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 ингибирующих свойств раствора при одновременном снижении расхода полиэлектролита ВПК-402. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок ПБМВ 2-3; полиэлектролит ВПК-402 2-4; ингибитор набухания глин ингибирующую композицию «Биосол» 20-50; структурообразователь и понизитель фильтрации биополимер «Биоксан» 0,05-0,15; вода остальное. 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является буровой раствор, включающий глинопорошок 5-8 масс.%, ингибитор глин и понизитель фильтрации раствора ВПК-402 7-15 масс.% и воду (патент RU 2492208 С2, 10.09.2013). Недостатками известного состава являются низкие ингибирующие свойства раствора и большое количество реагента ВПК-402.
Технический результат, на достижение которого направлено данное изобретение, заключается в устранении указанных недостатков, а именно состоит в повышении ингибирующих свойств раствора и снижении расхода ВПК-402.
Данный технический результат достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок ПБМВ и полиэлектролит ВПК-402, дополнительно содержится структурообразователь и понизитель фильтрации биополимер «Биоксан» и ингибитор набухания глин ингибирующая композиция «Биосол» при следующем соотношении компонентов, масс.%:
| Глинопорошок ПБМВ |
2-3 |
| ВПК-402 |
2-4 |
| «Биосол» |
20-50 |
| Биополимер «Биоксан» |
0,05-0,15 |
| Вода |
Остальное |
В составе раствора применяется глинистый раствор из глинопорошка марки ПБМВ и полиэлектролит ВПК-402, который представляет собой высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.
Полиэлектролит ВПК-402 выпускается в виде однородной по консистенции жидкости без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3*105. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 104 до 106.
Композиция «Биосол» представляет собой водорастворимый макромолекулярный комплекс с модифицирующими добавками, обеспечивающий ингибирование набухания глинистых минералов и сохранение устойчивости стенок скважины, сложенных неустойчивыми гигроскопичными глинистыми породами. Ингибирующий эффект «Биосола» связан с наличием в его составе «суперполярных» соединений, вытесняющих воду с поверхности глинистых минералов и создающих на стенках скважины водонепроницаемый адсорбционный слой.
Композиция «Биосол» представляет собой жидкость темно-коричневого или черного цвета с нейтральным рН, хорошо растворимую в воде и ограниченно совместимую со спиртом. В зависимости от предъявляемых требований «Биосол» может иметь температуру застывания: -5°C (марка А, высоковязкая) и -15±3°C (марка Б, низковязкая), выпускается в соответствии с ТУ 2458-013-89779157-2010.
В составе бурового раствора используется биополимер «Биоксан», выпускаемый по ТУ 2458-025-97457491-2010.
Изобретение поясняется табл.1-2 и приведенными на чертеже фотографиями, иллюстрирующими ингибирующие свойства предлагаемого бурового раствора по изменению состояния образцов глин до и после выдержки в испытуемых средах. На фотографиях можно наблюдать изменения состояния образцов глин при взаимодействии с различными растворами при выдержке в течение 4 сут: 6% гл.+7% ВПК-402, (фото а); 1,5% гл. +1,5% ВПК-402+15% «Биосол», (фото б); 3% гл.+3.5% ВПК-402+30% «Биосол» +0,05% «Биоксан», (фото в); 3% гл.+3,5% ВПК-402+30% «Биосол» +0,1% «Биоксан» (фото г).
В табл.1 приведены результаты исследований по влиянию «Биосола» на технологические показатели предлагаемого бурового раствора. Из приведенных в табл.1 результатов экспериментов видно, что уменьшение содержания глинопорошка менее 1,5%, биополимера «Биоксана» менее 0,05% и «Биосола» ниже 20% приводит к ухудшению показателей раствора (п.3).
Табл.2 отражает результаты исследований ингибирующих свойств раствора. Из табл.2 следует, что при содержании «Биосола» ниже 20% ингибирующие свойства раствора ухудшаются (табл.2, п.1), а именно увеличивается проникновение воды до 10 г, отсюда минимально допустимое содержание «Биосола» составляет 20%. Увеличение содержания «Биосола» более 50% и биополимера «Биоксана» более 15% неэффективно, так как приводит к перерасходу «Биосола» и росту пластической вязкости (табл.1, п.8) при незначительном повышении ингибирующих свойств раствора (табл.2, п.5). Оптимальная концентрация «Биосола» в растворе для достижения высоких ингибирующих свойств составляет 20-50% (табл.2, п.п.2-4), при которых проникновение воды снижается от 3,45 г до 0,72 г.
Таким образом, из табл.2, видно, что использование ВПК-402, биополимера и «Биосола» в указанных количествах позволяют улучшить ингибирующие свойства раствора. Приготовление предлагаемого бурового раствора целесообразно осуществлять следующим образом. Сначала надо перемешать воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию следует добавить полиэлектролит ВПК-402, после чего «Биосол» и биополимер «Биоксан».
| 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 |
| 3 |
1,5% гл.; 1,5% ВПК; 15% «Биосол»; 0,03% «Биоксан»; 81,97% вода |
22 |
12 |
0 |
8 |
0 |
| 4 |
2% гл.; 3% ВПК; 20% «Биосол»; 0,05% «Биоксан»; 74,95% вода |
7 |
18 |
2,8 |
10 |
2,2 |
| 5 |
3% гл.; 3,5% ВПК; 30% «Биосол»; 0,1% «Биоксан»; 63,4% вода |
5 |
21 |
6,2 |
12 |
5,1 |
| 6 |
2% гл.; 4% ВПК; 50% «Биосол»; 0,15% «Биоксан»; 43,85% вода |
2,5 |
38 |
13,6 |
24 |
7,4 |
| 7 |
3% гл.; 4% ВПК; 60% «Биосол»; 0,15% «Биоксан»; 32,85% вода |
2 |
69 |
16,2 |
38 |
8,3 |
| Примечание: гл. - глинопорошок марки ПБМВ ; ВПК-402 - высокомолекулярный катионный полимер, «Биосол» - ингибитор глин; Ф - показатель фильтрации; ηпл - пластическая вязкость; τ0 - динамическое напряжение сдвига. |
| Таблица 2 |
| Среда |
Изменение массы образца, в г |
| Исходный |
через 4 суток |
Δm |
| 1 |
1,5% гл.; 1,5% ВПК; 15% «Биосол»; 0,03% «Биоксан»; 81,07% вода |
8,28 |
18,28 |
10 |
| 2 |
2% гл.; 3% ВПК; 20% «Биосол»; 0,05% «Биоксан»; 74,95% вода |
|
11,73 |
3,45 |
| 3 |
3% гл.; 3,5% ВПК; 30% «Биосол»; 0,1% «Биоксан»; 63,4% вода |
|
10,15 |
1,87 |
| 4 |
2% гл.; 4% ВПК; 50% «Биосол»; 0,15% «Биоксан»; 43,85% вода |
|
9,01 |
0,73 |
| 5 |
3% гл.; 4% ВПК; 60% «Биосол»; 0,15%; «Биоксан»; 32,85% вода |
|
8,99 |
0,71 |
| Примечание: значение Δm<6 г принято за положительный результат. |
Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок ПБМВ и полиэлектролит ВПК-402, отличающийся тем, что он дополнительно содержит структурообразователь и понизитель фильтрации биополимер «Биоксан» и ингибитор набухания глин ингибирующую композицию «Биосол» при следующем соотношение компонентов, мас.%:
| Глинопорошок ПБМВ |
2-3 |
| ВПК-402 |
2-4 |
| «Биосол» |
20-50 |
| Биополимер «Биоксан» |
0,05-0,15 |
| Вода |
остальное |
Похожие патенты:
Настоящее изобретение относится к фенолоальдегидной смоле, поперечно-сшитой по мета-положениям, в которой поперечные связи в мета-положениях являются органическими поперечными связями, образованными переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или поперечные связи в мета-положениях являются неорганическими связями, включающими концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.
Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным водочувствительным коллектором, и может быть использовано в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия, в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30.
Настоящее изобретение направлено на создание композиции для прочистки пласта при нефтедобыче. Композиция для прочистки пласта при нефтедобыче содержит расширяющиеся полимерные частицы, имеющие анионные участки, и сшитые лабильными сшивающими агентами и стабильными сшивающими агентами, где указанные частицы объединены с жидкостью и катионным сшивающим агентом, способным дополнительно сшивать частицы при деградации лабильного сшивающего агента с образованием геля, в которой указанный анионный участок выбран из группы, состоящей из полимеризующихся карбоновых кислот и их натриевых, калиевых и аммонийных солей, а указанным катионным сшивающим агентом является, по крайней мере, один агент, выбранный из группы, состоящей из Cr3+ Fe3+ Al3+, Ti4+ Sn4+, Zr4+ или их солей, их комплексов или наночастиц, содержащих их, хелатированных катионов указанных металлов или полиэтиленимина (ПЭИ).
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а именно к составам для ограничения водопритоков и выравнивания профилей приемистости и глушения нефтегазодобывающей скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение стабилизирующих свойств раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 4-8; стабилизатор сланцев, обеспечивающий устойчивость стенок скважин, - талловое масло 5-15; понизитель фильтрации 0,2-1; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, способных образовывать гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной или газовый пласт. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов с высокой пластовой температурой за счет перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий алюминия хлорид, карбамид, добавку и воду, содержит алюминия хлорид марки А-5, карбамид марки А, а в качестве добавки - кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н при следующем соотношении компонентов, мас.%: алюминия хлорид технический марки А-5 20-45, карбамид марки А 25-40, ГКЖ-11Н 1,0-5,0, вода - остальное. 2 пр., 1 табл.
Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол. массу 6000-8000, смеси алкилакрилатов, содержащих, мас. %: алкилакрилат С16 - 65, алкилакрилат C18 - 25, алкилакрилат С20 - 10, с акрилатом додециламина, и сульфата додециламина при нагреве с перемешиванием до 80°С, введении 8,8-16,6% раствора инициатора азобисизобутиронитрила в толуоле, выдержке в течение 5 час при 90-100°С при следующем соотношении компонентов, мас. %: сополимер указанной смеси алкилакрилатов с акрилатом додециламина 45-47, сульфат додециламина 2-3, толуол остальное. Технический результат - повышение эффективности предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в парафинистых, высокопарафинистых нефтях и газоконденсатах. 4 пр., 1 табл.
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %: ПАА 0,3-1,0, ацетат хрома 0,03-0,1, оксид магния 0,015-0,07, указанное волокно 0,1-0,5. Технический результат - повышение эффективности способа. 1 ил., 2 табл., 1 пр.
Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42. Технический результат - восстановление целостности цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров. 1 табл.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния. Технический результат заключается в повышении скорости твердения раствора и прочности получаемого цементного камня. Магнезиальный тампонажный материал содержит магнийсодержащее вяжущее, хлорид магния и добавки, причем в качестве магнезиального вяжущего содержит магнезит кальцинированный строительный, в качестве добавок содержит гидрофобизатор - кремнийорганическую жидкость и замедлитель твердения - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, при следующем соотношении компонентов, мас.%: магнезит кальцинированный строительный - 70-80, хлорид магния - 20-30, кремнийорганическая жидкость - 0,1-0,5% сверх 100%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,02-0,1 сверх 100%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками. Тампонажный состав для изоляции зон интенсивного поглощения, включающий портландцемент, полуводный гипс, глину, пенообразователь и воду, при этом он дополнительно содержит хлорид кальция, гидроксиэтилцеллюлозу и инертную добавку, при этом в качестве глины состав содержит палыгорскитовый, или монтмориллонитовый, или каолиновый термомеханически активированный глинопорошок, а в качестве пенообразователя - анионактивное или амфотерное поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент 76,0-91,9; полуводный гипс 4,0-16,0; указанный глинопорошок 4,0-20,0; инертная добавка 0,1-4,0; указанный пенообразователь 0,1-0,5; хлорид кальция 4,0-12,0; гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,2; и при водотвердом соотношении 0,6-1,0, при этом смесь портландцемента, полуводного гипса, указанного глинопорошока и инертной добавки составляет 100 мас.ч. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности временного блокирования, сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, повышение технологичности процесса блокирования за счет использования состава с улучшенными тиксотропными свойствами, способствующими плавному структурированию в процессе приготовления состава, и создание высоких гидравлических сопротивлений при блокировании, препятствующих глубокому проникновению в пласт жидкой фазы блокирующего состава. Состав для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе содержит карбоксиметилцеллюлозу, кальций хлористый, аммоний фосфорнокислый двузамещенный, Морпен и воду, дополнительно содержит калий хлористый и цинка стеарат, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,5-3,0, кальций хлористый 3-12, аммоний фосфорнокислый двузамещенный 5-15, Морпен 0,05-1,00, калий хлористый 0,1-1,0, цинка стеарат 0,1-5,0, вода остальное. 1 ил., 5 пр.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс.: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного, терригенного или смешанного пласта включает закачку в скважину кислотного состава в количестве 1,0-5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, продавку его в пласт, выдержку на реакцию в течение не более 8 часов и последующее удаление продуктов реакции, причем в качестве кислотного состава используют указанный выше состав или его раствор в пресной воде при соотношении указанный выше состав : пресная вода, равном 1:1-1:2 соответственно. Способ обработки развит в зависимом пункте. 2 н. п. ф-лы, 1 з. п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта. К кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б. Затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.: продукт 119-296И марки Б 100, вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100, нефть девонская 10-20. Закрепляют состав закачиванием жидкого стекла. Причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования. 1 табл.
