т-80, ТУ 2452-029-05766801-94;

- деформирующийся герметизирующий полимерный кольматант:

- - карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) со степенью полимеризации 600, ТУ 2231-001-351937-80-96;

- - полианионная целлюлоза (ПАЦ) - Реопак марки Н, ТУ 2231-005-40912231-2003.

Пример приготовления предлагаемого реагента. На первой стадии получают модифицированный продукт конденсации. Для этого вначале получают продукт конденсации, для чего берут 20 г сырого таллового масла, добавляют 10 г триэтаноламина, нагревают при Т=150°С в течение 1 часа и получают продукт конденсации. Затем 30 г полученного продукта конденсации смешивают с 1,5 г Неонола АФ 9-12, нагревают при Т=70°С в течение 2 часов. Затем 31,5 г полученного продукта смешивают с 12,6 г САФ и с 6,3 г Бурфлюб-БТ и далее с 12,6 г КМЦ-600. После этого реагент готов к употреблению.

Реагенты с другим соотношением компонентов готовят аналогичным образом. Составы исследованных комплексных реагентов представлены в таблице 1.

В лабораторных условиях исследовали следующие свойства заявляемого и известных по аналогу и прототипу реагентов.

Антиприхватное действие буровых растворов с добавкой в них реагентов в количестве 0,5 мас.%, оценивали на приборе Sticking Tester (Farm, модель 21150) путем определения коэффициента потенциального прихвата (К_{прихвата}) пары «металл-глинистая корка» в среде бурового раствора при перепаде давления 3,34 МПа.

Эффективность смазочного действия комплексного реагента и буровых растворов по стандарту АНИ определяли на машине трения (прибор OFI EP/LUBRICITY TESTER фирмы OFI) путем определения коэффициента трения (К _тр) при взаимодействии металлической пары «вращающееся кольцо - неподвижная призма» в среде исследуемого раствора при давлении, равном 1,03 МПа (150 фунтов/дюйм²) и частоте вращения вала 60 мин^-1, принятых для определения смазочных свойств промывочной жидкости в мировой практике бурения.

Кольматирующие свойства комплексного реагента оценивали по динамике фильтрации бурового раствора (Ф), в который добавлен комплексный реагент, через керамические фильтры с диаметром пор 0,04, 5 и 10 Дарси в течение 60 минут.

Указанные свойства приведены в таблице 2.

Гидроизолирующие свойства бурового раствора с добавкой в него предлагаемого реагента оценивали по изменению скорости фильтрации воды через керамические фильтры с различным диаметром пор: 0,04, 5 и 10 Дарси после фильтрации через них малоглинистого бурового раствора, обработанного антиприхватным реагентом, в течение 30 минут.

Полученные данные приведены в таблице 3.

Данные, приведенные в таблицах 1-3, показывают, что предлагаемый реагент имеет следующие преимущества перед известными:

- Антиприхватные свойства буровых растворов в условиях полиминеральной агрессии улучшены в 1,5-6,5 раз по сравнению с аналогом и прототипом, для ряда составов полифункционального реагента получены нулевые значения коэффициента потенциального прихвата (прихват исключен).

- Снижение коэффициента трения минерализованных буровых растворов в присутствии солей поливалентынх металлов после введения реагента составляет 76-84%.

- Предлагаемый полифункциональный реагент, сохраняя высокие показатели смазочных и антиприхватных свойств, одновременно до 1,6-1,8 раза снижает показатель фильтрации бурового раствора через диски различной проницаемости, и, как следствие, приводит к ограничению передачи давления в пласт и снижает вероятность возникновения дифферециального прихвата. Все компоненты заявляемого реагента легко удаляются при стандартных операциях по освоению скважин, в результате чего нарушение коллекторских свойств продуктивного пласта не происходит.

Таким образом, заявляемый комплексный реагент действительно является полифункциональным благодаря наличию комплекса смазочных, кольматирующих реагентов и реагентов, снижающих силу адгезии, и обеспечит в промысловых условиях снижение вероятности возникновения дифференциальных прихватов.

Таблица 1
№ № пп	Модифи- цированный продукт конденсации	Кольматирующая добавка
производные высших жирных кислот, получаемых при переработке древесных смол (САФ)	производные высших жирных кислот, получаемых при переработке нефтяных смол и гудронов	смесь диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36%	эфиры целлюлозы или их производные со степенью полимеризации не более 600
Предлагаемый реагент
1	36,0	20,0	-	44,0 Бурфлюб БТ	-
2	40,0	15,0	-	25,0 ДСПБ	20,0 КМЦ
3	52,0	-	25,0 Soltex	23,0 Бурфлюб БТ	-
4	55,0	-	10,0 Baratrol	25,0 Т-80	10,0 ПАЦ
5	67,0	28,5	-	4,5 Т-80	-
6	71,5	-	12,0 Soltex	16,5 ДСПБ	-
7	40,0	15,0	-	25,0 ДСПБ	20,0 КМЦ
8	Известная композиция по прототипу «Микан-40»
9	Известная композиция по аналогу ДСБ-МГК
Примечание: 1. В опыте 1 для приготовления продукта конденсации использовали жирные кислоты таллового масла и триэтаноламин в массовом соотношении 1:0,5; а для приготовления модифицированного продукта конденсации использовали продукт конденсации и неонол 9-12 в массовом соотношении 1:0,05. Температура конденсации в опыте 1-130°С, в опыте 4-150°С, время 1 час; Температура модификации в опыте 1-60°С, в опыте 4-80°С, время 2,5 часа;
2. В опыте 4 режимы соответствуют опыту 1, только в качестве этаноламинов использовали смесь моноэтаноламина с диэтаноламином в массовом соотношении 1:1.
3. В опытах 2 для приготовления продукта конденсации использовали жирные кислоты подсолнечного масла и диэтаноламин в массовом соотношении 1:0,6; а для приготовления модифицированного продукта конденсации использовали продукт конденсации и неонол 9-12 в массовом соотношении 1:0,1. Температура конденсации в опыте 2-140°С, в опыте 6-130°С, время 1,5 час; Температура модификации в опыте 2-70°С, в опыте 6-80°С, время 2,0 часа;
4. В опыте 6 режимы соответствуют опыту 3, только в качестве этаноламинов использовали смесь моноэтаноламина с триэтаноламином в массовом соотношении 1:1.
5. В опытах 3 и 5 для приготовления продукта конденсации использовали жирные кислоты масла соевого отработанного и моноэтаноламин в массовом соотношении 1:,0,2; а для приготовления модифицированного продукта конденсации использовали продукт конденсации и неонол 9-12 в массовом соотношении 1:0,2. Температура конденсации в опыте 3-130°С, в опыте 5-160°С, время 1 час; Температура модификации в опыте 3-60°С, в опыте 5-80°С, время 2,5 часа;
6. В опыте 7 режимы соответствуют опыту 2, только в качестве этаноламинов использовали смесь диэтаноламина с триэтаноламином в массовом соотношении 1:1.

Таблица 2
№	Состав исследованного раствора	Ктр	Кприхвата	Ф3,3МПа , см3
1	Исходный буровой раствор	0,223	0,206	25
2	Раствор 1 + реагент № 1 табл.1	0,042	0	17
3	Раствор 1 + реагент № 2 табл.1	0,035	0,077	13,5
4	Раствор 1 + реагент № 3 табл.1	0,052	0	7,7
5	Раствор 1 + реагент № 4 табл.1	0,038	0,025	8,0
6	Раствор 1 + реагент № 5 табл.1	0,040	0,031	16,5
7	Раствор 1 + реагент № 6 табл.1	0,046	0	15,8
8	Раствор 1 + реагент № 7 табл.1	0,036	0,052	13,0
9	Раствор 1 + ДСБ-МГК табл.1	0,170	0,115	24
10	Раствор 1 + МИКАН-40 табл.1	0,125	0,162	20,5
Примечание: 1. Состав исходного раствора - малоглинистого бурового раствора МГБР: глинопорошок ППБ-5%, низковязкая ПАЦ - 0,3%, высоковязкая ПАЦ - 0,2%, KCl - 4%, NaCl - 11%, CaCl - 2%, техническая вода - остальное
2. Предлагаемый реагент в опыте 2 и 3 вводили в МГБР в количестве 0,5 мас.%; в опыте 5 - в количестве 0,7 мас.%; в опыте 4, 6, 7 и 8 - в количестве 1 мас.%.
3. Известные реагенты в опыте 9 и 10 вводили в МГБР в количестве 1 мас.%

Таблица 3
№	Состав раствора	Проницаемость диска	Объем фильтрата в см3, время в мин	Фтех.воды
1	5	10	15	20	30	45	60
1	МГБР табл.2	10 Дарси	3,5	5,7	8	9,8	11,8	14,0	17,3	19,5	5,3
5 Дарси	2,5	4,5	6,5	8,4	10	12,4	15,5	18,5	4,5
0,4 Дарси	2	3,9	6,2	8	9,6	11,6	13,0	15	3,3
2	Раствор 1 + реагент № 1 из табл.1	10 Дарси	2,4	4,3	6,0	7,8	8,8	11,7	14,3	15,8	3,5
5 Дарси	2,2	4,2	6,0	7,4	8,7	11	13,4	14,8	3,0
0,4 Дарси	1,6	3,2	5,5	7,0	8,6	10,4	11,5	12,2	2,9
3	Раствор 1 + реагент № 2 из табл.1	10 Дарси	2	4	4,6	5,9	7	8,5	10,5	11,6	2,9
5 Дарси	1,5	3,2	4,3	5,3	6,5	8,1	9,5	10,7	2,7
0,4 Дарси	1,2	2,7	4	5	6,1	7,7	9.4	10	2,4
4	Раствор 1 + реагент № 3 из табл.1	10 Дарси	1,5	3,5	4,2	5,5	6,5	8,0	10	11.2	2,7
5 Дарси	1,2	2,9	4	5	6,2	7,7	9,2	10,3	2,5
0,4 Дарси	1	2,5	3,8	4,8	5,8	7,4	8.9	9,6	2,3
5	Раствор 1 + реагент № 4 из табл.1	10 Дарси	1,7	3,9	4,4	5,5	6,6	8,2	10,4	11,5	2,9
5 Дарси	1,4	2,7	4,1	5,2	6,4	8,0	9.4	10,6	2,2
0,4 Дарси	1	3	4	5,3	6,4	7,8	9,0	9,9	2,0
6	Раствор 1 + МГК-ДСБ	10 Дарси	3,5	5,6	7,8	9,6	11,5	13,5	16,8	18,5	5,0
5 Дарси	2,5	4,4	6,3	8,2	9,6	12	15	18	4,4
0,4 Дарси	2	3,8	6	7,8	9,3	11,2	12,7	14,6	3,2
7	Р-р1 + Микан-40	10 Дарси	2,5	4,5	6,2	8,0	9,0	11,8	14,4	16	4,2
5 Дарси	2,0	4,0	6.0	7,5	8,8	11	13,5	15	3,3
0,4 Дарси	1,7	3,4	5,7	7,3	8,8	10,6	11,7	12,5	3,0
Примечание: состав исходного раствора - глинопорошок ППБ-5%, низковязкая ПАЦ - 0,3%, высоковязкая ПАЦ - 0,2%, KCl - 4%, NaCl - 11%, CaCl - 2%, техническая вода -остальное; Фтех.воды - объем технической воды, отфильтровавшийся через корку, созданную буровым раствором, за 30 мин.

Источники информации

1. Патент РФ № 2367676.

2. Патент РФ № 2236431.

3. Патент РФ № 2302443.