Буровой раствор для стабилизации глинистых пород


 


Владельцы патента RU 2541666:

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

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 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.

Известен буровой раствор на водной основе (см. патент РФ №2492207 C1, C09K 8/18, 10.09.2013), который может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C. Известный буровой раствор обладает повышенной ингибирующей способностью к глинам, сниженным показателем фильтрации, повышенными соле- и термоустойчивостью. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 3,3-5,3; понизитель фильтрации ВПК-402 1,4-2,4; жидкий парафин C10-C16 5,3-8,8; пеногаситель МАС-200 - 0,06-0,2; воду - остальное. Несмотря на повышенную ингибирующую способность раствора к глинам, данный раствор обладает низкой стабилизирующей способностью к неустойчивым трещиноватым сланцам, аргиллитам и алевролитам.

Наиболее близким по составу техническим решением к предлагаемому раствору является аэрированный глинистый раствор (см. патент РФ №2172760 C1, C09K 7/02, 27.08.2001), предназначенный для разбуривания "истощенных" пластов с аномально низким пластовым давлением. Аэрированный глинистый раствор содержит воду, бентонитовый глинопорошок, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ и пенообразователь, в качестве пенообразователя содержит омыленный талловый пек - ОТП или эмультал при следующем соотношении компонентов, масс.%: глинопорошок 5-6, КМЦ 0,2-0,4, ОТП или эмультал 0,4-0,6, вода остальное. Известный буровой раствор имеет низкую стабилизирующую способность к сланцам, что не позволяет обеспечить устойчивость стенок скважин.

Задача, решаемая предлагаемым составом бурового раствора, заключается в создании раствора, обладающего высокой стабилизирующей способностью в сланцах и сохраняющего устойчивость ствола скважины, при этом состав должен отвечать требованиям безопасности и не должен включать токсичные компоненты.

Технический результат предлагаемого состава состоит в повышении стабилизирующих свойств раствора.

Технический результат изобретения достигается приданием раствору кольматирующих свойств гидрофобными материалами, что позволяет обеспечить устойчивость сланцев.

Сущность изобретения заключается в том, что буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, понизитель фильтрации и стабилизатор, в качестве стабилизатора сланцев, обеспечивающего устойчивость стенок скважин, раствор содержит талловое масло, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок 4-8;
Талловое масло (ТМ) 5-15;
Понизитель фильтрации 0,2-1;
Вода остальное.

В предлагаемом буровом растворе в качестве понизителя фильтрации используют или полианионную целлюлозу - ПАЦ, или крахмал, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полидадмах, или гипан.

Талловое масло представляет собой смесь органических соединений, преимущественно жирных (C8-C24) и смоляных кислот. Оно является продуктом обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом. Талловое масло выпускается в сыром и очищенном виде под марками СТМ, ХТМ, ЛТМ. ТУ 13-0281078-119-18.

Полианионная целлюлоза ПАЦ-H, ПАЦ-B используется для регулирования вязкости и фильтрации буровых растворов. Эффективны как стабилизирующие реагенты (защитные коллоиды) в любых типах буровых растворах на водной основе.

Благодаря инкапсулирующим свойствам использование в составе предлагаемого раствора ПАЦ обеспечивает стабилизацию стенок скважины при бурении в глинистых сланцах и способствует снижению твердой фазы в буровом растворе. ПАЦ выпускается по ТУ 2231-015-32957739-00.

Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил получают в процессе гидролиза полиакрилонитрита каустической содой. Гипан представляет собой вязкую темно-желтоватую жидкость 8-10%-ной концентрации с плотностью 1,05-1,07 г/см3, pH=12 и более или порошок желтоватого, кремового или розового цвета влажностью 10%, который можно применять в товарном виде или в виде раствора 10%-ной концентрации с ρ=1,05 г/см3. Гипан, как и другие акриловые полимеры, образует с глинистыми частицами прочные полимерглинистые структуры за счет хелатных связей.

Предлагаемый состав раствора обладает более высокими стабилизирующими свойствами к неустойчивым глинистым породам, а использование таллового масла соответствует экологическим нормам.

Концентрация таллового масла для обеспечения стабилизации сланцев определяется экспериментальным путем, во время бурения, в зависимости от геолого-технических условий и составляет от 5 до 15%.

Например, на скважине №2062 Астраханского ГКМ на интервале 1557-1565 м процентное содержание ТМ перед вскрытием данного интервала составляло 5,5%. В трещиноватых глинисто-аргиллитовых породах этого содержания для гидрофобной кольматации оказалось недостаточно. Увеличением содержания ТМ до 10-11% в течение 2-3 циклов промывки удалось полностью остановить осыпание глинисто-аргиллитовых пород. В целом результат применения бурового раствора на данной скважине показал, что при соблюдении компонентного состава раствора он имеет достаточно хорошие кольматирующие свойства и способен стабилизировать ствол скважины с залеганием трещиноватых глинисто-аргиллитовых пород в интервале бурения 1557-3600 м в мульдовой зоне.

Результаты проведенных экспериментов подтверждаются фотоснимками, поясняющими влияние различных составов буровых растворов на устойчивость сланцев (см. фиг. а-е), и сведениями, приведенными в Таблице, где показаны зависимости изменений технологических показателей бурового раствора от концентрации таллового масла при использовании различных понизителей фильтрации.

При проверке влияния различных составов буровых растворов на устойчивость сланцев образцы выдерживали в течение 10 суток. Было замечено, что в воде аргиллит - осадочная горная порода, образовавшаяся в результате уплотнения, обезвоживания и цементации глин, быстро теряет устойчивость без набухания (см. фото а) растрескиваясь на мелкие пластинки различной геометрической формы. При добавлении 0,5% ПАЦ (фото б) увеличивается вязкость воды, что приводит к замедлению разрушения образца. Гидрофобный кольматант (фото в) оказался менее эффективен в малоглинистом растворе (3%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% ТМ), чем при его вводе в зашламленный вязкий раствор (10%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% шлама, фото г). Устойчивость образцов аргиллитов значительно возрастает в вязком растворе с достаточным количеством кольматантов (10%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% шлама + 10 ТМ) (фото д) и в безводном углеводородном растворе (фото е).

В предлагаемом буровом растворе может быть использован бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и ПКГН, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок».

В качестве понизителя фильтрации вместо ПАЦ возможно использование КМЦ (строка 5), крахмала (строка 4), акрилата (гипана, строка 7), катионных реагентов серии Полидадмах (ВПК-402, строка 6) (см. Таблицу).

Таблица
Состав раствора, масс.% Показатели раствора
Ф, см3 ηпл, мПа·с τ0, Па
Предлагаемый раствор
1 6% ГП + 5% ТМ + 0,5% ПАЦ + 88,5% вода 5 25 10,2
2 6% ГП + 10% ТМ + 0,5% ПАЦ + 83,5% вода 4 29 12,8
3 6% ГП + 15% ТМ + 0,5% ПАЦ + 78,5% вода 3 34 14,6
4 6% ГП + 10% ТМ + 1,5% крахмал + 82,5% вода 3,5 33 16,2
5 6% ГП + 10% ТМ + 0,5% КМЦ + 83,5% вода 4 26 9,6
6 6% ГП + 10% ТМ + 7% ВПК-402 + 77% вода 2 36 6,6
7 6% ГП + 10% ТМ + 0,5% гипан + 83,5% вода 3 32 8,8
Примечание: ГП - глинопорошок марки ПМБВ; Ф - показатель фильтрации; ηпл - пластическая вязкость; τ0 - динамическое напряжение сдвига.

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, понизитель фильтрации и стабилизатор, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора сланцев, обеспечивающего устойчивость стенок скважин, вводят талловое масло, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 4-8
Талловое масло 5-15
Понизитель фильтрации 0,2-1
Вода остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве понизителя фильтрации используют или полианионную целлюлозу - ПАЦ, или крахмал, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полидадмах, или гипан.



 

Похожие патенты:

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

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 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.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами. По способу предусматривают использование по меньшей мере одной добывающей и одной нагнетательной скважин. Анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами. При распределении температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами таким образом, что минимальная температура не менее 20°С, максимальная температура не более 320°С, а их разность составляет по меньшей мере 20°С, закачивают в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водные гелеобразующие препараты, содержащие воду и один или несколько химических компонентов. Обеспечивают возможность этих препаратов после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образовывать гели. Упомянутые препараты принимают отличными друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов. Химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования и/или время гелеобразования второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции. 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл.
Наверх