Біополімерний буровий розчин

Реферат: Біополімерний буровий розчин містить в складі компонентів біополімер, полімерний понижувач фільтрації, гумати лужних металів, хлористий калій, поверхнево-активну речовину і воду. Крім того, в складі компонентів розчин містить поверхнево-активну речовину з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу "фільтрат бурового розчину-нафта" до критичної концентрації міцелоутворення, додатково містить бактерицид-запобігач ферментативної деструкції біополімеру і піногасник в такому співвідношенні, мас. %, компонентів: біополімер 0,14-0,3; полімерний понижувач фільтрації 0,1- 0,3; гумати лужних металів 3,0-9,0; хлористий калій 1,0-5,0; бактерицид-запобігач ферментативної деструкції біополімеру (MI-SIDE) 0,01-0,02; піногасник 0,01-0,03; поверхнево-активна речовина з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу "фільтрат бурового розчину-нафта" до критичної концентрації міцелоутворення 0,5-5,0 вода технічна решта. UA 71935 U (12) UA 71935 U UA 71935 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель стосується полімерних бурових розчинів для буріння нафтових свердловин, а саме безглинистих біополімерних бурових розчинів, і може застосовуватися для розкриття продуктивних пластів, для буріння в складних гірничогеологічних умовах, в тому числі в хемогенних відкладах і при підвищених температурах, а також похило-скерованих та горизонтальних свердловин. Відомий біополімерний буровий розчин, який містить, мас. %: біополімер (ксантанового типу) - 0,2-0,5; гумати лужних металів (вуглелужний реагент або гуматно-калієвий реагент) 3,06,0; полімерний понижувач фільтрації (поліаніонну целюлозу або карбоксиметилцелюлозу, або карбоксиметилоксиетилцелюлозу, або оксиетилцелюлозу, тощо) 0,1-0,3; солі лужних та/або лужноземельних металів (КСl, NaCl, СаСl2, MgCl2, бішофіт) 3,0-40,0; вода решта [Патент України № 5148 МПК 7 С09 К7/02, бюл. №2, 2005]. Однак у складі цього бурового розчину відсутні поверхнево-активні речовини (ПАР), що зумовлює високе значення коефіцієнта міжфазного натягу на границі розділу фаз «фільтрат бурового розчину-нафта». Відомий також полімерний буровий розчин, який містить водорозчинний полімер аніонного типу і добавки (латекс і сульфонол), при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: водорозчинний довголанцюговий полімер аніонного типу 0,05-0,5: сульфонол 0,1-0,15; латекс 0,1-1,0; вода - решта [Ав. св. СРСР №907055, МПК 3 С09 К07]. Проте в складі цього полімерного бурового розчину сульфонол використовують не для розкриття нафтових пластів, а для зниження протиприхватних властивостей і покращання змащувальних властивостей, що звужує межі застосування таких розчинів. Найбільш близьким до корисної моделі, що заявляється, є біополімерний буровий розчин для розкриття нафтових пластів, який вміщує, мас. %: полімерний понижувач фільтрації (крохмаль або поліаніонну целюлозу, або карбоксиметилцелюлозу, або карбоксиметилоксиетил-целюлозу, або оксиетилцелюлозу, або гідролізований поліакрилонітрил) 0,1-1,0; біополімер ксантанового типу 0,2-0,5; ПАР (етилендіаміди жирних кислот) 0,05-3,0; гумати лужних металів (вуглелужний реагент або гуматно-калієвий реагент) 3,0-6,0; солі лужних та/або лужноземельних металів (КСl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бішофіт) 3,0-40,0; вода решта [Пат. України №78086, С09 К8/02, бюл. №2, 2007]. Однак у цьому буровому розчині функцію ПАР виконують етилендіаміди жирних кислот, які дозволяють забезпечити високі інгібуючі, мастильні і протиприхоплювальні властивості, при цьому вибір концентрації ПАР здійснюють без врахування її впливу на коефіцієнт міжфазного натягу на границі розділу «фільтрат бурового розчину-нафта», що також звужує межі застосування таких бурових розчинів, особливо для буріння в складних гірничогеологічних умовах, у тому числі в хемогенних відкладах і при підвищених температурах, а також похилоскерованих та горизонтальних свердловин. В основу корисної моделі поставлено задачу віднайти оптимальний склад біополімерного бурового розчину шляхом вибору визначеного вмісту критичних концентрацій конкретних видів ПАР з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу «фільтрат бурового розчину-нафта» і у оптимальному співвідношенні з іншими компонентами складу забезпечити розширення меж застосування таких бурових розчинів, особливо для буріння в складних гірничогеологічних умовах, у тому числі в хемогенних відкладах і при підвищених температурах, а також похило-скерованих та горизонтальних свердловин. Поставлена задача вирішується тим, що біополімерний буровий розчин, який містить в складі компонентів біополімер (ксантанового типу), полімерний понижувач фільтрації (крохмаль або поліаніонну целюлозу, або карбоксиметилцелюлозу, або карбоксиметилоксиетилцелюлозу, або оксиетилцелюлозу, або гідролізований поліакрилонітрил), гумати лужних металів (вуглелужний реагент або гуматно-калієвий реагент), хлористий калій, поверхнево-активну речовину і воду, згідно з корисною моделлю, в складі компонентів містить поверхнево-активну речовину з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу «фільтрат бурового розчину-нафта» до критичної концентрації міцелоутворення, додатково містить бактерицидзапобігач ферментативної деструкції біополімеру і піногасник в такому співвідношенні, мас. %, компонентів: біополімер (ксантанового типу) 0,14-0,3; полімерний понижувач фільтрації (крохмаль або поліаніонна целюлоза, або карбоксиметилцелюлоза, або карбоксиметилоксиетил-целюлоза, оксиетилцелюлоза, або гідролізований поліакрилонітрил) 0,1-0,3; гумати лужних металів (вуглелужний або гуматно-калієвий реагент) 3,0-9,0; хлористий калій 1,0-5,0; бактерицид-запобігач ферментативної деструкції біополімеру (ΜΙ-SIDE для) 0,010,02; піногасник 0,01-0,03; поверхнево-активна речовина з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу «фільтрат бурового розчину-нафта» до критичної концентрації міцелоутворення 0,5-5,0 і вода - решта. При цьому пропонований склад бурового розчину може 1 UA 71935 U 5 10 15 20 25 містити в складі компонентів як поверхнево-активну речовину з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу «фільтрат бурового розчину-нафта» до критичної концентрації міцелоутворення савенол у кількості 1,0-5,0 мас.%., або сульфонол у кількості 0,51,0 мас.%, або жирінокс у кількості 0,5-1,0 мас.%. При виборі ПАР для обробки бурового розчину під час первинного розкриття продуктивних пластів досліджувались фізико-хімічні властивості розчинів (коефіцієнт міжфазного натягу, водневий показник та ін.) і технологічні (реологічні, фільтраційні та ін.) із врахуванням таких вимог до ПАР, як здатність не вступати в реакцію з пластовими рідинами, наслідком якої є утворення осаду, як здатність зниження міжфазного натягу фільтрату в системі «нафта залишкова вода - порода - фільтрат» на границі розділу з нафтою при порівняно низьких концентраціях, як властивість мінімальної адсорбуючої активності щодо поверхні твердих тіл за термостійкістю, яка має відповідати температурним умовам залягання продуктивного об'єкту, а також відсутність спінювання бурового розчину і токсичності. Екпериментально обґрунтовано вибір в складі біополімерного бурового розчину найбільш поширених на бурових підприємствах ПАТ "Укрнафта" ПАР з властивістю мінімізації міжфазного натягу на границі розділу «фільтрат-нафта», а саме: савенолу, сульфонолу і жириноксу. При цьому в дослідах використовували нафту Мільківського нафтового родовища з густиною 813 3 кг/м . Визначали вплив кожної ПАР (савенолу, сульфонолу і жириноксу) на характер зміни коефіцієнта міжфазного натягу на границі розділу фаз «нафта-фільтрат бурового розчину», який вимірювали з допомогою сталагмометричного методу. Вплив концентрацій конкретного ПАР на величину коефіцієнту міжфазного натягу наведено на Фіг.1, Фіг. 2 і Фіг 3 та таблиці 1, савенолу, сульфонолу і жириноксу, відповідно, на основі чого діагностували критичну концентрацію ПАР, перевищення якої не понижує величину коефіцієнта міжфазного натягу, а сприяє міцелоутворенню. Середні значення коефіцієнта міжфазного натягу на границі розділу фаз «нафта-фільтрат бурового розчину» для фільтратів біополімерного бурового розчину без добавок ПАР, а також із добавками савенолу, сульфонолу і жириноксу різних концентрацій наведені в таблиці, яка засвідчує, що коефіцієнт міжфазного натягу фільтрату біополімерного бурового розчину (базовий) має найбільше значення, тому у разі проникнення його фільтрату в нафтоносний пласт зменшуються фільтраційні властивості привибійної зони. 30 Таблиця 1 Вплив концентрацій ПАР на величину коефіцієнта міжфазного натягу Концентрація ПАР,% Фільтрат біополімерного бурового розчину, який вміщує сульфонол Фільтрат біополімерного бурового розчину, який вміщує жирінокс 35 0,05 0,25 0,5 1 5 0,05 0,25 0,5 1 5 0,05 0,5 1 5 Фільтрат біополімерного бурового розчину, який вміщує савенол 7,28 1,5 Фільтрат біополімерного бурового розчину (базовий) Фільтрат біополімерного бурового розчину (прототип) Коефіцієнт міжфазного натягу, мН/м 0 Фільтрат бурового розчину 6,77 6,12 5,51 5,10 1,65 6,55 6,29 4,85 3,89 3,89 6,95 6,58 6,57 5,91 Разом з тим, добавка бактерициду, як приклад ΜΙ-SIDE, запобігає ферментативній деструкції біополімеру, а піногасника - небажаному піноутворенню. Таким чином, застосування в біополімерному буровому розчині добавки ПАР, савенолу, або сульфонолу, або жириноксу до критичної концентрації міцелоутворення вагомо знижує коефіцієнт міжфазного натягу на границі розділу фаз «нафта-фільтрат бурового розчину», 2 UA 71935 U 5 10 15 20 25 30 35 40 наділяє буровий розчин новими властивостями, які покращують умови розкриття продуктивного нафтового пласта. Визначеним складом і пропонованим вмістом, мас.% співвідношенням компонентів отримуємо технічний результат, достатній для вирішення поставленої задачі корисної моделі. Запропонований біополімерний буровий розчин готують так. Для приготування біополімерного бурового розчину застосовують: біополімер (ксантанового типу) марки Duo-vis, Flo-vis, Radopol, Zibosan та інші, які являють собою водорозчинні порошкоподібні полісахариди, отримані обробкою бактеріями на кшталт «ксантамонас»; полімерний понижувач фільтрації, як приклад, крохмаль їстівний за ТУ-2483-002-41668452-97, або поліаніонну целюлозу (Polypac UL або R), або карбоксиметилцелюлозу (Камцел, Tyiose, Finnfix тощо), або карбоксиметилоксиетилцелюлозу (CHR-1, CHR-6 тощо), або етилцелюлозу, або гідролізований поліакрилонітрил (гіпан за ТУ У 31062554.02-2001); гумати лужних металів вуглелужний реагент за ТУ У 36-01-247-76 або гуматно-калієвий реагент за ТУ У 26.8-23690792002-2001; хлористий калій за ДОСТ 4568-95; бактерицид-запобігач ферментативної деструкції біополімеру ΜΙ-SIDE; піногасник, виготовлений за стандартом АНІ; поверхнево-активну речовину з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу «фільтрат бурового розчину-нафта» до критичної концентрації міцелоутворення, а саме: савенол (20% водний розчин) нафтосервісний за ТУ У 24.5-30769698-003:2005, сульфонол за ТУ У 6.011043-86, жиринокс нафтосервісний за ТУ У 24.5-30769698-002:2005. і воду технічну із вмістом твердих 3 частинок не більше 0,1 г/дм при температурі 20-30 °С. Кількість компонентів задають за допомогою вагового і об'ємного дозаторів. Як приклад, в лабораторних умовах беруть 843,5 мл води, при перемішуванні протягом 10 хвилин проводять гідратацію 3 г біополімеру, як приклад, марки Duo-vis, далі додають 3 г поліаніонну целюлозу, марки (Polypac UL), потім додають вуглелужний реагент 90 г, 50 г хлористого калію, 10 г ПАР (сульфонол) і додають бактерициду (в кількості 2 мл) та піногасник (в кількості 3 мл), перемішуючи протягом 20-30 хвилин. Після розчинення компонентів біополімерний буровий розчин готовий для використання. У таблиці 2 наведено дані про співвідношення компонентів мас.% та властивості гуматнобіополімерного бурового розчину з використанням ПАР. Зниження чи збільшення концентрації компонентів поза визначеними межами негативно впливає на структурно-реологічні, фільтраційні та інгібуючі властивості розчину, який поза визначеними межами не відповідає властивостям згідно з задачею корисної моделі. Біополімерний буровий розчин приготовлений за наведеними в таблицях даними має оптимальне співвідношення компонентів складу і визначений вміст критичних концентрацій конкретних видів ПАР з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу «фільтрат бурового розчину-нафта» і у оптимальному співвідношенні з іншими компонентами складу, завдяки чому розширено межі застосування таких бурових розчинів для розкриття продуктивних пластів, особливо для буріння в складних гірничогеологічних умовах, у тому числі в хемогенних відкладах і при підвищених температурах, а також похило-скерованих та горизонтальних свердловин. Таблиця 2 Співвідношення компонентів та властивості гуматно-біополімерного бурового разчину з використанням ПАР Технологічні властивості бурового розчину Співвідношення Коефіцієнт Умовна Реологічна компонентів, Густина, CHC1/10, Фільтрація, Водневий міжфазного в'язкість, модель і 3 3 мас%: кг/м дПа см /30 мин показник натягу, с властивості мН/м Модель Базовий: Duovis Гершеля- 0,3, Polypac UL Балклі, - 0,3, ВЛР - 9, КСI - 5, 1050 49 8,8 /13,2 5,5 8,6 7,28 0=1,697 Па; Піногасник k= 0,976 n 0,03, MI-SIDE Пас ; n = 0,02 0,500 3 UA 71935 U Продовження таблиці 2 Технологічні властивості бурового розчину Співвідношення Коефіцієнт Умовна Реологічна компонентів, Густина, CHC1/10, Фільтрація, Водневий міжфазного в'язкість, модель і 3 3 мас%: кг/м дПа см /30 мин показник натягу, с властивості мН/м Модель Оствальда k Базовий з = використанням 1050 117 15,8/15,8 4,8 9,1 5,10 n савенолу 1,0 2,573Пас ; n = 0,3603 Модель Оствальда k Базовий з = використанням 1050 80 15,8/19,0 4,0 9,2 1,65 n савенолу 5,0 2,152Пас ; n = 0,410 Модель ГершеляБазовий з Балкли ο = використанням 1050 90 15,8/15,8 4,5 2,866Па; k = 8,69 6,58 жиріноксу 0,5 0,3919 n Пас ; n = 0,6202 Модель Оствальда k Базовий з = 2,786 використанням 1050 102 19,0 / 25,3 4,2 8,8 6,57 n жиріноксу 1,0 Пас ; n = 0,405 Модель Оствальда k Базовый с = 2,496 добавкой 1050 148 15,8/18,96 4,0 8,9 4,85 n сульфонола 0,5 Пас ; n = 0,4128 Модель ГершеляБазовый с Балкли 0 = добавкой 1050 105 19,0/21,1 5,0 8,9 3,89 0,949Па; k = сульфонола 1,0 n 1,99Пас ; n = 0,431 Модель Прототип: БП Гершеля0,3, КМОЕЦ 0,2, ПАР(ЕДЖК) 1050 42 29,0 / 37,0 4,5 8,5 Балкли 0 = - 1,5, ВЛР - 5, 3,9 Па; КСІ - 7  = 27 мПа Примітки: 0 - динамічне напруження зсуву, k - міра консистенції, n - показник нелінійності. 5 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 10 1. Біополімерний буровий розчин, який містить в складі компонентів біополімер (ксантанового типу), полімерний понижувач фільтрації (крохмаль або поліаніонну целюлозу, або карбоксиметилцелюлозу, або карбоксиметилоксиетилцелюлозу, або оксиетилцелюлозу, або гідролізований поліакрилонітрил), гумати лужних металів (вуглелужний реагент або гуматнокалієвий реагент), хлористий калій, поверхнево-активну речовину і воду, який відрізняється тим, що в складі компонентів містить поверхнево-активну речовину з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу "фільтрат бурового розчину-нафта" до критичної 4 UA 71935 U 5 10 концентрації міцелоутворення, додатково містить бактерицид-запобігач ферментативної деструкції біополімеру і піногасник в такому співвідношенні, мас. %, компонентів: біополімер (ксантанового типу) 0,14-0,3 полімерний понижувач фільтрації (крохмаль або поліаніонна целюлоза, або карбоксиметилцелюлоза, або карбоксиметилоксиетилцелюл оза, або оксиетилцелюлоза, або гідролізований поліакрилонітрил) 0,1-0,3 гумати лужних металів (вуглелужний або гуматнокалієвий реагент) 3,0-9,0 хлористий калій 1,0-5,0 бактерицид-запобігач ферментативної деструкції біополімеру (MI-SIDE) 0,01-0,02 піногасник 0,01-0,03 поверхнево-активна речовина з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу "фільтрат бурового розчину-нафта" до критичної концентрації міцелоутворення 0,5-5,0 вода технічна решта. 2. Біополімерний буровий розчин за п. 1, який відрізняється тим, що як поверхнево-активну речовину з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу "фільтрат бурового розчину-нафта" до критичної концентрації міцелоутворення буровий розчин містить в складі компонентів савенол у кількості 1,0-5,0 мас. %. 3. Біополімерний буровий розчин за п. 1, який відрізняється тим, що як поверхнево-активну речовину з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу "фільтрат бурового розчину-нафта" до критичної концентрації міцелоутворення буровий розчин в складі компонентів містить сульфонол у кількості 0,5-1,0 мас. % . 4. Біополімерний буровий розчин за п. 1, який відрізняється тим, що як поверхнево-активну речовину з властивістю зменшення міжфазного натягу на границі розділу "фільтрат бурового розчину-нафта" до критичної концентрації міцелоутворення буровий розчин містить жирінокс у кількості 0,5-1,0 мас. %. 5 UA 71935 U 6 UA 71935 U Комп’ютерна верстка А. Крулевський Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 7