RU2577049C1

RU2577049C1 - Новый ингибитор набухания глин, композиции, содержащие указанный ингибитор, и способы, использующие указанный ингибитор

Info

Publication number: RU2577049C1
Application number: RU2014137117/03A
Authority: RU
Inventors: Тьерри БАДЕЛЬ; Арно Кадикс
Original assignee: Родиа Операсьон
Priority date: 2012-02-14
Filing date: 2013-02-12
Publication date: 2016-03-10
Also published as: BR112014020146A8; EP2814902A1; BR112014020146B1; CA2863209C; WO2013120844A1; PL2814902T3; MX2014009208A; CN104114670B; MX361699B; CA2863209A1; MY170312A; CN104114670A; BR112014020146A2; US9637681B2; FR2986798A1; EP2814902B1; US20150041138A1; ES2686557T3; FR2986798B1

Abstract

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды. В буровом растворе или жидкости гидроразрыва пласта в качестве ингибитора набухания глин в водной среде применяют соль диамина и дикарбоновой кислоты, где дикарбоновая кислота отвечает следующей формуле: HOOC-A-COOH, в которой A является ковалентной связью или двухвалентной углеводородной группой, алифатической, насыщенной или ненасыщенной, линейной или разветвленной, основная линейная цепь которой, находящаяся между двумя концевыми COOH, содержит от 1 до 3 атомов углерода. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 табл., 12 пр.

Description

Объектом настоящего изобретения является использование новой добавки в качестве ингибитора набухания глин, в частности в области бурения. Более точно, настоящее изобретение относится к применению особой соли диамина и двухосновной кислоты в качестве ингибитора набухания глин в водных средах, а также к композиции для бурового раствора или для жидкости гидроразрыва пласта, содержащей соль согласно изобретению, и к способам бурения или гидроразрыва, в которых используется указанная соль.

КОНТЕКСТ

При операциях бурения скважин, в частности скважин, предназначенных для добычи из подземных месторождений нефти и/или газа, используются буровые растворы, предназначенные для смазки, очистки и охлаждения бурового инструмента и устья скважины, и/или для удаления веществ, отделенных при бурении (отделенная порода или шлам). Буровые растворы используются также для чистки скважин. Они обеспечивают также давление, необходимое для удержания стенок скважины перед укреплением. Эти растворы обычно называются тампонажными растворами. После бурения стенки скважины обычно укрепляют цементирующим материалом.

Во время бурения скважин, в частности при бурении скважин, предназначенных для добычи нефти и/или газа, бурение часто ведут через глинистые породы, в частности через глинистые сланцы (shale по-английски).

Проблемы, вызываемые глинистыми пластами, хорошо известны. Когда в результате бурения проникают в эти пласты, используя буровые растворы на водной основе, в глинистой структуре возникают сложные химические реакции путем ионного обмена и гидратации.

Следствием этих реакций является набухание глин, вымывание или утечка глинистых частиц из пласта, через который ведется бурение. Это набухание глин вызывает проблемы на уровне стенок буровой скважины, а также на уровне бурового раствора и породы-коллектора.

Под породой-коллектором понимается каменистый пласт, который содержит нефть и/или газ, подлежащие добыче.

Из-за гидратации глин диспергированные частицы загрязняют буровой раствор и породу-коллектор, а вымывание отрицательно сказывается на стабильности стенок скважины. Набухание этих глин вызывает также технологические проблемы, мешая течению раствора или прохождению бурильного инструмента.

Вдоль стенок скважин набухание создает выступы, мешающие движению бурового раствора и бурового инструмента. Кроме того, набухание может привести к деагрегации, создавая шероховатости вдоль стенок. Эти шероховатости и выступы могут создавать механически слабые места в скважине.

Что касается бурового раствора, деагрегированные глинистые вещества выделяются в раствор и вызывают проблемы с регулированием вязкости раствора: глинистые вещества, в частности, в присутствии значительной концентрации солей (рассол) имеют тенденцию значительно повышать вязкость. Это повышение становится вредным: если оно слишком большое, повреждается буровой инструмент. Скважина может даже стать непригодной для эксплуатации.

Кроме того, удаляемые глинистые породы могут иметь тенденцию агрегировать в буровом растворе (явление bit-balling - налипание породы на долото). Обычно говорят о процессе наноса. Нанос может препятствовать циркуляции растворов и отрицательно влиять на оборудование. Кроме того, наносимые частицы могут сцепляться и агрегировать вокруг устья скважины и, таким образом, блокировать его.

Проблемой, возникающей при набухании глин при бурении глинистых пластов, является сужение, связанное с процессами взаимодействия глина/буровой раствор, в частности, при контакте глины с водой.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ/ПРОБЛЕМЫ

В области разработок нефтяных месторождений вышеуказанные проблемы решают, в частности, путем использования неводных буровых растворов, например, растворов, в которых непрерывная фаза имеет в основе жидкий углеводород. Но бурение с растворами этого типа, называемых "растворами на масляной основе", имеет много недостатков: слишком высокая цена раствора, токсичность и особенно загрязнение маслом потоков и шламов, получаемых в результате бурения. В настоящее время действующее законодательство по отходам влечет применение таких методов и приводит к таким затратам на очистку, что растворы на масляной основе часто невозможно применять.

Таким образом, в настоящее время исследования и разработки направлены в основном на водные системы, чтобы найти добавки, которые ограничили бы процессы набухания глин. Эти добавки называются ингибиторами набухания глин и предназначены для препятствия проникновения раствора в породу вдоль стенок, в выбуренную породу, находящуюся в суспензии, и для ингибирования набухания и/или деагрегации.

В число таких добавок входят, в частности:

- неорганические соли (KCl, NaCl, CaCl₂ и т.п.), из которых, несомненно, KCl наиболее часто используется для ингибирования набухания глин. Действительно, ион калия является хорошим ингибитором, который уменьшает электростатическое отталкивание между пластинками глины, и, следовательно, набухание глин. Хотя ион Na⁺ является не таким хорошим ингибитором, как ион K⁺, NaCl также широко применяется, в частности, в комбинации с силикатами, полиолами или метилглюкозидами. Другие растворы минеральных солей, таких, как CaCl₂ или CaBr₂, ZnCl₂, MgCl₂ или MgBr₂ и ZnBr₂, также широко используются в качестве ингибитора набухания. Однако в данной области все больше стремятся избежать использования этих соединений, так как неорганические соли, в частности хлорид, оказывают негативный эффект на цементы, использующиеся для укрепления стенок скважин;

- соли органических одноосновных кислот, в частности формиаты или ацетаты щелочных металлов в растворе, формулой RCOO^-M⁺, где R=H или CH₃, и M⁺=Na⁺, K⁺ или Cs⁺;

- соли диамина, описанные в патентной заявке US 2006/0289164, в которых противоионом является одноосновная кислота, такая как муравьиная кислота, неорганическая кислота или другая кислота, как оксикислота (яблочная или лимонная); в частности, соли гексаметилендиамина с неорганической кислотой, такой как соляная кислота, или монофункциональной органической кислотой, как муравьиная кислота, как описано в патентной заявке US 2002/0155956;

- полимеры, предназначенные для закрепления стенок ("well bore consolidation"). Так, обычно используются частично гидролизованные полиакриламиды (PHPA, partially hydrolyzed polyacrylamide). Патент FR 2185745 описывает такое применение. Эти полимеры образуют полимерную пленку на поверхности стенок, инкапсулирующую выбуренную породу, и, таким образом, ингибируют гидратацию глин. Однако эффективность этих полимеров ограничена, так как они имеют тенденцию делать растворы слишком вязкими при большой концентрации. Кроме того, эффективность этих полимеров ограничена в условиях бурения при высокой температуре и высоком давлении (HTHP) из-за их низкой гидролитической стабильности. Кроме того, эти полимеры разлагаются при их применении ввиду их низкого сопротивления сдвигу. Таким образом, требуются решения по их замене.

Все более и более жесткое законодательство направлено на ограничение использования и/или на снижение риска образования отходов, опасных для человека или окружающей среды. Такие коррозионные добавки, как гексаметилендиамин, или добавки, способные выделять в атмосферу раздражающие и/или коррозионные продукты, как, например, оксикислоты или муравьиная кислота в случае чрезмерного подкисления бурового раствора, в более или менее ближайшем будущем нельзя будет применять в некоторых странах. Таким образом, требуются решения по их замене.

Кроме того, всегда существует потребность в создании ингибиторов набухания глин, еще более эффективных при их применении, которые были бы менее опасны для человека или для окружающей среды.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

С этой целью настоящее изобретение предлагает использовать в качестве ингибитора набухания глин в водных средах соль диамина и дикарбоновой кислоты, причем дикарбоновая кислота отвечает следующей формуле I:

HOOC-A-COOH

(I)

в которой A является ковалентной связью или двухвалентной углеводородной группой, алифатической, насыщенной или ненасыщенной, линейной или разветвленной, основная линейная цепь которой, находящаяся между двумя концевыми COOH, содержит от 1 до 3 атомов углерода.

Настоящее изобретение относится также к композиции для бурового раствора или для жидкости гидроразрыва пласта, отличающейся тем, что она содержит по меньшей мере одну соль диамина и двухосновной кислоты согласно изобретению, жидкий носитель и, возможно, добавки, растворенные или диспергированные в жидком носителе.

Наконец, настоящее изобретение относится также к способу бурения, в котором на по меньшей мере одном этапе используется композиция для бурового раствора согласно изобретению, и к способу гидроразрыва пласта, в котором на по меньшей мере одном этапе используется композиция для жидкости гидроразрыва согласно изобретению.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Применение

В изобретении используется соль диамина и дикарбоновой кислоты, причем дикарбоновая кислота, называемая "двухосновной кислотой", отвечает формуле I выше.

В этой формуле A означает ковалентную связь или двухвалентную углеводородную группу, алифатическую, насыщенную или ненасыщенную, линейную или разветвленную, у которой основная линейная цепь, находящаяся между двумя концевыми COOH, имеет от 1 до 3 атомов углерода.

Подразумевается, что A не прерывается гетероатомами и не содержит других функциональных групп (помимо двух карбокислотных групп на конце цепи в формуле I) ни на основной цепи, ни на возможных разветвленных группах. Подразумевается также, что A не является циклической.

Предпочтительно, когда A является разветвленной алифатической группой, число атомов углерода в разветвленной группе или группах меньше или равно 3. Предпочтительно речь идет о метиле или этиле.

Предпочтительно, когда A является разветвленной алифатической группой, она содержит не более двух разветвленных групп, предпочтительно одну.

В качестве примеров групп A, допустимых согласно изобретению, можно назвать:

-(CH₂)_n-, где n целое число от 1 до 3,

-CH(CH₃)-(CH₂)_m-, где m целое число от 0 до 2,

-C(CH₃)₂-(CH₂)_o-, где o целое число от 0 до 2,

-CH(CH₂CH₃)-(CH₂)_p-, где p целое число от 0 до 2,

-CH=C(CH₃)-(CH₂)_q- (цис или транс), где q равно 0 или 1,

-CH=CH-(CH₂)_r- (цис или транс), где r равно 0 или 1,

-C(=CH₂)-(CH₂)_s-, где s целое число от 0 до 2,

-CH₂-CH(CH₃)-CH₂-,

-CH₂-C(CH₃)₂-CH₂-,

-CH₂-CH(CH₂CH₃)-CH₂-.

Согласно одному предпочтительному варианту, двухосновная кислота по изобретению выбрана из малоновой кислоты, янтарной кислоты, глутаровой кислоты, метилмалоновой кислоты, диметилмалоновой кислоты, этилмалоновой кислоты, мезаконовой кислоты, метилянтарной кислоты, этилянтарной кислоты, малеиновой кислоты, фумаровой кислоты, итаконовой кислоты, метилглутаровой кислоты и глутаконовой кислоты.

Предпочтительно, двухосновная кислота выбрана из малоновой кислоты, янтарной кислоты, глутаровой кислоты, метилмалоновой кислоты, диметилмалоновой кислоты, этилмалоновой кислоты, метилянтарной кислоты, этилянтарной кислоты и метилглутаровой кислоты.

Еще более предпочтительно двухосновная кислота выбрана из янтарной кислоты, глутаровой кислоты и метилглутаровой кислоты.

В соль диамина и дикарбоновой кислоты согласно изобретению входит также диамин.

Согласно одному предпочтительному варианту, диамин является первичным диамином следующей формулы II:

H₂N-Z-NH₂

(II)

в которой Z означает двухвалентную углеводородную группу, алифатическую или циклоалифатическую, насыщенную или ненасыщенную, линейную или разветвленную, возможно, прерываемую гетероатомами, основная цепь которой, находящаяся между двумя концевыми NH₂, имеет число атомов углерода меньше или равное 12, предпочтительно от 4 до 12.

Под "прерываемая гетероатомами" понимается, что углеродная цепь может прерываться одним или несколькими атомами, выбранными из N, S, O, P, предпочтительно N.

Предпочтительно, когда Z является разветвленной (цикло)алифатической группой, число атомов углерода в разветвленной группе или группах меньше или равно 3. Предпочтительно речь идет о метиле или этиле.

Предпочтительно, когда Z является разветвленной (цикло)алифатической группой, она содержит не более двух разветвленных групп, предпочтительно одну.

В качестве примеров групп Z, приемлемых согласно изобретению, можно назвать:

-(CH₂)_n'-, где n' целое число от 2 до 12, предпочтительно от 4 до 12,

-CH(CH₃)-(CH₂)_m'-, где m' целое число от 1 до 11,

-C(CH₃)₂-(CH₂)_o'-, где o' целое число от 1 до 11,

-CH(CH₂CH₃)-(CH₂)_p'-, где p' целое число от 1 до 11,

-CH=C(CH₃)-(CH₂)_q'- (цис или транс), где q' целое число от 0 до 10,

-CH=CH-(CH₂)_r'- (цис или транс), где r' целое число от 0 до 10,

-CH₂-CH(CH₃)-(CH₂)_s'-, где s' целое число от 0 до 10,

-CH₂-C(CH₃)₂-(CH₂)_t'-, где t' целое число от 0 до 10,

-CH₂-CH(CH₂CH₃)-(CH₂)_u'-, где u' целое число от 0 до 10,

-(CH₂)_v'-NH-(CH₂)_w'-, где v' и w' означают одинаковые или разные целые числа от 1 до 6, и сумма v'+w' меньше или равна 12,

, где x целое число от 1 до 4.

Более предпочтительно, диамин выбран из следующих диаминов: диаминоэтан, 1,2-диаминопропан, 1,3-диаминопропан, 1,4-диаминобутан, 1,5-диаминопентан, 2-метилпентаметилендиамин, N-(2-аминоэтил)-1,3-пропандиамин, 1,2-диаминоциклогексан, 1,4-диаминоциклогексан, 1,6-диаминогексан, бис(3-аминопропил)амин, 1,7-диаминогептан, 1,8-диаминооктан, 1,10-диаминодекан, 1,12-диаминододекан и бис(гексаметилен)триамин.

Еще более предпочтительно диамин выбран из следующих диаминов: 1,4-диаминобутан, 1,5-диаминопентан, 2-метилпентаметилендиамин, N-(2-аминоэтил)-1,3-пропандиамин, 1,2-диаминоциклогексан, 1,4-диаминоциклогексан, 1,6-диаминогексан, бис(3-аминопропил)амин, 1,7-диаминогептан, 1,8-диаминооктан, 1,10-диаминодекан, 1,12-диаминододекан и бис(гексаметилен)триамин.

Согласно одному особенно предпочтительному варианту, диамин выбран из 2-метилпентаметилендиамина и гексаметилендиамина (1,6-диаминогексан).

Согласно одному варианту осуществления изобретения, соль является смешанной солью диаминов и двухосновных кислот, из которых по меньшей мере одна двухосновная кислота такова, как определено выше. Под смешанной солью понимается соль по меньшей мере двух разных двухосновных кислот и одного или нескольких диаминов. Например, это может быть соль смеси таких двухосновных кислот, как янтарная кислота, глутаровая кислота и адипиновая кислота, с диамином, как гексаметилендиамин. Речь может также идти о соли смеси таких двухосновных кислот, как метилглутаровая кислота и этилянтарная кислота, с диамином, как 2-метилпентаметилендиамин.

Применение предлагаемой изобретением соли диамина и дикарбоновой кислоты в качестве ингибитора набухания глин в водных средах предпочтительно является применением в водной среде, представляющей собой буровой раствор или жидкость гидроразрыва пласта.

Композиция

Настоящее изобретение относится также к композиции для бурового раствора или для жидкости гидроразрыва пласта.

Несмотря на различия, существующие между этими двумя методами стимулирования пласта, они имеют несколько общих черт в том, что касается состава используемых растворов и, в частности, при обоих этих методах необходимо ингибировать набухания глин, используемыми растворами.

Буровые растворы

Буровые растворы специалистам известны. Точный состав раствора может зависеть от его назначения. Он может зависеть, в частности, от температур и давлений, которые будут испытывать раствор, от природы породы, через которую проходит скважина, и от природы бурильного оборудования.

Обычно буровой раствор, называемый также тампонажным раствором, представляет собой жидкую и/или газообразную систему, содержащую добавки. Основными функциями бурового раствора являются:

- обеспечение подъема шлама со дна скважины к поверхности,

- удержание шлама в суспензии при остановке циркуляции в целях предотвращения седиментации шлама, чтобы повторно начать бурение без закупоривания, причем это возможно благодаря тиксотропным свойствам раствора,

- охлаждение и смазка инструмента, чтобы предотвратить преждевременный износ движущихся металлических деталей,

- поддержание стенок скважины благодаря гидростатическому давлению, оказываемому буровым раствором, и возможность контролировать поступление флюидов из проходимых каменистых пластов.

Буровой раствор не должен вызывать ни коррозию, ни истирание оборудования, и не должен быть токсичным или опасным для персонала, а также не должен создавать риск возгорания.

Реологические и фильтрационные свойства буровых растворов часто регулируют добавками. Природу электролитов и их концентрацию в композициях буровых растворов выбирают с учетом характеристик пласта.

К неизбежным добавкам в композиции для бурового раствора относятся ингибиторы набухания глин.

Жидкости гидроразрыва пласта

Гидроразрыв пласта является широко применяемым методом в нефтегазовой промышленности для улучшения эксплуатации коллекторов с низкой проницаемостью. Жидкость гидроразрыва закачивают в дно скважины при высокой скорости и давлении, чтобы оказываемое давление создавало трещины в породе-коллекторе.

Таким образом, принцип прост: нагнетают жидкость под давлением в породу, чтобы разбить ее и открыть трещины, через которые углеводороды смогут течь к скважине.

Осуществление этого принципа является более сложным: необходимо добавлять различные добавки к нагнетаемой жидкости, чтобы предотвратить закрытие трещин, когда давление снижается к концу операции нагнетания.

Чтобы удерживать трещины открытыми во время нагнетания, обычно используют такую добавку как расклинивающий агент.

Используют, например, керамические шарики, калиброванные песчинки, которые будут проникать в трещины, чтобы они оставались открытыми. Обычно в жидкость гидроразрыва добавляют загуститель, чтобы частицы расклинивающего агента увлекались в трещины при нагнетании и не осаждались на дно скважины. Это осаждение было бы особенно вредным в случае горизонтальных скважин.

Большинство каменистых пластов содержат мелкие частицы глины и, в частности, в случае, когда порода-коллектор имеет глинистую природу, вода из жидкости гидроразрыва будет раздувать эти глины, что будет снижать проницаемость сети трещин при прохождении углеводородов. Кроме того, при операциях гидроразрыва указанные мелкие частицы глины могут отрываться от стенок и затем забивать, по меньшей мере частично, промежутки между частицами расклинивающего агента (proppant pack) и в результате значительно снижать производительность скважины. Таким образом, в случае композиций для жидкости гидроразрыва также имеется потребность в добавлении присадок, чтобы помешать набуханию глин.

Композиция для бурового раствора или для жидкости гидроразрыва пласта согласно изобретению отличается тем, что она содержит по меньшей мере одну соль диамина и двухосновной кислоты согласно изобретению, жидкий носитель и, возможно, добавки, растворенные или диспергированные в жидком носителе.

Соль диамина и двухосновной кислоты согласно изобретению такова, как определено в описании выше, и она играет роль ингибитора набухания глин.

Содержание ингибитора набухания глин в композиции для бурового раствора или для жидкости гидроразрыва благоприятно составляет от 0,01% до 10% по весу, предпочтительно от 0,1% до 5%, еще более предпочтительно от 0,3% до 3%.

Традиционно, жидкие буровые растворы имеют в основе воду или масло. Буровые растворы на масляной основе более дороги, чем растворы на водной основе, но они могут быть предпочтительными в случае бурения очень глубоких скважин (условия бурения HP/HT (высокое давление/высокая температура)). Соль диамина и двухосновной кислоты согласно изобретению может использоваться с обоими типами носителей. Однако предпочтительными являются носители на водной основе (буровой раствор на водной основе). Жидкий носитель предпочтительно является водой или эмульсией "масло в воде".

Предлагаемая изобретением композиция для бурового раствора или для жидкости гидроразрыва пласта предпочтительно содержит добавки, растворенные или диспергированные в жидком носителе. Их можно выбрать, в частности, из следующего:

- загустители, в частности синтетические полимеры;

- понизители фильтрации, например, выбранные из крахмалов или модифицированных крахмалов, карбоксиметилцеллюлоз, или КМЦ, полианионных целлюлоз (PAC) или смол;

- различные ингибиторы набухания глин на основе соли диамина и двухосновной кислоты согласно изобретению, как, например, KCl, глицерин, силикаты или различные полимеры, как частично гидролизованный полиакриламид (PHPA), полиалкиленгликоли (PAG).

Предпочтительно, композиция для бурового раствора согласно изобретению содержит, кроме того, по меньшей мере одну добавку, растворенную или диспергированную в жидком носителе, выбранную из:

i) загустителей, например, натуральных глин (часто бентонитов), синтетических полимеров или биополимеров;

ii) понизителей фильтрации, служащих для отверждения осадка на фильтре, чтобы ограничить проникновения в породу бурового раствора, как, например, крахмалы и модифицированные крахмалы, карбоксиметилцеллюлозы или КМЦ, полианионные целлюлозы (PAC) или смолы;

iii) другие ингибиторы набухания и диспергирования глин, как, например, KCl, глицерин, силикаты или различные полимеры, как частично гидролизованный полиакриламид (PHPA), полиалкиленгликоли (PAG);

iv) добавки-утяжелители, как тяжелый шпат ("барит" или сульфат бария BaSO₄) и кальцит (карбонат кальция CaCO₃), которые чаще всего используются, чтобы обеспечить буровому раствору подходящую плотность. Отметим также применение гематита (Fe₂O₃) или галенита (PbS).

При необходимости можно также использовать кольматирующие материалы, как, например, гранулированные (ореховая скорлупа), волокнистые (древесные волокна, сахарный тростник) и пластинчатые (устричные раковины, злаки).

Кроме того, в состав бурового раствора могут входить и другие добавки. Так, можно упомянуть, например, агенты передачи свободных радикалов, биоциды, хелатообразующие агенты, ПАВы, пеногасители, антикоррозионные добавки.

В состав жидкости гидроразрыва пласта входит обычно жидкий носитель, предпочтительно являющийся водным раствором, добавки, растворенные или диспергированные в жидком носителе, и расклинивающий агент. Расклинивающий агент выбирают в соответствии с геологической природы пласта и типом добываемого углеводорода, предпочтительно из песков, керамики и полимеров, возможно обработанных.

Среди добавок, которые могут быть включены в композицию для жидкости гидроразрыва пласта, можно найти:

i) загустители, как, например, синтетические полимеры, в частности, полиакриламид и полиакриламидные сополимеры, или биополимеры, как гуар и модифицированный гуар, или ПАВы, образующие организованные фазы типа огромных мицелл;

ii) сшиватели, такие, как бораты или цирконаты, позволяющие придать жидкости вязкоупругие реологические свойства;

iv) понизители трения, как полиакриламиды и полиакриламидные сополимеры с очень высокой молекулярной массой;

v) агенты, позволяющие очищать трещины непосредственно после их образования, такие, как окислители или ферменты, которые будут разлагать полимеры, использовавшиеся для регулирования реологических свойств или для снижения трения при закачке жидкости гидроразрыва.

Состав жидкости гидроразрыва согласно изобретению может, кроме того, содержать агенты, позволяющие регулировать pH, бактерициды, ПАВы или понизители фильтрации.

СПОСОБЫ

Настоящее изобретение относится также к способу бурения, в котором по меньшей мере на одном этапе используется описанная выше композиция для бурового раствора.

Операции бурения состоят обычно в проходке ствола скважины с помощью бурового долота, закрепленного в полых бурильных трубах, свинченных встык. Чаще всего, буровой раствор сначала замешивают в технологическом баке, имеющемся на платформе, в котором разные компоненты смешивают с основным флюидом бурового раствора, содержащим добавки в водном растворе, и закачивают в бурильную колонну в продолжение всего периода продвижения скважины. Затем этот буровой раствор поднимается вверх по стволу скважины снаружи бурильных труб и увлекает элементы породы, отделенные при операции бурения. Затем раствор извлекают из буровой скважины, чтобы удалить из него породу, которую он содержит, чаще всего путем просеивания или центрифугирования, перед тем как закачать его снова в полые бурильные трубы.

Настоящее изобретение относится также к способу гидроразрыва пласта, в котором по меньшей мере на одном этапе используется описанная выше композиция для жидкости гидроразрыва.

Гидроразрыв пласта осуществляют путем разлома породы под действием механических напряжений с помощью жидкости, закачиваемой под высоким давлением, начиная с бурения поверхности, чтобы увеличить макропористость и уменьшить микропористость.

Гидроразрыв пласта включает введение жидкости гидроразрыва под высоким давлением в породу-коллектор, чтобы распространять там трещины, что позволяет облегчить добычу находящихся в пласте углеводородов.

Операцию гидроразрыва проводят либо сразу после проходки скважины, чтобы инициировать продуктивную фазу, либо после некоторого времени эксплуатации, когда добыча имеет тенденцию к снижению. Гидроразрыв пласта реализуют, например, следующим образом:

1. В зоне разрыва создают трещины скважинным перфоратором (через перфорированную обсадную колонну).

2. Буровой раствор, заранее смешанный в наземном оборудовании, закачивают под высоким давлением.

3. Расклинивающие агенты добавляют в жидкость гидроразрыва или в течение всей операции гидроразрыва, или, чаще, когда распространение трещин уже достаточно, чтобы ввести в них этот агент.

4. Когда распространение трещин считается достаточным, закачивание прекращают, и скважины поддерживают в состоянии покоя в течение некоторого времени, пока окислители или ферменты, введенные вместе с жидкостью гидроразрыва, не разложат полимеры (реологические агенты или понизители трения).

5. Затем скважину снова запускают в эксплуатацию.

ИЗМЕРЕНИЯ

Вязкость и предельное напряжение

Буровые растворы или жидкости гидроразрыва типично ведут себя как вязкопластичная жидкость, характеризующаяся двумя основными параметрами: с одной стороны, вязкость в потоке или пластическая вязкость, обозначаемая PV и выражаемая в сантипуазах (сП или мПа·с), а с другой стороны предельное напряжение (предел текучести), обозначаемое YP (Па).

Эти величины определяют экспериментально с помощью реометра AR2000 (TA Instrument, Surrey, Grande-Bretagne), снабженного полосчатой геометрией типа плоскость-плоскость диаметром 40 мм с зазором 1 мм. Реометр применяется для осуществления при 25°C сканировании с градиентом сдвига от 1 до 1000 с^-1. Строят график напряжения (τ) в зависимости от градиента сдвига (

\dot{γ}

), и значения пластической вязкости и предела текучести определяют, используя приводимое ниже соотношение, называемое соотношением Бингама, адаптированное для среды, обладающей пределом текучести:

τ = Y P + P V \times \dot{γ}

Подгонка экспериментальных кривых и определение экспериментальных значений YP и PV реализуется с помощью программы обработки данных Rheology advantage data analysis, версия V5.7.0, поставляемой TA instruments.

Предел застудневания

Эффект добавки ингибитора набухания глины определяют, оценивая его влияние на набухание в заданном объеме жидкости с разными количествами стандартной глины, называемой глиной API (от American Petroleum Institute (Американский Нефтяной Институт)), который стандартизирует характеристики испытуемых глин в спецификациях Recommended practice for Drilling-fluids materials API specifications 13A, 16th edition, Feb 2004.

Максимальное значение количества глины, которое можно ввести, обозначаемое "предел застудневания", является максимальной массой глины, которую можно диспергировать в 100 мл раствора, содержащего ингибитор набухания, при сохранении свободного объема жидкости. Выше этого значения глина занимает весь объем жидкости, и наблюдается застудневание.

Предел застудневания определяют после 4 часов выдерживания при температуре окружающей среды, которому предшествовал период гидратации глины в жидкости 16 ч при температуре 60°C. Во время этого периода гидратации образцы перемешивают в роликовой печи (roller oven), что позволяет предотвратить оседание глины, обеспечивая таким образом однородную гидратацию всего образца. Этот способ гомогенизации образцов в нефтяной промышленности называется обычно горячей прокаткой (hot-rolling).

Другие детали или преимущества изобретения выявятся более четко из рассмотрения приводимых ниже примеров, не имеющих ограничительного характера.

ПРИМЕРЫ

В качестве алифатических диаминов используются 2-метилпентан-1,5-диамин, 99,6%, Rhodia (MPMD) и 1,6-гексаметилендиамин, 100%, Rhodia (HMD).

AGS (Rhodia) представляет собой смесь адипиновой кислоты (15-35%), глутаровой кислоты (40-60%) и янтарной кислоты (10-25%).

Пример 1. Приготовление ингибитора набухания глин

В четырехгорлую стеклянную колбу объемом 500 мл, снабженную механической мешалкой, датчиком температуры, капельной воронкой и конденсатором, при перемешивании вводят 82,2 г HMD (0,707 моль) и 10 г воды.

Температуру среды доводят до 50°C с помощью электронагрева колбы. Затем очень постепенно и попеременно с водой (87 г) добавляют стехиометрическое количество янтарной кислоты (83,5 г, т.е. 0,707 моль), чтобы обеспечить ее растворение при контроле тепловыделения реакции.

Реакционную среду нагревают максимум до 108°C. Реакционная среда является прозрачной.

Затем реакционную среду охлаждают на ледяной бане. Соль кристаллизуется. Наконец, добавляют 100 мл этанола, чтобы дополнительно осадить соль. Соль фильтруют и промывают этанолом, затем сушат в печи при 60°C в течение ночи.

Полученная масса соли сукцинат гексаметилендиамина равна 145,7 г (то есть экспериментальный выход 88%). Водный раствор этой соли концентрацией 10 вес.% имеет pH 7.

Примеры 2-6 и C1-C6

Буква C означает, что речь идет о сравнительных примерах.

Примеры 2-6 и C2, C3 и C5 готовили аналогично описанному в примере 1. Для всех солей pH водного раствора концентрацией 10 вес.% близко к 7.

Сравнительные примеры C1, C4 и C6 осуществляли не по описанной выше методике. Диамины из примеров C1 и C4 использовали напрямую в испытании на набухание глин, описанном ниже. Полиакриловую кислоту (Mn=2000 г/моль) из примера C6 нейтрализовали во время приготовления композиции для испытания на набухание глин путем добавления стехиометрического количества карбокислотных групп относительно аминогрупп гексаметилендиамина.

Составы приведены в таблице 1.

Таблица 1

Пример

C1

C2

C3

C4

C5

C6

1

2

3

4

5

6

Кислота

Соляная кислота

x

Муравьиная кислота

x

Адипиновая кислота

x

Полиакриловая кислота

x

Янтарная кислота

x

Метилглутаровая кислота

x

Глутаровая кислота

x

AGS

x

Диамин

HMD

x

MPMD

x

Испытание на набухание глин ("hot roll test")

Набухание глин определяют в испытании на гидратацию в течение 16 ч в роликовой печи (roller oven) при 60°C. Предел застудневания определяют путем прямого обследования образцов после 4 ч выдерживания при температуре окружающей среды.

В деионизированную воду добавляют различные ингибиторы набухания глин с концентрацией активного амина 1%. К 20 мл раствора, содержащего ингибитор, добавляют различные массы глины API, чтобы определить предел застудневания для каждого ингибитора набухания.

Реологические свойства приготовленных так образцов были охарактеризованы посредством вышеописанных реологических измерений, значения пластической вязкости и предела текучести определены из соотношения Бингама. В целях сравнения относительных свойств разных ингибиторов набухания, реологические характеристики приведены для одинаковой концентрации глины (37,5 г на 100 мл раствора).

Результаты испытаний, а также реологические свойства приведены ниже в таблице 2 для примеров 1-6 и сравнительных примеров C1-C6.

Таблица 2
Пример	Противоион	Диамин*	Предел застудневания (г/100 мл)	Пластическая вязкость PV (мПа·с при 37,5 г/100 мл)	Предельное напряжение YP (Па, при 37,5 г/100 мл)
C1	хлорид	HMD	37,7	20	22
C2	формиат	HMD	35,0	22	24
C3	адипат	HMD	32,5	33	33
1	сукцинат	HMD	32,5	20	20
2	метилглатарат	HMD	32,5	24	21
C4	хлорид	MPMD	37,5	18	15
C5	адипат	MPMD	35,0	39	43
C6	полиакрилат	MPMD	30,0	91	110
3	сукцинат	MPMD	37,5	33	24
4	глутарат	MPMD	37,5	26	18
5	метилглутарат	MPMD	40,0	22	17
6	AGS	MPMD	37,5	45	23
*Диамин 1 вес.%

Чем ниже предельное напряжение, тем лучше характеристики ингибитора набухания глин. Высокий предел застудневания и низкая вязкость также являются выгодными.

Использование соли линейной двухосновной кислоты с 6 атомами углерода в основной цепи (т.е. адипиновая кислота в примерах C3 и C5) очень значительно ухудшает искомые ингибирующие свойства, как и использование поликислоты, как полиакриловая кислота (пример C6).

Зато оказывается, что использование солей двухосновных органических кислот согласно изобретению позволяет обеспечить очень ценный компромисс свойств:

- сохранить способность ингибирования набухания глин на уровнях, сравнимых с эталонными опытами C1, C2 и C4,

- избежать использования хлоридов, которые отрицательно влияют на цементы, применяемые в этой области,

- предотвратить случайное выделение летучих одноосновных органических кислот, таких как муравьиная кислота, в случае подкисления среды.

Claims

1. Применение соли диамина и дикарбоновой кислоты в качестве ингибитора набухания глин в водной среде, где дикарбоновая кислота отвечает следующей формуле I:
HOOC-A-COOH (I)

2. Применение по п. 1, где двухосновная кислота выбрана из малоновой кислоты, янтарной кислоты, глутаровой кислоты, метилмалоновой кислоты, диметилмалоновой кислоты, этилмалоновой кислоты, мезаконовой кислоты, метилянтарной кислоты, этилянтарной кислоты, малеиновой кислоты, фумаровой кислоты, итаконовой кислоты, метилглутаровой кислоты и глутаконовой кислоты.

3. Применение по п. 1 или 2, где двухосновная кислота выбрана из малоновой кислоты, янтарной кислоты, глутаровой кислоты, метилмалоновой кислоты, диметилмалоновой кислоты, этилмалоновой кислоты, метилянтарной кислоты, этилянтарной кислоты и метилглутаровой кислоты.

4. Применение по п. 1 или 2, где двухосновная кислота выбрана из янтарной кислоты, глутаровой кислоты и метилглутаровой кислоты.

5. Применение по п. 1 или 2, где диамин является первичным диамином следующей формулы II:
H₂N-Z-NH₂ (II)

в которой Z означает двухвалентную углеводородную цепь, алифатическую или циклоалифатическую, насыщенную или ненасыщенную, линейную или разветвленную, цепь которой необязательно прерывают гетероатомы, основная цепь которой, находящаяся между двумя концевыми NH₂, имеет число атомов углерода меньше или равное 12.

6. Применение по п. 1 или 2, где диамин выбран из следующих диаминов: диаминоэтан, 1,2-диаминопропан, 1,3-диаминопропан, 1,4-диаминобутан, 1,5-диаминопентан, 2-метилпентаметилендиамин, N-(2-аминоэтил)-1,3-пропандиамин, 1,2-диаминоциклогексан, 1,4-диаминоциклогексан, 1,6-диаминогексан, бис(3-аминопропил)амин, 1,7-диаминогептан, 1,8-диаминооктан, 1,10-диаминодекан, 1,12-диаминододекан и бис(гексаметилен)триамин.

7. Применение по п. 1 или 2, где диамин выбран из следующих диаминов: 1,4-диаминобутан, 1,5-диаминопентан, 2-метилпентаметилендиамин, N-(2-аминоэтил)-1,3-пропандиамин, 1,2-диаминоциклогексан, 1,4-диаминоциклогексан, 1,6-диаминогексан, бис(3-аминопропил)амин, 1,7-диаминогептан, 1,8-диаминооктан, 1,10-диаминодекан, 1,12-диаминододекан и бис(гексаметилен)триамин.

8. Применение по п. 1 или 2, где диамин выбран из 2-метилпентаметилендиамина и 1,6-диаминогексана.

9. Применение по п. 1 или 2, причем соль является смешанной солью диаминов и двухосновных кислот, причем по меньшей мере одна из двухосновных кислот является кислотой по любому из пп. 1-4.

10. Применение по п. 1 или 2, где водная среда является буровым раствором или жидкостью гидроразрыва пласта.

11. Композиция для бурового раствора или жидкости гидроразрыва пласта, отличающаяся тем, что она содержит по меньшей мере одну соль диамина и двухосновной кислоты по любому из пп. 1-10, жидкий носитель и, возможно, добавки, растворенные или диспергированные в жидком носителе.

12. Композиция по п. 11, причем жидкий носитель является водой или эмульсией "масло в воде".

13. Композиция по п. 11 или 12, дополнительно содержащая, по меньшей мере одну добавку, растворенную или диспергированную в жидком носителе, выбранную из:
- загустителей,
- понизителей фильтрации,
- различных ингибиторов набухания глин на основе соли диамина и двухосновной кислоты по любому из пп. 1-10.

14. Способ бурения, в котором по меньшей мере на одном этапе используется композиция для бурового раствора по одному из пп. 11-13.

15. Способ гидроразрыва пласта, в котором по меньшей мере на одном этапе используется композиция для жидкости гидроразрыва пласта по одному из пп. 11-13.