смазочная добавка для бурового раствора на водной основе

Формула изобретения

Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе, содержащая моноэтаноламиновую соль сырых талловых масел, оксаль и органический растворитель, отличающаяся тем, что в качестве органического растворителя она содержит сольвент или нефрас при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Моноэтаноламиновая соль сырых талловых масел 10-12

Сольвент или нефрас 10-30

Оксаль Остальное

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе.

Для повышения долговечности породоразрушающего и бурильного инструмента, повышения показателей бурения и предотвращения прихватоопасных осложнений в буровые растворы на водной основе вводят смазочные реагенты.

Например, в а.с. СССР 1266181, кл. С 09 К 7/02, 1984 г. защищена смазочная добавка под техническим названием ИКБ-4БТР, содержащая следующие компоненты: сырье талловые масла, моноэтаноламин (МЭА), полигликоль, керосин и изопропиловый спирт, взятые в соотношении 8,7:3,3:3,0:0,3:2,0. Смазочную добавку вводят в буровой pecтвop в количестве 0,3-0,9 мас.%.

Недостатками данной смазочной добавки являются: 1) слабая ингибирующая и гидрофобизирующая способность; 2) пенообразование в буровом растворе при концентрации смазки более 1%; 3) недостаточная прочность смазочной пленки при высоких контактных нагрузках; 4) слабая гидрофобизирующая способность.

В а.с. СССР 1749226, кл. С 09 К 7/02, 1992 г. защищена Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе, содержащая, мас.%: продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел 10-30; керосин 5-10; моноэтаноламин 1-1,5; флотореагент (оксаль) - остальное. Данную смазку вводят в буровой раствор на водной основе в количестве 0,5-1,5%.

Недостатками указанной смазки являются: 1) вспенивание глинистого раствора при концентрации более 1,5%; 2) недостаточная прочность смазочной пленки при высоких контактных нагрузках; 3) низкая ингибирующая и гидрофобизирующая способность; 4) недостаточно низкая температура замерзания (до минус 30°С).

Наиболее близким аналогом к заявляемому изобретению является Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе по патенту РФ 2170243, кл. С 09 К 7/02, 10.07.2001 г., содержащая, мас.%: моноэтаноламиновую соль сырых талловых масел 10-12, толуол 5-20, оксаль - остальное.

Недостатками данной смазочной добавки являются: 1) сравнительно невысокая прочность смазочной пленки при высоких контактных нагрузках; 2) низкая антикоррозионная активность; 3) недостаточная ингибирующая и гидрофобизирующая способность.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является улучшение технико-экономических показателей бурения и качества вскрытия предлинных пластов в результате повышения долговечности породоразрушающего инструмента, предотвращения прихватоопасных осложнений и инверсии смачиваемости пористой среды коллектора с гидрофильной на гидрофобную.

Техническим результатом заявляемого изобретения является улучшение смазочных и противоизносных свойств раствора в результате повышения прочности смазочной пленки и антикоррозионной ее способности при одновременном улучшении ингибирующей и гидрофобизующей способности фильтрата раствора.

Этот технический результат достигается составом смазочной добавки для бурового раствора на водной основе, содержащей моноэтаноламиновую соль сырых талловых масел, оксаль и органический растворитель, содержащей в качестве органического растворителя сольвент или нефрас при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Моноэтаноламиновая соль сырых талловых масел 10 - 12

Сольвент или нефрас 10 - 30

Оксаль Остальное

Смазочную добавку вводят в глинистый буровой раствор в количестве 0,5-1,0%.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известны смазочные добавки для буровых растворов на водной основе, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном и качественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения. По сравнению с прототипом заявляемая смазочная добавка содержит новые компоненты растворитель сольвент или нефрас, а также оксаль.

Из существующего уровня техники нам известно, что моноэтоноламиновая соль сырых талловых масел используется в качестве компонента в известной смазочной добавке по патенту РФ 2041907, кл. С 09 К 7 02, 1991 г.

Однако только в комбинации с сольвентом или нефрасом она образует исключительно прочную смазочную пленку на трущихся поверхностях, способную выдержать высокие контактные нагрузки. Кроме того, совокупность ингредиентов в заявляемой смазочной добавке выполняет новую функцию: придает минерализованному раствору на водной основе антикоррозионную способность.

Все это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию изобретательский уровень.

Для приготовления заявляемой смазочной добавки используются следующие компоненты:

Моноэтаноламиновая соль сырых талловых масел, получаемая путем конденсации моноэтаноламина (МЭА) и сырых талловых масел при температуре 90С в течение 3-х часов при постоянном перемешивании, выпускается по ТУ 2165-016-00146-99.

Сольвент - выпускается по ТУ 38.101809-90, или нефрас - выпускается по ТУ 38.1011049-87.

Оксаль выпускается по ТУ 38.1034 29-83.

В табл. 1 приведены компонентные составы заявляемой смазочной добавки (составы 1-6).

Конкретный пример обработки бурового раствора на водной основе смазочной добавкой. Готовят исходный глинистый раствор из куганакского глинопорошка, обрабатывают кальцинированной содой в массовых долях 0,3%, и КМЦ-600 в массовых долях 0,5%, перемешивают и замеряют технологические параметры. Далее в раствор вводят смазочную добавку в последовательно возрастающей концентрации (начиная с 0,5%). После каждого ввода и перемешивания замеряют параметры и оценивают смазочные и противоизносные свойства раствора.

Аналогичные опыты проведены с использованием минерализованного глинистого раствора, приготовленного из куганакского глинопорошка и обработанного кальцинированной содой в массовых долях 0,3%, КМЦ-600 в массовых долях 1% и хлористым калием (KCl) в массовых долях 10%. В этом случае дополнительно оценивали еще антикоррозионную способность раствора по скорости коррозии (V_кop).

В табл. 2 приведены данные лабораторных экспериментов по оценке влияния заявляемой смазочной добавки на свойства пресного глинистого раствора, а в табл.3 - на свойства минерализованного глинистого раствора.

Технологические параметры растворов (плотность, условная вязкость, показатель фильтрации) измерялись с помощью стандартных приборов и методик (см., например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979 г.).

Смазочную и противоизносную способность раствора определяли с помощью прибора Lubricity Testers американской фирмы Fann Instrument Со. Замер коэффициента трения (К_тр) производится при взаимодействии под заданной нагрузкой металлической пары вращающееся кольцо - неподвижная призма в среде исследуемого раствора. Чем меньше коэффициент трения, тем лучше смазочная способность раствора.

Противоизносная способность раствора и прочность образующейся смазочной пленки оценивалась по величине площади пятна износа (S), образующегося на поверхности неподвижной призмы при трении об нее вращающегося кольца при различной нагрузке. Чем меньше площадь пятна износа, тем лучше противоизносная способность раствора и прочнее смазочная пленка.

Антикоррозионная способность раствора (в данном случае минерализованного) оценивалась скоростью коррозии (V_кop), которая определялась в соответствии с методикой по ТУ 38-101460-74 путем сравнения веса контрольных пластинок из стали бурильных труб до и после их контакта с буровым раствором в течение 72 часов при скорости перемешивания раствора 400 об/мин и температуре 25°С. Чем меньше скорость коррозии, тем лучше антикоррозионные свойства раствора.

Как следует из данных табл.2 и 3, исходный глинистый раствор (первая строчка в обеих таблицах) обладает очень низкими смазочными и противоизносными свойствами, что выражается большими значениями коэффициента трения (для пресного раствора от 0,32 до 0,76, для минерализованного - от 0,38 до 0,80) и площади пятна износа (для пресного раствора от 4,64 до 5,62 мм², для минерализованного - от 5,08 до 5,73 мм²). При введении в данные исходные растворы заявляемой смазочной добавки (растворы 1-6) значительно улучшается смазочная и противоизносная способность раствора: показатель коэффициента трения изменяется в пределах 0,08-0,18 для пресного раствора и 0,07-0,20 для минерализованного раствора, а площадь пятна износа изменяется в пределах от 2,18 до 2,80 мм² для пресного раствора и от 2,30 до 2,88 мм² для минерализованного раствора. Причем прочность образующейся смазочной пленки очень высокая, о чем можно судить по низким значениям площади пятна износа при высоких контактных нагрузках (100 и 150 фунт/дюйм²) и отсутствии пятна (задира) при низких нагрузках (50 фунт/дюйм²).

Как следует из приведенных данных, растворы, обработанные заявляемой смазочной добавкой (растворы 1-6) обладают высокой антикоррозионной способностью, поскольку при этом отмечаются низкие значения показателя скорости коррозии, от 0,11 до 0,16 г/(м²·час).

В лабораторных условиях с помощью установки УИПК-1М произведена оценка влияния фильтратов глинистых растворов, обработанных заявляемой смазочной добавкой на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости естественных кернов Кирско-Коттынского месторождения Западной Сибири. Оценивалась также ингибирующая (по скорости увлажнения – П₀) и гидрофобизирующая (по величине удельного электрического сопротивления керна - ₀) способности указанных фильтратов.

Образцы кернов предварительно помещали в аппарат Сокслета и экстрагировали спирто-бензольной смесью от углеводородов, затем отмывали дистиллированной водой от минеральных солей и подвергали термической обработке в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянного веса образца. На боковой поверхности каждого образца выпиливали продольную канавку, к которую укладывали многожильный провод с двумя электродами. Канавку затем заливали клеем Момент.

У образцов определяли начальную пористость по воздуху (К_пор) в соответствии со стандартной методикой (см. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами. М.: ВНИИГНИ, 1978 г.). Затем образец керна помещали в кернодержатель, создавали гидрообжим и фильтровали через керн пластовую сеноманскую воду (10-12 поровых объемов) до установления постоянного расхода и постоянной величины удельного электрического сопротивления (УЭС) керна. Затем в обратном направлении прокачивали керосин (модель нефти) также 10-12 поровых объемов до установления постоянного расхода и величины УЭС. Рассчитывали первоначальный коэффициент проницаемости керна по керосину (К_пр1). Далее через керн в первоначальном направлении прокачивали в аналогичном режиме фильтрат исследуемого раствора, имитируя первичное вскрытие продуктивного пласта, а затем в обратном направлении прокачивали керосин, имитируя процесс освоения скважины. Рассчитывали коэффициент конечной проницаемости керна по керосину (К_пр2) и коэффициент восстановления первоначальной проницаемости ):

О гидрофобизирующей способности фильтрата раствора судили по возрастанию показателей УЭС керна, снятых до прокачки фильтрата через керн и после прокачки.

Ингибирующая способность фильтрата оценивалась показателем скорости увлажнения глины (П₀), определяемой в соответствии с РД 39-2-813-82 (ВНИИКрнефть, Краснодар, 1982 г.).

Результаты экспериментов по исследованию ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтратов пресных глинистых растворов, обработанных заявляемой и известной смазочными добавками, а также их влияния на коэффициент восстановления проницаемости кернов, представлены в табл. 4.

Как следует из анализа табл.4, фильтрат исходного глинистого раствора (первая строка табл.4), который не обладает гидрофобизирующей способностью (УЭС керна после прокачки фильтрата практически не изменилось) и ингибирующими свойствами (у фильтрата высокие значения скорости увлажнения - П₀), оказал отрицательное воздействие на фильтрационно-емкостные свойства керна: коэффициент восстановления первоначальной проницаемости () составил всего 34,6%.

Фильтраты глинистых растворов, обработанных заявляемой смазочной добавкой (растворы 1-6) обладают повышенной гидрофобизирующей способностью, что вызывает инверсию смачиваемости пористой поверхности керна с гидрофильной на гидрофобную, в результате чего резко повышаются значения УЭС. Кроме того, данные фильтраты имеют высокие ингибирующие свойства (очень низкие значения П₀), что предотвращает набухание глинистых минералов, содержащихся в кернах месторождений Западной Сибири. В результате указанных положительных факторов, значения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости оказались высокими (от 88 до 96%).

Таким образом, заявляемая смазочная добавка обладает следующими технологическими преимуществами по сравнению с известными:

- придает раствору повышенные смазочные и противоприхватные свойства;

- придает раствору антикоррозионную способность;

- придает фильтрату раствора гидрофобизирующую и ингибирующую способность, в результате чего значительно улучшается коэффициент восстановления первоначальной проницаемости керна;

- эффективна для пресных и минерализованных буровых растворов на водной основе;

- не вспенивает глинистый раствор при концентрациях до 2 мас.%;

- не оказывает отрицательного влияния на показания газового каротажа;

- хорошо совместима со всеми реагентами и не оказывает отрицательного влияния на технологические параметры бурового раствора;

- не замерзает до температуры минус 40С.