Результат интеллектуальной деятельности: БУРОВОЙ КОМПЛЕКСНЫЙ РЕАГЕНТ ДЛЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин, в частности к реагентам для комплексного регулирования свойств промывочных жидкостей на водной основе.

Известен реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин (патент РФ №2199570), содержащий, мас. %: кубовый остаток синтетических жирных кислот 47-50, этаноламины 1-3, дизельное топливо или керосин 49-50. Достоинством указанного реагента является, кроме улучшения глинистых растворов, смазочных свойств, стабилизация эмульсии II рода.

Также известен реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин (патент РФ №2271378), содержащий, мас. %: смесь в соотношении 2:3:4 соответственно парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов 70-80, растворитель - дизельное топливо или керосин 20-30.

Недостатками вышеуказанных аналогов являются:

- несовместимость с безглинистыми водными промывочными жидкостями;

- высокая температура застывания (плюс 5°С);

- слабые противоприхватные свойства.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является смазочная добавка (патент РФ №2269562), которая содержит сырое талловое масло, полигликоли, флотореагент-оксаль и мелассу свекловичную в соотношении компонентов, мас. %:

Смазочная добавка имеет температуру застывания до минус 38°С, улучшает стабильность глинистого раствора и его притивоизносные и антифрикционные свойства.

Недостатками же указанной смазочной добавки являются:

- недостаточная совместимость с безглинистыми биополимерными растворами;

- неудовлетворительные показатели антифрикционных, противоприхватных свойств при обработке безглинистых биополимерных растворов (табл. №2).

Задачей изобретения является улучшение антифрикционных, антиприхватных и гидрофобизирующих свойств глинистых и безглинистых промывочных жидкостей на водной основе, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов.

Для решения указанной задачи буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе приготовлен путем смешения легкого таллового масла, полигликолей, флотореагент-оксаля, щелочи, оксиэтилированных жирных спиртов фракции С₁₂-С₁₄, концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья, подогрева до 60-65°С и перемешивания в течение 2-2,5 часов, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

В качестве оксиэтилированных жирных спиртов фракции C12-Q4 используются спирты с десятью молями окиси этилена в молекуле спирта.

Ввод предлагаемого реагента в промывочную жидкость осуществляется в процессе бурения за 1-2 цикла циркуляции, во всасывающую линию насоса в концентрации 0,5-1,5%.

Приготовление предлагаемого бурового комплексного реагента поясняется следующими примерами.

Пример 1. Смешали 31 г (28%) полигликоля, 12 г (11%) флотореагент-оксаля, 36 г (40%) таллового масла, 9 г (4%) щелочи, 3 г (4%) оксиэтилированных жирных спиртов, 14 г (13%) концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья и перемешали полученную смесь при температуре 65°С в течение двух часов. В результате получили 105 г светло-коричневой жидкости плотностью 1.12 г/см³, температурой вспышки в открытом тигле 98°С, условной вязкостью 32 с.

Пример 2. Смешали 24 г (21%) полигликоля, 15 г (14%) флотореагент-оксаля, 41 г (45%) таллового масла, 10 г (5%) щелочи, 2 г (3%) оксиэтилированных жирных спиртов, 13 г (12%) концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья и перемешали полученную смесь при температуре 65°С в течение двух часов. В результате получили 105 г светло-коричневой жидкости плотностью 1,14 г/см³, температурой застывания минус 18°С, температурой вспышки 103°С, условной вязкостью 36 с.

Показатели свойств проб комплексного реагента по представленным примерам приведены в табл. 1.

Пробы бурового комплексного реагента вводились в исходные полимерглинистый и безглинистый биополимерный растворы в концентрации 1 объемн. %.

Общетехнологические параметры промывочных жидкостей (плотность р, вязкость условная УВ и пластическая η, показатель фильтрации ПФ определялись в соответствии с РД 39-00142001-773-2004 (РД 39-2-647-81) «Методика контроля параметров бурового раствора». Коэффициент трения φ_к в паре «металл-корка» определяется на приборе КТК-2 (Овчинников В.П., Аксенова Н.А. и др. Буровые промывочные жидкости: учебное пособие для вузов-Тюмень: издательство «Нефтегазовый университет», 2011.-354 с.). Температура застывания проб реагентов определялась по ГОСТ 20287-91, а температура вспышки в открытом тигле по ГОСТ 4333-87.

В таблице 2 приведены составы и параметры исходных полимерглинистого (№1) и безглинистого биополимерного (№5) промывочных растворов, а также этих же растворов с добавками реагента прототипа и ранее указанных проб заявленного реагента.

Из приведенных данных видно, что и реагент-прототип и заявленный реагент не оказывают отрицательного воздействия на общетехнологические параметры промывочных жидкостей, улучшают коркообразующие свойства полимерглинистого раствора. При этом пробы заявленного реагента по сравнению с прототипом на 20-30% снижают коофициент трения пары «металл-корка». В биополимерном безглинистом растворе заявленный реагент более эффективно улучшает антифрикционные свойства корки, по сравнению с прототипом коэффициент трения пары «металл-корка» снижается на 40-63%, т.е. в 1,7-2,7 раза.

Об уровне гидрофобизирующих свойств фильтратов промывочных жидкостей дают информацию прямые измерения показателей набухания глин на специальных приборах Жигача-Ярова, капилляриметрах различных конструкций.

Обобщенным показателем указанных свойств промывочных жидкостей является коэффициент восстановления проницаемости пород коллектора. Выполненные эксперименты по набуханию глин, капиллярному всасыванию, по проницаемости кернов показали преимущества заявленного реагента по сравнению с прототипом.

Так, эксперименты по установлению влияния прототипа и заявленного реагента на проницаемость керна, выполненные на тестере РРА (FANNLtd), показали, что коэффициенты восстановления проницаемости соответственно равны 83,4% и 94,4%.

Таким образом, предложенное изобретение может использоваться в бурении скважин для улучшения показателей гидрофобизирующих, антифрикционных, противоприхватных свойств промывочных жидкостей на водной основе, а также качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов.