добавка к буровому раствору на водной основе оптибур

Формула изобретения

1. Добавка к буровому раствору на водной основе, содержащая органическое соединение и эмульгатор, отличающаяся тем, что в качестве органического соединения содержит сложные эфиры монокарбоновых кислот с числом атомов углерода до 24 и одноатомных спиртов и/или полиальфаолефины, и/или производные нефти, и дополнительно - гидрофобизатор при следующем соотношении компонентов, об.%:

эмульгатор	2-10
гидрофобизатор	0,2-2
органическое соединение	остальное

2. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что в качестве эмульгатора содержит оксиэтилированную жирную кислоту с 6-7 молями окиси этилена Стеарокс-6 или диэтаноламид жирных кислот или оксиэтилированный жирный амин с 6-7 молями окиси этилена или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе жирной кислоты с 6 молями окиси этилена или оксиэтилированный с 4-9 молями окиси этилена алкилфенол или оксиэтилированные натуральные высшие жирные спирты фракций C₁₂-C₁₄ с 2-7 молями окиси этилена.

3. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что в качестве гидрофобизатора содержит смесь имидазолинов с примесью аминоамидов или алкилбензилдиметиламмоний хлорид, или смесь аминоалкиламмоний хлоридов или моноалкиламины, или смесь полиалкилпиридинов, или (алкилдиоксиэтилен)-метилметилдиэтиламмонийбензосульфонат.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к противоадгезионным или смазочным добавкам к буровым растворам. Добавка предназначена для использования в буровых растворах на водной основе для предупреждения сальникообразования при разбуривании пластичных горных пород.

Известно применение смазочной добавки (пат. РФ № 2163616, МПК C09K 7/06, опубл. 27.02.2001 г.) к буровым растворам, включающей синтетическую жидкость, нейтрализующий агент и воду, содержащей в качестве синтетической жидкости ацетали, или альфаолефины, или полиальфаолефины (ПАО), жирные кислоты высшего ряда с C₉ и выше, а в качестве нейтрализующего реагента - гидроокиси щелочных металлов.

В известной добавке в качестве основного вещества используются жирные кислоты высшего ряда, которые реагируют со щелочными компонентами, всегда имеющимися в буровых растворах, с образованием соответствующих солей. Соли сильно гидрофильных оснований и содержащиеся в жирах и маслах естественного происхождения жирные кислоты являются веществами, которые способствуют образованию водомасляных эмульсий и пены. Это может негативно сказываться на параметрах бурового раствора. Вышеуказанные соли являются анионными поверхностно-активными веществами (ПАВ), которые не рекомендуется применять в составе буровых растворов для вскрытия продуктивных нефтесодержащих пластов из-за их реакции с солями жесткости, содержащимися в пластовой воде, и образования нерастворимых осадков, способных загрязнять нефтяной пласт.

Наиболее близким по составу и технической сущности (прототипом) является применение органических углеводородов, таких как полиальфаолефины, в смесях с эмульгаторами и растворителями (функциональными добавками) в качестве нетоксичной смазочной добавки для водных буровых растворов, не наносящей вред морской флоре и фауне (см. пат. США № 4876017, МПК C09K 7/06, опубл. 24.10.1989 г.). Недостаток известного технического решения заключается в том, что в состав смазочной добавки входит 90-100% полиальфаолефинов, что приводит к ее значительному удорожанию. Из-за отсутствия в составе добавки гидрофобизатора, ее применение не достаточно эффективно решает проблему сальникообразования.

Задачей изобретения является разработка экологически безопасной высокоэффективной противоадгезионной добавки для буровых растворов на водной основе, способной улучшать гидрофобизирующие, антифрикционные и поверхностно-активные свойства буровых растворов.

Поставленная задача решается тем, что противоадгезионная добавка к буровому раствору на водной основе, содержащая органическое соединение и эмульгатор, согласно изобретению, в качестве органического соединения содержит сложные эфиры монокарбоновых кислот с числом атомов углерода до 24 и одноатомных спиртов, и/или полиальфаолефины, и/или производные нефти и дополнительно гидрофобизатор при следующем соотношении компонентов, % об.:

эмульгатор	2-10
гидрофобизатор	0,2-2
органическое соединение	остальное

Кроме того, добавка в качестве эмульгатора содержит оксиэтилированную жирную кислоту с 6-7 молями окиси этилена Стеарокс-6, или диэтаноламид жирных кислот, или оксиэтилированный жирный амин с 6-7 молями окиси этилена, или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе жирной кислоты с 6 молями окиси этилена, или оксиэтилированный с 4-9 молями окиси этилена алкилфенол, или оксиэтилированные натуральные высшие жирные спирты фракций C₁₂-C ₁₄ с 2-7 молями окиси этилена, а в качестве гидрофобизатора - смесь имидазолинов с примесью аминоамидов, или алкилбензилдиметиламмоний хлорид, или смесь аминоалкиламмоний хлоридов, или моноалкиламины, или смесь полиалкилпиридинов, или (алкилдиоксиэтилен)-метилметилдиэтиламмоний бензосульфонат.

В качестве органических соединений могут быть использованы альфаолефины, полиальфаолефины или другие изомеры олефинов. Например, полиальфаолефины марок «Durasyn», «PAO», «Chevron», ПАОМ (ТУ 0253-014-54409843-2007).

Также в качестве органических соединений возможно применение ПАО и/или смеси сложных эфиров (СЭ) карбоновых кислот, полученных взаимодействием монокарбоновых жирных кислот с метиловым или этиловым спиртом. Например, эфиры метиловые жирных кислот масел и жиров для дизельных двигателей (ДСТУ 6081; 2009).

Кроме того, в качестве органических соединений могут использоваться производные нефти. Например, минеральное масло индустриальное И-20 (ГОСТ 20799-88).

В качестве эмульгатора возможно использование неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) с гидрофильно-липофильным балансом (ГЛБ) 5÷9, например: а) оксиэтилированная жирная кислота с 6-7 молями окиси этилена Стеарокс-6 (ГОСТ 8980-75); б) диэтаноламид жирных кислот - ДЭА (ТУ 2481-002-13805981-2006); в) оксиэтилированный жирный амин с 6-7 молями окиси этилена; г) моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе жирной кислоты с 6 молями окиси этилена; д) оксиэтилированный с 4-9 молями окиси этилена алкилфенол - Неонол АФ 9-8 (ТУ 2483-077-05766801-98); е) оксиэтилированные натуральных высшие жирные спирты фракций C₁₂-C₁₄ с 2-7 молями окиси этилена - Синтанол АЛМ-2 (ТУ 2483-005-71150986-2006).

В качестве гидрофобизатора возможно использование катионных маслорастворимых ПАВ. Например: а) смесь имидазолинов с примесью аминоамидов - Пеназолин (ТУ 38-40753-75); б) алкилбензилдиметиламмоний хлорид - Катамин (ТУ-6-01-816-75); в) смесь аминоалкиламмоний хлоридов; г) моноалкиламины; д) смесь полиалкилпиридинов - реагент И-1-В (ТУ 103238-74); е) (алкилдиоксиэтилен)-метилметилдиэтиламмоний бензосульфонат - Алкамон ОС-2 (ГОСТ 10106-75).

Использование СЭ в водных буровых растворах известно (см. пат. США № 7199084 B2, МПК C09K 8/18, 8/20, опубл. 03.04.2007 г.) в качестве неполярной дисперсионной среды для приготовления суспензий водорастворимых порошкообразных химреагентов, применяемых в технологии буровых растворов. Также известно применение СЭ и ПАО в качестве дисперсионной среды при приготовлении инвертных эмульсионных растворов типа вода в масле (см. пат. США № 5977031, МПК C09K 7/02, опубл. 02.11.1999 г.).

В пат. РФ № 2015156, МПК C09K 7/06, опубл. 30.06.1994 г., описано применение сложных эфиров в качестве масляной фазы жидкостей для бурения в виде эмульсии масла в воде.

Известно использование ПАО в водных буровых растворах (см. пат. США № 5045219, МПК C09K 7/02, опубл. 03.09.1991 г., и № 5605879, МПК C09K 7/02, опубл. 25.02.1997 г.) в качестве безопасной для окружающей среды смазочной добавки и ускорителя бурения и жидкости для ликвидации прихватов бурильного инструмента. Причем в качестве смазочной добавки и ускорителя бурения предлагается добавлять ПАО в буровой раствор в чистом виде или в смеси с ПАВ.

Использование Алкамона ОС-2 известно в качестве смягчителя и антистатика в текстильной и трикотажной промышленности, в деревообрабатывающей промышленности и промышленности химических волокон в качестве антистатика.

При разбуривании глинистых пород с использованием бурового раствора на водной основе эффективность бурения часто снижается из-за падения механической скорости вследствие образования сальника на буровом долоте, особенно при использовании лопастных долот с поликристаллическим вооружением. При использовании заявленной противоадгезионной добавки ОПТИБУР образуются адсорбционные слои на заряженных поверхностях металла и глины, что приводит к предотвращению мгновенного впитывания фильтрата бурового раствора глинистыми частицами и снижает прочность их адгезионного контакта с металлической поверхностью. Последнее предотвращает образование сальника на породоразрушающем инструменте и других элементах компоновок низа бурильной колонны (КНБК). Также добавка улучшает смазочные свойства раствора, предотвращает диспергирование глины, снижает показатель фильтрации, что в конечном итоге приводит к увеличению механической скорости бурения из-за отсутствия сальников на буровом долоте.

Произведен анализ известных добавок к водным буровым растворам: пат. РФ № 2169753, МПК C09K 7/02, опубл. 27.06.2001 г.; пат. РФ № 2101318, МПК C09K 7/02, опубл. 10.01.1998 г.; пат. РФ № 2123023, МПК C09K 7/02, опубл. 10.12.1998 г.; пат. РФ № 2163248, МПК C09K 7/02, опубл. 20.02.2001 г.; пат. РФ № 2186819, МПК C09K 7/02, опубл. 10.08.2002 г.; пат. РФ № 2170243, МПК C09K 7/02, опубл. 10.07.2001 г., и др.

Анализ показал, что способность рассмотренных добавок гидрофобизировать поверхности используется:

- для дополнительного ингибирования набухания глины;

- для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта, что достигается смачиванием поверхности пор нефтью;

- для повышения крепящих свойств по отношению к обваливающимся породам;

- для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны и предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины;

- для улучшения фильтрационных характеристик промывочной жидкости.

Применение гидрофобизации в сумме с образованием слоев экологически безопасных неполярных жидкостей на поверхности КНБК и горной породы для решения проблемы сальникообразования неизвестно.

Способ приготовления заявленной добавки заключается в следующем.

Пример 1. В 930 мл СЭ добавляют 50 мл Синтанола. Полученную смесь перемешивают и нагревают до 60°C. В нагретую смесь добавляют 20 мл Алкамона ОС-2 и продолжают перемешивание до его полного растворения. Полученный продукт остужают до комнатной температуры. Состав и влияние на удельную адгезию глины к металлу в среде бурового раствора добавки по примеру 1 представлен в п.4 таблицы 1.

Пример 2. В 930 мл ПАОМ добавляют 50 мл Синтанола. Аналогично примеру 1 смесь нагревают и добавляют 20 мл Алкамона ОС-2. Состав и влияние на удельную адгезию глины к металлу в среде бурового раствора добавки по примеру 2 представлен в п.1 таблицы 1.

Пример 3. В 465 мл СЭ добавляют 465 мл ПАОМ и 50 мл Синтанола. Аналогично примеру 1 смесь нагревают и добавляют 20 мл Алкамона ОС-2. Состав и влияние на удельную адгезию глины к металлу в среде бурового раствора добавки по примеру 3 представлен в п.2 таблицы 1.

Пример 4. В 465 мл СЭ добавляют 465 мл минерального масла И-20 и 50 мл Синтанола. Аналогично примеру 1 смесь нагревают и добавляют 20 мл Алкамона ОС-2. Состав и влияние на удельную адгезию глины к металлу в среде бурового раствора добавки по примеру 4 представлен в п.10 таблицы 1.

Аналогичным образом готовили составы заявляемой добавки ОПТИБУР с различным соотношением ингредиентов (таблица 1).

Для исследований влияния противоадгезионной добавки на параметры использовался буровой раствор (в дальнейшем базовый раствор или БР), содержащий 2 г/л полианионной целлюлозы (ПАЦ) низкой молекулярной массы, 4 г/л ПАЦ высокой молекулярной массы, 1 г/л биополимера, 0,5 г/л бактерицида, 0,5 г/л гидроксида натрия, 20 г/л бентонита (ТУ 5751-002-58156178-02) марки Медиум.

Приготовленную добавку в объемной концентрации 3% вводили в базовый раствор. Измерялась удельная сила отрыва глинистого сланца от металла (сила адгезионного взаимодействия) после 10 минут пребывания контактирующих поверхностей в растворе (таблица 1). Сила адгезионного взаимодействия измерялась с помощью специально разработанного прибора, который замеряет силу, требующуюся для отрыва глины от металла. Удельная сила отрыва глинистого сланца от металла рассчитывается по формуле:

где - удельная сила отрыва глинистого сланца от металла, Н/см ²;

S - площадь контакта глины и металла, см;

F_адг - сила адгезии, Н.

По влиянию вышеприведенных эмульгаторов на устойчивость эмульсий, пенообразующую способность и снижение поверхностного натяжения, их содержание в добавке больше 10% не приводит к улучшению этих характеристик. С другой стороны, для дополнительной гидрофобизации поверхности металла концентрация эмульгатора в добавке должна быть не меньше 2%.

Увеличение концентрации вышеприведенных гидрофобизаторов в неполярной жидкости выше 2% приводит к выпадению в осадок, что обусловлено их ограниченной растворимостью. К тому же, полное смачивание неполярной жидкостью металла из воды (угол смачивания равен 180°) наступает при объемной концентрации гидрофобизаторов, близкой к 2%. Угол смачивания металла при тех же условиях и объемной концентрации гидрофобизаторов в неполярной жидкости 0,2% равен 160°, что может оказаться вполне достаточным для образования пленки на поверхностях металла и глинистой породы и для снижения удельной силы отрыва глинистого сланца от металла (сила адгезионного взаимодействия).

Оптимальные концентрации эмульгатора и гидрофобизатора - 5% и 2% соответственно. Повышение концентрации гидрофобизатора выше 2% или снижение до 0,2% приводит к увеличению удельной силы отрыва глинистого сланца от металла. Также установлено, что ПАОМ более эффективно снижает адгезию глины к металлу, чем СЭ или масло И-20.

По результатам экспериментов удельная сила отрыва глинистого сланца от металла после 10 минут пребывания глины в базовом растворе с добавлением 3% разработанной противоадгезионной добавки ОПТИБУР составляет (фиг.1):

- 15 Н/см², что в 3,7 раз меньше, чем при контакте исследуемых поверхностей в среде пресного базового раствора без добавки;

- 3 Н/см², что в 17 раз меньше, чем при контакте исследуемых поверхностей в среде минерализованного базового раствора без добавки.

Т.о., значительное снижение удельной адгезии глины к металлу приводит к устранению проблем со слипанием, укрупнением, накоплением на забое глинистого шлама, его прилипанием к долоту и элементам КНБК.

В лаборатории также исследовалось влияние разных концентраций разработанной добавки ОПТИБУР на технологические свойства бурового раствора с помощью стандартных приборов и методик (таблица 2) (Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979; Рекомендованная практика для лабораторных исследований буровых растворов 13I/ISO 10416:2002). В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов:

- плотность измерялась при помощи рычажных весов OFITE;

- показатель фильтрации (ПФ, см³, при перепаде давления 0,7 МПа) измеряли на фильтр-прессе фирмы OFITE;

- реологические свойства - пластическую вязкость (PV, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (YP, дПа) и статическое напряжение сдвига через 10 с и 10 мин (СНС10/10, дПа), замеряли на ротационном 8-скоростном вискозиметре фирмы OFITE;

- водородный показатель (pH) замеряли на приборе ACORN;

- коэффициент трения корки (k_{трения корки}) измеряли на приборе КТК-2.

Смазочные свойства определяли по коэффициенту трения (К_тр пары "металл-металл") на приборе LUBRICITY TESTER «OFITE» (США) в соответствии с международным стандартом API R13B (при нагрузке 16,9 Н·м, 60 об/мин).

Добавление ОПТИБУР в пресный и минерализованный (4% KCl) водный буровой раствор не ухудшает его реологические параметры. Постоянная плотность раствора свидетельствует об отсутствии пенообразования при добавлении добавки. Также отмечается снижение показателя фильтрации, коэффициентов трения фильтрационной корки и пары «металл-металл» при увеличении концентрации разработанной добавки.

Заявляемая противоадгезионная добавка для буровых растворов на водной основе снижает трение и износ бурового оборудования, гидрофобизирует стенки скважины, выбуренную породу и металлические поверхности, что минимизирует сальникообразование и повышает устойчивость стенок скважины и, в конечном счете, повышает механическую скорость бурения и снижает расходы на бурение.