Инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов


 


Владельцы патента RU 2535723:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе для вскрытия продуктивных пластов, в частности вскрытия бурением зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

Известен эмульсионный раствор на углеродной основе, содержащий дизельное топливо, органофильный бентонит, эмульгатор МР, гидрофобизатор АБР, минерализованную хлоридом калия, натрия или кальция водную фазу, минеральный наполнитель - мел или барит, 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А и окись кальция / RU 2424269 C1, МПК С09К 8/02 (2006.01), С09К 8/467 (2006.01), опубл. 20.07.2011/.

Известен эмульсионный буровой раствор, содержащий глинопорошок бентонитовый, КМЦ-700 как регулятор реологических, тиксотропных и фильтрационных свойств, смыленный таловый пек - в качестве эмульгатора, таловое масло - в качестве растворителя, микрокальцит - в качестве инертного наполнителя, триполифосфат натрия - в качестве стабилизаитора, пеногаситель MAC-200 и воду (Технологический регламент ООО «ТюменНИИгипрогаз», ОАО «Газпром» «Применения облегченного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов на Ямбургском и Уренгойском ГКМ», РД-00158758-251-2000, г.Тюмень, 2000 г., стр.8-9).

Однако при бурении скважин, терригенных с прослойками карбонатных пород, этот раствор неудовлетворительно очищается от выбуренной породы, что приводит к быстрому абразивному износу как забойного, так и бурового оборудования на поверхности, также нет стабильности в интервалах высоких температур, раствор замерзает в интервале многолетних мерзлых пород при длительных простоях скважин.

Задачей изобретения является сохранение природных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов коллекторов, сохранение от разуплотнения массива горных пород, как песчаника, известняка, так и глинистых сланцев, возможность его использования при длительных простоях скважины в условиях отрицательной температуры.

Технический результат заключается в обеспечении высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высоких скоростей бурения, обеспечении высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии АВПД и практически нулевой фильтрации водной фазы.

Указанный технический результат достигается тем, что инвертный эмульсионный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов содержит в своем составе в качестве растворителя минеральное масло ВМГЗ, органофильный бентонит для создания структуры раствора, микрокальцит, ксантановую смолу для регулирования реологических и фильтрационных свойств, эмульгатор ЭКС-ЭМ, 10% водный раствор хлорида кальция в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора гидратации глинистых сланцев, негашеную известь, пеногаситель МАСС-200, барит, при следующем соотношении компонентов, мас.%: масло гидравлическое минеральное ВМГЗ - 32,0-63,0, органофильный бентонит - 0,8-3,2, микрокальцит - 3,9-8,0, ксантановая смола - 0,2-0,8, эмульгатор ЭКС-ЭМ - 2,3, 10% водный раствор хлорида кальция - 15,3-16,0, негашеная известь - 1,7, пеногаситель МАСС-200 - 0,5-0,8, барит - 7,5-40,0.

Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая: в качестве реагента-стабилизатора используется хлорид кальция, ксантановая смола придает раствору необходимые реологические свойства и регулирует водоотдачу, а с добавкой органофильного бентонита и эмульгаторов эти свойства могут изменяться, поэтому концентрацию ксантановой смолы 1-2% можно считать оптимальной. С увеличением концентрации хлорида кальция и минерального масла усиливаются тиксотропные свойства и полученный раствор лучше очищается от выбуренной породы. В свою очередь минеральное масло в сочетании с хлоридом кальция, применяемого в качестве стабилизатора для утяжеленного баритом раствора, повышает эффект ингибирования глинистых сланцев, однако максимальный эффект существует только при заявленных концентрациях и сочетаниях.

Гидравлическое минеральное масло ВМГЗ известно как низковязкое масло для любых самых распространенных гидравлических систем: крановой, дорожно-строительной и другой техники, производится по ТУ 38.101479-00, массовая доля до 80%, массовая доля воды 0,66%.

Органофильный бентонит, представляющий собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с аммониевой солью, и барит широко применяются в строительстве скважин (производитель ОАО «Бентониты Урала»).

Микрокальцит, мелкий сухой порошок ярко-белого цвета; кристаллический карбонат кальция - 98…99%; ТУ 5716-003-40705684-2001; производства ООО «Эверест».

Ксантановая смола - биополимер, применяется как загуститель и взвешивающий агент для буровых растворов на водной основе, производится по ТУ 2458-002-50635131-2003.

Эмульгатор ЭКС-ЭМ /ТУ 2413-035-53501222-2003/ представляет собой комплексный реагент, включающий эмульгатор и добавку, снижающую температуру застывания и повышающую стабильность эмульсии, производитель ЗАО «Полиэкс».

Хлорид кальция технический производится ООО «ПО Химпром» по ГОСТ 450-77, вводится в заявляемый раствор в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора глинистых сланцев до 10% в водном растворе. Готовится раствор следующим образом.

На требуемый объем инвертного эмульсионного бурового раствора (ИЭР-1М) для вскрытия продуктивных пластов коллекторов нефти и газа набирается минеральное масло ВМГЗ, через гидродиспергатор по циклу вводят эмульгатор ЭКС-ЭМ и негашеную известь, затем добавляют требуемое количество органофильного бентонита, после образования однородной структуры вводят водную фазу эмульсии, состоящую из 10% водного раствора хлорида кальция, для предотвращения процесса пенообразования вводят пеногаситель МАСС-200 (производитель Казаньоргсинтез), реологические свойства и фильтроотдачу регулируют введением ксантоновой смолы, после чего вводят инертный наполнитель - микрокальцит. Производят утяжеление баритом по достижении плотности 1600 кг/м3.

При приготовлении замеряют стандартные параметры раствора: плотность, условная вязкость, динамическое напряжение сдвига (ДНС), пластическая вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, водородный показатель среды, толщина фильтрационной корки, липкость, а также один из важных показателей стабильности эмульсии - напряжение пробоя током - электростабильность и т.п.

В таблице приведены составы и ряд параметров буровых растворов. Проведенные испытания показывают, что изменение количественного содержания компонентов в меньшую сторону (состав №1) не обеспечивает необходимых технологических параметров, а в большую сторону (состав №5) экономически не выгоден, так как органофильный бентонит с концентрацией, выше заявленной, достигает насыщения и повышенный расход реагентов не соответствует ожидаемому результату.

Инвертный эмульсионный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий в качестве растворителя минеральное масло ВМГЗ, органофильный бентонит для создания структуры раствора, микрокальцит, ксантановую смолу для регулирования реологических и фильтрационных свойств, эмульгатор ЭКС-ЭМ, водный раствор хлорида кальция 10% в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора гидратации глинистых сланцев, негашеную известь, пеногаситель МАСС-200, барит, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

масло гидравлическое минеральное ВМГЗ 32,0-63,0
органофильный бентонит 0,8-3,2
микрокальцит 3,9-8,0
ксантановая смола 0,2-0,8
эмульгатор ЭКС-ЭМ 2,3
водный раствор хлорида кальция 10%-ный 15,3-16,0
негашеная известь 1,7
пеногаситель МАСС-200 0,5-0,8
барит 7,5-40,0



 

Похожие патенты:

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора.
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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора.
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.
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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0. Содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,46-0,64. Техническим результатом является повышение изоляционной способности цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора за счет улучшенных показателей основных технологических свойств цементного раствора-камня - высокой растекаемости, низкой фильтрации, повышенной расширяющей способности, высокой ранней прочности при широком диапазоне плотностей тампонажного раствора. 2 табл.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа. Способ включает бурение дутьевой и газоотводящей скважин, установку колонн труб, соединение скважин по угольному пласту гидроразрывом, заполнение образованного канала катализатором, осуществление розжига угольного пласта с нагревом его до температур 300-500 °С, подачу в канал перегретого водяного пара той же температуры, отвод через газоотводящую скважину горючего газа. При этом операции гидроразрыва и заполнения канала катализатором совмещают посредством использования в качестве материала проппанта катализатора на базе оксидов железа. Технический результат заключается в ускоренном процессе газификации угля в недрах земли при одновременном снижении стоимости получаемого горючего газа. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты. Предложены также способ получения указанного соединения, его применение в качестве эмульгатора в составе бурового раствора и соответствующий состав бурового раствора. Технический результат - предложенное соединение является эффективным эмульгатором при высокотемпературных условиях и высоком давлении, что позволяет снизить требуемые количества эмульгатора и стоимость системы. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 6 табл., 11 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных и заводненных пластов на поздней стадии разработки, снижение обводненности продукции. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас.% метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас.% хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение извлечения нефти. 16 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 пр.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидрооксиэтилцеллюлозы, пластификатора поликарбоксилата, полигликоля ПЛАСТЭК ПГ-07, хлорида кальция, алюмосиликатной пуццолановой добавки метакаолина, диабазовой муки и расширяющей добавки - продукта совместного помола отхода доменного шлака и негашеной извести ДРС-НУ среднего химического состава, мас.%: CaO+MgO - 72-91; SiO2 - 7-23; Аl2О3 - 0-4; Fe2О3 - 0-2,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: портландцемента тампонажного - 93,70-93,85; гидроксиэтилцеллюлозы - 0,15-0,23; пластификатора поликарбоксилата - 0,8-0,12; полигликоля ПЛАСТЭК ПГ-07 - 0,02-0,06; расширяющей добавки ДРС-НУ - 3,95-4,0; метакаолина - 0,45-0,54; диабазовой муки - 1,05-1,26; хлорида кальция - 0,45-1,0. Содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,45-0,55. Техническим результатом является повышение прочностных характеристик цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора. 2 табл.

Изобретение относится к обработке подземных пластов при добыче углеводородов. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий: обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности транспортирования крупноразмерного расклинивающего наполнителя и разложения при низкотемпературных условиях. 20 з.п. ф-лы, 1 табл., 14 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения, и дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, причем дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает стадию, в которой нагнетают указанную выше текучую среду над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
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, в том числе в интервале хемогенных отложений, вскрывших пласты с АВПД и наличием агрессивных компонентов H2S и СО2. Тампонажный раствор, образующий доломитизированный камень и включающий Микродур, хлористый кальций, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ) плотностью 1,8 г/см3, воду, карбонат калия, хлористый барий, рассол хлористого магния - бишофит плотностью 1,32 г/см3, суперпластификатор С-3 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: хлористый кальций 2,93-4,01, хлористый барий 5,52-7,52, указанный рассол хлористого магния 6,37-8,69, карбонат калия 11,04-15,05, вода 36,42-49,65, Микродур 14,54-37,32, суперпластификатор С-3 0,27-0,36, указанная НТФ 0,13-0,18. Технический результат - расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения плотности смеси с одновременным повышением флюидоупорности и долговечности тампонажного камня в условиях проявлений сероводорода, а также в условиях проведения возвращаемых работ, связанных с обработками ствола скважины соляной кислотой. 1 табл., 1 пр.
Наверх