Буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты



Владельцы патента RU 2526087:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Волгоградский государственный технический университет" (ВолгГТУ) (RU)

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты. Буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты содержит, мас.%: глинопорошок 3,0-5,0, органический стабилизатор - полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу 0,3-0,6, полигликоль 0,3-0,5, понизитель температуры замерзания - ацетат натрия 1,0-4,0, воду остальное. 2 з. п. ф-лы, 1 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к буровым растворам, предназначенным для использования в породах многолетней мерзлоты, в условиях Тундры и Тайги.

Основные технические решения передовых нефтедобывающих компаний по направлению разработки буровых растворов для пород в условиях многолетней мерзлоты направлены на улучшение их вязкостных и кольматирующих свойств, использование при низких температурах, исключение негативного воздействия на буровую технику.

Известны буровые растворы на водной основе, в которых для понижения температуры замерзания используют хлористые кальций, натрий или магний (бишофит), все хлориды предназначены для предупреждения замерзания буровых растворов и направления осмотических процессов из пласта в скважину [Рязанов Р.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург.: Летопись, 2005. - 250 с.].

Недостатками данных буровых растворов являются низкий уровень кольматирующей способности и негативное воздействие на буровую технику.

Известен промывочный раствор для бурения пород многолетней мерзлоты, который включает поваренную соль, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ и воду [Кудряшев Б.Б., Яковлев A.M. Новая технология бурения скважин в мерзлых породах. - М: Недра, 1973. - 102 с.].

Данный промывочный раствор обладает сильным воздействием на буровую технику.

Известен буровой раствор на водно-органической основе, состав которого включает карбоксиметилцеллюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу, N,N-диметилформамид, хризотил-асбест, сульфат алюминия, смазочную добавку ФК-2000, мел, гидроксид натрия или гидроксид калия, хлорид натрия или хлорид калия, воду [Патент РФ №2352602, 7 МПК C09K 8/10, 2007 г.].

Данный буровой раствор слабоустойчив к низким температурам и обладает недостаточными кольматирующими свойствами.

Известен буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, в состав которого входят глинопорошок, мел, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ, конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ, акриловый полимер “Унифлок”, вода [Патент РФ №2200180, 7 MПК C09K 7/02, 2000 г.].

Недостатком данного бурового раствора является высокая температура замерзания, что делает невозможным его использование в условиях многолетней мерзлоты.

Наиболее близким аналогом является буровой раствор для вскрытия многолетнемерзлых пород, в состав которого входят глинопорошок, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ, хлорид натрия, борат натрия, полигликоль и пластовая вода в заданном соотношении компонентов, мас%: глинопорошок - 3,0÷4,0, КМЦ - 0,10÷0,15, хлорид натрия - 1,5÷3,0, борат натрия - 0,2÷0,3, полигликоль - 0,3÷0,5 и пластовая вода - остальное [Патент РФ №2285030, 7 МПК C09K 8/20, 2006 г.].

Недостатком данного бурового раствора является недостаточное обеспечение устойчивости к отрицательным температурам, высокая вязкость и недостаточно высокие кольматирующие свойства.

Целью предлагаемого изобретения является улучшение технологических свойств бурового раствора, а именно: повышение кольматирующих свойств, повышение устойчивости к низким температурам, снижение воздействия на буровую технику.

Техническим результатом изобретения является создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты.

Технический результат достигается в буровом растворе для использования в породах многолетней мерзлоты, содержащем глинопорошок, органический стабилизатор, понизитель температуры замерзания, полигликоль и воду, отличающемся тем, что в качестве органического стабилизатора используют полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу, а в качестве понизителя температуры замерзания ацетат натрия при следующем соотношении компонентов, мас%:

Глинопорошок 3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза  
ФКМЦ 0,3-0,6
Полигликоль 0,3-0,5
Ацетат натрия 1,0-4,0
Вода Остальное

Буровой раствор характеризуется тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 774 г/моль при следующем соотношении компонентов, мас%:

Глинопорошок 3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза  
ФКМЦ-774 0,4-0,6
Полигликоль 0,3-0,5
Ацетат натрия 1,0-4,0
Вода Остальное

Буровой раствор характеризуется тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 1334 г/моль при следующем соотношении компонентов, мас%:

Глинопорошок 3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза  
ФКМЦ-1334 0,3-0,5
Полигликоль 0,3-0,5
Ацетат натрия 1,0-4,0
Вода Остальное

Компоненты, входящие в состав заявленного бурового раствора в предлагаемом составе и представленном соотношении, усиливают свойства и способствуют получению технологичных буровых растворов, при этом глинопорошок является структурообразователем коллоидной фазы, полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза ФКМЦ - органическим стабилизатором, ацетат натрия и соли, находящиеся в составе пластовых вод, являются понизителями температуры замерзания, а полигликоль является смазочной незамерзающей добавкой.

Основными преимуществами предложенного бурового раствора для использования в породах многолетней мерзлоты являются высокие антифризные свойства и низкая вязкость. В таблице сравнения вязкостных свойств водного раствора полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ и обычной карбоксиметилцеллюлозы КМЦ приведены данные, которые показывают, что при одинаковых значениях вязкости буровых растворов в предлагаемом растворе возможно повышение содержания органического стабилизатора. Это позволяет обеспечить лучшую кольматацию при сохранении вязкостных свойств бурового раствора. Использование ацетата натрия позволяет снизить температуру замерзания и стоимость бурового раствора.

Таблица
Скорость сдвига, с-1 Вязкость 5% раствора, сП
ФКМЦ-774 КМЦ-560 ФКМЦ-1334 КМЦ-1120
1000 2,4 5,8 6,3 14,4
900 2,5 5,8 6,3 14,4
700 2,7 5,8 6,9 14,5
500 2,8 5,8 7,2 14,6
300 2,9 6,2 7,5 15,6
200 3,6 6,6 9,3 16,6
100 4,0 7,5 11,2 18,7
50 7,0 9,0 19,3 22,5
20 18,0 25,0 41,2 62,0
10 25,0 40,0 59,8 98,3
0,1 1040 3220 2540 7630

Использование глинопорошка в массовом соотношении 3,0-5,0% позволяет достигать оптимальной структуры бурового раствора, при уменьшении концентрации глинопорошка ниже 3,0% происходит разжижение бурового раствора, что делает невозможным его использование, при увеличении концентрации глинопорошка выше 5,0% буровой раствор становится высоковязким, что также делает невозможным его использование.

Использование полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ в заявленном интервале позволяет регулировать вязкостные свойства бурового раствора, уменьшение концентрации полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ ниже предполагаемого интервала ведет к значительному снижению вязкости, что делает буровой раствор слишком жидким, а увеличение концентрации полифторалкилированной карбоксиметилцеллюлозы ФКМЦ выше предполагаемого интервала ведет к повышению вязкостных свойств, что делает буровой раствор непригодным для использования в выбранных условиях.

Использование полигликоля в массовом соотношении 0,3-0,5% позволяет регулировать структуру бурового раствора, понижая температуру замерзания, в то же время осуществляя смазку буровой техники. При уменьшении концентрации полигликоля ниже 0,3% не обеспечивает достаточный уровень смазки буровой техники, при увеличении концентрации полигликоля выше 0,5% не изменяет свойств бурового раствора, поэтому не ведет к дальнейшему улучшению свойств бурового раствора.

Использование ацетата натрия в массовом соотношении 1,0-4,0% позволяет понизить температуру замерзания бурового раствора до оптимальной температуры, равной -5°C, необходимой при работе с породой многолетней мерзлоты, приводит к уменьшению концентрации ацетата натрия ниже 1,0%, повышению температуры замерзания, а увеличение концентрации ацетата натрия выше 4,0% приводит к значительному снижению вязкости бурового раствора, что также делает невозможным его дальнейшее использование.

Предлагаемые варианты приготовления буровых растворов рассмотрены ниже:

Пример 1

Берут 93,2 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,4 г ФКМЦ-774 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 2,0 г ацетата натрия.

Пример 2

Берут 93,0 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,6 г ФКМЦ-774 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 2,0 г ацетата натрия.

Пример 3

Берут 91,3 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,3 г ФКМЦ-1334 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 4,0 г ацетата натрия.

Пример 4

Берут 91,1 г воды, в которой происходит диспергация при перемешивании 4 г глинопорошка. Глинистую суспензию перемешивают в течение 0,3-0,5 часа, обрабатывают 0,5 г ФКМЦ-1334 до полной стабилизации бурового раствора. Следом в раствор последовательно дозируют 0,4 г полигликоля и 4,0 г ацетата натрия.

1. Буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты, содержащий глинопорошок, органический стабилизатор, понизитель температуры замерзания, полигликоль и воду, отличающийся тем, что в качестве органического стабилизатора используют полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу, а в качестве понизителя температуры замерзания ацетат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза  
ФКМЦ 0,3-0,6
Полигликоль 0,3-0,5
Ацетат натрия 1,0-4,0
Вода Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 774 г/моль при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза  
ФКМЦ-774 0,4-0,6
Полигликоль 0,3-0,5
Ацетат натрия 1,0-4,0
Вода Остальное

3. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического стабилизатора используют ФКМЦ молекулярной массы 1334 г/моль при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок 3,0-5,0
Полифторалкилированная карбоксиметилцеллюлоза  
ФКМЦ-1334 0,3-0,5
Полигликоль 0,3-0,5
Ацетат натрия 1,0-4,0
Вода Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления АВПД.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к полимерным реагентам, входящим в состав буровых растворов. Реагент для обработки бурового раствора, полученный модификацией карбоксиметилцеллюлозы КМЦ в растворителе путем обработки суспензии КМЦ агентом-модификатором, выдерживания реакционной массы при нагревании, отделения продукта с помощью фильтра-пресса и сушки, где суспендируют КМЦ размером не более 200 мкм в хлороформе, в качестве агента-модификатора используют 1.1.5-тригидроперфторпентилхлорсульфит в виде раствора в хлороформе, а указанную обработку осуществляют в присутствии диметилформамида при температуре -10 - (-5)°С. Технический результат - обеспечение буровому раствору повышенных кольматирующих свойств. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов. Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта включает стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду. В качестве производного кремниевой кислоты он содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100. В качестве воды он содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) 2-5, кремнезоль с силикатным модулем 100 в количестве 2-5, указанная электрохимически активированная вода - остальное. Технический результат: увеличение коэффициента нефтевытеснения до 4,8%. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности. В способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо 25,0; соль КСl 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1,0-1,5; соляную кислоту НСl 10,0, воду остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью. Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин, содержащий натриевую соль нафтеновых кислот и воду, дополнительно содержит соапсток, омыленный натриевой щелочью, оксиалкилированный алкилфенол и метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: соапсток, омыленный натриевой щелочью 35-40, натриевая соль нафтеновых кислот 10-15, оксиалкилированный алкилфенол 5, метанол 20, вода 20-25. Технический результат - повышение осадкообразующих нефтеотмывающих свойств и отмывающих и диспергирующих свойств по отношению к АСПО. 3 пр., 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин. Состав содержит 20-25 мас.% бентонитовой глины, 55-60 мас.% углеводородной фракции, 5-10 мас.% соды кальцинированной и 5-15 мас.% портландцемента. Техническим результатом является повышение эффективности ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах и увеличение продолжительности их межремонтного периода. 2 пр.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена. Также описан способ получения такого материала, включающий получение смеси олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена путем смешивания дициклопентадиена с метакриловыми эфирами и полимерными стабилизаторами, представленными в п.2 формулы изобретения, нагрева этой смеси до температуры 150-220°C и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°С. В полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена последовательно вводят радикальный инициатор и катализатор, представленные в п.2 формулы изобретения. Далее в полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры. Технический результат заключается в повышении термопрочности материала проппанта, обеспечивающего прочность на сжатие не менее 150 МПа при температуре не ниже 100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 36 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду. При этом в качестве амидов жирных кислот состав содержит 40-50 мас.% этаноламидов жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены 10-20 мас.% вторичных и 10-20 мас.% многоатомных спиртов. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов. 1 пр., 1 табл., 4 ил.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности при снижении расхода полимера в отношении добытой нефти. 10 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности при воздействии высоких температур, засоленности, давлений и концентрации двухвалентных ионов. 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 18 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-08-20 2014-08-20T10:30:49
Наверх