Катионноингибирующий буровой раствор

Авторы патента:

Гайдаров Миталим Магомед-Расулович (RU)

C09K8/24 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2492208:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов. Технический результат - повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 7-15; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

Из уровня техники известен хлоркалиевый буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, стабилизатор - понизитель фильтрации (акриловый реагент или водорастворимые эфиры целлюлозы), ингибитор глин (хлористый калий), разжижитель - понизитель вязкости (лигносульфонат), смазывающую добавку, а при необходимости утяжелитель и добавку для повышения термостойкости (Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. - М., Недра, 1990, с.218, табл.8.8).

Недостатком известного состава является многокомпонентность, низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, низкая соле- и термоустойчивость.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому буровому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и стабилизатор глин ВПК-402 (описан в RU 2148702 C1, E21B 33/13, С09К 7/02, 10.05.2000).

Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, высокое значение показателя фильтрации, низкая соле- и термоустойчивость.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости.

Данный технический результат достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду и глинопорошок (например, марки ПБМБ), в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и для повышения соле- и термоустойчивости используют полиэлектролит ВПК-402, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок	5-8;
ВПК-402	7-15;
Вода	остальное.

С целью повышения термостойкости с сохранением низких значений показателя фильтрации при температуре 130°С и давлении 3,5 МПа в раствор осуществляют ввод углеводородов до 10-15%.

Для повышения плотности буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом.

В предлагаемом буровом растворе может быть использован бентонитовый глинопорошок марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и ПКГН, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок».

Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·10⁵. Полиэлектролит ВПК-402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде.

Полиэлектролит ВПК-402 использован в катионноингибирующем буровом растворе в качестве флокулянта и коагулянта. ВПК-402 позволяет интенсифицировать процессы водоподготовки при осаждении взвешенных частиц активного ила и обеспечивать эффективную очистку мутных вод.

Изобретение поясняется Таблицами 1, 2 и 3. В Таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию ВПК-402 на технологические показатели буровых растворов. Таблица 2 отражает результаты исследований по влиянию ВПК-402 на устойчивость глин в сравнении с наиболее близким техническим решением, принятым в качестве прототипа. Таблица 3 отражает изменения показателей фильтрации (Ф) в условиях высоких температур.

Из Таблиц 1 и 2 следует, что при содержании полиэлектролита ВПК-402 ниже 3% показатель фильтрации увеличивается (табл.1, п.4), а ниже 7% не обеспечивается устойчивость пластичных и гидратационноактивных глин (табл.2, п.3). Экспериментальным путем получено, что минимально допустимое содержание ВПК-402 должно составлять 7%. Увеличение содержания ВПК-402 более 15% неэффективно (табл.1, п.10, табл.2, п.7), так как приводит к перерасходу ВПК-402.

В процессе бурения в глинистых отложениях происходит обогащение раствора и рост реологических показателей, таких как пластическая вязкость η_пл и динамическое напряжение сдвига τ₀ (табл.1, пп.2, 11). Для снижения реологических показателей производят обработку. Так добавка ВПК-402 в виде разбавленного водного раствора (табл.1, пп.12, 13) позволяет восстановить реологические показатели.

Таким образом, из Таблиц 1 и 2 следует, что использование ВПК-402 в указанных количествах позволяет снизить показатели фильтрации, управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород, то есть обеспечить достижение указанного технического результата - повышение ингибирующей способности к глинам.

Увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита в количестве от 5 до 50%, а повышение термостойкости - вводом жидких углеводородов. При уменьшении углеводородов менее 10% (табл.3, пп.1, 2) показатель фильтрации увеличивается, а при увеличении углеводородов более 15% (табл.3, п.9) наблюдается перерасход при незначительном изменении показателя фильтрации. Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка хлоридов кальция и натрия практически не влияет на технологические показатели системы (табл.3, пп.5, 8).

Предлагаемый буровой раствор можно приготовить следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402, а при необходимости баритовый утяжелитель и добавку для повышения термостойкости.

Таблица 1
№	Состав раствора, масс.%	Показатели раствора
№	Состав раствора, масс.%	Ф, см³	при 25°С	при 82°С
η_пл, мПа·с	τ₀, Па	η_пл, мПа·с	τ₀, Па
Известный раствор (прототип)
1	6% ГР + 0,3% ВПК-402	62	17	22	7	17,6
2	6% ГР + 1% ВПК-402	75	10	17,1	6	11,7
3	6% ГР ++ 1% ВПК-402 + 15% глинистого шлама	Раствор нетекучий
Катионно-ингибирующий буровой раствор
4	6% ГР + 1,8% ВПК-402	35	10	14	8	9
5	6% ГР + 3% ВПК-402	11	12	4,9	10	1,9
6	6% ГР + 5% ВПК-402	7	20	5,7	14	3,3
7	6% ГР + 7% ВПК-402	6	29	7,3	17	4,4
8	6% ГР + 10% ВПК-402	4	35	7,3	21	5,4
9	6% ГР + 15% ВПК-402	3	48	8,3	28	6,8
10	6% ГР + 20% ВПК-402	3	64	23	32	15
11	6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама	3,5	57	16,5	16	12
12	6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама + 5% водного ВПК-402 в виде 5%-ной концентрации.	4	39	11,8	28	8,6
13	6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама + 10% водного ВПК-402 в виде 5%-ной концентрации.	4	32	6,4	18	5,9
Примечание: 6% ГР - 6%-ный глинистый раствор из глинопорошка марки ПБМБ, ВПК-402 - высокоэффективный полиэлектролит коагулянт, Ф - показатель фильтрации, η_пл - пластическая вязкость и τ₀ - динамическое напряжение сдвига.

Таблица 2
№	Состав раствора	Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 1 сут
пластичные	гидратационно-активные
Известный раствор (прототип)
1	6% ГР + 0,3% ВПК-402	набухание	набухание и разрушение
2	6% ГР + 1% ВПК-402	набухание	набухание и разрушение
Катионно-ингибирующий буровой раствор
3	6% ГР + 5% ВПК-402	незначительное набухание	набухание и разрушение
4	6% ГР + 7% ВПК-402	набухание отсутствует	набухание и разрушение незначительное
5	6% ГР + 10% ВПК-402	набухание отсутствует	набухание и разрушение незначительное
6	6% ГР + 15% ВПК-402	набухание отсутствует	набухание и разрушение незначительное
7	6% ГР + 20% ВПК-402	набухание отсутствует	набухание и разрушение незначительное

Таблица 3
№	Состав раствора	Ф, см³ при 130°С, Р=3,5 МПа
1	6% ГР + 12% ВПК-402	32
2	6% ГР + 12% ВПК-402 + 5% жидкий углеводород	26
3	6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород	14
4	6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород после термостатирования 12 ч при 130°	14
5	6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород + 10% NaCl	12
6	6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород	10,4
7	6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород после термостатирования 12 ч при 130°С	9,2
8	6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород + 5% CaCl₂	9,6
9	6% ГР + 12% ВПК-402 + 20% жидкий углеводород	7
10	6% ГР + 15% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород	14

1. Буровой раствор, включающий воду и глинопорошок, содержащий в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и регулятора вязкости полиэлектролит ВПК-402, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок	5-8;
ВПК-402	7-15;
Вода	Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что содержит углеводороды в количестве от 10 до 15 мас.%.

Похожие патенты:

Буровой раствор // 2492207

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C.

Способ и композиция для определения геометрии трещин подземных пластов // 2491421

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещин в подземных образованиях. .

Способ получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе // 2491411

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи.

Состав для изоляции вод в скважине // 2491315

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах. .

Тампонажный раствор избирательного действия // 2491314

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газонефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Частицы с пленочным покрытием для разработки нефти и способ разработки нефтяного месторождения при помощи частиц с пленочным покрытием // 2490300

Проппант // 2490299

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении операции гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) для повышения эффективности добычи углеводородного сырья.

Способ приготовления композиций сшивающего агента на основе циркония и их использование на нефтяных месторождениях // 2490298

Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .

Жидкость для обработки приствольной зоны с применением системы и способа разжижения на основе окислителя // 2490297

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций. .

Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора // 2492209

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин

Добавление цвиттерионного поверхностно-активного вещества к водорастворимому полимеру для повышения стабильности полимеров в водных растворах, содержащих соль и/или поверхностно-активные вещества // 2492210

Термоисточник для термогазогидравлического разрыва пласта // 2492319

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив

Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине // 2493189

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа. Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине состоит из синтетической смолы и отвердителя. Состав дополнительно содержит ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т», в качестве синтетической смолы - Композицию эпоксидную марки ХТ-116 Компонент А, в качестве отвердителя - Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б при следующем соотношении ингредиентов, об.%: Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А - 70-74; Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б - 10-14; Ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т» - остальное, причем соотношение мас.ч. Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б и Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А составляет 1:6,5-8,6 соответственно. Изобретение позволяет повысить эффективность изоляционных работ.

Способы использования добавок, содержащих микрогели, для контроля потери текучей среды // 2493190

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.

Способ изготовления проппанта с полимерным покрытием // 2493191

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ изготовления проппанта с полимерным покрытием включает нанесение на гранулы полимерного покрытия из фенолформальдегидной смолы с гексаметилентетрамином и жидкой эпоксидной смолой с отвердителем, перед покрытием гранул готовят раствор фенолформальдегидной смолы с гексаметилентетрамином, который смешивают с жидкой эпоксидной смолой с отвердителем, в соотношении, мас.%: жидкая эпоксидная смола с отвердителем 20-80 и раствор фенолформальдегидной смолы с гексаметилентетрамином 20-80, причем содержание растворителя в растворе фенолформальдегидной смолы составляет 5-90%. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение монолитного каркаса пачки проппанта при температурах эксплуатации 40-140°C. 2 з.п. ф-лы, 5 пр., 2 табл.

Способ предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах // 2493354

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин. Способ заключается в заполнении межтрубного пространства выше цементного раствора глинистым раствором. При этом применяют глинистый нестабилизированный раствор, утяжеленный баритом, который прокачивают во время процесса цементирования перед цементным раствором для создания баритовой пробки. Причем объем утяжеленного раствора не менее объема межтрубного пространства над цементом. Техническим результатом является повышение эффективности предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах. 1 пр.

Инжекционная композиция для скважин на основе биоцида и способы обработки скважин // 2494135

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин. Водная композиция для эксплуатации скважин, предназначенная для закачивания в эксплуатационную скважину, содержит: воду, полимер, выбранный из группы, состоящей из галактоманнановых полимеров, производных галактоманнановых полимеров, крахмала, ксантановых камедей, гидроксицеллюлоз, гидроксиалкилцеллюлоз, полимеров поливинилового спирта, сополимеров винилового спирта и винилацетата, и полимеров, которые являются продуктом реакции полимеризации одного или нескольких мономеров, выбранных из группы, состоящей из винилпирролидона, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриловой кислоты и акриламида, биоцид, состоящий из 3,5-диметил-1,3,5-тиадиазин-2-тиона в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста. Способ ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин, предназначенной для закачивания в эксплуатационную скважину, включающий добавление эффективного для ингибирования бактериального роста количества биоцида, состоящего из 3,5-диметил-1,3,5-тиадиазин-2-тиона, в водную композицию для эксплуатационных скважин и закачивание вышеуказанной водной композиции в эксплуатационную скважину. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности ингибирования бактериального роста. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 пр., 9 табл., 6 ил.

Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов // 2494136

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти. Технический результат - интенсификация добычи нефти, обеспечение совместимости состава обработки и пластового флюида даже при наличии трехвалентного железа в количестве 2000 ppm и более, устойчивости к замерзанию при одновременном сохранении свойства замедления скорости реакции с карбонатной породой. Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов содержит, мас.%: соляную кислоту (в пересчете на НСl) 6,0-24,0; спиртосодержащее соединение 5,0-30,0; поверхностно-активное вещество ПАВ - средство моющее техническое «ЖениЛен» 0,5-2,0; катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 0,2-1,0; стабилизатор железа 0,5-3,0; воду остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр., 1 ил.

Способ изоляции зоны осложнения в скважине с карбонатными коллекторами // 2494224

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ заключается в последовательном закачивании в скважину порций водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, разделенных оторочкой пресной воды. Продавливают водный раствор структурообразующего реагента и структурообразователя в изолируемый интервал закачиванием продавочной жидкости. В пласт предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с карбонатным коллектором водный раствор гидроксохлористого алюминия. Закачку и продавливания водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя производят в импульсном режиме. После закачивания каждых 0,5-1,5 м3 продавочной жидкости в изолируемый интервал, производят периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость. Далее возобновляют закачивание продавочной жидкости после окончания ее излива. Причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине с карбонатными коллекторами за счет снижения приемистости зоны осложнения, улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции и создания более надежного водоизоляционного экрана. 1 пр.