Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)

Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к полимерным буровым растворам для бурения газовых и нефтяных скважин, в частности к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях, в том числе в хемогенных отложениях и при высоких забойных температурах, а также наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.

Известен биополимерный буровой раствор, предназначенный для бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин (патент России №2236429, МПК 7 C09K 7/02, опубл 20.09.2004 г., №26), который содержит, мас. %: ксантановый биополимер типа Flo-Vis - 0,3-0,5, гуматный реагент (порошковый углещелочной реагент - ПУЩР) - 10,5-15,0, воду - остальное. Недостатком данного раствора является низкая термостойкость (до 80°C) и низкая устойчивость к воздействию ионов поливалентных металлов.

Известен биополимерный буровой раствор (ПРОТОТИП) (патент РФ №2289603, МПК C09K 8/10 от 13.04.2005, опубл. 20.12.2006), содержащий полимерный понизитель фильтрации, биополимер ксантанового типа, поверхностно-активное вещество, смазочную добавку и воду, в качестве поверхностно-активного вещества и смазочной добавки этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата, в качестве полимерного понизителя фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил и дополнительно - гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР и соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl₂, MgCl₂, бишофит при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Указанный понизитель фильтрации 0,1-1,0

Биополимер ксантанового типа 0,2-0,5

Указанные этилендиамиды жирных кислот 0,05-3,0

УЩР или ГКР 3,0-6,0

Указанные соли 3,0-40,0

Вода - остальное

Недостатком биополимерного бурового раствора по прототипу являются недостаточные структурно-реологические свойства, а именно невысокая удерживающая, выносящая, смазочная и ингибирующая способность.

Современные экологические стандарты предписывают использование пресных буровых растворов на водной основе, но большинство традиционных растворов, с высокой плотностью, содержат значительное количество утяжелителей, что может снизить скорость проходки, повысить эквивалентную циркуляционную плотность, а также стать причиной седиментации утяжелителя и проблем с заканчиванием скважин.

Задачей заявляемого технического решения является получение высокоингибирующего состава бурового раствора 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.

Технический результат изобретения - заключается в повышении структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечении солестойкости, снижении вредного влияния на окружающую среду, а также в уменьшении количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств.

Технический результат достигается тем, что биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) содержит полианионную целлюлозу, биополимер ксантанового типа, смазочную добавку, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов KCl, NaCl, CaCl₂, MgCl₂, бишофит, при этом в качестве смазочной добавки содержит продукт жирных кислот триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24 и дополнительно содержит ингибитор реагент гликойл, разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий, гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полианионная целлюлоза низкой степени вязкости (степень	0,2-1,5
замещения 0,9,
динамическая вязкость <100 мПа·с - по методу Брукфильда)
полианионная целлюлоза высокой	0,2-1,5
степени вязкости (степень замещения 0,9,
динамическая вязкость >1000 мПа·с - по методу Брукфильда)
биополимер ксантанового типа	0,1-0,6
смазочная добавка	0,07-3,5
соли щелочных и/или щелочноземельных металлов	3,0-40,0
KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит
гидроксид натрия	0,1-0,6
ингибитор реагент гликойл	0,5-1,0
бактерицид	0,01-0,2
разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий	до 80
вода	остальное

Компоненты заявляемого бурового раствора

Биополимеры ксантанового типа. Они представляют собой водорастворимые порошковые полисахариды, полученные обработкой бактериями типа "ксантамонас".

ПАЦ ВВ (КМЦ-9в), ПАЦ НВ (КМЦ-9н) не обладает токсическим и раздражающим действием (см. ТУ 2231-002-68730626-2011) - используют в качестве полимерного понизителя фильтрации.

Едкий натр относится ко второму классу опасности (см. ГОСТ2263-79).

Ингибитор (смазочная добавка на основе гликолей): гликойл - органический ингибитор глин, улучшающий смазывающие свойства раствора (ТУ 0252-001-93231287-2006).

Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим»), представляет собой олигомер окиси этилена (пропилена), полученный щелочной полимеризацией окиси этилена (пропилена), ТУ 2422-130-05766801-2003.

Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») - обеспечивает полное подавление сульфатвосстанавливающих бактерий, полная растворимость в воде исключает загрязнение нефти и обеспечивает эффективное обеззараживание адгезионных форм бактерий в застойных зонах.

Бактерицид относится к 3 классу опасности, и при использовании его нужно соблюдать меры предосторожности (см. ТУ 2458-324-05765670-2008).

Соли щелочных и/или щелочноземельных металлов (KCl, NaCl, CaCl₂, MgCl₂, бишофит) получают: KCl согласно ГОСТ 4568-95, NaCl согласно ГОСТ 13830-68, CaCl₂ согласно ГОСТ 450-77, MgCl₂ или бишофит согласно ГОСТ 7759-73.

В качестве смазочной добавки может быть использован продукт жирных кислот триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24.

Заявляемое изобретение показано на примерах, описанных ниже.

Приготовление и очистка бурового раствора в процессе проводки скважины осуществляется стандартным оборудованием.

Узел для приготовления бурового раствора должен включать емкость (блок приготовления раствора), оборудованную механическими перемешивателями и эжектором для ввода сыпучих реагентов.

Пример 1. Способ приготовления 1 м³ бурового раствора с уд. весом 1120 кг/м³ с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,2% мас. заключается в следующем:

Для приготовления 1 м³ бурового раствора с плотностью 1120 кг/м³ (на пресной основе) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении: Barazan D 0,2% ПАЦ ВВ (ООО «Целликом») 1,2%

ПАЦ НВ (ООО «Целликом»)	1,2%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог»)	0,01%
NaOH (ОАО «Сода»)	0,01%
Бишофит (ООО «Нефтегазхимкомплект»	2.0%
ТУ 2152-002-93524115-2010)
Кальций хлористый (ТД «ХИМПРМ» ГОСТ 450-77)	2,0%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим»)	1,0%
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала)	15,0%
Вода	остальное

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н (ПАЦ НВ) и КМЦ-9в (ПАЦ ВВ) вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 2. Способ приготовления 1 м³ бурового раствора с уд.весом 1350 кг/м³ с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,4% мас. Заключается в следующем.

Для приготовления 1 м³ бурового раствора с плотностью 1350 кг/м³ последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D	0,4%
ПАЦ ВВ (ООО «Целликом»)	1,2%
ПАЦ НВ (ООО «Целликом»)	1,2%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог»)	0,01%
NaOH (ОАО «Сода»)	0,01%
Бишофит (ООО «Нефтегазхимкомплект»	2.0%
ТУ 2152-002-93524115-2010)
Кальций хлористый (ТД «ХИМПРМ» ГОСТ 450-77)	2,0%
Реагент гликойл ПГ-40
(ОАО «Нижнекамскнефтехим»)	1,0%
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала)	37,0%
Вода	остальное

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 3. Способ приготовления 1 м³ бурового раствора с уд.весом 1700 кг/м³ с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент- Halliburton/Baroid) 0,6% мас. Заключается в следующем.

Для приготовления 1 м³ бурового раствора с плотностью 1700 кг/м³ последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D	0,6%
ПАЦ ВВ (ООО «Целликом»)	1,2%
ПАЦ НВ (ООО «Целликом»)	1,2%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог»)	0,01%
NaOH (ОАО «Сода»)	0,01%
Бишофит (ООО «Нефтегазхимкомплект»	2.0%
ТУ 2152-002-93524115-2010)
Кальций хлористый (ТД «ХИМПРМ» ГОСТ 450-77)	2,0%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим»)	1,0%
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала)	80,0%
Вода	остальное

Свойства бурового раствора, описанных в примерах, замеряли по методике API R.P. 13 В-1 (методика контроля параметров бурового раствора на водной основе). В таблице 1 приведены примеры получения биополимерных буровых растворов СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) при различных концентрациях компонентов и при различной плотности.

Для каждого примера с определенной плотностью ρ определялись параметры:

Т - условная вязкость, Ф - фильтруемость, PV - пластическая вязкость, AV - кажущаяся вязкость, YP - динамическое напряжение сдвига, GelsAPI_{10 сек/10 мин} - статическое напряжение сдвига

В таблице 2 приведены сравнительные параметры биополимерного бурового раствора СБК-UNI-DRILL-PRO (HARD) с прототипом - патент RU №2289603, где Т - условная вязкость

^τдПа - динамическое напряжение сдвига (система СИ)

СНС 10/10, дПа-GelsAPI _{10 сек/10 мин}, дПа (система СИ) - статическое напряжение сдвига

^ηмПа·с - PV, мПа·с - пластическая вязкость (система СИ).

Заявляемый биополимерный буровой раствор имеет плотность от 1040 кг/м³ до 1700 кг/м³.

Термостабильность полимеров обеспечивает также стабильность реологических и фильтрационных свойств системы при забойных температурах свыше 177°С.

Повышенное ингибирующее воздействие (за счет синергетического эффекта ингибитора и полимеров) позволяет использовать биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) при бурении в высокоактивных глинах.

Испытания на ингибирование проводили на тестере продольного набухания пород в динамическом режиме «OFITE».

На диаграмме (Фиг. 1) приведены график сравнительного набухания Кыновских аргиллитов в среде биополимерного бурового раствора СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) в сравнении с пресной водой (% набухания в зависимости от суток).

Проверка на термостабильность проводилась на фильтр-прессе OFITEHPHT (при температуре 180°С) при прогреве в течение 4 ч. Результаты сведены в таблицу 3.

Термостабильность заявляемого полимерного бурового раствора показана в таблице 5.

Ингибирующие свойства солей, как известно, заметно проявляются начиная с концентрации 3,0%, чем обусловлен нижний порог концентрации солей.

Благодаря высокой солестойкости предлагаемой рецептуры бурового раствора верхний порог концентрации солей ограничен только пределом их растворимости в воде, что дает возможность использовать такой раствор при бурении в хемогенных отложениях.

Снижение концентрации биополимера отрицательно сказывается на структурно-реологических свойствах, при этом уменьшается стойкость раствора к солям щелочных и щелочноземельных металлов и действию высоких температур. Увеличение концентрации биополимера свыше нецелесообразно, так как увеличивается расход химреагентов, а структурно-реологические и фильтрационные свойства существенно не улучшаются.

Использование полимерных понизителей фильтрации в приведенных концентрациях обеспечивает низкий показатель фильтрации биополимерного бурового раствора даже при агрессии солей поливалентных металлов. Повышение их концентрации свыше является экономически и технологически нецелесообразным.

Биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) повышает эффективность бурения, а также значительно снижает риск повреждения пласта. Малое объемное содержание твердой фазы позволяет повторно использовать раствор на следующих скважинах. Повышенное ингибирующее воздействие (за счет синергетического эффекта ингибитора и полимеров) позволяет использовать биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) при бурении в высокоактивных глинах. Использование биополимерного бурового раствора СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) при вскрытии продуктивного пласта возможно благодаря пониженной концентрации твердой фазы, тонкой непроницаемой фильтрационной корки и экологической безопасности.

Его моновалентная структура снижает возможность образования нерастворимых осадков и делает их совместимыми с большинством минералов и жидкостей продуктивного пласта, а также совместимыми со всеми полимерами и загустителями и реагентами для контроля водоотдачи, которые находятся в составе растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов.

Ингибирующий характер биополимерного бурового раствора СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) позволяет использовать его с большой эффективностью для бурения высокоактивных глин.

Термостабильность полимеров обеспечивает также стабильность реологических и фильтрационных свойств системы при забойных температурах свыше 177°С.

Биополимерный буровой раствор СБК-UNI-DRILL-PRO(HARD) обеспечивает минимальные потери давления при циркуляции и максимальную гидравлическую мощность, передаваемую на долото и забойный двигатель, что позволяет использовать их при проводке горизонтальных и сверхглубоких скважин (скважин с большим отходом забоя от вертикали).

Заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна» и «изобретательский уровень», так как в данной области техники не выявлено аналогичных технических решений, и оно явным образом не является очевидным для специалиста.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», так как заявляемый состав может быть получен из известных средств и известными способами.

1. Биополимерный буровой раствор, содержащий полианионную целлюлозу, биополимер ксантанового типа, смазочную добавку, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов KCl, NaCl, CaCl₂, MgCl₂, бишофит, отличающийся тем, что в качестве смазочной добавки содержит продукт жирных кислот триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24 и дополнительно содержит ингибитор реагент гликойл, разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий, гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полианионная целлюлоза
низкой степени вязкости (степень замещения 0,9,
динамическая вязкость <100 мПа·с - по методу Брукфильда)	0,2-1,5
полианионная целлюлоза
высокой степени вязкости (степень замещения 0,9,
динамическая вязкость >1000 мПа·с - по методу Брукфильда)	0,2-1,5
биополимер ксантанового типа	0,1-0,6
смазочная добавка	0,07-3,5
соли щелочных и/или щелочноземельных металлов
KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит	3,0-40,0
гидроксид натрия	0,1-0,6
ингибитор реагент гликойл	0,5-1,0
бактерицид	0,01-0,2
разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий	до 80
вода	остальное

2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что биополимером ксантанового типа может быть любой полисахарид на основе ксантана.

3. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора содержит реагент гликойл ПГ-40.