Состав для бурения и заканчивания скважин

Состав для бурения и заканчивания скважин

Реферат

 

Состав относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и заканчивания скважин. Техническим результатом является обеспечение высокой степени ингибирования глинистых пород, снижение фильтрационных характеристик бурового раствора и повышение агрегативной устойчивости в присутствии минеральных солей, а также улучшение их поверхностно-активных и смазочных свойств в широком диапазоне температур. Состав для бурения и заканчивания скважин содержит воду и моноалкиловые эфиры полипропиленгликоля общей формулы где R = С_nH_{2n + 1}, n = 1 - 4, m > 80, дополнительно содержит полиалкиленгликоли общей формулы где Х = 0, N, СН₂; Y = N, CH₂; c, a, b = 0 - 2; t, q, g, v, k, j = 0 - 250; g + m > 0; d = l - 5; R¹, R², R³ = H, СН₃; А, В, G = 1 - 120; 3 < (a + b + с) < 5, в качестве которых используют сополимеры окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси пропилена не более 50 мол.%, молекулярной массой 6000 - 40000 и/или сополимеры окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси пропилена не менее 85 мол.%, молекулярной массой 300 - 6000 при следующем соотношении компонентов, мас.%: моноалкиловый эфир полипропиленгликоля 1 - 30, полиалкиленгликоль с содержанием окиси пропилена не более 50 мол.% 0 - 45, полиалкиленгликоль с содержанием окиси пропилена не менее 85 мол.% 30 - 90, вода - остальное. Причем состав для бурения и заканчивания скважин может дополнительно содержать фосфоновый комплексон в количестве 0,01 - 3 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов, растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и заканчивания скважин.

Известны многочисленные примеры использования различных гликолей в качестве неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) для повышения качества первичного вскрытия продуктивных коллекторов. Так, согласно пат. N 4425241 США в состав бурового раствора, предназначенного для вскрытия, рекомендуется включать полиэтиленгликоль с молекулярной массой 6000 - 20000. Для снижения скорости фильтрации полигликоль используется в смеси со стабилизатором в соотношениях от 3:1 до 1:3. Однако такой комбинированный реагент характеризуется низкой смазочной способностью, не обеспечивает достаточного уровня ингибирования глинистых пород.

Оксиалкилированные соединения (ПАГ) используются также в качестве НПАВ в присадке для бурового раствора (пат. N 2091420 РФ). Присадка на основе углеводородного растворителя содержит 15-25% полиалкиленгликоля (ПАГ) разветвленного строения и 7-10% целевой добавки (метилдиэтилалкоксиметил аммоний метилсульфат или бис (алкилполиоксиэтилен) фосфат). В качестве ПАГ используется продукт присоединения окисей этилена и пропилена к глицерину (этилендиамину, жирному амину, жирному спирту). Присадка обладает высокой смазочной способностью, улучшенными реологическими свойствами, низкой температурой застывания. Однако из-за небольшого содержания ПАГ реагент не снижает фильтрацию бурового раствора, а главное - не ингибирует поверхность глинистых пород. Кроме того, использование в качестве растворителя смеси ароматических углеводородов или этилбензольной фракции и т.д. ограничивает области применения данного реагента.

Известны примеры использования в качестве НПАВ относительно низкомолекулярных гликолей и/или многоатомных спиртов. Так, согласно патенту (пат. N 990007 Финляндия) для качественного вскрытия продуктивных пластов буровой раствор должен содержать смесь многоатомных спиртов и гликолей (ди-, три-, тетра- и пентаэтиленгликолей), которые обеспечивают раствору необходимые свойства. Однако низкомолекулярные (мол. масса до 200) полигликоли (и полиалкиленгликоли) линейного строения не способны без дополнительного ингибирующего агента - хлорида калия в достаточной мере ингибировать и гидрофобизировать поровое пространство коллектора, а также ухудшают фильтрационные свойства раствора.

В качестве прототипа по совокупности основных химико-технологических характеристик выбраны полиалкиленгликоли и их алкилпроизводные (пат. EP N 0 495 579 A3), полученные реакцией сополимеризации окисей этилена и пропилена. Строение этих ПАГ может быть представлено следующей общей формулой: где R₁=H, CH₃; R₂-H, C_nH_2n+1(n=1-4); m=4-200.

Несмотря на то что концентрация реагента в буровом растворе может достигать 60 мас.%, полигликоль, имеющий линейную структуру полимерной цепи, не способен самостоятельно обеспечить необходимый уровень ингибирования глинистых пород, а также практически не снижает показатель фильтрации. Поэтому для снижения фильтрации в раствор рекомендуется добавлять полимерные стабилизаторы, а для повышения ингибирующей способности - 28,6 - 85,7 г/л солей калия (в частности, KCl), что вызывает дополнительные осложнения, связанные с утилизацией калийсодержащей выбуренной породы.

Кроме того, использование подобных полиалкиленгликолей при температурах ниже "температур помутнения" (T_п) вообще малоэффективно. В этих условиях линейные гликоли и спирты обладают малой адсорбционной активностью и введение их в глинистую суспензию не приводит к значительному снижению коэффициента трения, скорости увлажнения глинистых минералов и практически не влияет на фильтрацию, а в некоторых случаях способствует ее увеличению. К тому же, применение линейных ПАГ недостаточно эффективно при вскрытии продуктивных горизонтов из-за относительно низкой поверхностной активности. Они не обеспечивают надежную гидрофобизацию пород коллектора и необходимое межфазное натяжение на границе раздела фильтрат бурового раствора - углеводородная жидкость, а следовательно, и сохранение удовлетворительной проницаемости коллектора. В присутствии ионов щелочных и щелочноземельных металлов линейные ПАГ не обеспечивают агрегативной устойчивости растворов. Уже при децинормальной концентрации солей происходит быстрая коагуляция глинистой суспензии, сопровождаемая ростом фильтрации.

Задачей изобретения является создание состава для бурения и заканчивания скважин, обеспечивающего высокую степень ингибирования глинистых пород, снижение фильтрационных характеристик бурового раствора и повышение агрегативной устойчивости в присутствии минеральных солей, а также улучшение их поверхностно-активных и смазочных свойств в широком диапазоне температур.

Сущность изобретения заключается в том, что предлагаемый состав для бурения и заканчивания скважин, содержащий воду и моноалкиловые эфиры полипропиленгликоля общей формулы: где R = C_nH_2n+1(n=1-4), m>80 отличается тем, что дополнительно содержит полиалкиленгликоли ПАГ общей формулы: где X = О, N, CH₂; Y = N, CH₂; с, a. b = 0-2; t, q, g, v, k, j = 0-250: g+ m>0: d=1-5; R¹, R², R³=H, CH₃; A,B,G=1-120; 3<(a+b+c)<5 Моноалкиловый эфир полипропиленгликоля - 1-30 ПАГ с содержанием ОП не более 50 мол.% - 0-45 ПАГ с содержанием ОП не менее 85 мол.% - 30-90 Вода - Остальное Кроме того, состав дополнительно содержит фосфоновый комплексон в количестве 0 - 3 мас.%.

Для приготовления составов используются полиалкиленгликоли, полученные поликонденсацией окиси этилена и окиси пропилена в присутствии многоатомных спиртов (глицерин, ксилит) и/или алканоламинов (три-, тетра-, пентаалканоламин) (способ получения описан в пат. РФ 2105044).

В качестве моноалкилового эфира полипропиленгликоля может быть использован ППГ-40 (ТУ 2422-246-10460596-99).

Примеры приготовления образцов составов в лабораторных условиях.

Для приготовления составов использовались следующие образцы ПАГ: 1. ПАГ-1 с содержанием ОП = 10 мол.%, Mr = 40000; 2. ПАГ-2 с содержанием ОП = 48 мол.%, Mr = 6000; 3. ПАГ-3 с содержанием ОП = 85 мол.%, Mr = 6000; 4. ПАГ-4 с содержанием ОП = 100 мол.%, Mr = 300.

Пример 1. Для приготовления образца состава N 1 к 30 г ППГ- 40 добавляют 30 г ПАГ-1, 30 г ПАГ-4 и 10 г воды, после чего все компоненты перемешивают до получения однородного раствора.

Пример 2. Для приготовления образца состава N 2 к 30 г ППГ-40 добавляют 30 г ПАГ-2, 30 г ПАГ-3 и 10 г воды. Компоненты перемешивают до получения однородного раствора.

Аналогично готовятся остальные составы, приведенные в таблице 1.

Предлагаемые составы обладают рядом преимуществ по сравнению с полиалкиленгликолями прототипа. Во-первых, используемые в изобретении ПАГ благодаря разветвленной структуре полиэфирного скелета обеспечивают более высокую устойчивость бентонитовых суспензий, способствуя значительному снижению показателя фильтрации. Во-вторых, за счет эффективного экранирования поверхности адсорбента используемые ПАГ существенно снижают коэффициент трения и обеспечивают ингибирующие свойства буровых растворов. При одинаковых концентрациях линейного и разветвленного ПАГ равных молекулярных масс в случае разветвленных ПАГ достигается большая плотность и толщина адсорбционных слоев. Поскольку технологические характеристики глинистых суспензий определяются прежде всего количеством адсорбированного полимера, для поддержания необходимых параметров бурового раствора требуются меньшие количества разветвленных ПАГ, чем линейных. Смешение ПАГ с различным содержанием ОП образует составы, содержащие макромолекулы с существенным разбросом по свойствам и молекулярной массе. Это приводит к изменению коллоидно-химических свойств составов и открывает возможности к варьированию их поверхностной активности и T_п. Присутствие в системе алкилпропиленгликолей обеспечивает снижение поверхностного натяжения фильтратов буровых растворов и предотвращает вспенивание растворов при использовании предлагаемых составов.

Эффективность действия предлагаемых составов оценивалась на модельном буровом растворе по следующим показателям: 1) показатель фильтрации (Ф) измерялся в течение 30 мин при P = 0,1 МПа и температуре 25^oC на фильтр-прессе фирмы "Baroid" CША; 2) коэффициент трения (K_тр) - измерялся на приборе фирмы "Baroid"; 3) начальная скорость увлажнения глинистых минералов (П_о) определялась в соответствии с РД 39-2-813-82; 4) поверхностное натяжение фильтратов буровых растворов (мН/м) измерялось на сталагмометре конструкции НПО "Бурение"; 5) гидрофобизирующие свойства оценивались по изменению скорости фильтрации керосина через песчаник (V_т). Кратность ускорения течения керосина через обработанный реагентами песчаник в сравнении с необработанным более чем в 10 раз свидетельствует о значительной гидрофобизации гидрофильной поверхности песчаника.

Результаты испытаний приведены в табл. 2 и 3. В качестве модельного бурового раствора использовалась 1,2%-ная суспензия бентонита. Добавка состава к раствору составляла - для оценки фильтрации 1%, для оценки П_о и K_тр - 3%. В столбцах 2 - 5 таблицы представлены данные изменения показателей (Ф, K_тр) в процентах от показателей модельного раствора, принятых за 100%. Показатель П_о (столбцы 6 - 9) имеет размерность см/ч.

Таким образом, предлагаемые составы обеспечивают снижение фильтрации даже при температурах ниже T_п. Эффективность действия состава как понизителя фильтрации возрастает с увеличением молекулярной массы ПАГ. В такой же зависимости от молекулярной массы находятся ингибирующие и смазочные способности.

В таблице 3 приведены данные по оценке поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств составов.

Поскольку, по сравнению с прототипом, предлагаемые составы обеспечивают буровым растворам более низкие значения поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - углеводородная жидкость, а также лучшую гидрофобизацию поверхности песчаника, они обеспечат и более качественное вскрытие продуктивных пластов, чем состав-прототип.

Предлагаемые составы придают растворам повышенную агрегативную устойчивость в присутствии солей щелочных и щелочноземельных металлов (см. табл. 4). Устойчивость к действию щелочноземельных металлов дополнительно усиливается после добавления к заявляемому составу фосфоновых комплексонов. В качестве фосфонового комплексона может использоваться, например, нитрил-триметилфосфоновая кислота (НТФ), которая, взаимодействуя с щелочноземельными металлами, образует полиэлектролитные комплексы и, тем самым, способствует снижению содержания свободных ионов металлов в растворе. При приготовлении таких составов НТФ предварительно растворяется во входящей в состав реагента воде, а затем смешивалась с алкилпропиленгликолем и ПАГ. Агрегативная устойчивость реагентов оценивалась по показателю фильтрации. Добавка НТФ к составам реагентов составляла 3%. Значение показателя фильтрации исходной 3% суспензии бентонита принято за 100%. Добавка реагентов к объему суспензии составляла 1,5%. Данные приведены в табл. 4.

Таким образом, предлагаемые составы обеспечивают существенное снижение показателя фильтрации в присутствии ионов щелочных и щелочноземельных металлов. Особенно значительная агрегативная устойчивость растворов наблюдается при использовании составов, содержащих НТФ.

Формула изобретения

1. Состав для бурения и заканчивания скважин, содержащий воду и моноалкиловые эфиры полипропиленгликоля общей формулы где R = С_nН_2n+1; n = 1 - 4; m > 80, отличающийся тем, что дополнительно содержит полиалкиленгликоли общей формулы где Х = О, N, СН₂; Y = N, СН₂; с, а, b = 0 - 2; t, q, g, v, k, j = 0 - 250; g + m > 0; d = 1 - 5; R¹, R², R³ = Н, СН₃; А, В, G = 1 - 120; 3 < (а + b + с) < 5, в качестве которых используют сополимеры окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси пропилена не более 50 мол.%, молекулярной массой 6000 - 40000 и/или сополимеры окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси пропилена не менее 85 мол.%, молекулярной массой 300 - 6000 при следующем соотношении компонентов, мас.%: Моноалкиловый эфир полипропиленгликоля - 1 - 30 Полиалкиленгликоль с содержанием окиси пропилена не более 50 мол.% - 0 - 45 Полиалкиленгликоль с содержанием окиси пропилена не менее 85 мол.% - 30 - 90 Вода - Остальное 2. Состав для бурения и заканчивания скважин по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит фосфоновый комплексон в количестве 0,01 - 3 мас. %.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4