ОРГАНИЧЕСКИЙ ИНГИБИТОР ГЛИН ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов.

Известны органические ингибиторы глин марок ГКЖ-10 (натриевые соли этилсилантриола), ГКЖ-11 (натриевые соли метилсилантриола, ТУ 6-02-696-76), ГКЖ-11Н (метилсиликонат натрия, ТУ 2229-276-05763441-99) для обработки буровых растворов, которые применяются в качестве гидрофобизирующей добавки для предотвращения диспергирования и гидратации глин в буровых растворах. Продукты представляют собой высокощелочные водно-спиртовые растворы с узким концентрационным диапазоном применения от 0,01 мас. % до 0,35 мас. % и высоким гидрофобизирующим эффектом, приводящим в ряде случаев при бурении глинистых пластов к загущению, флокуляции и дестабилизации буровых растворов.

Известен органический ингибитор глин марки ATREN SL (натриевая соль сульфированного битума), который выпускается по ТУ 2458-009-63121839-2010 и применяется для предотвращения диспергирования и набухания глин сланцев. Зарубежный аналог Soltex - сульфанат натрия нефтяного битума или калиевая соль сульфированного битума сокращает крутящий момент, улучшает смазывающие свойства и укрепляет жесткость глинистой корки. Концентрационный диапазон применения продуктов на основе сульфированного битума составляет от 15,0 мас. % до 35,0 мас. % к объему бурового раствора. Эффект ингибирования этими продуктами состоит в поверхностном экранировании путем скрепления неустойчивых глинистых сланцев.

Известна органическая смазочная добавка, обладающая ингибирующими свойствами по отношению к глинам, для обработки буровых растворов, которая содержит: 5,0 мас. % до 65,0 мас. % растительного масла, содержащего не более 20,0 мас. % насыщенных триглицеридов; 30,0 мас. % до 90,0 мас. % фосфатидного концентрата растительных масел, содержащего не более 20,0 мас. % насыщенных триглицеридов и остальное воду. Эффективность реагента оценивают по влиянию на технологические, смазочные и ингибирующие свойства буровых растворов в интервалах температур от 20 до 200°С. Приготовленная ингибирующая смазочная добавка обеспечивает улучшение ингибирующих свойств на 40-120%. При этом достигается снижение показателя фильтрации бурового раствора на 30-50%. Таким образом, техническим результатом является улучшение ингибирующих, смазочных и фильтрационных параметров бурового раствора (СМАЗОЧНАЯ ДОБАВКА ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ФК-1. Патент РФ, №2130475, МПК C09K 7/02, заявка №98100378/03 от 20.01.1998 г., дата публикации: 20.05.1999г).

Аналогом органического ингибитора глин является смазочная добавка для буровых растворов, включающая жирные кислоты триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас. %, нейтрализующий агент (гидрат окиси калия или натрия) в количестве 3-6 мас. %, полиэтиленгликолевый эфир моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас. % и воду. Указанная органическая добавка марки ФК-2000 Плюс может быть использована для всех видов буровых растворов в качестве смазочной добавки к буровым растворам на водной основе для снижения трения, крутящего момента и величины поверхностного натяжения водного раствора в 4-5 раз (СМАЗОЧНАЯ ДОБАВКА ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ. Патент РФ №2148608, МПК C09K 7/02, заявка №99108243/03 от 27.04.1999 г, дата публикации: 10.05.2000. Бюл. №13). Смазочная добавка ФК-2000 Плюс выпускается по ТУ 2458-003-49472578-2007 ООО «НПО «Химбурнефть». Недостатком указанной смазочной добавки является склонность к пенообразованию при обработке в различных типах буровых растворов.

Наиболее близким аналогом заявляемого органического ингибитора является промышленный органический ингибитор глин марки ХБН, приготовленный на основе растительных и минеральных масел, фосфолипидов, гликолей и различных ингредиентов, выпускаемый по ТУ 2458-001-49472578-04 ООО «НПО «Химбурнефть». Органический ингибитор марки ХБН предназначен для ингибирования сланцевых, глинистых и хемогенных отложений.

Технический результат заявленного изобретения достигается за счет сочетания солей жирных кислот получаемой по патенту РФ №2148608 смазочной добавки ФК-2000 Плюс и неионогенного тетроника марки Дипроксамин 157 при оптимальном соотношении от 1:1 до 1:9 растительных и минеральных масел соответственно в составе комплексного органического ингибитора.

Дипроксамин 157 представляет собой блок-сополимер этиленоксида, пропиленоксида и этилендиамина общей формулы

где: S_n=26, S_m=60, выпускается по ТУ 6-14-614-76).

Указанное сочетание органических продуктов обеспечивает положительный синергетический эффект кратного увеличения ингибирующих показателей с сохранением высоких эксплуатационных характеристик. В таблице 1 представлены примеры оптимальных сочетаний ингредиентов (№1-4) предлагаемого органического ингибитора, а также их запредельных соотношений (№5, 7) и примеры известных аналогов - органических ингибиторов (№6, 8, 9) и под №10 контрольный тест - минеральный ингибитор глин - хлористый калий. В таблице 2 приводятся экспериментальные данные оценки ингибирующих и других технологических свойств органических ингибиторов примеров №1-10, включая лучшие отечественные и зарубежные аналоги органических ингибиторов.

Сравнительная оценка известных аналогов и заявляемого органического ингибитора выполнена по показателю ингибирующей способности По (см/ч), по величине коллоидной глинистой фазы измеренной по методу МВТ, по коэффициенту трения и коэффициенту дифференциального прихвата при избыточном давлении 3,0 МПа в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов» ОАО «НПО «Бурение».

Предлагаемую органическую ингибирующую добавку для буровых растворов готовят смешением готовой смазочной добавки, полученной по патенту РФ №2148608 и состоящей из жирных кислот триглицеридов подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового масла с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас. %, нейтрализующего агента (гидрат окиси калия или натрия) в количестве 3-6 мас. %, полиэтиленгликолевого эфира моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас. % и воды (ТУ 2458-003-49472578-2007), в количестве 4-8 мас. % с блок-сополимером этиленоксида, пропиленоксида и этилендиамина марки Дипроксамин 157 (ТУ 6-14-614-76) в количестве 6-28 мас. % и смеси растительных (подсолнечное ГОСТ Р 52465-2005, кукурузное ГОСТ 8808-2000, соевое ГОСТ 31760-2012, рапсовое ГОСТ Р 53457-2009) и минеральных масел (ГОСТ 20799-88) в соотношении от 1:1 до 1:9 соответственно - остальное.

Ниже приводится пример приготовления органического ингибитора глин для буровых растворов, который является доказательством промышленного осуществления заявленного изобретения.

В техническую смесь 45 мас. % подсолнечного масла (ГОСТ Р 52465-2005) и 45 мас. % минерального масла И-20А (ГОСТ 20799-88) вводят 4,0 мас. % смазочной добавки ФК-2000 Плюс (ТУ 2458-003-49472578-2007) и 6,0 мас. % Дипроксамина 157 (ТУ 6-14-614-76), перемешивают любым известным способом с помощью мешалки или путем перекачивания шестеренчатым насосом в течение 4 часов в реакторе с подогревом до температуры плюс 60°С, затем выключают обогрев и перемешивают еще в течение 2-4 часов до остывания до температуры плюс 20-30°С. Полученный органический ингибитор глин подвергают испытаниям по показателю назначения По (см/ч) - ингибирующей способности в соответствии с РД 39-00147001-773-2004, Приложением 8 «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов».

Результаты сравнительных испытаний по показателю ингибирующей способности аналогов и заявляемого органического ингибитора, представленные в таблице 2, показывают, что при использовании рецептуры заявленного органического ингибитора глин достигается наибольший ингибирующий эффект по показателям увлажняющей способности (По, см/ч) на глинистом образце в 1,5-2,5 раза (50-150%). Органический ингибитор вводят в буровой раствор или промывочную жидкость в количестве от 1 до 10 мас. % в натуральном виде в зависимости от минерализации и плотности бурового раствора на водной основе.

При этом для всех типов буровых растворов на водной основе (пресных, минерализованных, ингибирующих, биополимерных, утяжеленных и других) достигается улучшение технологических, технических и эксплуатационных показателей: совместимость и полная диспергируемость органического ингибитора в буровом растворе; снижение коллоидной глинистой фазы по методу МВТ на 25-45%, снижение коэффициента трения бурового раствора на 80-90% по стандарту АНИ и коэффициента дифференциального прихвата на 65-80% при дифференциальном (избыточном) давлении 3,0 МПа.