Буровой раствор

1 Настоящее изобретение относится к буровым растворам, в частности к буровым водным растворам. Буровые растворы используются при бурении скважин, например при бурении нефтяных и газовых скважин. При бурении буровой раствор закачивают по бурильной колонне, пропускают через проходы в буровой головке и возвращают на поверхность по кольцевому зазору между бурильной трубой и окружающей породой. Буровой раствор выполняет различные функции, в том числе обеспечивает охлаждение и смазку буровой головки и бурильной колонны, захват и вынос частиц выбуренной породы на поверхность, поддерживает обломки породы в суспензированном состоянии в кольцевом затрубном пространстве при остановках прокачки, предотвращает выдавливание или обрушение породы и предотвращает межпластовые перетоки текучей среды. Буровые растворы обычно включают носитель, утяжелитель и химические добавки. Буровые растворы относятся к двум основным типам: буровые растворы на водной основе,известные также как водные буровые растворы(ВБР), в которых носителем является водная среда и буровые растворы на нефтяной основе,также известные как нефтяные буровые растворы (НБР), в которых в качестве носителя используется нефть. НБР по определенным техническим показателям превосходят ВБР, в том числе по относительно низкой реакционной способности к сланцевым глинам, которые относятся к одним из наиболее часто встречающихся видов горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин. Применение НБВ, однако, осложнено необходимостью захоронения больших количеств загрязненных нефтью отходов, таких как обломки выбуренной породы. Хотя с точки зрения защиты окружающей среды применение ВБР предпочтительнее, чем НБР,эффективность действия первых, особенно при бурении водопоглощающих пород, таких как сланцевые глины, ниже, чем при использовании нефтяных буровых растворов. Сланцевые глины обладают высокой гидрофильностью и поглощают воду, что приводит к набуханию и химическим изменениям породы и, как следствие, к возникновению в ней напряжений, ослабляющих сооружение. Эти процессы, возможно, вызывают эрозию ствола скважины или разрушение конструкции, они также могут вызывать такие осложнения при бурении, как застревание трубы. Кроме того, ухудшение качества скважины может затруднить проведение каротажа и работ на завершающих стадиях. Было предпринято много усилий по улучшению действия ВБР на сланцевые глины, а именно, по увеличению уровня так называемого ингибирования сланцевых глин под действием ВБР. Для улучшения ингибирования сланцевых глин в ВБР стали включать их различные хими 000408 2 ческие добавки. В частности, с этой целью широко используются водорастворимые гликоли или полиолы (высокомолекулярные спирты,молекулы которых включают более одной гидроксильной группы), обычно добавляемые в ВБР в количестве 3%-10% вес. Для этих целей применяют полиолы, например глицерины, полиглицерины, гликоли, полиалкиленгликоли(ПАГ), например полиэтиленгликоли (ПЭГ),полипропиленгликоли (ППГ) и сополимеры этилен и пропиленгликолей, этоксилаты спиртов (СЭТ) и гликолевые простые эфиры. Типичным ингибирующим СЭТ является нбутанольное производное окиси этилена. ПЭГ могут включать окись этилена (ЭО) и окись пропилена (ПО) при определенном диапазоне соотношений окиси этилена к окиси пропилена и представлять собой статистический сополимер или блоксополимер. Необходимо иметь ввиду, что обычно применяемый материал этого типа является статистическим сополимером с соотношением окиси этилена к окиси пропилена примерно 1:1, смотри, например, европейский патент 0495579, патенты США 4830765 и 4172800. Для лучшего понимания рассматриваемого вопроса можно обратиться, например, к отчету 25989 Общества инженеровнефтяников "Уменьшение загрязнения окружающей среды и улучшение эффективности бурения на водных буровых растворах, содержащих гликоли" и к отчету 28818. "Водногликолевые буровые растворы - Механизмы сохранения сланцеватости", а также к публикации Шламбергера "Обзор нефтяных месторождений", апрель, 1994, с.33-43 (Разработка и использование бурового раствора). В отчете 28960 (Механизмы ингибирования сланцевых глин полиолами в водных буровых растворах) предложен возможный механизм, который в достаточной мере описывает действие указанных полиолов по обеспечению ингибирования сланцевых глин. Вкратце, в этой публикации указывается на значимость двух следующих процессов. Полиолы взаимодействуют с ионами калия на поверхности тонко измельченных глинистых минералов, которые присутствуют в реакционноспособных глинах. Ионы калия гидратированы, но низкая величина энергии их гидратации означает, что катион легко теряет воду, и образуется стабильный комплекс катиона с полиолом. Ионы натрия или кальция труднее теряют воду, и получаемые комплексы катиона с полиолом слабее. Авторы полагают, что этим объясняется более высокий уровень ингибирования, достигаемый полиолами в присутствии калия. Все изученные авторами ингибирующие полиолы, проявляют свою активность в основном по этому механизму. Другие слабо гидратированные катионы (например, аммония или цезия) ведут себя аналогично калию. 3 Второй, но незначительный вклад в ингибирование наблюдается с доступными в настоящее время полимерами, содержащими окись этилена и окись пропилена. Здесь, авторы представили свидетельство взаимодействия между смежными молекулами полиола, адсорбированными на поверхности глины. Такое взаимодействие не зависит от концентрации и состава водно-солевого раствора, и поскольку оно отсутствует в молекулах ПЭГ и нбутанолэтоксилата, авторы предполагают, что оно обусловлено межмолекулярным взаимодействием со слабо гидрофобными метильными группами в ПО частях сополимеров содержащих окись этилена и окись пропилена. Такого взаимодействия достаточно, чтобы получить полимеры, содержащие окись этилена и окись пропилена, слабо ингибирующим сланцевые глины в дистиллированной воде, где такие молекулы, как ПЭГ и СЭТ, редко обнаруживают какую-либо степень ингибирования. Ингибирующая способность ВБР с полиолами в отношении сланцевых глин может быть усилена добавлением солей калия, например,хлорида калия, возможно в сочетании с гипсом. Однако, ингибирующая способность в отношении сланцевых глин даже у наиболее известного ВБР, содержащего калий и полиол, много хуже,чем у НБР. Более того, применение калия может создавать проблему обеззараживания отходов,возникающую в определенных регионах, например, в Мексиканском заливе, где выброс калия в окружающую среду запрещен или серьезно ограничен. Кроме того, проблемы могут возникать при использовании калийсодержащего ВБР в бурении водяных скважин, где загрязнение почвенных вод буровыми отходами, содержащими калий, является неприемлемым. В настоящее время установлено, что эффективность ингибирования сланцевых глин ВБР может быть улучшена за счет применения новых добавок полиолов в виде продуктов реакции полигидроксиалканов (известных также как альдитолы) с окисями алкиленов. Настоящим изобретением предлагается водный буровой раствор, содержащий в качестве добавки продукт взаимодействия линейного полигидроксиалкана на основе моносахарида и окиси алкилена. Полигидроксиалкан может быть линейным или разветвленным и содержать до 20 атомов углерода. Основой полигидроксиалкана предпочтительно является моносахарид, целесообразно молекула глицерина, эритрита, треита,рибита, сорбита, маннита и галактита. Наиболее предпочтительным полигидроксиалканом является сорбит. В качестве окисей алкиленов предпочтительны окись этилена (ЭО), окись пропилена(ПО) и/или окись бутилена (БО). Могут применяться смеси окисей алкиленов. 4 Продукты взаимодействия полигидроксиалканов с окисью алкиленов легко могут быть получены каталитической полимеризацией в присутствии основания. Такие продукты производятся промышленностью, в частности,ДоуКемикл, АйСиАй и Хоест. Добавка включает полигидроксиалкан, по крайней мере, с одной окисью алкилена, один или оба конца которой, предпочтительнее оба конца, химически связаны, что обычно приводит к образованию симметричных молекул. Число и природа эпоксиалкиленовых звеньей не лимитированы, при условии, что молекула не является слишком вязкой, по крайней мере, частично растворима в водной среде и обладает приемлемыми характеристиками пенообразования. Вязкость и пенообразование увеличиваются, а растворимость уменьшается с увеличением молекулярной массы, так что возможно использование большего числа звеньев окиси этилена,чем звеньев окиси пропилена и окиси бутилена. Добавки могут включать до 30 звеньев окиси этилена (обычно 15 соединенных линейно с каждым концом полигидроксиалкана), на молекулу полигидроксиалкана или меньшее число звеньев окиси пропилена, окиси бутилена и смесей окиси этилена, окиси пропилена и/или окиси бутилена в любом соотношении. Хорошие результаты получаются с добавками, выбранными из группы содержащей продукт взаимодействия сорбита и 18-ти звеньев окиси этилена, сорбита и 9-ти звеньев окиси пропилена, сорбита и 4-ех звеньев окиси этилена и 6-ти звеньев окиси бутилена, сорбита и 6 ти звеньев окиси этилена и 6-ти звеньев окиси бутилена, сорбита и 6-ти звеньев окиси бутилена. В соответствии с настоящим изобретением возможно использование смеси различных добавок. В ВБР добавки вводятся обычно в количестве 1-10 вес.%, предпочтительно, в количестве 1-5 вес.%. В остальном буровой раствор по настоящему изобретению может быть стандартного состава, с использованием водной среды, обычно включающей свежую воду, соленую воду,растворы других солей или их смеси. Другие добавки могут включаться в буровой раствор стандартным способом. В частности, для улучшения показателей ингибирования сланцевых глин могут добавляться соли калия,например хлорид калия. Как было установлено в ходе лабораторных испытаний, буровые растворы по настоящему изобретению обладают лучшими показателями ингибирования слоистых глин по сравнению с известными НБР, содержащими полиолы, в частности, в отсутствии добавок солей калия. Как следует из ранее сказанного, это является важным преимуществом с точки зрения охраны окружающей среды. 5 Механизм ингибирования сланцеватости глин не вполне ясен, но не ограничиваясь какойлибо теорией, можно предположить, что улучшение показателей ингибирования сланцевых глин, достигаемое при применении буровых растворов по настоящему изобретению, связано с увеличением гидрофобного взаимодействия между смежными молекулами добавки полиола,адсорбированными на поверхности сланцевых глин, благодаря повышенной гидрофобности полиола, возникающей в присутствии полигидроксиалкана. В соответствии с альтернативным объяснением, имеющим право на существование, эти молекулы эффективно разрушают структуру из молекул воды вблизи поверхности глинистых минералов. Такая структура рассматривается в механизме набухания глинистых минералов в водных средах. Настоящее изобретение дополнительно иллюстрируется следующим примером. Пример. Уровень ингибирования сланцевой глины, обеспеченный различными добавками к буровому раствору, и составы оценивали стандартными лабораторными методами. Для быстрого подбора новых добавок проводили широко применяемые в промышленности измерения дисперсности шлама породы и набухания сланцевых глин. Хорошую оценку эффективности ингибирования добавкой сланцевой глины можно получить с помощью модифицированной стандартной методики измерения дисперсности шлама. Такой подход особенно приемлем для подбора низковязких водорастворимых мате 000408 6 риалов, таких как полиолы и полностью готовые буровые растворы, содержащие добавки. В настоящем эксперименте в контейнере к измеренному объему испытуемой текучей среды (примерно 350 мл) добавляли кусочки глины(примерно 20 г). Контейнер вращали так, чтобы глина находилась в постоянном перемешивании в текучей среде, это способствовало разрушению и диспергированию обломков при их размягчении под действием испытуемой текучей среды. В конце эксперимента собирали оставшиеся недиспергированными кусочки глины,промывали их, сушили и взвешивали. Массу остатка выражали в процентах от исходной массы, смешанной с испытуемой текучей средой. Очевидно, что чем эффективнее ингибирующее действие испытуемой текучей среды,тем меньше степень дисперсности и, следовательно, больше масса остатка. Результаты экспериментов представлены в таблицах 1 и 2 для двух разных типов глины. Для сравнения использовали два полиола - полиэтиленгликоль (ПЭГ) и полиалкиленгликоль(ПАГ), которые в настоящее время используются при бурении в качестве ингибиторов глины. Средние величины молекулярной массы этих материалов, соответственно, равны примерно 600 и 650. ПАГ представляет собой статистический сополимер окиси этилена и окиси пропилена при соотношении ЭО:ПО примерно равном 1:1. Полиолы по настоящему изобретению все включают сорбит и смесь окисей этилена, пропилена и бутилена, как указано в таблицах 1 и 2. Таблица 1. Выделение из испытуемой текучей среды кусочков оксфордской глины Состав: деионизированная вода, низковязкая карбоксиметилцеллюлоза - 10 г/л; ксантановая смола 4 г/л. Концентрации испытуемых полиолов указаны в таблице. Концентрация в испыВыделение Полиол Приближенный состав полиола туемой текучей. среде % обломков, % Основная текучая 0 24 среда без полиола ПЭГ 6,5 Полиэтиленгликоль 24 Смешанный полиэтилен/ полипропиПАГ 5 26 ленгликольMl 5 Сорбит + 18 звеньев ЭО 36 М 2 1 Сорбит + 9 звеньев ПО 37 М 3 1 Сорбит + 4 звена ЭО + 6 звеньев БО 33 М 4 1 Сорбит + 6 звеньев ЭО + 6 звеньев БО 40 М 5 1 Сорбит + 6 звеньев БО 43 Таблица 2. Выделение из испытуемой текучей среды кусочков лондонской глины Состав: деионизировакная вода, искусственная морская вода или деионизированная вода + 7% вес. хлорида калия. Концентрация всех полиолов равна 5%, за исключением ПЭГ (6,5%) Выделение Полиол Базовая жидкость Примерный состав полиола обломков, % Нет Деионизированная вода 9 ПЭГ Деионизированная вода Полиэтиленгликоль 5 Смешанный полиэтилен/полипроПЭГ Деионизированная вода 51 пиленгликоль Деионизированная вода Искусственная морская вода Искусственная морская вода Искусственная морская вода Деионизированная вода + КСl Деионизированная вода + КСl Полиэтиленгликоль Смешанный полиэтилен/полипроДеионизированная вода + КСl пиленгликоль Деионизированная вода + КСl Сорбит + 9 звеньев ПО Сорбит + 9 звеньев ПО Полиэтиленгликоль Смешанный полиэтилен/ полипропиленгликоль Сорбит + 9 звеньев ПО Результаты экспериментов отчетливо свидетельствуют, что применение растворов без хлорида калия с использованием полиолов на основе сорбита вместо существующих полиолов обеспечивает достижение более эффективного уровня ингибирования глины. Аналогичные эксперименты проведены с добавками на основе других полигидроксиалканов, включая маннит и глицерин. При замене в указанных выше молекулах сорбита на глицерин результаты ухудшаются. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Буровой раствор на водной основе,включающий в качестве добавки продукт взаимодействия линейного полигидроксиалкана на основе моносахарида и окиси алкилена. 2. Буровой раствор по п.1, в котором полигидроксиалкан включает эритрит, треит, рибит,сорбит, маннит или галактит. 3. Буровой раствор по п.1 или 2, в котором окись алкилена включает окись этилена, окись пропилена и/или окись бутилена. 4. Буровой раствор по любому из предшествующих пунктов, в котором добавка содержит до 30 звеньев окиси этилена на молекулу полигидроксиалкана. 5. Буровой раствор по любому одному из предшествующих пунктов, в котором добавку выбирают из группы, содержащей продукт взаимодействия сорбита и 18 звеньев окиси этилена, сорбита и 9 звеньев окиси пропилена, сорбита и 4 звеньев окиси этилена и 6 звеньев окиси бутилена, сорбита и 6 звеньев окиси этилена и 6 звеньев окиси бутилена, сорбита и 6 звеньев окиси бутилена. 6. Буровой раствор по любому одному из предшествующих пунктов, в котором добавку используют в количестве 1-10 вес.%. 7. Буровой раствор по п.6, в котором добавку используют в количестве 1-5 вес.%. 8. Буровой раствор по любому одному из предшествующих пунктов, включающий в качестве водной среды свежую воду, соленую воду,другие солевые растворы или их смеси. 9. Буровой раствор по любому одному из предшествующих пунктов, включающий одну или несколько дополнительных добавок. 10. Буровой раствор по п.9, включающий добавку соли калия. 11. Буровой раствор по п.10, в котором в качестве соли калия используется хлорид калия.