RU2490293C1 - Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин - Google Patents
Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2490293C1 RU2490293C1 RU2012104952/03A RU2012104952A RU2490293C1 RU 2490293 C1 RU2490293 C1 RU 2490293C1 RU 2012104952/03 A RU2012104952/03 A RU 2012104952/03A RU 2012104952 A RU2012104952 A RU 2012104952A RU 2490293 C1 RU2490293 C1 RU 2490293C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- drilling mud
- emulsion
- water
- drilling
- Prior art date
Links
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - упрощение способа, уменьшение расхода углеводородной жидкости и эмульгатора, улучшение структурно-реологических показателей и повышение ингибирующей способности бурового раствора. В способе приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин, включающем использование двух растворов - на углеводородной и бурового раствора на водной основе, и их смешение между собой путем введения бурового раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, буровой раствор на водной основе вводят в раствор на углеводородной основе порционно путем первоначального введения его в количестве 30-40% от общего объема при перемешивании до появления признаков образования инвертной эмульсии со значениями удельного электрического сопротивления не менее 6 Ом·м и электростабильности не менее 10 В, с последующим добавлением оставшейся части бурового раствора, при соотношении указанных растворов в об.%: раствор на углеводородной основе 23,85-30,0, буровой раствор на водной основе остальное, в качестве раствора на углеводородной основе используют смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор (7,3÷20):1 соответственно, а в качестве бурового раствора на водной основе используют пол
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам получения эмульсионных буровых растворов на водно-углеводородной основе с гидрофобными свойствами, применяемых для бурения преимущественно пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях.
Одним из важнейших факторов успешного бурения пологих и горизонтальных скважин является качество бурового раствора. При бурении скважин в осложненных условиях, а именно при проводке ствола по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин), используются высокоингибированные буровые растворы, в частности эмульсионные буровые растворы на водной или углеводородной основе.
Буровой раствор для бурения скважин в осложненных условиях, особенно при проводке ствола по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин), должен характеризоваться следующими свойствами:
- оптимальными реологическими характеристиками - для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений;
- высокими ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами - для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки ствола скважины, на протяжении всего периода строительства скважины;
- высокими смазочными свойствами - для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны, предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины;
- низкими фильтрационными свойствами и высокой скоростью формирования фильтрационной корки - для предотвращения отрицательных последствий проникновения больших объемов бурового раствора и фильтрата в приствольную зону скважины;
- капсулирующими свойствами для предотвращения диспергирования шлама в процессе транспортировки его на поверхность;
- низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.
Выбор гидрофобных эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе (обратные эмульсии) для бурения сильно искривленных и горизонтальных скважин обусловлен тем, что они характеризуются высокими гидрофобизирующими и ингибирующими свойствами (т.к. фильтрат представлен эмульсией или углеводородной жидкостью), низкими значениями фильтрационных показателей (практически нулевые значения при ΔP=0,7 МПа). Кроме того, такие буровые растворы обеспечивают существенное снижение сил трения инструмента о стенки скважины в сильно искривленном стволе по сравнению с растворами на водной основе, имеют практически неограниченную солестойкость и хорошую устойчивость к попаданию в систему загрязняющих компонентов, таких как глина, цемент и пластовые воды.
Так, например, известен способ приготовления инвертно-эмульсионного раствора для бурения преимущественно пологих и горизонтальных скважин, с использованием эмульгатора - стабилизатора инвертных эмульсий (патент РФ №2336291). Указанный известный инвертно-эмульсионный раствор характеризуется необходимыми для бурения пологих и горизонтальных скважин реологическими, тиксотропными, псевдопластичными и фильтрационными свойствами.
В качестве углеводородной жидкости в известном составе используют минеральные масла, или сложные эфиры растительных масел, или синтетические жидкости из класса полиальфаолефинов, полиалкиленгликолей; в качестве водной фазы - пресная или минерализованная вода; в качестве эмульгатора - стабилизатора - комплексный реагент, включающий смесь маслорастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ), минеральной добавки, воды и растворителя.
Инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные по известному способу с использованием указанного эмульгатора, имеют низкие значения показателя фильтрации (при ΔP=0,7 МПа Ф=0-2,0 см3/30 мин), технологически необходимые реологические характеристики (η=25-120 мПа·с, τ0=50-460, ВНСС=20000-40000 мПа·с), характеризуются оптимальным для бурения пологих и горизонтальных скважин показателем консистенции (К=0,3-0,5), что соответствует низким гидравлическим сопротивлениям; при этом эмульсионные буровые растворы, полученные по известному способу, характеризуются высокими смазочными свойствами и высокой электростабильностью.
Основными ограничительными факторами широкого использования буровых растворов на углеводородной основе являются их высокая стоимость по сравнению с буровыми растворами на водной основе (за счет большого содержания углеводородной фазы - не менее 30%), а также экологическая, санитарно-гигиеническая и пожарная опасность.
Кроме того, известная технология приготовления инвертно-эмульсионного раствора достаточно сложна и включает предварительное приготовление эмульгатора - стабилизатора, содержащего 3 компонента: продукт переработки таллового масла на основе высших жирных кислот, водный раствор калиевого щелочного реагента и растворитель - неароматическое легкое минеральное масло; предварительное приготовление водного раствора соли необходимой плотности; получение инвертно-эмульсионного раствора путем смешения эмульгатора с углеводородной средой и последующий ввод водной фазы в полученную смесь.
Также известны эмульсионные буровые растворы на водной основе (прямые эмульсии), которые более экологически- и пожаробезопасны, имеют более низкую стоимость по сравнению с обратными (инвертными) эмульсиями и также используются для бурения сильно искривленных и горизонтальных скважин. Это обусловлено тем, что при условии выбора соответствующего компонентного состава они характеризуются высокими гидрофобизирующими и ингибирующими свойствами (но фильтрат представлен водой с растворенными в ней солями, ингибирующими добавками и ПАВ), низкими значениями фильтрационных показателей, высокими смазочными свойствами, оптимальными структурно-реологическими свойствами.
Известен, например, буровой раствор для бурения скважин в сложных гидрогеологических условиях, преимущественно пологих и горизонтальных скважин, содержащий глину, реагент-стабилизатор, углеводородную гидрофобизирующую фазу, хлорид калия, силикат калия и воду (патент РФ №2386656). Раствор представляет собой эмульсию первого рода (прямая эмульсия), и содержит в качестве углеводородной гидрофобизирующей фазы - реагент, представляющий собой смесь диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: глинопорошок 1-4; реагент-стабилизатор 0,5-0,85; углеводородная фаза 2,0-5,0; силикат калия 0,5-2,0; хлорид калия 1-15; вода - остальное.
Указанный известный буровой раствор на водной основе характеризуется следующими показателями:
- оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными показателями при низком содержании глинистой фазы (менее 4%): показатель псевдопластичности 0,31-0,76; ВНСС=26256-82547 дПа; показатель фильтрации (Ф0,7)=6-10;
- высокими смазочными свойствами: коэффициент трения (Ктр.)=0,12-0,08;
- коэффициент липкости корки (Кл)=3°-3°30;
- высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистым породам (степень эрозии шлама 3,8-4,8%).
Тем не менее, по ингибирующим, фильтрационным и смазочным свойствам буровые растворы на водной основе уступают инвертно-эмульсионным буровым растворам (обратным эмульсиям).
Учитывая совокупность технологических преимуществ инвертных буровых растворов на углеводородной основе (обратных эмульсий), с одной стороны, экономических и экологических преимуществ буровых растворов на водной основе (прямых эмульсий), с другой стороны, перспективной является разработка способа перевода эмульсионного бурового раствора на водной основе в гидрофобный инвертно-эмульсионный буровой раствор с минимальными временными и материальными затратами за счет инверсии фаз эмульсии.
Известен способ получения инвертно-эмульсионного бурового раствора на базе бурового раствора на водной основе (Ильин Г.А. и др. Преобразование глинистого раствора в инвертную эмульсию. Экспресс-информация ВНИИЭГазпром, сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений, 1986, вып.16), который заключается в следующем. При непрерывной циркуляции глинистый раствор на водной основе предварительно обогащается дизтопливом до 27%, битумом до 2%, СМАД-1 до 2%. В результате образуется прямая эмульсия. Параллельно заготавливается углеводородная фаза, содержащая эмульгатор марки Эмультал и оставшуюся от расчетного количества часть дизтоплива, СМАД и битума. Приготовленная углеводородная фаза перемешивается с циркулирующим глинистым раствором до преобразования его в инвертную эмульсию за счет инверсии фаз эмульсии (обращение прямой эмульсии в обратную).
Инвертно-эмульсионный буровой раствор, полученный известным способом, содержит в качестве водной фазы воду или глинистый буровой раствор на водной основе, а в качестве углеводородной фазы - смесь дизтоплива или нефти с окисленным битумом, СМАД-1 и Эмульталом при следующем соотношении компонентов, вес.%: вода или глинистый буровой раствор на водной основе 28,5-54; дизтопливо или нефть 40-60; высокоокисленный битум - 2,0-4,5; СМАД-1 2,0-4,0; Эмультал 2,0-3,0.
Недостатком технологии приготовления известного инвертно-эмульсионного раствора, получаемого из глинистого бурового раствора на водной основе методом инверсии фаз, является многостадийность и трудоемкость процесса приготовления, включающего перевод глинистого раствора в прямую эмульсию за счет ввода в глинистый буровой раствор некоторой части углеводородной фазы, высокоокисленного битума и СМАД-1, параллельное приготовление углеводородной жидкости, представляющей собой низкоконцентрированную инвертную эмульсию, включающую эмульгатор-эмультал, оставшуюся от расчетного количества часть дизтоплива, СМАД-1 и высокоокисленного битума, перемешивание смеси углеводородной жидкости с добавками с прямой эмульсией на основе глинистого бурового раствора с введенными добавками до получения инвертной эмульсии. Кроме того, инвертный буровой раствор, получаемый по указанному известному способу, характеризуется низкой агрегативной устойчивостью при попадании выбуренной породы (более 15%) и при повышении температуры выше 70°C.
Также известен способ получения инвертно-эмульсионного бурового раствора на базе бурового раствора на водной основе (авт. свид-во СССР №1134594), который заключается в следующем. В глинистом растворе на водной основе, содержащем не более 10 мас.% глины, при непрерывном перемешивании (циркуляции) растворяют талловый пек, омыленный углекислым натрием (50 мас.% от расчетного количества). Затем вводят дизельное топливо с растворенной в нем оставшейся частью таллового пека. В образующуюся эмульсию добавляют реагент - побочный продукт производства фитостерина и мелкодисперсный мел.
Недостатком данного способа также является многостадийность процесса приготовления инвертной эмульсии. Кроме того, недостатком является повышенный расход омыленного таллового пека (10-12 мас.%), объясняющийся тем, что натриевые мыла карбоновых кислот являются стабилизаторами преимущественно водомасляных эмульсий, и, как следствие этого, водосодержание получаемого бурового раствора по данному способу ограничено 23-39 мас.%.
Кроме того, недостатком получаемых по известному способу эмульсионных буровых растворов являются низкие значения реологических параметров (пластическая вязкость - 14-18 сП, динамическое напряжение сдвига ДНС - 28-68 дПа), не обеспечивающие полного выноса бурового шлама из пологих и горизонтальных участков ствола скважины.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора на базе бурового раствора на водной основе методом инверсии фаз (патент РФ №2238297), согласно которому осуществляют равномерную подачу при интенсивном перемешивании в раствор на углеводородной основе полимерглинистого бурового раствора на водной основе и эмульгатора - 20%-ного водного раствора карболигносульфоната, при этом подача указанного эмульгатора и полимерглинистого бурового раствора на водной основе осуществляют одновременно.
Гидрофобный эмульсионный буровой раствор, получаемый по известному способу, включает полимерглинистый раствор на водной основе, углеводородную фазу (дизельное топливо или нефть) и эмульгатор, при этом в качестве эмульгатора раствор содержит 20%-ный водный раствор карболигносульфоната пекового, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: полимерглинистый буровой раствор на водной основе 44,8-58,1; дизельное топливо или нефть 30,1-40,0; указанный раствор карболигносульфоната пекового 11,0-21,3.
Состав 20%-ного водного раствора карболигносульфоната пекового следующий, мас.%: технические лигносульфонаты 15,0-17,0, талловый пек 58,0-61,0, каустическая сода 5,0-6,0, карбоксиметилцеллюлоза 18,0-20,0, вода - остальное.
Полимерглинистый буровой раствор на водной основе в качестве полимера содержит карбоксиметилцеллюлозу или акриловый полимер Унифлок.
Получаемый по известному способу эмульсионный буровой раствор на смешанной водно-углеводородной основе предназначен для обеспечения полного выноса шлама на участках ствола скважины с зенитным углом более 60 градусов и характеризуется следующими структурно-реологическими свойствами: пластическая вязкость 23-36 мП; ДНС 155-305 дПа; СНС 66-81/84-165 дПа. Кроме этого, известный эмульсионный раствор имеет низкие значения показателя фильтрации при различных термобарических условиях (0-2,2 см3) и высокие смазочные свойства (коэффициент липкости фильтрационной корки 0,03).
Недостатком эмульсионного бурового раствора, получаемого по указанному известному способу, являются высокие тиксотропные свойства (большая разница в значениях статических напряжений сдвига через 1 и 10 минут), что может привести к возникновению высоких перепадов давления при спуско-подъемных операциях и высоких гидравлических сопротивлений, особенно в малых кольцевых зазорах (например, при бурении боковых стволов), и, как следствие, отрицательно повлияет на эффективность передачи гидравлической мощности на забойный двигатель и долото, может привести к прихватам, что в целом ухудшает технико-экономические показатели бурения.
Кроме того, получаемый по известному способу эмульсионный раствор с использованием предлагаемого эмульгатора-стабилизатора является по сути эмульсией множественного типа (эмульсия переходного типа) и представляет собой прямую эмульсию, в которой диспергированы глобулы обратной эмульсии, и внешней дисперсионной средой этой эмульсии является высокощелочная водная фаза. Ее низкие ингибирующие свойства (высокая pH и отсутствие ингибиторов) могут негативно сказаться на устойчивости глинистых пород разреза.
Высокая щелочность водной фазы, достаточно большое количество глины (5%), наличие водо- и кислотонерастворимой коллоидной фазы, входящей в состав эмульгатора-стабилизатора (технические лигносульфонаты и талловый пек), отрицательно влияют на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны продуктивного пласта, за счет необратимой кольматации глиной и коллоидной фазой пористой среды коллектора, возможно также осадкообразование в порах коллектора при взаимодействии щелочной водной фазы с минерализованными пластовыми водами.
Наряду с указанным, недостатком эмульсионного бурового раствора, полученного известным способом, является его низкая плотность (меньше 1000 кг/м3), что ограничивает область применения указанного раствора, а также высокий расход углеводородной жидкости (30,1-40 мас.%, т.е. не менее 39,3 об.%) и эмульгатора-стабилизатора (11-21,3%) для приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора.
Недостатком известного способа является также и сложность технологии приготовления бурового раствора, так как перед смешиванием углеводородной фазы, эмульгатора-стабилизатора и бурового раствора на водной основе предварительно в отдельной емкости должен быть приготовлен 20%-ный водный раствор эмульгатора-стабилизатора, и должны быть отдельные емкости для исходного бурового раствора, углеводородной жидкости и готового бурового раствора. Такая технология потребует наличия дополнительного оборудования (емкостей и насосов) на скважине, а в зимнее время и обеспечение их обогрева, с целью предупреждения замерзания водных растворов, что приведет к значительному удорожанию стоимости буровых работ.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в:
- упрощении способа приготовления инвертно-эмульсионного раствора методом инверсии фаз эмульсий;
- уменьшении расхода углеводородной жидкости и эмульгатора для его приготовления;
- улучшении структурно-реологических показателей и повышении ингибирующей способности бурового раствора, полученного предлагаемым способом;
- снижении отрицательного влияния на фильтрационно-емкостные свойства коллектора;
- расширении диапазона изменения плотности, при одновременном сохранении низких значений фильтрационных показателей и смазывающей способности.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин, включающим использование двух растворов - на углеводородной и бурового раствора на водной основе, и их смешение между собой путем введения бурового раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, при этом новым является то, что буровой раствор на водной основе вводят в раствор на углеводородной основе порционно путем первоначального введения его в количестве 30-40% от его общего объема при перемешивании до появления признаков образования инвертной эмульсии со значениями удельного электрического сопротивления не менее 6 Ом·м и электростабильности не менее 10 В, с последующим добавлением оставшейся части бурового раствора, при следующем соотношении указанных растворов в об.%:
| раствор на углеводородной основе | 23,85-30,0 |
| буровой раствор на водной основе | остальное, |
при этом в качестве раствора на углеводородной основе используют смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость оказанный эмульгатор как (7,3÷20):1 соответственно, а в качестве бурового раствора на водной основе используют полимер-эмульсионный буровой раствор, включающий полимер, щелочной поверхностно-активный эмульгатор-стабилизатор прямой эмульсии, углеводородную фазу и минерализованную воду.
В раствор на углеводородной основе дополнительно вводят органобентонит в количестве 0,5-2,5 мас.%.
В раствор на углеводородной основе дополнительно вводят олеиновую кислоту в количестве 0,3-2,0 об.%.
В качестве полимер-эмульсионного бурового раствора используют малоглинистый буровой раствор с содержанием глины не более 5% или безглинистый буровой раствор.
В качестве углеводородной жидкости раствор на углеводородной основе включает минеральные масла, или сложные эфиры растительных масел, или дизельное топливо, или нефть.
В качестве эмульгатора обратной эмульсии раствор на углеводородной основе включает Неонол АФ9-4, или MULSIFAN RT1, или Инверол, или OXETAL D 104.
Приведенный технический результат обеспечивается за счет следующего.
Благодаря использованию углеводородной жидкости в смеси с эмульгатором инвертных эмульсий, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, и использованию полимер-эмульсионных буровых растворов на водной основе в качестве дисперсной фазы для образования эмульсии, при их заявляемом количественном соотношении и совокупности операций по их смешиванию, происходит образование инвертно-эмульсионного бурового раствора при смешении первой порции (30-40% от общего объема) полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе с углеводородной жидкостью, содержащей эмульгатор обратной эмульсии (т.е. первоначально получается объемное соотношение раствора на углеводородной основе и бурового раствора на водной основе близкое к 1:1), за счет катастрофической инверсии фаз (ввиду повышенной концентрации эмульгатора обратной эмульсии в общем объеме образующейся смеси), а при дальнейшем добавлении остального количества водной фазы в пределах заявляемых концентраций тип эмульсии уже не меняется, изменяется лишь соотношение водной и углеводородной составляющих.
Для полимер-эмульсионных буровых растворов на водной основе (малоглинистых и безглинистых) в качестве углеводородной фазы рекомендуют использовать смазочные добавки на основе сложных эфиров растительных, индустриальных или синтетических масел и диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36% (например, марок Флотореагент Т-92, Бурфлюб-БТ, ДСПБ и другие). А в качестве эмульгаторов-стабилизаторов этой прямой эмульсии могут, например, являться щелочные ПАВ на основе производных растительных и животных жиров, таллового масла, сульфированных нефтепродуктов или оксиэтилированных продуктов с различной длиной полигликолевой цепи (например, марок Синтал, Soltex, САФ, Неонол АФ9-12 и другие).
В лабораторных условиях исследовали следующие свойства гидрофобных эмульсионных буровых растворов, получаемых по заявляемому и известному по прототипу способам приготовления:
- показатель фильтрации (Ф30, см3) замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFITE при ΔР=0,7 МПа при температурах 22 и 92°C;
- реологические свойства - пластическую вязкость (η, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа), прочность геля (Gel, фунт/100 фут2) - замеряли на вискозиметре фирмы OFITE;
- статическое напряжение сдвига (СНС, дПа) замеряли на приборе СНС-2;
- коэффициент липкости фильтрационной корки (Кл) определяли на приборе КТК-2;
- ингибирующие свойства бурового раствора определяли по степени эрозии глинистых пород кыновских отложений с размером фракции 1-2 мм, которая проходит через сито с размером ячеек 2 мм и остается на сите с размером ячеек 1 мм после выдержки глины в среде бурового раствора в течение 16 часов при температуре 75°C;
- электростабильность замеряли на измерителе электрической стабильности фирмы OFITE;
- удельное электрическое сопротивление замеряли на приборе для измерения удельного электрического сопротивления жидкостей фирмы OFITE.
В лабораторных условиях был смоделирован предлагаемый способ и были исследованы растворы и составы, требуемые для его реализации. При этом в качестве полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе были испытаны растворы следующих рецептур:
- малоглинистый полимер-эмульсионный буровой раствор (МГБР):
а) МГБР №1 следующего состава (масс.%): глинопорошок марки ППБ-2,5; оксиэтилцеллюлоза марки Реоцел 0,3; гидрофобизирующая добавка Синтал - 0,5; ингибирующе-гидрофобизирующая добавка на основе сульфированного битума САФ - 0,7; смазочная добавка Бурфлюб - 4; NaCl - 12; KCl - 5; крахмальный реагент марки Бурамил - 1; ТВ-74;
б) МГБР №2 по патенту РФ №2386656 следующего состава (масс.%): глинопорошок - 1; реагент - стабилизатор - 0,5; углеводородная фаза - 2; K2SiO3 - 1,0; KCl - 3; крахмал - 1,5; ТВ-91; (в качестве реагента-стабилизатора использован продукт модификации гидроксиэтилцеллюлозы марки Cellosize QP100 МН и Синтал БТ);
- Безглинистый буровой раствор (ББР):
а) ББР №1 следующего состава (масс.%): ПАЦ В - 0,35; Синтал - 0,5; Реоксан - 0,1; САФ - 0,7; ДСПБ - 2,0; NaCl - 12; KCl - 5; крахмал - 1,5; техническая вода (ТВ) - 77,85.
б) ББР №2 по патенту РФ №2238297 следующего состава (масс.%): Реоцел - 0,3; Синтал - 0,5; крахмал - 1,5; Бурфлюб - 4; САФ - 1; K2SiO3 - 1; NaCl - 15; KCl - 5; вода - 70,7.
в) ББР №3 следующего состава (масс.%): КМЦ-1000 - 0,3; Синтал - 0,5; Rhodopol 23P-0,1; нефть - 2; KCl-5; ККУ-М-5,0; пластовая вода (плотностью 1180 кг/м3) - 87,1.
- эмульгатор для обратных эмульсий - неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ)
Неонол АФ9-4 (ГЛБ=8,8), ТУ 2483-077-05766801-98, полиэтиленгликолевый эфир моноалкилфенолов с 4 молями окиси этилена, присоединенных к молю алкилфенола;
MULSIFAN RT1 (ГЛБ=10), (по импорту), полигликолевый эфир жирных кислот;
Инверол ТУ 2458-060-40912231-2010, смесь сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта;
OXETAL D 104 (ГЛБ=10), (по импорту), полигликолевый эфир жирных спиртов с 4 молями окиси этилена;
- углеводородная жидкость:
минеральные масла (индустриальное масло марки ИП-8, ГОСТ 20799-88; трансформаторное масло, ТУ 38-401978-98),
дизельное топливо, ГОСТ Р 52368-2005;
нефть;
- вода техническая или минерализованная плотностью 1000-1180 кг/м3;
- хлорид кальция, ГОСТ 450-77;
- хлорид натрия, ГОСТ 4233-77;
- хлорид калия, ТУ 2184-072-00209527-2001;
- олеиновая кислота, МРТУ 6-09-3306-66;
- органобентонит, ТУ 952752-2000.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.
Пример 1. Готовили раствор на углеводородной основе, для чего в лабораторный стакан налили 140 см3 дизтоплива, влили в него при перемешивании 10 см3 неионогенного ПАВ эмульгатора обратной эмульсии марки Oxetal D 104 и 10 минут перемешивали. Затем к полученному раствору добавили вначале 115 см3 (32,86% от общего количества) безглинистого полимер-эмульсионного бурового раствора ББР №2 (по патенту РФ №2238297), смесь перемешивали на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин в течение 15 минут, замерили контрольные параметры электростабильности (ЭС) и удельного электрического сопротивления (УС) у полученной смеси (ЭС=235 В, УС>10 Ом·м), далее добавили еще 235 см3 безглинистого полимерэмульсионного раствора ББР №2, смесь интенсивно перемешивали, после чего был получен гидрофобный эмульсионный буровой раствор со следующим содержанием составляющих, об.%: смесь углеводородной жидкости и эмульгатора (при их соотношении 14:1 соответственно) - 30,0; полимер-эмульсионный буровой раствор на водной основе - 70,0 (таблица, раствор №8).
Пример 2. Готовили раствор на углеводородной основе, для чего в лабораторный стакан налили 132 см3 минерального масла И-12, влили в него при перемешивании 9,5 см3 неионогенного ПАВ эмульгатора обратной эмульсии Неонол АФ9-12, и 10 минут перемешивали. Затем к полученному раствору добавили вначале 120 см3 малоглинистого полимер-эмульсионного раствора МГБР№2 (по патенту РФ №2386656), смесь перемешивали на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин в течение 20 минут, замерили контрольные параметры электростабильности (ЭС) и удельного электрического сопротивления (УС) у полученной смеси (ЭС=165В, УС>10 Ом·м), далее добавили еще оставшееся количество 238,5 см3 малоглинистого полимер-эмульсионного раствора МГБР №2, смесь перемешивали на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин в течение 30 минут, после чего был получен гидрофобный эмульсионный буровой раствор со следующим содержанием составляющих, об.%: смесь углеводородной жидкости и эмульгатора (при их соотношении 13,8:1) - 28,3; малоглинистый полимер-эмульсионный буровой раствор на водной основе - 71,7 (таблица, раствор №9).
В таблице приведены данные по составу и свойствам гидрофобных эмульсионных буровых растворах, полученных по известному и заявляемому способам.
Данные, приведенные в таблице, показывают, что эмульсионный буровой раствор, полученный по предлагаемому способу, по своим свойствам удовлетворяет требованиям проводки пологих и горизонтальных скважин в осложненных условиях, т.к. характеризуется:
- высокими ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами: степень эрозии шлама глинистых пород 0-0,5%; фильтрат представлен углеводородной жидкостью, что позволяет достичь практически 100%-ную сохранность исследуемых образцов пород;
- оптимальными реологическими характеристиками: пластическая вязкость 35-65 сП, динамическое напряжение сдвига 125-298 дПа, прочность геля 4-20/5-22 фунт/100 фут2, CHC 15-69/17-75 дПа, что позволит обеспечить необходимую выносную и удерживающую способность бурового раствора, но и предотвратит возникновение избыточных гидравлических сопротивлений при спуско-подъемных операциях;
- высокими смазочными свойствами: коэффициент липкости фильтрационной корки 0,02-0,03, что позволит предотвратить прихваты в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины, облегчит прохождение бурильной колонны, улучшит условия работы породоразрушающего инструмента на забое;
- низкими фильтрационными свойствами в широком диапазоне температур: показатель фильтрации при ΔP=0,7 МПа при температуре 22°C 0-0,5; при температуре 92°C 0,5-2,5, что позволит предотвратить проникновение больших объемов бурового раствора и фильтрата в приствольную зону скважины;
- низкое поверхностное натяжение фильтрата на границе с углеводородной жидкостью обусловлено тем, что дисперсионная среда бурового раствора также представлена углеводородной жидкостью, что позволит предотвратить ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата в коллектор.
Преимущества предлагаемого способа приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин по сравнению с прототипом заключаются в следующем:
- уменьшение расхода углеводородной жидкости в 1,33-1,37 раза (на 25-27%) и эмульгатора обратной эмульсии для его приготовления практически в 10 раз;
- упрощение способа приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз за счет того, что для приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора одновременно смешиваются только две жидкости (буровой раствор на водной основе и раствор углеводородной жидкости (с уже введенным эмульгатором), а не три, как в прототипе;
- повышение ингибирующей способности бурового раствора, полученного предлагаемым способом, что позволит предупредить осложнения в процессе бурения при вскрытии неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалам, и сократить затраты времени и средств на строительство скважины;
- снижение отрицательного влияния полученного бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства коллектора за счет повышения гидрофобизирующих и ингибирующих свойств бурового раствора, уменьшения содержания твердой фазы, в том числе нерастворимой коллоидной составляющей, что позволит повысить качество вскрытия продуктивного пласта и сократить время освоения скважины;
- увеличение плотности (от 1032 до 1133 кг/м3) полученного бурового раствора позволит расширить область применения указанного гидрофобного эмульсионного бурового раствора при различных градиентах пластовых давлений.
Claims (6)
1. Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин, включающий использование двух растворов - на углеводородной и бурового раствора на водной основе, и их смешение между собой путем введения бурового раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, отличающийся тем, что буровой раствор на водной основе вводят в раствор на углеводородной основе порционно путем первоначального введения его в количестве 30-40% от общего объема при перемешивании до появления признаков образования инвертной эмульсии со значениями удельного электрического сопротивления не менее 6 Ом·м и электростабильности не менее 10 В с последующим добавлением оставшейся части бурового раствора при следующем соотношении указанных растворов в об.%:
раствор на углеводородной основе 23,85-30,0
буровой раствор на водной основе остальное,
при этом в качестве раствора на углеводородной основе используют смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость: указанный эмульгатор как (7,3÷20):1 соответственно, а в качестве бурового раствора на водной основе используют полимер-эмульсионный буровой раствор, включающий полимер, щелочной поверхностно-активный эмульгатор-стабилизатор прямой эмульсии, углеводородную фазу и минерализованную воду.
при этом в качестве раствора на углеводородной основе используют смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость: указанный эмульгатор как (7,3÷20):1 соответственно, а в качестве бурового раствора на водной основе используют полимер-эмульсионный буровой раствор, включающий полимер, щелочной поверхностно-активный эмульгатор-стабилизатор прямой эмульсии, углеводородную фазу и минерализованную воду.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в полученный гидрофобный эмульсионный буровой раствор дополнительно вводят органобентонит в количестве 0,5-2,5 мас.%.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в раствор на углеводородной основе дополнительно вводят олеиновую кислоту в количестве 0,3-2,0 об.%.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимер-эмульсионного бурового раствора используют малоглинистый буровой раствор с содержанием глины не более 5% или безглинистый буровой раствор.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости раствор на углеводородной основе включает минеральные масла, или сложные эфиры растительных масел, или дизельное топливо, или нефть.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора обратной эмульсии раствор на углеводородной основе включает Неонол АФ9-4, или MULSIFAN RT1, или Инверол, или OXETAL D 104.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012104952/03A RU2490293C1 (ru) | 2012-02-13 | 2012-02-13 | Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012104952/03A RU2490293C1 (ru) | 2012-02-13 | 2012-02-13 | Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2490293C1 true RU2490293C1 (ru) | 2013-08-20 |
Family
ID=49162794
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012104952/03A RU2490293C1 (ru) | 2012-02-13 | 2012-02-13 | Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2490293C1 (ru) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1077913A1 (ru) * | 1981-05-19 | 1984-03-07 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ приготовлени бурового раствора |
| US4436636A (en) * | 1981-12-21 | 1984-03-13 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well servicing fluids |
| SU1134594A1 (ru) * | 1983-06-23 | 1985-01-15 | Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Инвертный эмульсионный буровой раствор |
| SU1472774A1 (ru) * | 1987-03-03 | 1989-04-15 | Предприятие П/Я В-2015 | Пьезоэлектрический преобразователь давлени |
| US5096883A (en) * | 1989-09-29 | 1992-03-17 | Union Oil Company Of California | Oil-base drilling fluid comprising branched chain paraffins such as the dimer of 1-decene |
| RU2238297C1 (ru) * | 2003-04-29 | 2004-10-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания открытого акционерного общество "ГАЗПРОМ" | Гидрофобный эмульсионный буровой раствор и способ его приготовления |
| RU2336291C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора на его основе |
| RU2386656C1 (ru) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин |
-
2012
- 2012-02-13 RU RU2012104952/03A patent/RU2490293C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1077913A1 (ru) * | 1981-05-19 | 1984-03-07 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ приготовлени бурового раствора |
| US4436636A (en) * | 1981-12-21 | 1984-03-13 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well servicing fluids |
| SU1134594A1 (ru) * | 1983-06-23 | 1985-01-15 | Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Инвертный эмульсионный буровой раствор |
| SU1472774A1 (ru) * | 1987-03-03 | 1989-04-15 | Предприятие П/Я В-2015 | Пьезоэлектрический преобразователь давлени |
| US5096883A (en) * | 1989-09-29 | 1992-03-17 | Union Oil Company Of California | Oil-base drilling fluid comprising branched chain paraffins such as the dimer of 1-decene |
| RU2238297C1 (ru) * | 2003-04-29 | 2004-10-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания открытого акционерного общество "ГАЗПРОМ" | Гидрофобный эмульсионный буровой раствор и способ его приготовления |
| RU2336291C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора на его основе |
| RU2386656C1 (ru) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИЛЬИН Г.А. и др. Преобразование глинистого раствора в инвертную эмульсию. Экспресс-информация ВНИИЭ-Газпром. Геология, бурение и разработка газовых месторождений, 1986, вып.16, с.9. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2014226543B2 (en) | Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable spacer surfactant | |
| US9840652B2 (en) | Water-based drilling fluid with cyclodextrin shale stabilizer | |
| CN101171319B (zh) | 在固井（cementing）之前清洁井身的方法和组合物 | |
| RU2336291C1 (ru) | Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора на его основе | |
| CA2963348C (en) | A polymer composition for use in enhancing the production of oil from a formation | |
| NO341246B1 (no) | Fremgangsmåte ved boring i en underjordisk formasjon | |
| CA2881747A1 (en) | Esters for drilling emulsions and metal working fluids | |
| CN103525387A (zh) | 泡沫水泥浆体系及组成 | |
| RU2521259C1 (ru) | Буровой раствор | |
| MXPA03005917A (es) | Diluyentes para emulsiones invertidas. | |
| CN104610940A (zh) | 一种低伤害储层保护钻井液及其制备方法 | |
| CN103911132A (zh) | 一种全油基钻井液及其制备方法 | |
| CN107459979B (zh) | 一种钻井液用油基微乳封堵剂及其制备方法 | |
| RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
| RU2490293C1 (ru) | Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
| US2667457A (en) | Method for producing gels | |
| RU2505577C1 (ru) | Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз | |
| JP2001503093A (ja) | 改善された多成分混合物の地層探索への使用 | |
| CN103773329A (zh) | 一种抗高温润滑剂及其应用 | |
| Ghalambor et al. | Effect of basic parameters on the viscosity of synthetic-based drilling fluids | |
| RU2507371C1 (ru) | Способ строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений (варианты) | |
| RU2274651C1 (ru) | Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах | |
| RU2215016C1 (ru) | Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур | |
| RU2445337C1 (ru) | Буровой раствор на углеводородной основе | |
| CN100398622C (zh) | 钻井液用固体多元醇 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20170331 Effective date: 20180910 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20170331 Effective date: 20190528 |