Спиртовой буровой раствор



Владельцы патента RU 2501828:

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. Технический результат - повышение ингибирующей способности к глинам. Спиртовой буровой раствор включает, масс.%: глинопорошок ПБМВ 1,2, биополимер Сараксан 0,2, хлористый калий 0,5-1,1, ацетат натрия 2,5-3,1, анионную эмульсию Росфлок ПВ 2,1, триэтиленгликоль 9,8, талловое масло 11,3, бактерицид «Remacid» 0,1, воду остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Известен для ингибирования глин хлоркалиевый буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, стабилизатор - понизитель фильтрации (крахмал и полианионная целлюлоза ПАЦ), ингибитор глин (хлористый калий), разжижитель - понизитель вязкости (Феррохромлигносульфонат - ФХЛС), 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). Известный состав обладает низкой ингибирующей способностью по отношению к глинам.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является буровой раствор на синтетической основе, включающий водный раствор многоатомного спирта, биополимер, соль-электролит, анионную эмульсию (например, РОСФЛОК ПВ), бактерицид, дисперсный мел (Патент РФ №2445336 С1, С09K 8/08, 20.03.2012). Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам.

Задачей настоящего изобретения является получение бурового раствора, устраняющего указанный недостаток.

Технический результат, на достижение которого направлено настоящее изобретение, заключается в повышении ингибирующей способности к глинам.

Указанный технический результат достигается за счет того, что буровой раствор, включающий воду, многоатомный спирт, биополимер (БП), анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, ацетат натрия, бактерицид, дополнительно содержит талловое масло (ТМ), хлористый калий, глинопорошок ПБМВ, в качестве биополимера используют Сараксан, в качестве многоатомного спирта используют триэтиленгликоль (ТЭГ), в качестве бактерицида используется «Remacid» при следующем соотношении ингредиентов, масс %:

Глинопорошок ПБМВ 1,2
Биополимер Сараксан 0,2
Хлористый калий 0,5-1,1
Ацетат натрия 2,5-3,1
Анионная эмульсия Росфлок ПВ 2,1
Триэтиленгликоль 9,8
Талловое масло 11,3
Бактерицид «Remacid» 0,1
Вода Остальное.

В случае необходимости утяжеление раствора может производиться баритовым концентратом в количестве, обеспечивающем заданную плотность бурового раствора.

В качестве биополимера в предлагаемом буровом растворе может быть использован, например, ксантановый полимер, который является микробным экзополисахаридом и представляет собой ксантановую смолу высокой степени очистки, обладающую выраженными вязкоупругими свойствами. Ксантановые полимеры выпускаются под различными торговыми марками, например, «Сараксан», «Сараксан-Т», в соответствии с ТУ 2458-006-00480709 и имеют одни и те же физико-химические и технологические свойства.

Бактерицид «Remacid» представляет собой триммер на основе этаноламинов и параформа. «Remacid» используется для защиты от микробного поражения органических продуктов, их растворов и эмульсий, для предотвращения слизеобразования и коррозии, обусловленных микроорганизмами. «Remacid» выпускается в соответствии с ТУ-2458-016-51444626-07.

В предлагаемом буровом растворе может быть использован бентонитовый глинопорошок марки ПБМВ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок».

РОСФЛОК ПВ выпускается серийно по ТУ 2458-003-22361394-2001 и рекомендуется в качестве эффективного стабилизатора и понизителя водоотдачи буровых растворов на водной основе. РОСФЛОК ПВ представляет собой низковязкую эмульсию от белого до бежевого цвета. РОСФЛОК ПВ обеспечивает устойчивость ствола скважины, стабильность бурового раствора, поддержание водоотдачи на низком уровне, позволяет регулировать реологию бурового раствора. РОСФЛОК ПВ снижает проникновение фильтрата в потенциально продуктивные горизонты, позволяет регулировать реологические свойства раствора.

В водный раствор многоатомного спирта вводят соли-электролиты и анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, повышающую эффективность солей-электролитов. Данный состав обладает возможностью регулирования реологических и фильтрационных показателей в условиях повышенных пластовых температур. Явление снижения фильтрации спиртового раствора достигается за счет растворения солей-электролитов в воде.

Предлагаемый буровой раствор можно приготовить следующим образом.

Заданное количество воды перемешивают с глинопорошком в течение 3-4 ч, обеспечивая диспергирование, затем добавляют бактерицид «Remacid» и биополимер Сараксан, после полного растворения которого вводят хлористый калий и ацетат натрия. Необходимые фильтрационные показатели достигаются обработкой раствора анионной эмульсией РОСФЛОК ПВ, после полного растворения реагентов вводят триэтиленгликоль и талловое масло.

Изобретение поясняется с помощью Таблицы, которая отражает результаты исследований по влиянию спиртового бурового раствора на устойчивость глин в сравнении с известными растворами.

Экспериментальным путем были получены результаты исследования бурового раствора, которые приведены в Таблице. При содержании хлористого калия менее 0,5% по п.3 и ацетата натрия менее 2,5% по п.3 образцы глин набухают и разрушаются. При содержании хлористого калия 0,5-1,1% и ацетата натрия 2,5-3,1% образцы глин сохраняют устойчивость и не разрушаются (табл., п.4, 5, 6). Увеличение содержания хлористого калия более 1,1% и ацетата натрия более 3,1% приводит к разрушению образца глины (табл., п.7).

Таким образом, приведенные в Таблице результаты экспериментов позволяют установить оптимальную рецептуру бурового раствора, обладающего повышенной ингибирующей способностью к глинам.

Таблица
№ Состав раствора Поведение глинистых образцов выдержанных в среде раствора в течение 10 сут
Известные растворы
1 89% вода + 5,3% Глинопорошок + 0,3% крахмал +
+ 0,7% ПАЦ + 1,2% ФХЛС + 3,5% КСl		 набухание и разрушение
2 54,0% вода + 20,3% многоатомный спирт +
+ 0,23% биополимер + 20,3% ацетат натрия +
+ 0,07 бактерицид + 3,4% Росфлок ПВ+
+1,7% дисперсный мел		 разрушение
Раствор предлагаемого компонентного состава
3 72,6% вода + 1,2% ПБМВ + 0,2% БП + 0,4% КСl+
+ 2,4% ац.Na + 2,1% Росфлок ПВ +
+ 9,8% ТЭГ+11,3% ТМ+0,1% Бактерицид		 набухание и разрушение
4 72,3% вода + 1,2% ПБМВ + 0,2% БП + 0,5% КСl +
+ 2,5% ац.Nа + 2,1% Росфлок ПВ +
+ 9,8% ТЭГ + 11,3% ТМ + 0,1% Бактерицид		 незначительное набухание, разрушение отсутствует
5 71,7% вода + 1,2% ПБМВ + 0,2% БП + 0,8% КС1 +
+ 2,8% ац.Nа + 2,1% Росфлок ПВ +
+ 9,8% ТЭГ + 11,3% ТМ + 0,1% Бактерицид		 набухание и разрушение отсутствует
6 71,1% вода + 1,2% ПБМВ + 0,2% БП + 1,1% КСl +
3,1% ац.Na + 2,1% Росфлок ПВ +
+ 9,8% ТЭГ + 11,3% ТМ + 0,1% Бактерицид		 набухание и разрушение отсутствует
7 70,5% вода + 1,2% ПБМВ + 0,2% БП + 1,4% КСl +
3,4% ац.Na + 2,1% Росфлок ПВ + 9,8% ТЭГ +
+ 11,3% ТМ + 0,1% Бактерицид		 набухание отсутствует, незначительное разрушение

Спиртовой буровой раствор, включающий воду, многоатомный спирт, биополимер, анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, ацетат натрия, бактерицид, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит талловое масло, хлористый калий, глинопорошок ПБМВ, в качестве биополимера используют Сараксан, в качестве многоатомного спирта используют триэтиленгликоль, в качестве бактерицида используют бактерицид «Remacid» при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Глинопорошок ПБМВ 1,2
Биополимер Сараксан 0,2
Хлористый калий 0,5-1,1
Ацетат натрия 2,5-3,1
Анионная эмульсия Росфлок ПВ 2,1
Триэтиленгликоль 9,8
Талловое масло 11,3
Бактерицид «Remacid» 0,1
Вода Остальное.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способам приготовления жидкости для обработки подземных формаций при гидроразрыве пласта и может быть использовано при получении жидкости-носителя для проппанта, в частности, в системах с низкой загрузкой гелянта и для увеличения общей термической стабильности системы, снижения седиментационых свойств проппанта.

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

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция инкапсулированных полимерных микрочастиц для изменения коэффициента водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, заключенные в оболочку из по меньшей мере одного слоя сополимера N-изопропилакриламида и акриламида.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция расширяемых полимерных микрочастиц для изменения коэффициента проницаемости воды в подземном пласте, содержащая взаимопроникающую полимерную сетку (ВПС), включающую один или более акриламидных сополимеров.

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а также используется при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин.
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.
Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, которые включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых.
Изобретение предназначено для глушения скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к композициям, изменяющим проницаемость подземных пластов. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы со средним диаметром неувеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм, состоящие из структурированных полимеров, которые включают лабильные сшивающие агенты и выбраны из группы, состоящей из звездообразных полимеров, дендритных полимеров, сверхразветвленных полимеров, полимеров с короткоцепочечным ветвлением, полимером с длинноцепочечным ветвлением и любого их сочетания, а также включают акриламид и aкpилaмидoмeтил-пpoпaнcyльфoнал натрия. Предложен также способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция за счет расширения объема полимерных микрочастиц позволяет эффективно изменять проницаемость подземных пластов и увеличивать подвижность и/или темп добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 7 пр.
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 - ГРП. Способ изготовления магнийсиликатного проппанта, включающий подготовку исходной шихты, введение в ее состав порообразующей добавки, помол, формирование гранул, их сушку и обжиг, отличающийся тем, что в шихту дополнительно вводят спекающую добавку в виде водорастворимой соли минеральной кислоты, которую растворяют в жидкости, используемой при грануляции, а порообразующую добавку в виде водонерастворимого вещества вводят в шихту на стадии помола, причем спекающая и порообразующая добавки находятся в следующем соотношении, в % сверх массы шихты: порообразующая добавка 0,005-3,0, спекающая добавка 0,2-2,5. Технический результат - снижение плотности проппанта при сохранении прочности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы. Буровая труба включает: полимерную основную структуру, образованную из армированного волокнами бисмалеимидного полимера; и гидрофобное покрытие, включающее малеимидный комплекс, химически связанное с полимерной основной структурой. Покрытие образует ковалентную связь с полимерной основной структурой. Способ сооружения буровой трубы включает: сооружение основной структуры буровой трубы из полимерного материала; изготовление гидрофобного покрытия; и создание ковалентной химической связи между покрытием и основной структурой. Покрытие для нанесения на буровую трубу выполнено из множества слоев, из которых по меньшей мере один слой образован из материала, содержащего химический реагент, выбранный для реакции в присутствии скважинных текучих сред, которые являются разрушающими по отношению к полимерному материалу. Технический результат - обеспечение образования покрытия на буровой трубе, которое в достаточной степени связано с нижележащей основной структурой полимерного материала, чтобы противостоять агрессивной окружающей среде, присутствующей в скважинном применении. 4 н. и 26 з.п. ф-лы, 10 ил.
Изобретение относится к сополимеру на основе содержащего сульфокислоту соединения. Сополимер включает в качестве мономерных компонентов a) по меньшей мере одно соединение, содержащее сульфокислотную группу, b) по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей N-винил-капролактам, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, изопропилакриламид, N-винилпирролидон, N-винилацетамид, N-винилформамид, N-метил-N-винилацетамид, N-алкилакрилат и N-алкилметакрилат, и c) минимум один по меньшей мере бифункциональный виниловый эфир, выбранный из ряда: дивиниловый эфир триэтиленгликоля, дивиниловый эфир диэтиленгликоля или дивиниловый эфир бутандиола. Заявлено также применение сополимера в качестве добавки к гидравлическим связующим и/или к композициям, содержащим компоненты, набухающие в воде. Технический результат сополимер используют в качестве водоудерживающего и антисегрегационного средства. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 12 табл., 20 пр.
Изобретение относится к технологиям бурения скважин в нефте- и газодобывающей промышленности, в геологоразведке полезных ископаемых. Технический результат - регулирование реологических характеристик и фильтруемости бурового раствора с учетом характеристик разбуриваемых пород. Глинистый буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5,5, карбоксиметилированное вещество 0,5, феррохромлигносульфонат 0,2-0,3, арабиногалактан 0,2-0,3, воду 93,4-93,6, причем в качестве карбоксиметилированного вещества он содержит карбоксиметилированный крахмал в виде товарного продукта Полицелл КМК БУР 1Н, содержащего, в мас.%: 70-75 карбоксиметилкрахмала, 15-18 NaCl и 10-12 гликолята натрия. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 9 пр.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для проходки интервалов неустойчивых, глинистых пород, интервалов многолетних мерзлотных пород, продуктивных пластов и бурения горизонтальных участков скважин. Буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, поверхностно-активное вещество - ПАВ и дизельное топливо, содержит высокоокисленный высокоплавкий битум в виде 30-40% раствора в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива с содержанием в растворителе ксилола от 50 до 99%, в качестве ПАВ - гидрофобизатор АБР, и дополнительно - рапсовое масло, глинопорошок или мрамор, или их смесь в соотношении 1:1, при следующих соотношениях компонентов, мас.%: указанный раствор высокоокисленного высокоплавкого битума 40-75, рапсовое масло 15-40, гидрофобизатор АБР 2-5, дизельное топливо 0-20, глинопорошок, или мелкодисперсный мрамор, или их смесь 0-30. Технический результат - упрощение технологии приготовления раствора в промысловых условиях и сокращение времени его приготовления при сохранении всех его показателей. 3 пр., 3 табл.
Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт заявленной композиции. Технический результат - предложенная композиция обеспечивает эффективное распространение микрочастиц в пористой структуре месторождения, повышая степень извлечения углеводородных флюидов из подземных пластов. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 пр.
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования. Применение препарата ОС-20, содержащего смесь полиоксиэтиленгликолевых эфиров синтетических первичных высших жирных спиртов фракции C16-C18; этоксилированных (20 ЕО) цетиловых и стеариловых спиртов; оксиэтилированного (20 ЕО) гекса (окта) децилового спирта, неоногенного ПАВ, в качестве твердого или жидкого реагента для удаления пластовой жидкости с высокоминерализованной пластовой водой (общая минерализация 100-300 г/л) из газовых и газоконденсатных скважин. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод различной минерализации. В способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачивание оторочки биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, предварительно закачивают алюмосиликатную композицию на основе 11%-ного раствора соляной кислоты, оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве растворителя - изооктан, причем оторочка содержит, %: пластовая вода 54-88, биоПАВ КШАС-М 1-2, изооктан 1-4, нефть 10-40. 2 пр., 2 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-12-20 2013-12-19T17:59:20
Наверх