RU2163614C2

RU2163614C2 - Drilling mud

Info

Publication number: RU2163614C2
Application number: RU98123236A
Authority: RU
Inventors: А.И. Пеньков; Л.П. Вахрушев; В.Н. Кошелев; Б.А. Растегаев; Е.В. Беленко
Original assignee: Пеньков Александр Иванович; Вахрушев Леонид Петрович; Кошелев Владимир Николаевич; Растегаев Борис Александрович; Беленко Евгений Владимирович
Priority date: 1998-12-21
Filing date: 1998-12-21
Publication date: 2001-02-27

Abstract

FIELD: drilling fluids. SUBSTANCE: water-based drilling mud contains, %: polyalkylene glycol, 1-5; clay, 3-15; and stabilization reagent, 0.5-5. The latter can be represented by anionic and nonionic polymers, lignosulfonates and their derivatives. Novelty resides in that polyalkylene glycol is ethylene oxide/propylene oxide copolymer depicted by following structural formula

, wherein X is O, N, or CH₂; Y is N or CH₂; c, a, b =0-2; t, q, g, m, k vary from 0 to 250; d =1-5; R¹,R²,R³ are H or methyl; A, B, and G vary from 1 to 120; and 3<(a+b+c)<5; with molecular weight within a range of 370 to 40000 g/mole; or mixtures of such polyalkylene glycols. EFFECT: improved surfactant properties, resistance to alkali-earth metal salts, reduced friction and filtration coefficient values, and also reduced initial rate of moistening of clayey minerals within a vide temperature range. 11 tbl

Description

Настоящее изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям. The present invention relates to the field of drilling oil and gas wells, in particular to flushing fluids.

Известен буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор - соединение калия и полиалкиленгликоль с молекулярной массой, не превышающей 3000 г/моль (Великобритания, N 2297775, C 09 K 7/02, 1996). Такой буровой раствор наиболее эффективен при температурах, превышающих так называемую температуру "помутнения" - T_п, при которой используемый в буровом растворе ПАГ становится малорастворим в водной среде и образует новую "маслянистую" дисперсную фазу. Недостатком раствора является: применение при температурах ниже T_п, т. е. в отсутствие "маслянистой" фазы, малоэффективно при использовании ПАГ в указанных концентрациях, кроме того этот буровой раствор имеет узкий диапазон технологически приемлемых температур и недостаточно эффективен при бурении неглубоких (до 1,5 км) скважин с относительно низкой забойной температурой, а также он приводит к появлению проблем экологического характера, связанных с утилизацией калийсодержащей выбуренной породы и загрязнением почвенных вод.Known drilling fluid containing clay, a stabilizing reagent - a compound of potassium and polyalkylene glycol with a molecular weight not exceeding 3000 g / mol (UK, N 2297775, C 09 K 7/02, 1996). Such a drilling fluid is most effective at temperatures exceeding the so-called "cloud point" temperature - T _p , at which the PAG used in the drilling fluid becomes poorly soluble in the aqueous medium and forms a new "oily" dispersed phase. The disadvantage of the solution is: use at temperatures below T _p , that is, in the absence of an “oily” phase, it is ineffective when using PAG at the indicated concentrations, in addition, this drilling fluid has a narrow range of technologically acceptable temperatures and is not effective enough for shallow drilling (up to 1 , 5 km) of wells with a relatively low bottomhole temperature, and it also leads to environmental problems associated with the disposal of potassium-containing cuttings and pollution of soil water.

Наиболее близким аналогом к заявленному является буровой раствор, содержащий, мас. %: глину 5 - 7, реагент-стабилизатор - анионные и неионогенные полимеры, лигносульфонаты и их производные 0,25 - 1, полиалкиленгликоли с молекулярной массой 600 - 30000 0,25 - 2, воду - остальное (Патент США N 4561985, C 09 K 7/00, 1985). The closest analogue to the claimed is a drilling fluid containing, by weight. %: clay 5 - 7, stabilizing reagent - anionic and nonionic polymers, lignosulfonates and their derivatives 0.25 - 1, polyalkylene glycols with a molecular weight of 600 - 30000 0.25 - 2, water - the rest (US Patent N 4561985, C 09 K 7/00, 1985).

Задачей изобретения является создание буровых растворов с высокими поверхностно-активными свойствами, устойчивых в присутствии солей щелочноземельных металлов, а также характеризующихся низкими значениями коэффициента трения, фильтрации и начальной скорости увлажнения глинистых минералов в широком интервале температур. The objective of the invention is the creation of drilling fluids with high surface-active properties, stable in the presence of salts of alkaline earth metals, as well as characterized by low values of the coefficient of friction, filtration and the initial rate of hydration of clay minerals in a wide temperature range.

Сущность изобретения состоит в том, что новый буровой раствор содержит глину, реагент-стабилизатор, полиалкиленгликоль и воду, а в качестве полиалкиленгликоля содержит сополимер окисей этилена и пропилена со следующей структурной формулой:

где X = O, N, CH₂;
Y = N, CH₂;
a, b, c = 0 - 2;
t, q, g, m, k, j = 0 - 250;
d = 1 - 5;
R₁, R₂, R₃ = H, CH₃;
A, B, G = 1 - 120;
3<(a+b+c)<5
с молекулярной массой 370 - 40000 г/моль или физические смеси таких полиалкиленгликолей. В качестве реагента-стабилизатора используют анионные и неионогенные полимеры, а также лигносульфонаты и их производные. Соотношение компонентов в буровом растворе следующее, мас.%:
Полиалкиленгликоль - 0,5 - 5
Реагент-стабилизатор - 0,5 - 5
Глина - 3 - 15
Вода - Остальное
Используемые ПАГ получают поликонденсацией сырьевой смеси, содержащей окись этилена и окись пропилена, а также многоатомный спирт с числом гидроксильных групп от 3 до 4, или смесь таких многоатомных спиртов, и/или алканоламин с числом гидроксильных групп от 3 до 5, или смесь таких алканоламинов. В качестве многоатомного спирта используют глицерин или ксилит, а в качестве алканоламинов - триалканоламин, тетраалканоламин, пентаалканоламин. Способ получения таких ПАГ описан в [Пат. РФ 2105044, C 10 M 173/02, 1998]. Применяемые ПАГ невзрывоопасны; по степени воздействия на живой организм они относятся к третьему и четвертому классам опасности.The essence of the invention lies in the fact that the new drilling fluid contains clay, a stabilizing reagent, polyalkylene glycol and water, and as a polyalkylene glycol contains a copolymer of ethylene and propylene oxides with the following structural formula:

where X = O, N, CH ₂ ;
Y = N, CH ₂ ;
a, b, c = 0 - 2;
t, q, g, m, k, j = 0 - 250;
d is 1-5;
R ₁ , R ₂ , R ₃ = H, CH ₃ ;
A, B, G = 1 - 120;
3 <(a + b + c) <5
with a molecular weight of 370 - 40,000 g / mol or physical mixtures of such polyalkylene glycols. As the stabilizing reagent, anionic and nonionic polymers are used, as well as lignosulfonates and their derivatives. The ratio of components in the drilling fluid is as follows, wt.%:
Polyalkylene glycol - 0.5 - 5
Reagent stabilizer - 0.5 - 5
Clay - 3 - 15
Water - Else
PAGs used are obtained by polycondensation of a feed mixture containing ethylene oxide and propylene oxide, as well as a polyhydric alcohol with a number of hydroxyl groups from 3 to 4, or a mixture of such polyhydric alcohols, and / or an alkanolamine with a number of hydroxyl groups from 3 to 5, or a mixture of such alkanolamines . Glycerol or xylitol is used as the polyhydric alcohol, and trialkanolamine, tetraalkanolamine, pentaalkanolamine are used as alkanolamines. A method of obtaining such PAG is described in [US Pat. RF 2105044, C 10 M 173/02, 1998]. Applied PAGs are non-explosive; according to the degree of impact on a living organism, they belong to the third and fourth hazard classes.

Предлагаемый буровой раствор обладает рядом преимуществ по сравнению с прототипом:
1. Возможность варьирования технологических показателей в широком диапазоне температур, в зависимости от условий бурения. Применяются ПАГ с различными T_п, лежащими в интервале от 9 до 85^oC. Поэтому, используя те или иные ПАГ, можно в широких пределах варьировать температуру образования "маслянистой" фазы и подбирать оптимальные свойства раствора для решения конкретных задач бурения.The proposed drilling fluid has several advantages compared to the prototype:
1. The possibility of varying technological parameters in a wide temperature range, depending on the drilling conditions. PAGs are used with various T _p lying in the range from 9 to 85 ^o C. Therefore, using certain PAGs, it is possible to vary the formation temperature of the "oily" phase over a wide range and select the optimal properties of the solution to solve specific drilling problems.

2. Высокая эффективность при температурах ниже T_п, в случае использования ПАГ с Mr > 1000. Это свойство является следствием разветвленной структуры применяемых ПАГ, которая позволяет адсорбирующимся макромолекулам полиэфира эффективно экранировать поверхность адсорбента, например, металлическую или бентонитовую поверхности. При этом обеспечиваются низкие значения k_тр и показателя фильтрации, а также высокие ингибирующие свойства бурового раствора.2. High efficiency at temperatures below T _p , in the case of using PAG with Mr> 1000. This property is a consequence of the branched structure of the applied PAG, which allows adsorbed polyester macromolecules to effectively shield the surface of the adsorbent, for example, metal or bentonite surfaces. At the same time, low values of _ktr and filtration rate are provided, as well as high inhibitory properties of the drilling fluid.

3. При использовании анионных полимеров, в присутствии значительных количеств солей щелочноземельных металлов (до 8-10 мас.%), буровой раствор сохраняет низкие значения показателя фильтрации и высокую агрегативную устойчивость. Это явление связано с защитным действием разветвленных ПАГ по отношению к анионным функциональным группам реагента-стабилизатора. Механизм такого поведения ПАГ, по-видимому, заключается в образовании ими ассоциатов с противоионами анионных ПАВ [Ведерникова Л.Г., Лавров И.С., Меркушев О.М. // Коллоидный журнал. - 1990. - Т. 52, N 1. - С. 121-122; Плетнев М.Ю. // Коллоидный журнал. - 1984. - Т. XLVI, N 3. - С. 586-588]. Здесь ПАГ выступает как ассоциированное катионное ПАВ, электростатически взаимодействующее с анионными группами стабилизатора. 3. When using anionic polymers, in the presence of significant amounts of salts of alkaline earth metals (up to 8-10 wt.%), The drilling fluid retains low values of the filtration rate and high aggregate stability. This phenomenon is associated with the protective effect of branched PAGs in relation to the anionic functional groups of the stabilizing reagent. Apparently, the mechanism of this behavior of PAG consists in the formation of associates with counterions of anionic surfactants [Vedernikova LG, Lavrov IS, Merkushev OM // Colloidal journal. - 1990. - T. 52, N 1. - S. 121-122; Pletnev M.Yu. // Colloidal journal. - 1984. - T. XLVI, N 3. - S. 586-588]. Here PAG acts as an associated cationic surfactant, electrostatically interacting with the anionic groups of the stabilizer.

4. Меньшее содержание реагента-стабилизатора по сравнению с прототипом той же эффективности, так как применяемые в буровом растворе разветвленные ПАГ обеспечивают более высокую агрегативную устойчивость бентонитовых суспензий, по сравнению с линейными ПАГ прототипа, за счет увеличения числа свободных хвостов, приходящихся на единицу площади адсорбционного слоя ПАГ и возрастания суммарного среднеквадратичного расстояния между концами адсорбированной макромолекулы. Это, в целом, приводит к увеличению стерического отталкивания адсорбционных слоев соседних частиц и стабилизации дисперсной системы. 4. The lower content of the stabilizing reagent in comparison with the prototype of the same efficiency, since the branched PAGs used in the drilling fluid provide higher aggregate stability of bentonite suspensions compared to the linear PAG of the prototype due to an increase in the number of free tails per unit area of adsorption PAG layer and an increase in the total rms distance between the ends of the adsorbed macromolecule. This, in general, leads to an increase in the steric repulsion of the adsorption layers of neighboring particles and stabilization of the disperse system.

5. За счет комбинации в растворе ПАГ с различными T_п значительно увеличивается поверхностная активность фильтрата. Сильное снижение поверхностного натяжения обеспечивает хорошее восстановление проницаемости после воздействия на продуктивный горизонт фильтрата бурового раствора.5. Due to the combination in the PAG solution with various T _p , the surface activity of the filtrate is significantly increased. A strong decrease in surface tension ensures a good restoration of permeability after exposure to the productive horizon of the mud filtrate.

В ходе лабораторных испытаний по проверке эффективности предложенного бурового раствора измерялись следующие свойства: показатель фильтрации (измерения проводились в течение 30 мин при давлении в 1 атм); коэффициент трения (измерения проводились на приборе фирмы Baroid); начальная скорость увлажнения глинистых минералов П₀ (измерялась по известной методике [Пеньков А. И. , Пенжоян А.А. // Краснодар, ВНИИКРнефть. - 1983. - С. 12-16]); реологические характеристики раствора; эффективная вязкость η_эф, пластическая вязкость η_пл, динамическое напряжение сдвига τ₀, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин (СНС_1/10) (измерения проводились на вискозиметре фирмы Baroid) и межфазное натяжение на границе фильтрата с гептаном (δ, мН/м).
Для приготовления буровых растворов использовали следующие ПАГ:
1) ПАГ (с Mr = 370 г/моль) - полипропиленгликоль на основе глицерина;
2) ПАГ (с Mr = 6000 г/моль) - сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина при массовом соотношении между окисями этилена и пропилена, соответственно, 40:60;
3) ПАГ (с Mr = 40000 г/моль) - статистический сополимер окисей этилена и пропилена на основе тетраэтанолэтилендиамина при массовом соотношении между окисями этилена и пропилена, соответственно, 15:85.During laboratory tests to verify the effectiveness of the proposed drilling fluid, the following properties were measured: filtration rate (measurements were carried out for 30 min at a pressure of 1 atm); coefficient of friction (measurements were carried out on a Baroid instrument); the initial rate of hydration of clay minerals P ₀ (measured by a known method [Penkov A.I., Penzhoyan A.A. // Krasnodar, VNIIKRneft. - 1983. - P. 12-16]); rheological characteristics of the solution; effective viscosity η _eff , plastic viscosity η _PL , dynamic shear stress τ ₀ , static shear stress after 1 and 10 min (СНС _1/10 ) (measurements were carried out on a Baroid viscometer) and interfacial tension at the filtrate-heptane interface (δ, mN / m).
The following PAGs were used to prepare drilling fluids:
1) PAG (with Mr = 370 g / mol) - glycerol-based polypropylene glycol;
2) PAG (with Mr = 6000 g / mol) - a copolymer of ethylene oxide and propylene based on glycerol with a mass ratio between ethylene oxide and propylene, respectively, 40:60;
3) PAG (with Mr = 40,000 g / mol) is a statistical copolymer of ethylene and propylene oxides based on tetraethanol ethylene diamine with a mass ratio between ethylene and propylene oxides, respectively, of 15:85.

Технологические показатели новых буровых растворов приведены в табл. 1-6. Technological indicators of new drilling fluids are given in table. 1-6.

1. В табл. 1 представлены реологические свойства буровых растворов. Из этих данных видно, что введение разветвленных ПАГ в стабилизированную глинистую суспензию в количестве 0,5% приводит к разжижению раствора, снижению прочности структуры. Таким образом, новые буровые растворы обладают большей текучестью по сравнению с аналогичным раствором-прототипом. 1. In the table. 1 shows the rheological properties of drilling fluids. From these data it is seen that the introduction of branched PAGs into a stabilized clay suspension in an amount of 0.5% leads to a dilution of the solution and a decrease in the strength of the structure. Thus, new drilling fluids have a greater fluidity compared to a similar solution prototype.

2. Предлагаемый буровой раствор обеспечивает низкую начальную скорость увлажнения глинистых минералов, которая, в значительной степени, зависит от природы применяемых ПАГ. Так, при использовании для стабилизации бентонитовой суспензии анионных и неионогенных ПАВ, П₀ определяется, в основном, Mr используемого ПАГ. При этом, П₀ тем меньше, чем выше Mr ПАГ. Например, при использовании оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) в количестве 0,5 мас.%, в присутствии 0,5 мас.% ПАГ с Mr = 370, П₀ = 10,3, в то время, как в присутствии 0,5 мас.% ПАГ с Mr = 40000 П₀ = 8 (табл. 2). При использовании же для стабилизации лигносульфонатных реагентов, например, конденсированной сульфит-спиртовой барды (КССБ), большое значение приобретает температура помутнения применяемых ПАГ. Так, П₀ для бурового раствора, стабилизированного 5% КССБ, содержащего 0,5 мас. % ПАГ с Mr = 40000 и T_п = 83^oC, равна 8, в то время как присутствие в аналогичном буровом растворе 0,5 мас.% ПАГ с Mr = 6000, но с T_п = 19^oC, снижает П₀ до 5,7. То есть, в этом случае, основное ингибирующее действие оказывает новая "маслянистая" дисперсная фаза, присутствующая в буровом растворе с ПАГ с Mr = 6000 (измерения проводились при 25^oC) (табл. 2).2. The proposed drilling fluid provides a low initial rate of hydration of clay minerals, which, to a large extent, depends on the nature of the applied PAG. So, when using anionic and nonionic surfactants to stabilize a bentonite suspension, P ₀ is determined mainly by Mr PAG used. Moreover, P ₀ is less, the higher Mr PAG. For example, when using hydroxyethyl cellulose (OEC) in an amount of 0.5 wt.%, In the presence of 0.5 wt.% PAG with Mr = 370, P ₀ = 10.3, while in the presence of 0.5 wt. % PAG with Mr = 40,000 P ₀ = 8 (Table 2). When used to stabilize lignosulfonate reagents, for example, condensed sulfite-alcohol stillage (KSSB), the cloud point of the applied PAGs is of great importance. So, P ₀ for a drilling fluid stabilized with 5% KSSB containing 0.5 wt. % PAG with Mr = 40,000 and T _p = 83 ^o C, equal to 8, while the presence in the same drilling fluid of 0.5 wt.% PAG with Mr = 6000, but with T _p = 19 ^o C, reduces P ₀ up to 5.7. That is, in this case, the main inhibitory effect is exerted by the new “oily” dispersed phase present in the mud with PAG with Mr = 6000 (measurements were carried out at 25 ^° C) (Table 2).

3. Коэффициент трения предлагаемых буровых растворов существенно зависит как от Mr применяемых ПАГ, так и от их T_п. Так, k_тр бурового раствора, содержащего 5 мас. % ПАГ с Mr = 6000 (T_п = 19^oC), несколько ниже k_тр аналогичного раствора с ПАГ с Mr = 40000 (T_п = 83^oC) (табл. 3). Здесь главную роль играет присутствие "маслянистой" фазы в растворе с ПАГ с Mr = 6000. При использовании же в буровом растворе истинно растворимых ПАГ, k_тр будет тем меньше, чем больше Mr ПАГ (табл. 3).3. The coefficient of friction of the proposed drilling fluids substantially depends on both Mr PAG used and their T _p . So, k _tr drilling mud containing 5 wt. % PAG with Mr = 6000 (T _p = 19 ^o C), slightly lower than k _{tr of a} similar solution with PAG with Mr = 40,000 (T _p = 83 ^o C) (Table 3). Here, the main role is played by the presence of the “oily” phase in the solution with PAG with Mr = 6000. When using truly soluble PAG in the drilling fluid, k _tr will be the smaller, the greater Mr PAG (Table 3).

4. Фильтрация новых буровых растворов определяется природой применяемых ПАГ. Так, для буровых растворов, использующих истинно растворимые при комнатной температуре ПАГ, показатель фильтрации (при T = 25^oC) будет тем меньше, чем выше Mr применяемых ПАГ (табл. 4). Однако, если T_п ПАГ существенно ниже температуры, при которой производится измерение, то фильтрация слабо зависит от Mr ПАГ и имеет низкие значения за счет присутствия "маслянистой" дисперсной фазы.4. The filtration of new drilling fluids is determined by the nature of the applied PAG. So, for drilling fluids using PAGs that are truly soluble at room temperature, the filtration rate (at T = 25 ^o C) will be the lower, the higher Mr PAGs used (Table 4). However, if T _p PAG is significantly lower than the temperature at which the measurement is performed, then the filtration is weakly dependent on Mr PAG and has low values due to the presence of an “oily” dispersed phase.

5. Как уже отмечалось, применение разветвленных ПАГ существенно повышает устойчивость анионных ПАВ к солям щелочноземельных металлов. Так, введение в бентонитовую суспензию, стабилизированную NaКМЦ, 4% CaCl₂ приводит к быстрой коагуляции суспензии и увеличивает показатель фильтрации в 10 раз. Присутствие же стабилизированной суспензии 1% ПАГ (Mr = 40000) в значительной степени нейтрализует действие ионов Ca²⁺, обеспечивая приемлемые низкие значения показателя фильтрации (табл. 5).5. As already noted, the use of branched PAGs significantly increases the stability of anionic surfactants to alkaline earth metal salts. Thus, the introduction of 4% CaCl ₂ into a bentonite suspension stabilized with NaCMC leads to rapid coagulation of the suspension and increases the filtration rate by 10 times. The presence of a stabilized suspension of 1% PAG (Mr = 40,000) significantly neutralizes the effect of Ca ^{2+ ions} , providing acceptable low values of the filtration index (Table 5).

6. Использование разветвленных ПАГ и, особенно, их смесей в составе новых буровых растворов позволяет добиться низких значений поверхностного натяжения фильтратов (табл. 6), что обуславливает эффективное применение таких растворов для повышения продуктивности скважин при вскрытии нефтеносных пластов. 6. The use of branched PAGs and, especially, their mixtures as part of new drilling fluids allows to achieve low surface tension of the filtrates (Table 6), which leads to the effective use of such fluids to increase well productivity when opening oil reservoirs.

Claims

A water-based drilling fluid containing polyalkylene glycol, clay, a stabilizing reagent, which is used anionic and nonionic polymers, as well as lignosulfonates and their derivatives, characterized in that the polyalkylene glycol is a copolymer of ethylene and propylene oxides with the following structural formula

where X = O, N, CH ₂ ;
Y = N, CH ₂ ;
c, a, b = 0 - 2;
t, q, g, m, k, = 0 - 250;
d is 1-5;
R ¹ , R ² , R ³ = H, CH ₃ ;
A, B, G = 1 - 120;
3 <(a + b + c) <5,
with a pier. m. 370 - 40,000 g / mol or physical mixtures of such polyalkylene glycols in the following ratio of components, wt.%:
Polyalkylene glycol - 1 - 5
Reagent stabilizer - 0.5 - 5
Clay - 3 -15
Water - Else