Безглинистый буровой раствор



Безглинистый буровой раствор
Безглинистый буровой раствор
Безглинистый буровой раствор
Безглинистый буровой раствор
Безглинистый буровой раствор
Безглинистый буровой раствор

 


Владельцы патента RU 2459851:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) (RU)

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым буровым растворам, используемым при бурении, преимущественно при вскрытии бурением продуктивных пластов в зимнее время при температуре минус 20°С. Безглинистый буровой раствор, включающий фторсодержащий сополимер акриламида и акриловой кислоты и воду, содержит сополимер общей формулы:

молекулярной массы 1,2·106 с содержанием фтора 2-4%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: указанный сополимер 0,1-0,15, вода остальное. Технический результат - стабильность рабочих параметров раствора до 100 суток при воздействии пониженных температур до минус 20°С. 2 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым буровым растворам, используемым при бурении, преимущественно при вскрытии бурением продуктивных пластов в зимнее время при температуре минус 20°С.

Известен безглинистый буровой раствор (Патент РФ №1556099, С09К 7/02, опубл. 1995), включающий акриловый полимер, соль трехвалентного металла и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения способности восстанавливать технологические свойства после удаления выбуренной породы при одновременном повышении скорости флокуляции, он дополнительно содержит эфир целлюлозы при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Акриловый полимер 0,001-0,035
Соль трехвалентного металла 0,003-0,030
Эфир целлюлозы 0,100-0,300
Вода остальное

К недостаткам известного безглинистого бурового раствора можно отнести его повышенное гидродинамическое давления при циркуляции, что снижает КПД процесса промывки скважины и отрицательно сказывается на сохранении проницаемости призабойной зоны пласта.

Известен буровой раствор (Патент РФ №2243984, С09К 7/02, опубл. БИ №1, 2005 г.), содержащий оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) или карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), нефтепродукт - в качестве структурообразователя, порошкообразный высокодисперсный наполнитель с ассоциированным газом (воздух, азот) при следующем соотношении ингредиентов:

Оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) или
карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) 0,2÷0,3
Нефтепродукт (нефть товарная, дизтопливо, масло) 5÷30
ПАВ (сульфанол, ОП-10) 0,02÷0,05
Высокодисперсный наполнитель (модифицированный бетонит, лигносульфанаты) 0,9÷1
Газовоздушная смесь - воздух, азот (объемных) 2÷20
Вода остальное

К недостаткам известного бурового раствора можно отнести его высокую стоимость, токсичность, пожароопасность, возможность загрязнения окружающей среды отходами бурения, проблемы безопасной их утилизации.

Известен буровой раствор (Патент РФ №2362793, С09К 8/08, опубл. БИ №21, 2009), содержащий полиакриламид, кальцинированную соду и воду, при этом он дополнительно содержит карбоксилметилцеллюлозу - КМЦ и биополимер «Сараксан» или «Сараксан-Т» при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Полиакриламид - ПАА 0,15-0,3
Карбоксилметилцеллюлоза - КМЦ 0,3-0,5
Кальцинированная сода Na2CO3 0,3-0,5
Биополимер - «Сараксан» или «Сараксан-Т» 0,1-0,2
Вода остальное

Недостатками данного безглинистого бурового раствора является повышенное содержание ПАА, включение в рецептуру дорогостоящих химреагентов и невозможность его использования при пониженных температурах окружающей среды (минус 20°С).

Известен безглинистый буровой раствор (Патент US №4780517, C08F 20/58, опубл. 1988), содержащий примерно от 50 до 98 мольных процентов акриламида, около 1,9 до 49,9 мольных процентов соли щелочного металла или аммония, соли акриловой кислоты, и примерно от 0,1 до 5 моль процентов сополимеризуемых ионных поверхностно-активных веществ.

К недостаткам данного безглинистого бурового раствора можно отнести повышенное содержание полимера, необходимость введения ионных поверхностно-активных веществ.

Известен буровой раствор (Патент РФ №2301244, С09К 8/12, опубл. БИ №17, 2007), который получают путем смешивания пресной воды, солевого раствора или морской воды и примерно от 0,3 фунта примерно до 2,5 фунтов на активные соединения полимера, одного или нескольких анионных диспергированных полимеров. Анионные диспергированные полимеры состоят из от примерно 2 до примерно 98 мольных процентов одного или нескольких анионных мономеров и от примерно 98 до примерно 2 мольных процентов одного или нескольких неионных мономеров.

Недостатком данного безглинистого бурового раствора можно отнести повышенное содержание полимера, а также необходимость введения солевого раствора или морской воды.

Известен буровой раствор (Патент CN №1528797, C08F 220/56, опубл. 2004 г.), который обладает высокой эффективностью к гидрофобной ассоциации, где средняя молекулярная масса 15000,000-25000,000, обладает низкой температурой замерзания и сопротивлением к солевым отложениям, способный применяться в таких областях, как третичной добычи нефти.

К недостаткам данного бурового раствора можно отнести повышенное содержание полимера от 15 до 35%, а также не обеспечение длительного времени работы при пониженных температурах до минус 20°С.

Задача, на решение которой направлено изобретение, является разработка состава безглинистого бурового раствора, который характеризуется пониженным расходом полимера, сниженной стоимостью бурового раствора, обеспечивает длительное время стабильность рабочих параметров в обычных и сложных условиях бурения при воздействии пониженных температур (температура до минус 20°С).

Техническим результатом является получение безглинистого бурового раствора обладающего стабильностью рабочих параметров до 100 суток при воздействии пониженных температур до минус 20°С.

Технический результат достигается безглинистым буровым раствором, содержащим фторсодержащий сополимер акриламида и акриловой кислоты и воду, причем отличающийся тем, что используют сополимер общей формулы:

молекулярной массы 1,2·106 с содержанием фтора 2-4%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Указанный сополимер 0,1-0,15
Вода остальное

Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что большее содержание ингредиентов экономически нецелесообразно, так как при увеличении содержании сополимера возрастает вязкость раствора, а температура замерзания не изменяется.

Таблица 1
Результаты проведенного анализа
Концентрация фторсодержащего сополимера в растворе, мас.% Вода, мас.% Время истечения, с Температура замерзания, °С
0,6 99,4 35 минус 20
0,3 99,7 21 минус 20
0,15 99,85 14 минус 20
0,1 99,9 10 минус 20

Пример 1. Для получения фторсодержащего сополимера используется сополимер акриламида и акриловой кислоты и октофторпентан хлорсульфит, соотношение реагентов 1:4. В реактор с мешалкой вводят 1 г сополимера и добавляют 8 мл диметилформамида (ДМФА), далее добавляют 4 г октофторпентан хлорсульфита. Первые 10 минут температура реакции минус 10°С. После температуру поднимают до 40°С и проводят реакцию около 60 минут. По окончании реакции от продукта отгоняют ДМФА, отфильтровывают и сушат остаток.

Структурная формула полученного сополимера:

Молекулярная масса: 1,2·106, х=60%, y=40%. Содержание фтора 2%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Указанный сополимер 0,1
Вода 99,9

Температура плавления 160°С. Данные ИК-спектра: 2916 см-1, 2368 см-1, 1750 см-1, 1660 см-1, 1417 см-1, 1094 см-1.

Для приготовления бурового раствора используется вода и фторсодержащий сополимер. С целью получения однородной гелеобразной массы время приготовления раствора составляет 24 часа при постоянном перемешивании.

Пример 2. Для получения фторсодержащего сополимера используется сополимер акриламида и акриловой кислоты и октофторпентан хлорсульфит, соотношение реагентов 1:5. В реактор с мешалкой вводят 1 г сополимера и добавляют 10 мл диметилформамида (ДМФА), далее добавляют 5 г октофторпентан хлорсульфита. Первые 10 минут температура реакции минус 10°С. После температуру поднимают до 40°С и проводят реакцию около 60 минут. По окончании реакции от продукта отгоняют ДМФА, отфильтровывают и сушат остаток.

Структурная формула полученного сополимера:

Молекулярная масса: 1,2·106, х=60%, y=40%. Содержание фтора 4%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Указанный сополимер 0,15
Вода 99,85

Температура плавления 160°С. Данные ИК-спектра: 2916 см-1, 2368 см-1, 1750 см-1, 1660 см-1, 1417 см-1, 1094 см-1.

Для приготовления бурового раствора используется вода и фторсодержащий сополимер. С целью получения однородной гелеобразной массы время приготовления раствора составляет 24 часа при постоянном перемешивании.

Готовый для использования при бурении скважины буровой раствор имеет такие реологические характеристики:

Плотность (ρ) 1010 кг/м3
Условная вязкость (В) 10 с
Температура замерзания минус 20°С
Водородный показатель рН7

Испытания заявляемого бурового раствора показывают, что он является универсальным и не содержит дорогостоящих реагентов, таких как КМЦ. Раствор сохраняет свою стабильность до 100 суток, условная вязкость при этом не изменяется и составляет 10 сек (пример 1) и 14 сек (пример 2) при нормальных и при пониженных температурах (минус 20°С).

Заявляемый буровой раствор обладает комплексом полезных качеств:

- имеет высокую выносящую способность;

- сохраняет продолжительное время свою стабильность до 100 суток.

Безглинистый буровой раствор, содержащий фторсодержащий сополимер акриламида и акриловой кислоты и воду, отличающийся тем, что используют сополимер общей формулы:

молекулярной массы 1,2·106 с содержанием фтора 2-4%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Указанный сополимер 0,1-0,15
Вода Остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов. .

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов. .

Изобретение относится к фиброармированному тампонажному материалу и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности при строительстве скважин, в том числе горизонтальных, для цементирования обсадных колонн в интервалах продуктивных пластов, подверженных перфорационному воздействию в процессе освоения, для ликвидации осложнений в скважинах, связанных с поглощением.
Изобретение относится к полимерным материалам, в частности к эпоксидным компаундам «холодного» отверждения аминными отвердителями в присутствии воды и растворенными в ней минеральными солями и продуктами нефтедобычи.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе для бурения наклонно-направленных скважин. .

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым буровым растворам, используемым при бурении, преимущественно при вскрытии бурением продуктивных пластов в зимнее время при температуре до минус 22°C.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к обработке технологических жидкостей на водной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к обработке технологических жидкостей на водной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к обработке технологических жидкостей на водной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам глушения скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к использованию добавок, способных увеличить извлечение нефти из нефтяных пластов

Изобретение относится к использованию добавок, способных увеличить извлечение нефти из нефтяных пластов

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам получения реагентов и технологических жидкостей для использования в технологиях повышения нефтеотдачи пластов

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности для проведения капитального ремонта скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, осложненных наличием в разрезе многолетнемерзлых пород, характеризующихся сплошной и прерывистой льдистостью

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к тампонажному материалу для цементирования обсадных колонн и способу его приготовления, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 60°C

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении в осложненных условиях, а именно при бурении наклонных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких давлений, температур и газопроявлений

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности при вскрытии продуктивных пластов
Наверх