Комбинированный реагент-стабилизатор на основе таллового пека для обработки буровых растворов и способ его получения

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к составам реагентов-стабилизаторов буровых растворов на углеводородной основе малой плотности с улучшенными значениями реологических и фильтрационных свойств, и может применяться при бурении в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора обычными химреагентами.

Уровень техники

Известно, что при бурении нефтегазовых скважин вращательным способом в скважине циркулирует поток жидкости, которая помимо функции удаления шлама выполняет и другие важные функции, направленные на эффективное, экономичное и безопасное выполнение и завершение процесса бурения (1. Дмитриев А.Ю. Основы технологии бурения скважин. Учебное пособие. - Томск: изд. Томского политехнического университета. 2008. - 216 с.). По этой причине состав буровых растворов имеет очень важное значение.

Известен буровой раствор (2. Усынин А.Ф., Тур В.Д., Телицина А.И. Буровой раствор. А.С. СССР №1204625, C09K 7/02, 1983), который содержит каустическую соду и воду, в качестве глинопорошка и ингибирующей добавки, с целью повышения солестойкости и крепящих свойств раствора, содержит глиносолевой порошок, а в качестве реагента-стабилизатора - талловый пек, бардяной концентрат жидкий (БКЖ) и дизельное топливо (ДТ) при следующем соотношении ингредиентов (мас. %):

Буровой раствор готовят следующим образом: сначала готовят комбинированный реагент на основе таллового пека, дизельного топлива и бардяного концентрата жидкого (КРТБ). Для этого берут 270 г таллового пека (1 вес. ч.), 540 г ДТ (2 вес.ч.) и 840 г БКЖ (3 вес.ч.). В дизельном топливе в течение 30 мин растворяют талловый пек и помещают в отдельную емкость. Затем в бардяные концентраты жидкие при плавном перемешивании и в течение 30 мин добавляют воду, чтобы вязкость водного раствора составила 30 с. При интенсивном перемешивании к водному раствору БКЖ постепенно добавляют раствор таллового пека в дизельном топливе. По мере загущения реагента его разбавляют водой, обеспечивая тем самым определенный режим диспергирования с сохранением вязкости на уровне 60 с. По истечение 60 мин перемешивания процесс загущения стабилизируется и полученную смесь вводят в суспензию 210 г глиносолевого порошка, размешанного в 160 г воды. Полученный буровой раствор экономичен, что обусловлено его устойчивостью практически к любой минерализации, а за счет улучшенных ингибирующих и стабилизирующих свойств обладает более высокими крепящими свойствами - повышает устойчивость образцов из аргиллита и гидрослюдистой глины в 2,5 раза по сравнению с прототипом (устойчивость глинистых образцов в среде указанных растворов определялась при одноосном сжатии). При этом используемый талловый пек, омыленный кальцинированной содой, содержит в своем составе, вес. %:

Известен буровой раствор (3. Усынин А.Ф., Олейник С.П., Богомолов Б.Д., Тиранов П.П., Ушаков Е.А., Софрыгина Л.М. Буровой раствор. А.С. №1315464, C09K 7/02, 1985), который содержит талловый пек, лигниновый компонент, каустическую соду, глинопорошок, дизельное топливо (ДТ) и воду. В качестве лигнинового компонента раствор содержит сульфатный лигнин (СЛ), а в качестве глинопорошка - бентонитовьй глинопорошок (БГ) при следующем соотношении компонентов, мас. %: БГ 1,0-5,0; СЛ 3,4-10,2; каустическая сода 0,29-0,85; талловый пек 1,2-3,6; ДТ 2,4-7,2; вода остальное. Для получения бурового раствора сначала готовят глинистый раствор, а затем стабилизируют его комбинированным реагентом на основе таллового пека и СЛ. Комбинированный реагент готовят, растворяя в 1,0-2,0%-ном растворе каустической соды в течение 1 ч расчетное количество СЛ. Параллельно готовят 30-33%-ный раствор таллового пека в ДТ. Затем к водощелочному раствору СЛ при перемешивании добавляют раствор таллового пека в дизельном топливе. Реагент готов через 1 ч. Таким образом, термостойкость бурового раствора составляет 270°С, а коэффициент устойчивости увеличивается в 2,26 раза.

К недостаткам указанных выше реагентов-стабилизаторов следует отнести низкую эффективность при регулировании значений (увеличении) вязкости и (уменьшении) фильтрации бурового раствора. Их расход в расчете на единицу веса бурового раствора может достигать 50-60 мас. %, реагенты готовят и используют в виде эмульсий (вода + дизельное топливо) с содержанием сухих веществ не более 20% и 22,5% соответственно.

Известен инвертный эмульсионный буровой раствор (4. Усынин А.Ф., Тур В.Д., Войтенко B.C., Телицина А.И., Горецкий С.Н. Инвертный эмульсионный буровой раствор. А.С. СССР №1134594, C09K 7/06, 1983), содержащий воду или глинистый раствор на водной основе, дизельное топливо, талловый пек, омыленный (ОТП) углекислым натрием (кальцинированной содой), побочный продукт производства фитостерина (ППФ) и мелкодисперсный мел при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: вода или глинистый раствор на водной основе 23-39, дизельное топливо 40-50, талловый пек, омыленный углекислым натрием 10-12, побочный продукт производства фитостерина 1-3, мелкодисперсный мел 10-12.

Приготовление инвертного эмульсионного бурового раствора осуществляется по следующей технологии. В воде или в глинистом растворе на водной основе при перемешивании растворяют часть таллового пека, омыленного углекислым натрием, в количестве до 50 мас. % от расчетного. Затем вводят дизельное топливо с растворенной в нем оставшейся частью омыленного таллового пека. В образующуюся эмульсию добавляют ППФ и мелкодисперсный мел, которые стабилизируют эмульсию.

Недостатками данного инвертного эмульсионного бурового раствора являются низкие значения условной вязкости - от 37 до 100 с и статического напряжения сдвига: СНС за 1 мин составляет 6-12 дПа, СНС за 10 мин составляет 12-20 дПа. Из-за низких значений СНС и реологических параметров: пластической вязкости от 14 до 18 сП, динамического напряжения сдвига от 28 до 68 дПа отсутствует полный вынос шлама выбуренных частиц горных пород из пологих участков ствола скважины в пределах значений зенитного угла 60-80 градусов. Высокая фактическая фильтрация инвертного эмульсионного бурового раствора (12-14 см³/30 мин), измеренная в термобарических условиях: температуре 93°С и перепаде давления на поверхность фильтрации ΔР=35 кгс/см², негативно влияет на качество вскрытия продуктивных пластов. К моменту стабилизации процесса фильтрации через 30-36 часов ее значения достигают 60-70 см³. За это время в зоне влияния скважины - проникновения фильтрата или эмульсии блокируется часть порового пространства продуктивного пласта.

Недостатками инвертного эмульсионного бурового раствора являются также повышенный расход углеводородной жидкости (дизельного топлива или нефти), эмульгатора и стабилизатора эмульсии - омыленного таллового пека; высокая пожароопасность при нагреве углеводородной жидкости до температуры ~80°С для растворения твердого омыленного таллового пека.

Известен комплексный реагент-стабилизатор, используемый для полимерных и малоглинистых буровых растворов, включающий талловый пек, который дополнительно содержит технические лигносульфонаты, каустическую соду, структурообразующий агент - сополимер акриламида и акрилата натрия с молекулярной массой 14⋅106 г/моль - Праестол марки 2530 или высоковязкий реагент на основе Гипана - ВПРГ и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: технические лигносульфонаты 15-17, каустическая сода 5-6, указанный структурообразующий агент 15-17, талловый пек 59-62, вода остальное (5. Ипполитов В.В., Усынин А.Ф., Зарецкий B.C., Уросов С.А., Подшибякин В.В., Бахарев Ф.А. Патент RU 2236430, C09K 7/02, 2003).

К недостаткам комплексного реагента-стабилизатора полимерных и малоглинистых буровых растворов относится сложность его приготовления, для чего требуются высокие энергоемкие затраты.

Как известно, удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии в буровой (промывочной) жидкости, находящейся в скважине, необходимо для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен обладать тиксотропными свойствами, то есть способностью превращаться при отсутствии движения из золя в гель с образованием структуры, обладающей определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается величиной статического напряжения сдвига (СНС).

Технической задачей изобретения является значительное снижение фильтрации бурового раствора при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига (СНС) и вязкости пресных и слабоминерализированных растворов при бурении в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора обычными химическими реагентами (например, гашеная известь).

Осуществление изобретения

Поставленная цель достигается за счет использования комплексного реагента-стабилизатора на основе таллового пека (КРП) для обработки пресных и слабоминерализированных буровых растворов, включающего талловый пек; дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см³; алюминий сернокислый (Al₂(SO₄)₃); карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал.

Исследовались следующие соотношения ингредиентов:

Состав КРП 1: Дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см³ - 20%; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал - 2-2,5%; талловый пек - 2-5%; остальное - вода.

Состав КРП 2: Дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см³ - 25-50%; талловый пек - 3-5%; Al₂(SO₄)₃ (Алюминий сернокислый) - 3-5%; остальное - вода.

Состав КРП 3: Дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см³ - 25-35%; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал - 2,5-4%; талловый пек - 2,5-3,5%; Al₂(SO₄)₃ - 3-4%; остальное - вода.

Талловый пек является нелетучей фракцией, определяемой ректификацией сырого таллового масла. Он состоит из сложных эфиров, жирных и смоляных кислот фитостеренов, спиртов углеводородов и т.п. (6. Стандарт ТУ-13-4000177-184-84. Пек талловый для нефтехимической промышленности).

Алюминий сернокислый (сульфат алюминия) - высококачественное химическое вещество, предназначенное для произведения эффективной очистки воды, имеет довольно низкую степень токсичности и не подвержен возгоранию, самовоспламенению, то есть не горюч и не представляет собой взрывной опасности.

Карбоксиметилцеллюлоза - аморфное бесцветное вещество с молекулярной массой (30-25)⋅10³; температурой размягчения - 170°С; плотностью 1,59 г/см³. Водный раствор карбоксиметилцеллюлозы обладает тиксотропными свойствами.

Гидролизованный полиакрилонитрил («Гипан») (7. Стандарт ТУ 2458-023-95901562-2012) представляет собой порошкообразный полиакрилонитрил, получаемый гидролизом нитронного волокна. «Гипан» применяется в буровых растворах на водной основе для снижения показателя фильтрации. Не оказывает влияние на изменение вязкости бурового раствора. Эффективно стабилизирует глинистые буровые растворы, снижает интенсивность наработки твердой фазы в процессе бурения, повышает смазочные и противоприхватные свойства бурового раствора. Используется при высоких температурах (до 220°С). Морозоустойчив и не подвергается ферментативному разложению (загниванию) при высоких температурах.

Технология приготовления комплексного реагента-стабилизатора на основе таллового пека проста и включает:

1. Подготовку водно-углеводородного раствора (дизельное топливо или нефть + вода) с добавлением КМЦ, или гидролизованного полиакрилонитрила, или крахмала (КРП 1 и КРП 3).

2. Отдельно в воде растворяют талловый пек и Al₂(SO₄)₃ (КРП 1 и КРП 2) в концентрации 20-30%, при необходимости ускорения процесса растворения воду с талловым пеком подогревают до 80°С.

3. Полученный раствор смешивается с водно-углеводородным раствором.

Результаты полевых испытаний предлагаемых рецептур реагентов-стабилизаторов, направленных на улучшение характеристик бурового раствора, представлены в табл. 1.

По полученным данным видно, что добавление КРП всех трех составов оказал положительное влияние на свойства бурового раствора (БР). В буровом растворе с КРП-1 увеличились показатели условной вязкости (Т, сек) в 2-3 раза. В буровом растворе с КРП-2 также увеличилось показание условной вязкости в 2 раза, кроме испытания на засоленном растворе, где наблюдается снижение показателя условной вязкости. В буровом растворе с КРП-3 показания условной вязкости сохранились или увеличились в 2 раза.

Во всех случаях наблюдается повышение статического напряжения сдвига (СНС) от 2 до десятков раз: с использованием состава КРП-1 в 2-3 раза, а с использованием состава КРП-3 в 1,5 раза снизилось фильтрационное свойство (Ф₃₀) за счет формирования слабопроницаемой эластичной корки, с использованием состава с КРП 2- фильтрационное свойство сохранилось. Изменение плотности (ρ, кг/см³) глинистого раствора до и после обработки - незначительное (10 кг/см³).

Разработанные составы комплексных реагентов-стабилизаторов (КРП) испытывались для обработки только пресных глинистых растворов. Величины добавок КРП в процентах к объему обрабатываемого раствора: КРП-1 - 10-15%; КРП-2 - 3-5%; КРП-3 - 1-5%.

В результате полевых испытаний установлено, что комплексные реагенты-стабилизаторы обладают смазывающей способностью и свойствами ингибирующих добавок. Ингибирующие функции составы КРП-2, КРП-3 выполняют и в соленонасыщенных глинистых, и в полимерных, и в асбогелевых растворах.

Применение КРП обеспечивает существенное снижение расходов дорогих химических реагентов (например: КССБ-1;2;4, борсиликатный реагент).

Предлагаемое изобретение может использоваться в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора обычными химическими реагентами.

Технический результат - снижение фильтрации (Ф₃₀см³) в 1,5-3 раза при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига (СНС) и условной вязкости (Т, сек) пресных и слабоминерализированных растворов.