буровой раствор на углеводородной основе

Формула изобретения

1. Буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, органофильный глинопорошок (ОБ), воду, минерализованную солями-электролитами, отличающийся тем, что он дополнительно содержит негидрофобизированный утяжелитель, нейтрализатор сероводорода, битумную мастику (БМ) совместно с эфиром глицериновым талловой канифоли (ЭГТК), в качестве соли электролита используют формиат натрия или ацетат натрия, в качестве жидкого нефтепродукта используют жидкий парафин фракции C₇-C₂₂ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Жидкий парафин фракции C7-C22	52,7-56
Органофильный глинопорошок	2,5-4,7
Вода	1,5-9,5
Формиат натрия или ацетат натрия	1,5-4,7
БМ	5,6-7,9
ЭГТК	1,5-7,1
Нейтрализатор сероводорода	0,1-0,3
Утяжелитель	в количестве, обеспечивающем заданную плотность раствора

2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве утяжелителя используют негидрофобизированный дисперсный мел или барит.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при высоких температурах.

В процессе строительства скважин в условиях, характеризующихся наличием солевых толщ, сероводорода и высоких температур, применение буровых растворов без направленной химической обработки по регулированию физико-химических свойств приводит к серьезным осложнениям: образованию каверн в результате растворения и размыва солей, возрастанию вязкости раствора при проникновении газа (сероводорода), температурной деструкции раствора.

Вопросу управления технологическими параметрами буровых растворов и предотвращения различных осложнений посвящено большое количество исследований. Однако существующие подходы к регулированию свойств промывочных жидкостей не позволяют в полной мере осуществлять управления их фильтрационными и реологическими свойствами.

Известен буровой раствор [Патент РФ 2208035 C1, C09K 7/06, 10.07.2003] на углеводородной основе, включающий синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, утяжелитель и структурообразователь, в качестве которого используют атактический полипропилен и парафин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Углеводородная основа	65-80
Синтетическая жирная кислота	0,7-2,8
Гидроксид натрия	0,60-2,40
Атактический полипропилен	1,4-5,0
Парафин	0,70-3,0
Утяжелитель	остальное.

Известный буровой раствор обладает улучшенными реологическими характеристиками, повышенной стабильностью и может использоваться при высоких температурах. Недостатком известного раствора является использование в качестве углеводородной основы пожароопасного дизельного топлива.

Известен эмульсионный буровой раствор [Патент РФ 2211239 С1, С09К 7/06, 27.08.2003] на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, поверхностно-активный эмульгатор - эмультал, соэмульгатор - Полисил - ДФ, минерализованную водную фазу, в качестве структурообразователя и утяжелителя содержит гидрофобизированный утяжелитель на основе дисперсного мела при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Жидкий нефтепродукт	25-60
Указанный эмульгатор	1,0-2,5
Гидрофобизированный мел	3-10
Полисил - ДФ	0,6-1,5
Минерализованная водная фаза	остальное.

Известный инвертный эмульсионный буровой раствор (ИЭБР) обладает повышенными реологическими показателями и низкой термической устойчивостью к высоким пластовым температурам. В своем составе содержит легковоспламеняющийся продукт - дизельное топливо, что может привести к возникновению пожаров на буровой площадке.

Задача, на которую направлено заявляемое изобретение, состоит в создании бурового раствора на углеводородной основе, предназначенного для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода.

Техническим результатом данного изобретения является получение бурового раствора, сохраняющего реологические и фильтрационные параметры для повышенных забойных температур на требуемом уровне (в температурном диапазоне от 60° до 150°С) при использовании негидрофобизированного утяжелителя.

Технический результат достигается тем, что буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, в качестве которого используют жидкий парафин фракции C₇-C₂₂, органофильный глинопорошок, такой как органобентонит, воду, минерализованную солями - электролитами, такими как или формиат натрия, или ацетат натрия; содержит также негидрофобизированный утяжелитель, такой как дисперсный мел или барит, битумную мастику (БМ) совместно с эфиром глицериновым талловой канифоли (ЭГТК), нейтрализатор сероводорода при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Жидкий парафин фракции C7-C22	52,7-56
Органофильный глинопорошок	2,5-4,7
Вода	1,5-9,5
Формиат натрия, или ацетат натрия	1,5-4,7
БМ	5,6-7,9
ЭГТК	1,5-7,1
Нейтрализатор сероводорода	0,1-0,3
Негидрофобизированный утяжелитель	в количестве,
	обеспечивающем заданную плотность раствора.

Буровой раствор сохраняет устойчивость в условиях действия повышенных забойных температур за счет минерализации воды солью формиатом или ацетатом натрия, при использовании негидрофобизированного утяжелителя.

Буровой раствор обладает возможностью управления реологическими и фильтрационными показателями за счет применения БМ и ЭГТК.

Буровой раствор готовят следующим образом.

В отмеренное количество жидкого нефтяного продукта, такого как жидкий парафин фракции C₇ -C₂₂, при постоянном перемешивании вводится органофильный глинопорошок. В образовавшуюся смесь добавляют воду, минерализованную солями - электролитами, такими как ацетат натрия, или формиат натрия. Компоненты тщательно перемешивают в течение 30 минут до распускания глинопорошка. Далее осуществляют ввод БМ и ЭГТК для достижения необходимых фильтрационных и реологических показателей соответственно.

Нейтрализация отрицательного воздействия сероводорода на буровой раствор достигается вводом реагентов-нейтрализаторов «ЖС-7» или «Калан» или «ПС-1», поскольку они способны растворяться в углеводородных средах, не изменяя при этом основные показатели приготавливаемого раствора.

Для обеспечения заданной плотности к буровому раствору добавляют негидрофобизированный утяжелитель, например дисперсный мел или барит, в количестве, обеспечивающем его заданную плотность. Ввод в раствор негидрофобизированного утяжелителя обеспечивает его седиментационную устойчивость при воздействиях повышенных пластовых температур.

Для определения оптимальной рецептуры промывочной жидкости были приготовлены буровые растворы с добавлением синтетических производных углеводородов, лигносульфонатов (табл.1) и солей (табл.2).

В таблице 1 приведены результаты экспериментальных исследований основных показателей буровых растворов, полученных добавлением в исходный раствор компонентов, предназначенных для снижения реологических и фильтрационных параметров, таких как талловое масло (ТМ), эфир глицериновой талловой канифоли (ЭГТК), глицерина, триэтиленгликоля или конденсированной сульфитспиртовой барды. Растворы были получены при перемешивании лопастной мешалкой с числом оборотов 5000 об/мин.

Как видно из таблицы 1, содержание в растворе многоатомных спиртов, глицерина (пример 6) или триэтиленгликоля (ТЭГ, пример 7) и лигносульфоната (конденсированной сульфитспиртовой барды КССБ, пример 8) приводит к значительному увеличению фильтрационных показателей. Добавление в исходный раствор ЭГТК приводит к снижению реологических показателей, однако содержание в растворе только эфира не обеспечивает достаточно низкого значения фильтрации (пример 5). При содержании в растворе одновременно ЭГТК и БМ улучшаются как реологические, так и фильтрационные показатели (пример 3).

Добавление в исходный раствор талового масла (пример 2) снижает показатель фильтрации, но не существенно. Сочетания талового масла и битумной мастики (пример 1) и талового масла и ЭГТК (пример 4) приводит к увеличению реологических показателей.

В таблице 2 показано влияние различных солей на основные показатели бурового раствора. Минерализация воды солями ацетатом натрия и формиатом натрия обеспечивает снижение фильтрации раствора (таблица 2, примеры 5, 6), низкий уровень вязкостных показателей как до, так и после термостатирования раствора при 200°С (примеры 5, 6) и сохранение седиментационной устойчивости растворов, о чем свидетельствует показатель их фильтрации, не увеличивающийся после термостатирования.

В таблице 3 приведены результаты по совместимости водорастворимых реагентов - нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами.

Добавленные в насыщенные растворы солей реагенты «ЖС-7», «Калан», «ПС-1» полностью растворяются и не приводят к пенообразованию (примеры 2-5, 10, 11, 14 и 15), в отличие от реагентов, вызывающих интенсивное пенообразование (примеры 1, 6-9, 12 и 13).

Перечисленные нейтрализаторы применяют для удаления сероводорода из воды.

Химический вспомогательный продукт на основе аминов «Калан» изготавливают по ТУ 2458-001-50771613-99, зарегистрирован 11.01.2000, введен в действие 22.11.1999, Код ОКП 245854.

«ПС-1» представляет собой смесь гетероциклических карбонильных и азотсодержащих соединений с добавлением ПАВ.

Реагент «ЖС-7» представляет собой порошок, состоящий: 98% Fe₂O₃ и 1.5-2.0 FeCl ₃.

В таблице 4 приведены параметры заявляемого бурового раствора, утяжеленного негидрофобизированным утяжелителем до плотностей 1740 кг/м³ и 2200 кг/м³. Утяжеленный мелом раствор позволяет увеличить реологические показатели, не изменяя при этом фильтратоотдачи.

Приведенные в табл.1-4 данные позволяют установить оптимальную рецептуру бурового раствора для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при повышенных температурах и обеспечить реологические и фильтрационные параметры на требуемом уровне.

Таблица 1
Показатели бурового раствора при добавлении различных компонентов
№	Состав раствора	Показатели раствора
Пластическая вязкость, мПа·с	Динамическое напряжение сдвига, Па	Фильтрация, см3/30 мин
1	80% жидкий парафин + 8%ОБ + 4%вода + 4%БМ + 4%ТМ	16	2,4	1,5
2	83,3% жидкий парафин + 8,3% ОБ + 4,2% вода + 4,2% ТМ	9	2,2	9
3	74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% БМ + 7,4% ЭГТК	9	3	1
4	74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% ТМ + 7,4% ЭГТК	13	5,4	3,5
5	80% жидкий парафин + 8% ОБ + 4% вода + 8% ЭГТК	16	6	5
6	86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% глицерин	18	41	22
7	86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% ТЭГ	15	33,2	24
8	86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% КССБ	17	30,8	23
Обозначения: ОБ - органобентонит; БМ - битумная мастика; ТМ - талловое масло; ЭГТК - эфир глицериновый талловой канифоли; ТЭГ - триэтиленгликоль; КССБ - конденсированная сульфитспиртовая барда.

Таблица 3
Совместимость нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами.
№ п/п	Солевой раствор, мас.%	Добавлен нейтрализатор (5 г/100 г р-ра)	Примечание
1	CaCl2 - насыщенный	Калан	Реагирует
2	KCl - насыщенный	Калан	Растворяется, не реагирует
3	NaCl - насыщенный	Калан	Растворяется, не реагирует
4	HCOONa - насыщенный	Калан	Растворяется, не реагирует
5	CH3COONa - насыщенный	Калан	Растворяется, не реагирует
6	NaCl - насыщенный	SAMPLE SV-120	Растворяется, пенится
7	CaCl2 - насыщенный	SAMPLE SV-120	Растворяется, пенится
8	HCOONa - насыщенный	SAMPLE SV-120	Растворяется, пенится
9	CH3COONa - насыщенный	SAMPLE SV-120	Растворяется, пенится
10	CaCl2 - насыщенный	ПС-1	Растворяется, не реагирует
11	NaCl - насыщенный	ПС-1	Растворяется, не реагирует
12	CaCl2 - насыщенный	ЛПЭ-11	Растворяется, пенится
13	NaCl - насыщенный	ЛПЭ-11	Растворяется, пенится
14	HCOONa - насыщенный	ЖС-7	Растворяется, не реагирует
15	CH3COONa - насыщенный	ЖС-7	Растворяется, не реагирует

Таблица 4
Показатели утяжеленного баритом заявляемого бурового раствора
Показатели	Единица измерения	Пределы измерения
при комнатной температуре	при 200°С
Показатели неутяжеленного бурового раствора плотностью 900 кг/м 3
Пластическая вязкость	мПа·с	10-20	6-15
Динамическое напряжение сдвига	Па	1-10	1-10
Фильтрация	см3/30 мин	0-1	1-1,5
Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 1740 кг/м3
Пластическая вязкость	мПа·с	35-50	20-40
Динамическое напряжение сдвига	Па	10-20	10-20
Фильтрация	см3/30 мин	0-1	1-2
Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 2200 кг/м3
Пластическая вязкость	мПа·с	40-60	20-50
Динамическое напряжение сдвига	Па	10-30	10-30
Фильтрация	см3/30 мин	0-1	1-2