Глинистый буровой раствор


 


Владельцы патента RU 2502773:

Открытое акционерное общество "Группа "Илим" (RU)

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 технологиям бурения скважин в нефте- и газодобывающей промышленности, в геологоразведке полезных ископаемых.

Известен реагент, предназначенный для обработки бурового раствора (SU, а.с. №1423574, C09K 7/00, опубл. 15.09.88 г.). Реагент содержит в качестве понизителей вязкости и стабилизатора реологических характеристик раствора полиакриламид, кремнийорганическую жидкость, акрилонитрильный лигносульфонатный реагент. В результате обработки этим реагентом повышается выход бурового раствора, снижается его статическое напряжение сдвига. Однако, при его использовании в растворе при бурении определенных пород в результате замены ионов кальция ионами натрия образуются мелкодисперсные глинистые частицы, способные образовывать устойчивый коллоид и вызывать накопление в буровом растворе выбуренной породы и, как следствие, ухудшать реологические характеристики раствора, в частности, повышать его статическое напряжение сдвига.

Эти факторы следует считать недостатками реагента.

Наиболее близким аналогом предлагаемого изобретения является глинистый буровой раствор, содержащий, в мас.%, модифицированный регулятором щелочности глинопорошок 8,5-25,2, в качестве регулятора структурно-механических характеристик раствора карбоксилированное органическое вещество в виде карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 0,08-0,35, в качестве понизителя вязкости лигносульфонатный продукт в виде лигносульфонатов технических порошкообразных (ЛСТП) 1,0-3,09 мас.%, Остальное - вода. (RU, пат. №2058364, C09K 7/02, опубл. 20.04.1996 г.). В качестве глинопорошка используют модифицированный кальцинированной содой бентонит или альметьевский глинопорошок. В составе можно использовать различные марки КМЦ.

Однако эта совокупность используемых функциональных добавок в буровом растворе при бурении некоторых пород также ухудшает реологические характеристики бурового раствора.

Новым техническим результатом от использования предлагаемого изобретения является обеспечение возможности регулировать реологические характеристики, а также фильтруемость бурового раствора с учетом характеристик разбуриваемых пород.

Указанный результат достигается тем, что в глинистом буровом растворе, содержащем карбоксиметилированное вещество, лигносульфонатный продукт и воду, согласно изобретению, 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, 10-12 гликолята натрия, в качестве лигносульфонатного продукта - феррохромлигносульфонат, при этом раствор дополнительно содержит арабиногалактан, а в расчете на общую массу, раствор содержит, в мас.%: 5,5 глинопорошка, 0,5 КМК БУР 1Н, 0,2-0,3 феррохромлигносульфоната, 0,2-0,3 арабиногалактана, 93,4-93,6 воды. Раствор в качестве глинопорошка содержит глинопорошок, приготовленный из обожженной и измельченной глины Зыряновского месторождения. КМК БУР 1Н в качестве карбоксиметилированного крахмала может содержать карбоксиметилированный кукурузный крахмал или карбоксиметилкрахмал буровой марки.

Товарный продукт КМК БУР 1Н производится ЗАО «Полицелл» (г.Владимир) по ТУ 2262-016-32957739-2007. Он применяется в качестве понизителя фильтрации и стабилизатора буровых растворов, эффективно снижает водоотдачу как пресных, так и соленасыщенных буровых растворов.

Арабиногалактан получают при переработке древесины лиственницы сибирской в виде порошка или концентрированных экстрактов. Соответственно, его при приготовлении бурового раствора подают в смесь в виде порошка или в виде водного экстракта. Эти продукты производят на Братском ЦБК.

Зыряновский глинопорошок (г/п) производят по ТУ 2164.006.41219638-2005.

Феррохромлигносульфонат (ФХЛС-М) производит ООО «Дубитель» (г.Уфа) по ТУ 2454-322-05133190-2000.

Буровые растворы различного состава для испытаний получают обычным методом путем смешения компонентов. Характеристики измеряют с использованием стандартизованных методов испытаний.

Характеристики модельных буровых растворов по примерам приведены в таблице. В примере 1 испытана суспензия Зыряновского г/п как система сравнения с наименьшим значением угла закручивания из всех испытуемых систем (составов). Примеры 2-8 выполнены для определения влияния каждого из компонентов бурового раствора на его характеристики, а также влияния их количественных соотношений. Примеры 3-5 выполнены при использовании арабиногалактана (АГ) в виде порошка, 6-8 - при использовании АГ в виде экстракта. Это сделано для определения возможности или целесообразности использования в буровых растворах концентрированного экстракта АГ.

Пример 9 выполнен с составом бурильного раствора, приготовленного по аналогу, но с использованием Зыряновского г/п.

Анализ данных показывает, что совместное использование АГ и ФХЛС как понизителей вязкости буровых растворов дает возможность снижать значения СНС1/10 до уровня значений для исходной глинистой суспензии и, соответственно, готовить буровой раствор с оптимальным составом для каждых конкретных условий бурения.

Таблица.
Характеристики буровых растворов на основе смеси КМК БУР 1Н, ФХЛС-М и арабиногалактана.
№ п/п Состав бурового раствора, % на общую массу раствора Угол закручивания ротационного вискозиметра при 600 об/мин, ° CHC1/10, дПа Прирост CHC1/10 по отношению к исходной глинистой суспензии, % Показатель статической фильтрации, см3/30 мин (Δp=1 ат)
1 Глинопорошок - 5,5 40 190/288 - -
Вода - 94,5
2 Глинопорошок - 5,5 75 455/634 140/120 6,4
КМК БУР 1Н - 0,5
Вода - 94,0
3 Глинопорошок - 5,5 53 288/409 52/42 7,4
КМК БУР 1Н - 0,5
АГ порошок - 0,2
Вода - 93,8
4 Глинопорошок - 5,5 49 207/323 9/12 6,8
КМК БУР 1Н - 0,5
АГ порошок - 0,3
ФХЛС - 0,2
Вода - 93,5
5 Глинопорошок - 5,5 46 213/300 12/4 7,4
КМК БУР 1Н - 0,5
АГ порошок - 0,2
ФХЛС - 0,2
Вода - 93,6
6 Глинопорошок - 5,5 49 242/369 27/28 6,8
КМК БУР 1Н - 0,5
АГ(экстракт) - 0,2
Вода - 93,8
7 Глинопорошок - 5,5 50 207/300 9/4 7,6
КМК БУР 1Н - 0,5
АГ(экстракт) - 0,3
ФХЛС - 0,3
Вода - 93,4
8 Глинопорошок - 5,5 43 178/276 0/0 7,4
КМК БУР 1Н - 0,5
АГ(экстракт) - 0,2
ФХЛС - 0,3
Вода - 93,5
9 Глинопорошок - 8,5
КМЦ - 0,08
ЛСТП - 1,0
Вода - 90,42

1. Глинистый буровой раствор, содержащий глинопорошок, карбоксиметилированное вещество, лигносульфонатный продукт и воду, отличающийся тем, что в качестве карбоксиметилированного вещества он содержит карбоксиметилированный крахмал в виде товарного продукта Полицелл КМК БУР 1Н, содержащего, мас.%: 70-75 карбоксиметилкрахмала, 15-18 NaCl и 10-12 гликолята натрия, в качестве лигносульфонатного продукта - феррохромлигносульфонат, при этом раствор дополнительно содержит арабиногалактан, а в расчете на общую массу раствор содержит, мас.%: 5,5 глинопорошка, 0,5 КМК БУР 1Н, 0,2-0,3 феррохромлигносульфоната, 0,2-0,3 арабиногалактана, 93,4-93,6 воды.

2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве глинопорошка он содержит глинопорошок, приготовленный из обожженной и измельченной глины Зыряновского месторождения.



 

Похожие патенты:
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.

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы.
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.

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.
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.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
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 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.
Изобретение относится к области защиты окружающей среды в железорудной, угольной, строительной, энергетической отраслях промышленности, а также при строительстве и эксплуатации автомобильных дорог, может быть использовано для закрепления эрозионно опасных пылящих поверхностей полиминерального состава в хвостохранилищах, золоотвалах, на отвалах горных пород, а также на радиоактивно загрязненных территориях и обочинах автомобильных дорог. Обеспыливающий состав для обработки пылящих поверхностей содержит полиэлектролит и воду, отличается тем, что он содержит водные растворы полиакрилата щелочного металла и сополимера акриламида с производными акриловой кислоты, при этом использованы сополимеры акриламида с диметиламиноэтилакрилатом, диметиламиноэтилметакрилатом или диметиламинопропилакриламидом, концентрация раствора полиакрилата щелочного металла составляет 0,1-1,0% (мас.), концентрация раствора сополимера акриламида с производными акриловой кислоты составляет 0,05-0,5% (мас.). Технический результат - состав обеспечивает хорошую эрозионную устойчивость обработанной поверхности.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - получение реагента со значительно более высокой гелеобразующей способностью в сочетании с меньшей вязкостью, устойчивость фазового состояния реагента. Способ получения акрилового реагента для изоляции водопритоков в скважину включает гидролиз полиакрилонитрильного сырья жидким натриевым стеклом в водной смеси с pH 12-14 при следующем соотношении компонентов смеси, мас.%: полиакрилонитрильное сырье 3,8-4,8, жидкое натриевое стекло 48-59,5, вода остальное, в котором температуру смеси при постоянном перемешивании доводят до 95-100°C, поддерживают ее в течение времени, необходимого для образования однородной вязкой равномерно окрашенной массы, выдерживают полученную массу без нагрева и перемешивания до разделения ее на два слоя, отделяют верхний слой - полимерный раствор - в качестве полученного акрилового реагента, а нижний слой - щелочной раствор, содержащий жидкое натриевое стекло, в дальнейшем используют для гидролиза полиакрилонитрильного сырья. Способ получения акрилового реагента для изоляции водопритоков в скважину включает смешение нескольких полимерных растворов, полученных указанным выше способом. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 7 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым ингибиторам для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному АСПО, и в трубопроводах. Технический результат - повышение эффективности при перепаде температур, защиты металлических труб, стеклопластиковых, эмалированных и футерованных полиэтиленом; повышение продолжительности последействия и сохранение свойства по снижению вязкости пластового флюида. В способе приготовления твердого ингибитора для предотвращения АСПО путем нагревания вещества-носителя и введения в него активной основы Сэвилена - сополимера этилена с винилацетатом, используют Сэвилен с содержанием винилацетата 21-30 мас.%, в качестве вещества-носителя - битум нефтяной хрупкий или битум нефтяной строительный, или кубовые остатки производства аминов C17-C20, предварительно Сэвилен охлаждают до температуры -(10°C-190°C), выдерживают при этой температуре 10-15 мин, измельчают до порошкообразного состояния, нагревают до положительной температуры, но не выше 30°C, вводят его порциями не менее четырех с перемешиванием каждой не менее 1 мин, в нагретое до размягчения указанное вещество-носитель, при следующем соотношении компонентов, в масс.%: указанный Сэвилен 1-50, указанное вещество-носитель остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 7 табл.
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей. Композиция жидкости для разрыва пласта включает базовую жидкость, состоящую из смеси парафинов, олефинов, оксигенатов и необязательно терпена или смеси терпенов, причем базовая жидкость имеет вязкость от 1,6 до 3,3 сСт при 40°C температуру воспламенения более чем 60°C и температуру застывания менее чем -6°C; композиция дополнительно включает комплекс добавок к жидкости для разрыва пласта. Заявлены также способ разрыва подземного пласта с использованием указанной композиции и способ ее приготовления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции. Расширяющийся тампонажный состав включает тампонажный цемент, тонкодисперсную неорганическую добавку, гидроксиэтилцеллюлозу, хлористый натрий или хлористый калий и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент 75,0-85,0, тонкодисперсная неорганическая добавка 15,0-25,0, гидроксиэтил-целлюлоза 0,3-0,6, указанная солевая добавка 5,0-10,0, вода 45,0-55,0. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки расширяющийся тампонажный состав содержит мел природный технический дисперсный, или кварц молотый пылевидный, или заполнитель кремнеземистый тонкомолотый. В качестве гидроксиэтилцеллюлозы расширяющийся тампонажный состав содержит неионогенные марки типа Натросол 250 GXR, или Натросол 250 MX, или Натросол 250 EXR. 2 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам на основе портландцемента, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения. Технический результат - повышение качества крепления скважин в межколонном пространстве и в интервалах залегания плотных, непроницаемых горных пород в условиях низких и нормальных температур при отсутствии доступа воды к твердеющему цементному камню. Тампонажный материал включает портландцемент тампонажный и расширяющую добавку в количестве 17,6-28,0% от массы порошка портландцемента. Расширяющая добавка содержит, масс.ч.: порошок магнезитовый каустический 33-50, высокоглиноземистый шлак 29-39, гипс двуводный 21-28. Размер частиц добавки характеризуется остатком на сите 0,08 мм в количестве 10-12%. В способе получения тампонажного раствора на основе указанного тампонажного материала, включающем раздельное приготовление тампонажного раствора из портландцемента и воды и водного раствора указанной расширяющей добавки с последующим их смешиванием, при приготовлении базового тампонажного раствора в воду предварительно вводят хлорид натрия в количестве 4% от массы портландцемента, а время перемешивания водного раствора расширяющей добавки составляет не менее 25 минут и не более 2/3 времени его загустевания. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.
Наверх