Буровая жидкость для нефтяных скважин

БУРОВАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Изобретение относится к буровым жидкостям для нефтяных скважин, содержащим утяжеляющий агент, состоящий из микродисперсного ильменита в виде частиц, имеющего содержание FeTiO3, по меньшей мере 85 мас.%, удельную площадь поверхности (БЭТ) в пределах между 1 и 5 м 2/г, где 90 об.% частиц имеет размер меньше чем 12,5 мкм и значение D50 в пределах между 3 и 6 мкм по объему, измеренное с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Malvern, где частицы имеют среднюю круглость по меньшей мере 0,85, определенную с помощью анализа изображений. Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к композициям буровых жидкостей для нефтяных скважин для использования при бурении нефтяных скважин. Уровень техники При разведке нефти и газа, как буровые жидкости, так и суспензии цемента должны иметь соответствующую плотность для компенсации давления в скважине в формациях. Буровые жидкости, как правило, используют, чтобы они служили определенным функциям, таким как подъем осколков на поверхность земли, смазка и охлаждение бурового долота, поддержание давления в скважине, и тому подобное. Имеются два главных класса буровых жидкостей, а именно буровые жидкости на водной основе (WBM) и буровые жидкости на неводной основе (NAF). Как правило, буровая жидкость на водной основе содержит воду как сплошную фазу вместе с другими добавками, такими как модификатор вязкости, такой как глина или органический полимер, ингибитор гидратации сланцев, дисперсант и утяжеляющий агент,такой как соляной раствор, или любые тяжелые частицы с плотностью (SG) 2 г/см 3. Одна из главных функций композиции цемента для нефтяных скважин заключается в поддержании целостности скважины в течение всего срока службы скважины, который может составлять более чем 30 лет. Цемент вносит вклад в уменьшение риска неконтролируемого протекания нефти или газа (обеспечивает изоляцию проницаемых зон), обеспечивает механическую опору для обсадной колонны, защищает колонну от коррозии и поддерживает стенки ствола скважины для предотвращения коллапса формаций. Цементы для нефтяных скважин дополнительно используют для получения постоянных или временных уплотнений (пробок). Суспензия цемента содержит в основном портландцемент, воду и добавки, такие как дисперсант,агент для предотвращения потерь текучей среды, агенты для уменьшения потерь текучей среды, замедлитель и другие. Кроме того, она может содержать каучукообразный материал или волокна для улучшения механических свойств и полые сферы или утяжеляющие агенты для оптимизации плотности. Широко используемые утяжеляющие агенты, как для буровых жидкостей, так и для суспензий цемента, представляют собой барит (BaSO4, SG минимум 4,2), тетраоксид марганца (Mn3O4, SG 4,7-4,9),карбонат кальция (СаСО 3, SG 2,7-2,8), ильменит (FeTiO3, SG 4,5-4,7), гематит (Fe3O4, SG 4,9-5,2), галенит(PbS, SG 7,4-7,7) и измельченный оксид кремния (SiO2, SG 2,2-2,3). Ильменит, оксид железа - титана (FeTiO3), в качестве добываемого минерала был первые введен в области разведки и добычи нефти и газа в качестве утяжеляющего агента Titania AS в 1979 г. В статье "Application of ilmenite as weight material in water based and oil based drilling fluids" (SPE 71401) by A. Saasen et al., 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition in New Orleans 30 September - 3 October 2001, описывают использование ильменита в буровых жидкостях на водной основе и на нефтяной основе. Используемый ильменит имеет D50 9,5 мкм+/-1,5 мкм, с долей частиц, больших, чем 45 мкм меньше чем 1,5 мас.% и с долей частиц меньших чем 1 мкм, меньше чем 10 мас.%. Распределение размеров частиц измеряют с помощью метода седиментации, используя Sedigraph. Это дает распределение частиц в мас.%. Полномасштабные исследования с буровым раствором, содержащим ильменит и барит в качестве утяжеляющих агентов, показали, что использование ильменита вместо барита не приводит к повышению истирания. Однако обнаружено, что реологические свойства являются неудовлетворительными, когда используют ильменит с размером частиц, описанным Saasen et al. В заявке на патент США 2005/0277551 описывают систему для увеличения плотности текучей фазы буровой жидкости посредством добавления твердофазного утяжеляющего материала, имеющего распределение размеров частиц где по меньшей мере 50 мас.% частиц находится в пределах от примерно 1 до примерно 5 мкм и по меньшей мере 90 мас.% частиц находится в пределах от 4 до 8 мкм. Твердофазный материал выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их сочетаний. Однако все примеры приводятся с баритом и нет указаний на результаты, полученные посредством использования утяжеляющего материала, иного чем барит. Описание изобретения В соответствии с первым аспектом настоящее изобретение относится к буровым жидкостям для нефтяных скважин, где буровая жидкость для нефтяных скважин содержит утяжеляющий агент, состоящий из микродисперсного ильменита в виде частиц, имеющего содержание FeTiO3 по меньшей мере 85 мас.%, удельную площадь поверхности (БЭТ) в пределах между 1 и 5 м 2/г, где 90 об.% частиц имеют размер меньше чем 12,5 мкм и значения D50 в пределах между 3 и 6 мкм по объему, измеренные с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Malvern, где частицы имеют медианную круглость с высокой чувствительностью(HSCirc.[n,0.5]) по меньшей мере 0,85, определенную с помощью анализа изображений с использованием системы характеризации частиц MorphologiG3 от Malvern Instruments. Медианная круглость с высокой чувствительностью (HSCirc.[n,0.5]) будет далее упоминаться как средняя круглость. Предпочтительно удельная поверхность ильменита находится в пределах между 1,5 и 4 м 2/г. Средняя круглость микродисперсных частиц ильменита предпочтительно составляет по меньшей мере 0,90. Круглость как параметр, который описывает морфологию или форму частицы, определяется следующим уравнением: Круглость с высокой чувствительностью (HS)=4 пА/Р 2 где А представляет собой площадь частицы и Р представляет собой ее периметр. Средняя круглость частицы может находиться в пределах 0-1, где правильная сфера имеет круглость 1, в то время как очень нерегулярный объект имеет круглость, близкую к 0. Утяжеляющие агенты с высокой круглостью являются желательными для буровых жидкостей для нефтяных скважин и суспензий цемента для нефтяных скважин, поскольку они улучшают свойства протекания посредством низкой реологии и меньшей абразивности по сравнению с материалами, имеющими сходный размер, но более низкую среднюю круглость. Частицы ильменита, используемые в настоящем изобретении, получают посредством измельчения и помола минерала ильменита, имеющего низкое содержание магнетита, и воздействия на молотые частицы ильменита процесса седиментации и флотации для удаления частиц посторонних минералов, ассоциированных с ильменитом. После сушки частицы ильменита подвергают дополнительному помолу и просеивают, и классифицируют для получения желаемых распределений частиц по размерам и удельной площади поверхности. Размер частиц ильменита, используемых в настоящем изобретении, значительно меньше, чем размер частиц, используемых Saasen et al. Измерение размеров частиц с помощью дифракции лазерного света с использованием Malvern на ильмените, используемое Saasen et al., показывает D50, равное 18 мкм. Обнаружено, что буровые жидкости для нефтяных скважин в соответствии с настоящим изобретением показывают очень хорошие свойства по сравнению с буровыми жидкостями, содержащими более крупный ильменит, в соответствии с Saasen et al. и в соответствии с использованием барита в качестве утяжеляющих агентов. Таким образом, оседание значительно улучшается по сравнению с буровыми жидкостями, содержащими барит к: более крупный ильменит. Также улучшается пластическая вязкость. Ильменит представляет собой минерал, растворимый в кислоте. Он растворяется в минеральных кислотах, таких как HCl, H2SO4 и Н 3 РО 4, и во многих органических кислотах. При использовании частиц малых размеров растворимость в кислоте для ильменита, используемого в качестве утяжеляющего материала в соответствии с настоящим изобретением, является хорошей. Растворимость утяжеляющих агентов в кислоте имеет большую техническую важность для буровых жидкостей, поскольку лепешка отфильтрованного бурового раствора, формирующаяся во время бурения, должна быть удалена перед началом добычи нефти. Это осуществляют на стадии, называемой заканчиванием скважины. Барит, с другой стороны, не является растворимым в кислотах, и таким образом, его сложно удалять из скважины. Как правило, для улучшения растворимости барита используют дорогостоящие хелатирующие агенты,подобные EDTA. Другое преимущество буровых жидкостей для нефтяных скважин по настоящему изобретению заключается в том, что частицы ильменита имеют хорошую механическую прочность. Таким образом,удары бурового долота не будут разбивать частицы ильменита на более мелкие частицы. Это является важным из-за того факта, что, если размер частиц буровой жидкости изменяется во время бурения, реологические свойства также будут изменяться. Барит, с другой стороны, имеет низкую прочность и будет разбиваться на более мелкие частицы во время операции бурения, приводя к изменению вязкости буровой жидкости. Микродисперсный ильменит, используемый в буровых жидкостях для нефтяных скважин в соответствии с настоящим изобретением, может добавляться в форме сухих частиц. Для буровых жидкостей на водной основе и для композиции цемента микродисперсный ильменит может также добавляться в форме водной суспензии. Обнаружено, что суспензия микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением является очень стабильной и показывает очень малое оседание. Краткое описание чертежей Фиг. 1 показывает установку для исследования растворения ильменита в кислоте. Фиг. 2 показывает график растворенияильменита в зависимости от времени в 6 М HCl + 0,5 М метанола при 100 С. Фиг. 3 показывает график растворения ильменита как функции размера частиц. Фиг. 4 показывает график растворения ильменита как функции площади поверхности БЭТ. Подробное описание изобретения Пример 1. Буровая жидкость на нефтяной основе. Буровые жидкости на нефтяной основе с плотностью 2,1 г/мл, имеющие композиции, показанные в табл. 1, приготавливают и исследуют в соответствии со стандартом API 13B. Буровые жидкости в табл. 1 получают с использованием следующих утяжеляющих материалов: 1. Микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением, имеющего значениеD90 12,5 мкм и D505 мкм, измеренные с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Malvern. 2. Ильменита согласно Saasen et al., имеющего значение D50 18 мкм, измеренное с помощью ди-2 024831 фракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Malvern. 3. Барита по стандарту API. При получении буровой жидкости, насыщенный солевой раствор CaCl2 в воде сначала приготавливают, а затем добавляют к текучей среде перед добавлением утяжеляющего агента. Перемешивание с постоянной скоростью, со скоростью 6000 об/мин используют для получения текучих сред. Время перемешивания для каждой добавки показано в табл. 1. Таблица 1 Свойства исследуемых буровых жидкостей показаны в табл. 2. Буровые жидкости исследуют до горячего созревания [BHR) и после горячего созревания (AHR). Таблица 2 Из табл. 2 можно увидеть, что даже удельная площадь поверхности для микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением гораздо выше, чем для барита, пластическая вязкость(PV) значительно ниже для буровой жидкости на нефтяной основе в соответствии с настоящим изобретением, чем для буровой жидкости. Также и коэффициент оседания гораздо ниже для буровой жидкости,содержащей микродисперсный ильменит, чем для буровой жидкости, содержащей барит. Кроме того, из табл. 2 можно увидеть, что микродисперсный ильменит в соответствии с настоящим изобретением дает более стабильную буровую жидкость со значительно более низким коэффициентом оседания, чем буровая жидкость, содержащая более крупный ильменит с D50 18 мкм. Количество жидкого супернатанта меньше для микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением. Потери текучей среды после горячего созревания буровой жидкости, содержащей микродисперсный ильменит в соответствии с настоящим изобретением, 8,8 мл, значительно выше, чем желательное значение 5 мл. Они могут быть дополнительно уменьшены посредством повышения содержания агента для уменьшения потери текучих сред. Пример 2. Буровая жидкость на водной основе. Буровые жидкости на водной основе с плотностью 2,3 г/мл, имеющие композицию, показанную в табл. 3, приготавливают и исследуют в соответствии со стандартом API 13B. Буровые жидкости в табл. 3 получают с использованием микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением,имеющего значение D50, равное 5 мкм, измеренное с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Malvern, и барита по стандарту API в качестве утяжеляющих материалов. Текучие среды смешивают с использованием высокосдвигового смесителя. Акрилатный дисперсант представляет собой водный раствор с 40 мас.% активного вещества. Композиции подвергают воздействию горячего созревания в течение 16 ч при 80 С. Реологию измеряют с использованием вискозиметра Farm, модель 35, при 50 С и измеряют статическое оседание. Фильтрование при высоком давлении и высокой температуре (НРНТ) осуществляют при 80 С при разнице давлений 500 фунт/кв. дюйм (31 кг/кв.см). Как показано в табл. 4, буровая жидкость с ильменитом в соответствии с настоящим изобретением показывает более низкую пластическую вязкость, чем буровая жидкость, содержащая барит. Реология текучих сред слегка понижается после горячего созревания из-за термической и сдвиговой деградации. Потери текучих сред, измеренные при 80 С, для двух буровых жидкостей находятся в приемлемом диапазоне ( 15 мл). Буровая жидкость, содержащая микродисперсный ильменит в соответствии с настоящим изобретением, показывает гораздо более низкий коэффициент оседания, чем буровая жидкость, содержащая барит. Таблица 4 Пример 3. Буровые жидкости на водной основе. Буровую жидкость на водной основе с плотностью 2,1 г/мл, пригодную для высокотемпературного( 150 С) применения, имеющую композицию, как показано в табл. 5, приготавливают и исследуют в соответствии со стандартом API 13B. Буровые жидкости в табл. 5 получают с использованием ильменита в соответствии с настоящим изобретением и ильменита согласно Saasen et al., имеющего значение D50 18 мкм, измеренное с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Malvern в качестве утяжеляющих материалов. Таблица 5 Свойства буровых жидкостей измеряют до и после; статического горячего созревания в течение 16 ч при 150 С. Результаты показаны в табл. 6. Результаты в табл. 6 дополнительно показывают, что ильменит в соответствии с настоящим изобретением, хотя он имеет размер частиц в три раза меньше, чем ильменит с 18 мкм, показывает очень похожую реологию. Как правило, можно было бы ожидать, что реология повышается, когда уменьшается размер частиц, но здесь этого нет. Это поведение может быть связано с высокой круглостью частиц ильменита в соответствии с настоящим изобретением. Для буровой жидкости в соответствии с настоящим изобретением седиментация сильно улучшается, как показывают коэффициент оседания и наличие жидкого супернатанта. Низкое количество супернатанта отражает высокую стабильность буровой жидкости. Пример 4. Растворимость ильменита в кислоте Для исследования растворимости микродисперсного ильменита в кислоте в соответствии с настоящим изобретением используют установку, как показано в фиг. 1. Используют 250-см 3 трехгорлую реакционную колбу 1, снабженную обратным холодильником 2, магнитной мешалкой 3 для гомогенизации и шприцом 4 для извлечения образцов. Масляную баню 5 с термопарой для контроля температуры используют для нагревания. 40,5 г конц. HCl + 109,5 г Н 2 О выливают в реактор 1 и нагревают, используя термостатически контролируемый нагреватель 6 до 100 С. После достижения желаемой температуры добавляют 7,5 г образца ильменита. Отбирают образцы по 2 мл через определенные интервалы времени, показанные ниже с использованием шприца 4. Образцы охлаждают и 1 мл отфильтрованного раствора(ASS). Образцы отбирают через следующие интервалы времени 5, 10, 15, 30, 60, 90, 180 и 240 мин. Для демонстрации воздействия размера ильменита на скорость растворения исследуют три различных сорта ильменита со средним размером (D50) 5, 18 и 70 мкм. Растворимость ильменита исследуют при 100 С в двух средах с различными концентрациями HCl с помощью раствора с концентрацией 10 и 20 мас.% соответственно. В раствор с 20 мас.% добавляют дополнительно 0,5 моль метанола для повышения растворимости, как сообщается в литературе. Раствор I (10%, то есть 2,83 моль/л HCl) 40,5 г конц. HCl (37%)+109,5 г воды+7,5 г ильменита Раствор II (20%, то есть 5,9 моль/л HCl) 81 г конц. HCl (37%)+66 г воды+3 г метанола+7,5 ильменита Графики на фиг. 2-4 ниже показывают растворимость ильменита в двух растворах через 180 мин. Растворимость приведена как концентрация Fe в мг/л. Из графиков на фиг. 2 и 3 ясно, что скорость растворения пропорциональна размеру частиц. Количество растворенного Fe находится в логарифмической зависимости от размера частиц или от их площади поверхности, как показано на фиг. 4. Практически, это означает, что при использовании этого микродисперсного ильменита (D505 мкм и D9015 мкм) в буровых жидкостях в соответствии с настоящим изобретением удаление лепешки на фильтре посредством растворения в кислоте будет гораздо быстрее, чем для сорта ильменита, имеющегося сегодня на рынке (D50 = примерно 15 мкм). Это сэкономит время при работе по заканчиванию. Пример 5. Текучесть микродисперсного ильменита Текучесть порошка микродисперсного ильменита с D50 3,7 мкм и D50 5 мкм и БЭТ 1,9 и 1,6 м 2/г,соответственно, исследуют с использованием кольцевого сдвигового тестера RST-XS от Dr. DietmarSchulze Schuttgutmesstechnik в качестве хорошо известной методики для характеризации текучести порошка. Для целей сравнения исследуют текучесть порошка барита с D50 15 мкм и ильменита с D50 18 мкм. Как показано в табл. 7, микродисперсный ильменит показывает хорошее значение функционального коэффициента текучести (FFC) при давлении консолидации 20000 Па. Классификация текучести порошков с помощью FFC является следующей:FFCне текучий 1FFC2 очень когезивный 2FFC4 когезивный 4FFC10 хорошо текучий 10FFC течет свободно Таблица 7 Такие данные по FFC показывают, что ильменит с D50 примерно 5 и 3,7 мкм должен легко транспортироваться пневматически без необходимости в гранулировании порошка. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Буровая жидкость для нефтяной скважины, отличающаяся тем, что содержит утяжеляющий агент, состоящий из микродисперсного ильменита в виде частиц, имеющего содержание FeTiO3 по меньшей мере 85 мас.%, удельную площадь поверхности (БЭТ) в пределах между 1 и 5 м 2/г, где 90 об.% частиц имеют размер меньше чем 12,5 мкм и значение D50 в пределах между 3 и 6 мкм по объему, измеренное с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Malvern, где частицы имеют среднюю круглость по меньшей мере 0,85, определенную с помощью анализа изображений. 2. Буровая жидкость по п.1, отличающаяся тем, что микродисперсный ильменит имеет удельную площадь поверхности в пределах между 1,5 и 4 м 2/г. 3. Буровая жидкость по п.1, отличающаяся тем, что частицы ильменита имеют среднюю круглость по меньшей мере 0,90. 4. Буровая жидкость по п.1, дополнительно включающая 0,05-1% дисперсанта по отношению к массе сухого микродисперсного ильменита, выбранного из этоксилированного поликарбоксилата, соли полиакриловой кислоты, соли щелочного металла и лигносульфоната, и сополимера биологического полимера, и сульфонированного акрилата, дисперсант имеет молекулярную массу ниже 50000 г/моль. 5. Буровая жидкость по п.4, отличающаяся тем, что дисперсант имеет молекулярную массу в пределах между 3000 и 20000 г/моль. 6. Буровая жидкость по п.4, отличающаяся тем, что частицы микродисперсного ильменита имеют среднюю круглость по меньшей мере 0,90.