Катионноингибирующий буровой раствор


 


Владельцы патента RU 2533478:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств раствора. Катионноингибирующий буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 5-8; Полидадмах 7-15; дополнительный ингибитор глин - хлорид калия 3-5; воду остальное. 2 табл.

 

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

Из уровня техники известен эмульсионный буровой раствор (Патент RU 2213761 С2, С09К 7/06, 10.10.2003), содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду. В качестве стабилизатора раствор содержит крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl2 и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная фаза 10-20, ПАВ комплексного действия ПКД-515 5-7, крахмал ФИТО-РК 3-4, MgCl2 5-10, KCl 3-5, карбонат кальция 5-30, минерализованная вода остальное. Известный раствор имеет низкие значения удельного электрического сопротивления, что отрицательно влияет на качество геофизических исследований.

Наиболее близким к предлагаемому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и понизитель фильтрации полиэлектролит ВПК-402 (заявка на изобретение RU 2011142948 А, С09К 8/00, 27.04.2013) при следующем соотношении компонентов, масс.%:

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

Недостаток известного состава состоит в низких ингибирующих свойствах раствора. Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в устранении указанного недостатка, а именно в повышении ингибирующих свойств раствора.

Данный технический результат достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), в качестве дополнительного ингибитора глин используют хлорид калия (KCl) при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок 5-8
Полидадмах 7-15
KCl 3-5
Вода остальное

Для приготовления предлагаемого раствора возможно использование глинопорошка различных марок. Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Полимер хлорида диаллилдиметиламмония - Полидадмах - синтезируют из диметиламина и аллилхлорида. Продукт представляет собой органическое вещество с высокой плотностью катионного заряда, который нейтрализует положительно заряженные коллоидные частицы. Реагент может изготавливаться в виде растворов (FLOQUATTM FL или ВПК-402 35%-ной концентрации) или порошков (FLOQUATTM TS от 1,05 до 2, 10% на сухое вещество).

Порошкообразные Полидадмахи имеют насыпную плотность от 0,4 до 0,6. Приблизительная вязкость вещества составляет 15, 50 или 250 сПз, в зависимости от серии продуктов. Максимальная рабочая концентрация вещества - 50 г/л. Диапазон температур хранения порошкообразных Полидадмахов FLOQUATTM TS составляет 0-35°C. Время полного растворения в воде при 25°C - 30 дней.

Изобретение поясняется таблицами 1-2. В табл.1 приведены результаты исследований по влиянию KCl на технологические показатели буровых растворов с содержанием Полидадмаха. В процессе бурения в глинистых отложениях происходит обогащение раствора глинистой фазой и рост реологических показателей пластической вязкости ηпл и динамического напряжения сдвига τ0. Из табл.1, п.8 видно, что улучшение реологических показателей предлагаемого раствора при вводе 15% глинистого шлама не значительно, в сравнении с прототипом (табл.1, п.3).

Табл.2 отражает результаты исследований по усилению ингибирующих свойств раствора. При этом проводилась оценка ингибирующей способности раствора по количеству впитанной воды в образцы глин: чем меньше количество впитанной воды в образце, тем выше ингибирующая способность раствора и наоборот.

Для проведения исследований использовали образцы сухой глины, изготовленные на основе бентонитового глинопорошка в виде таблеток с исходной массой 8,28 г. Наблюдения проводились по воздействию на образец различного состава ингредиентов раствора, масса которого составляет 200 г. Предварительно готовились составы, содержащие воду, хлорид калия и полидадмахи различных марок. При проведении испытаний проводились исследования с использованием катионных полимеров из серии Полидадмах, таких как ВПК-402, препараты марки Floquat, изготовленные во Франции, FL 4450 и FL 4540. При этом в течение 4 суток проводились наблюдения за приращением массы Δm глинистого образца. Результаты наблюдений проведенных исследований иллюстрируются табл.2, в которой приведены сведения о разнице масс образцов до и после выдержки в испытуемой среде. Из табл.2 можно видеть, что различные марки катионных полимеров не ухудшают положительных ингибирующих свойств предлагаемого раствора и что при содержании KCl ниже 3% ингибирующие свойства (табл.2, п.1-2) раствора ухудшаются (табл.2, п.3-6). Отсюда минимально допустимое содержание KCl в предлагаемом растворе должно составлять 3% (табл.2, п.3). Как показали результаты экспериментов, увеличение содержания KCl более 5% неэффективно (табл.2, п.7), так как приводит к перерасходу KCl, при незначительном повышении ингибирующих свойств раствора.

Таким образом, из табл.2 видно, что использование Полидадмаха и KCl в указанных количествах приводит к улучшению ингибирующих свойства раствора.

Увеличение плотности бурового раствора можно обеспечить добавками барита. Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка хлоридов кальция, натрия практически не влияет на технологические показатели системы

Предлагаемый буровой раствор можно приготовить следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют Полидадмах, затем KCl и при необходимости баритовый утяжелитель.

Таблица 1
Состав раствора, масс.% Показатели раствора
Ф, см3 при 25°C при 82°C
ηпл, мПа·с τ0, Па ηпл, мПа·с τ0, Па
Известный раствор
1 6% гл.; 7% ВПК-402; 87% вода 6 29 7,3 17 4,4
2 6% гл.; 15% ВПК-402; 79% вода 3 48 8,3 28 6,8
Предлагаемый раствор
4 6% гл.; 7% ВПК-402; 3% KCl; 84% вода 5 27 7,2 18 4,2
5 6% гл.; 10% ВПК-402; 3% KCl; 81% вода 4 38 7,8 26 6,6
6 6% гл.; 10% ВПК-402; 4% KCl; 80% вода 3 41 8,2 28 7,1
7 6% гл.; 15% ВПК-402; 5% KCl; 74% вода 3 48 8,4 29 7,4
8 6% гл.; 10% ВПК-402; 4% KCl; 15% глинистого шлама; 65% вода 4 44 10,2 15 8,3
Примечание: гл. - глинопорошок марки ПБМВ; ВПК-402 - высокомолекулярный катионный полимер, товарный продукт выпускается в виде 35%-ной концентрации; KCl - хлорид калия, ингибитор глин; Ф - показатель фильтрации; ηпл - пластическая вязкость; τ0 - динамическое напряжение сдвига.
Таблица 2
Состав раствора, масс.% Изменение массы образца, в г
Исходный через 4 суток Δm
1 6% гл.; 7% ВПК-402; 87% вода 8,28 15,57 7,29
2 6% гл.; 6% ВПК-402; 2% KCl; 86% вода 15,22 7,14
3 6% гл.; 7% ВПК-402; 3% KCl; 84% вода 14,02 5,74
4 6% гл.; 7% ВПК-402; 5% KCl; 82% вода 13,14 4,86
5 6% гл.; 10% ВПК-402; 5% KCl; 79% вода 12,74 4,46
6 6% гл.; 15% ВПК-402;5% KCl; 74%вода 12,01 3,73
7 6% гл.; 17% ВПК-402;6% KCl; 71% вода 11,99 3,71
8 6% гл.; 7% FL4540; 87% вода 15,72 7,44
9 6% гл.; 7% FL4540; 3% KCl; 84% вода 14,18 5,9
10 6% гл.; 7% FL4540; 5% KCl; 82% вода 13,89 5,61
11 6% гл.; 7% FLTS45; 87% вода 15,81 7,53
12 6% гл.; 7% FLTS45; 3% KCl; 84% вода 14,16 5,88
13 6% гл.; 7% FLTS45; 5% KCl; 82% вода
Примечание: значение Δm<6 г, принято за положительный результат.

Катионноингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Полидадмах, отличающийся тем, что в качестве дополнительного ингибитора глин используют хлорид калия (KCl) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 5-8
Полидадмах 7-15
KCl 3-5
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Способ крепления призабойной зоны пласта включает введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной при следующем соотношении компонентов: 1,5 мас.% карбоксиметилцеллюлозы, 14,5 мас.% опилок алюминия, 11,6 мас.% измельченной сырой резины, 69,2 мас.% воды.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к неорганическим мелкодисперсным материалам, а именно к полым остеклованным микросферам на основе перлита, и может быть использовано при изготовлении микросфер из других кислых гидроалюмосиликатов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано при освоении нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию как после бурения, так и после работ по капитальному ремонту, а также для выравнивания фронта вытеснения нефти при вторичных методах добычи нефти, в частности при нагнетании воды в нефтяной пласт. Задачей изобретения является разработка пеноообразующего состава, позволяющего увеличить устойчивость во времени и повысить механическую прочность пенной системы.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - уменьшение показателя высокотемпературной фильтрации бурового раствора.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока. Определяют удельную приемистость зоны водопритока на двух режимах работы насосного агрегата. При удельной приемистости более 2 м3/(ч·МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, водоизоляционную композицию до достижения удельной приемистости 0,5-2 м3/(ч·МПа). Затем в зависимости от удельной приемистости зоны водопритока определяют общий объем цементной суспензии. Одновременно готовят цементную суспензию, состоящую из суспензии портландцемента тампонажного в количестве 35% от общего объема цементной суспензии и суспензии из микроцмента в количестве 65% от общего объема цементной суспензии. При удельной приемистости зоны водопритока 0,5-2 м3/(ч·МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, цементную суспензию из микроцемента, цементную суспензию из портландцемента тампонажного. Затем увеличивают расход и давление закачки до предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и при таком расходе, не снижая давления, производят продавку буферной жидкости и всего объема цементной суспензии из микроцемента. Затем уменьшают расход и давление закачки до минимально возможного, при котором скважина продолжает принимать, и продавливают цементную суспензию из портландцемента тампонажного в зону водопритока до получения нулевой приемистости. Продавку останавливают и производят технологическую выдержку, далее осуществляют промывку остатков цементной суспензии из портландцемента тампонажного с противодавлением, равным конечному давлению продавки цементной суспензии из портландцемента тампонажного в зону водопритока. Техническим результатом является повышение эффективности цементирования зон водопритока в скважинах, увеличение охвата цементированием зон водопритока. 2 табл., 3 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение температуры горения, скорости горения и удельной теплоты сгорания твердотопливной кислотогенерирующей композиции при ее высокой стабильности горения в широком интервале давлений, повышение эффективности воздействия на скелет призабойной зоны пласта, сложенного как из карбонатных, так и терригенных пород, а также на силикатные загрязнения в призабойной зоне, снижение шлакообразования, способность композиции перерабатываться методом экструзии. Твердотопливная кислотогенерирующая композиция содержит, мас.%: нитрат аммония 35-40, сополимер трифторхлорэтилена с винилиденфторидом 5, эластомерный сополимер винилиденфторида и хлортрифторэтилена с размером частиц 0,5-1,5 мм 10-12, поливинилхлорид мол. массы 25-50 тыс. 43-50. 1 табл., 3 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора. Способ заключается в закачивании в цементированную эксплуатационную колонну по колонне НКТ комплексного поверхностно-активного вещества - КомПАВ в смеси с растворителем в интервал продуктивного пласта после промывки колонны с последующей продавкой водного раствора КомПАВ до статически равновесного состояния и технологической выдержки. При этом в качестве КомПАВ в смеси с растворителем используют водный раствор КомПАВ «RaiR» 1,5-2,5%-ной концентрации. Вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляют в среде водного раствора того же «RaiR» при той же 1,5-2,5%-ной концентрации. После окончания работ по вторичному вскрытию пласта в коллектор продавливают 2/3 объема водного раствора упомянутого КомПАВ и оставляют скважину в покое до ее освоения свабированием. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на пласт, увеличение добывающих возможостей скважины, а также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.
Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами. Технический результат - повышение коэффициента восстановления проницаемости до 60-80%. Буровой раствор включает, мас.%: полидадмах 5-15; многоатомный спирт 3-30; хлористый калий 3-10; воду остальное. 4 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора. Комплексный эмульгатор для инвертного эмульсионного раствора содержит, мас.%: таловое масло 30-40, этиленгликоль 10-20, эмульгатор ЭКС-ЭМ 20-40, негашеная известь 10-20. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышенная ингибирующая способность к глинам, низкий показатель фильтрации, высокие солеустойчивость и термоустойчивость бурового раствора. Катионноингибирующий буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 6-8; полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах) 3-6; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; воду остальное. 6 табл.

Изобретение относится к процессу для закупоривания подземных формаций в добыче нефти и/или газа. Первый этап включает введение абсорбирующих воду частиц в содержащие жидкость и пористые горные породы. Указанными частицами будут набухающие в воде, сшивающие и растворимые в воде полимеры. Указанные частицы в содержащих воду горных породах в итоге препятствуют потоку жидкости через породные слои посредством абсорбции воды. При этом абсорбирующие частицы содержат суперабсорбирующий полимер с анионными и/или катионными свойствами и действием замедленного набухания. Набухание суперабсорбирующего полимера начинается не ранее чем спустя пять минут. Причем указанный полимер получен посредством по меньшей мере одного из четырех предложенных вариантов процесса. Техническим результатом является повышение эффективности закупоривания подземных формаций. 44 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.

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. Способ изготовления ультралегковесного кремнеземистого магнийсодержащего проппанта, включающий помол исходной шихты, состоящей из кварц-полевошпатного песка и серпентинита, формирование гранул, их обжиг при температуре, не превышающей 1200°С, и рассев, где в исходную шихту, измельченную до фракции 20 мкм и менее с содержанием фракции менее 5 мкм - 20-30 масс.%, фракции 5-20 мкм - 70-80 масс.%, вводят каолиновую вату с длиной волокон до 15 мкм при следующем соотношении компонентов, масс.%: серпентинит 1-5, каолиновая вата 0,05-2, кварц-полевошпатный песок остальное. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение устойчивости к динамическим нагрузкам при насыпной плотности проппанта менее 1,3 г/см3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы. Инвертный эмульсионный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов содержит, мас.%: в качестве растворителя масло гидравлическое минеральное ВМГЗ 32,0-63,0; органофильный бентонит для создания структуры раствора 0,8-3,2; микрокальцит 3,9-8,0; ксантановая смола для регулирования реологических и фильтрационных свойств 0,2-0,8; эмульгатор ЭКС-ЭМ 2,3; водный раствор хлорида кальция 10%-ный в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора гидратации глинистых сланцев 15,3-16,0; негашеная известь 1,7, пеногаситель МАСС-200 0,5-0,8, барит 7,5-40,0. 1 табл.
Наверх