Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям



Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям
Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям

 


Владельцы патента RU 2554972:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

Изобретение относится к смазочным добавкам к буровым промывочным жидкостям на водной основе. Технический результат снижение трения промывочной жидкости в парах «металл-металл», «металл-фильтрационная корка», снижение скорости изнашивания бурильных и обсадных труб при бурении скважин с дальними и сверхдальними отходами. Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям, характеризующаяся тем, что приготовлена путем перемешивания полигликоля, флотореагента-оксаля, изопропилового спирта и таллового масла при температуре 50-60°C в течение 2 часов, добавления смеси метилового эфира жирных кислот и диэтаноламида кокосового масла, затем триэтаноламина, подъема температуры до 75-80°C и перемешивания в течение 2 часов, введения медного или медно-кальциевого стеарата и оксиэтилированного нонилфенола, перемешивания в течение часа и добавления нейтрализующего агента до рН не ниже 6,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: полигликоль 27,3, изопропиловый спирт 9,1, флотореагент-оксаль 24,3, талловое масло 24,3, медный или медно-кальциевый стеарат 3, триэтаноламин 4,5-5, метиловый эфир жирных кислот 1-1,5, диэтаноламид кокосового масла 1, оксиэтилированный нонилфенол 3-4,5, нейтрализующий агент 0,5-2. 2 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам к буровым промывочным жидкостям на водной основе.

Известно использование для обработки бурового раствора смазочной композиции, содержащей легкое талловое масло и полигликоль при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: легкое талловое масло 40-60, полигликоль 40-60 [патент РФ №2142978, кл. C09K 7/02, 1999 г.]. Недостатком изобретения является низкая смазочная и противоизносная способность промывочного раствора.

В качестве прототипа, по совокупности свойств, выбрана смазочная добавка, содержащая смесь полигликолей, флотореагент-оксаль, изопропиловый спирт, легкое талловое масло, нейтрализующий агент при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полигликоль (ТУ2422-130-05766801-2003) - 22,5, изопропиловый спирт 7,5, флотореагент-оксаль (ТУ2452-029-05766801-92) 20, талловое масло 40, нейтрализующий агент (гироксид натрия) 10 [Конесев В.Г. Совершенствование качества технологических жидкостей для вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин. Дис. канд. тех. наук. - Уфа, 2012. - С. 99, 114].

Основными недостатками прототипа являются: недостаточно высокая способность к модифицированию триботехнических свойств промывочных жидкостей в парах «металл-металл» и «металл-фильтрационная корка», сложность обработки промывочного раствора такой смазочной композицией, заключающаяся в необходимости подогрева смазочной добавки перед вводом в буровой раствор, неудовлетворительная совместимость с буровыми промывочными растворами.

Задачей изобретения является создание высокоэффективной смазочной добавки, обеспечивающей снижение коэффициента трения промывочной жидкости в парах «металл-металл», «металл-фильтрационная корка», повышение степени совместимости смазочной композиции с буровыми промывочными жидкостями.

Указанная задача решается тем, что смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям приготовлена путем перемешивания полигликоля, флотореагента-оксаля, изопропилового спирта и таллового масла при температуре 50-60°C в течение 2 часов, добавления смеси метилового эфира жирных кислот и диэтаноламида кокосового масла, затем триэтаноламина, подъема температуры до 75-80°C и перемешивания в течение 2 часов, введения медного или медно-кальциевого стеарата и оксиэтилированного нонилфенола, перемешивания в течение часа и добавления нейтрализующего агента до рН не ниже 6,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полигликоль 27,3
изопропиловый спирт 9,1
флотореагент-оксаль 24,3
талловое масло 24,3
медный или медно-кальциевый стеарат 3
триэтаноламин 4,5-5
метиловый эфир жирных кислот 1-1,5
диэтаноламид кокосового масла 1
оксиэтилированный нонилфенол 3-4,5
нейтрализующий агент 0,5-2

В качестве метилового эфира жирных кислот используется биодизель по ТУ 2435-002-0119924412-2008, в качестве оксиэтилированного нонилфенола используется неонол АФ 9-12 по ТУ 2483-077-05766801-9, в качестве нейтрализующего агента используется гидроксид натрия.

Полагается, что наличие в композиции медно-кальциевого стеарата обеспечит формирование на ювенильной поверхности бурильного инструмента и обсадных колонн прочных смазочных слоев, обеспечивающих уменьшение коэффициента трения между бурильными трубами и обсадной колонной и скорости изнашивания материала обсадных и бурильных труб.

Ввод триэтаноламина способствует насыщению непредельных карбоновых кислот, содержащихся в талловом масле, при приготовлении смазочной композиции. Наличие в композиции биодизеля и диэтаноламида кокосового масла обеспечивает лучшую совместимость с промывочной жидкостью. Содержание неонола АФ 9-12 позволяет сохранить смазочные свойства промывочной жидкости при поступлении в скважину пластового минерализованного флюида.

Технология приготовления смазочной композиции раскрыта в следующих примерах.

Пример 1: в реактор помещается 27,3% полигликоля, 24,3% флотореагента-оксаль, 9,1% изопропилового спирта, 24,3% таллового масла. При температуре 50-60°C смесь перемешивается в течение двух часов, затем в реактор добавляется 1% биодизеля в качестве метилового эфира жирных кислот и 1% диэтаноламида кокосового масла, затем добавляют 5% триэтаноламина, температуру в реакторе поднимают до 75-80°C и продолжают перемешивать в течение двух часов, затем вводится 3% медно-кальциевого стеарата (в отношении по массе чистого металла 2:1) и 4,5% неонола АФ 9-12 в качестве оксиэтилированного нонилфенола, смесь продолжают перемешивать в течение часа. В полученную композицию добавляют гидроксид натрия в качестве нейтрализующего агента в количестве, необходимом для того, чтобы рН 5%-го раствора смазочной добавки в смеси изопропилового спирта и воды (соотношение 3:1) был не ниже 6,5.

Пример 2: в реактор помещается 27,3% полигликоля, 24,3% флотореагента-оксаль, 9,1% изопропилового спирта, 24,3% таллового масла. При температуре 50-60°C смесь перемешивается в течение двух часов. Затем в реактор добавляют 1,5% биодизеля в качестве метилового эфира жирных кислот и 1% диэтаноламида кокосового масла, затем добавляют 4,5% триэтаноламина, температуру в реакторе поднимают до 75-80°C и продолжают перемешивание в течение двух часов, затем вводится 3% медного стеарата и 3% неонола АФ 9-12 в качестве оксиэтилированного нонилфенола, смесь продолжают перемешивать в течение часа. В полученную композицию добавляют гидроксид натрия в качестве нейтрализующего агента в количестве, необходимом для того, чтобы рН 5%-го раствора смазочной добавки в смеси изопропилового спирта и воды (соотношение 3:1) был не ниже 6,5.

Предлагаемая смазочная добавка вводится в буровой промывочный раствор в концентрации 0,5-3% при помощи стандартных средств приготовления и обработки промывочных растворов.

Эффективность смазочной добавки оценивалась с помощью прибора КТК-2 (исследование коэффициента трения пары «металл-глинистая корка») и УМТ 2168 (исследование коэффициента трения и скорости изнашивания пары «металл-металл»), в составе хлоркалиевого бурового раствора, концетрация смазочной добавки составляла 1 мас.%.

Результаты сравнительных опытов представлены в таблице 1 (коэффициент трения «металл-глинистая корка») и в таблице 2 (коэффициент трения «металл-металл» и скорость изнашивания образца стали).

Таким образом, предлагаемая смазочная добавка обладает хорошей совместимостью с буровыми промывочными жидкостями и позволяет улучшить их смазочные свойства.

Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям, характеризующаяся тем, что она приготовлена путем перемешивания полигликоля, флотореагента-оксаля, изопропилового спирта и таллового масла при температуре 50-60°C в течение 2 часов, добавления смеси метилового эфира жирных кислот и диэтаноламида кокосового масла, затем триэтаноламина, подъема температуры до 75-80°C и перемешивания в течение 2 часов, введения медного или медно-кальциевого стеарата и оксиэтилированного нонилфенола, перемешивания в течение часа и добавления нейтрализующего агента до рН не ниже 6,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полигликоль 27,3
изопропиловый спирт 9,1
флотореагент-оксаль 24,3
талловое масло 24,3
медный или медно-кальциевый стеарат 3
триэтаноламин 4,5-5
метиловый эфир жирных кислот 1-1,5
диэтаноламид кокосового масла 1
оксиэтилированный нонилфенол 3-4,5
нейтрализующий агент 0,5-2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, а также может быть применимо в буровых растворах, в растворах для заканчивания скважин, в жидкостях для ремонта скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к ингибированию гидратации глин при операциях бурения и строительстве скважин. Технический результат - эффективное ингибирование гидратации глин, стабильность ингибитора при температуре окружающей среды, расширение сырьевой базы за счет отходов.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C.

Изобретение относится к составу изоляционного материала. Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающий цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор и стабилизатор пены, при этом в качестве ускорителя схватывания он содержит смесь хлорида калия и карбоната натрия в массовом соотношении 1:1 соответственно, в качестве стабилизатора пены - смесь низкомолекулярной гидроксиэтилцеллюлозы и оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, в массовом соотношении 0,4:1 соответственно, а в качестве пластификатора - высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество поликарбоксилат натриевый при следующем соотношении компонентов, мас.ч: ЦПМ - 100,0; указанный ускоритель схватывания - 8,0-12,0; указанный стабилизатор пены - 0,5-0,7; указанный пластификатор - 0,5-0,9; вода - 50,0-60,0.

Изобретение относится к технологии нефте-, газодобычи, в частности к получению полимерного проппанта в виде расклинивающих микросфер, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C).

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции зон водопритока в скважину включает последовательную закачку коагулянта - 25% раствора хлористого кальция, буферного слоя пресной воды и гивпана. Дополнительно в качестве наполнителя в гивпан вводят отход производства полиэтилентерефталата - ПЭТФ с малой степенью полимеризации из расчета 18-24 мас.%. Техническим результатом является снижение проницаемости кернов. 1 ил., 7 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора включает закачку кислотной композиции, содержащей, мас. %: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер 0,05-3,0; воду остальное, причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию либо порциями с проведением выдержки между закачками. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. Закачку указанной выше кислотной композиции могут чередовать с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.

Изобретение в основном относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть, включающий стадии, в которых: (a) подают композицию для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть пласта, причем композиция включает по меньшей мере два внутренних олефинсульфоната, выбранных из группы, состоящей из внутренних С15-18-олефинсульфонатов, внутренних С19-23-олефинсульфонатов, внутренних С20-24-олефинсульфонатов и внутренних С24-28-олефинсульфонатов, и по меньшей мере одно снижающее вязкость соединение, которое представляет собой изобутиловый спирт, этоксилированный С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля или их смесь, и (b) обеспечивают композиции возможность взаимодействовать с углеводородами в пласте. Изобретение также относится к способу снижения вязкости композиции высокоактивного поверхностно-активного вещества и композиции для извлечения углеводородов. Результатом является создание более эффективного способа извлечения углеводородов из содержащего сырую нефть пласта. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к области составов для нефтяной и газовой промышленности и может быть применено в производстве реагентов для обработки буровых растворов, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Реагент для обработки буровых растворов содержит феррохромлигносульфонат 94-96 вес.% и полифосфат аммония 4-6 вес.%. Изобретение обеспечивает повышение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности и экологической безопасности реагента. 3 табл.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва. Облегченный тампонажный материал содержит цемент ПЦТ-I-100, облегчающую добавку - вспученный вермикулит, техническую соль, химический реагент Крепь, при следующем соотношении компонентов, мас.%: цемент ПЦТ-I-100 - 84,75; вермикулит - 9,42; Крепь - 1,13; NaCl - 4,7. Технический результат - предотвращение гидроразрыва в процессе цементирования скважин за счет улучшения параметров тампонажного цемента, повышение прочности цементного камня при низких и умеренных температурах на ранней стадии твердения при одновременном снижении плотности тампонажного раствора. При затворении тампонажного раствора - вспученный вермикулит, техническая соль. 1 табл.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанный выше состав и жидкость-носитель. Способ обработки подземного пласта или ствола скважины, включающий введение в пласт или ствол скважины указанной выше жидкости для обработки скважины. Способ контролирования высвобождения реагента для обработки скважины в стволе скважины, включающий введение в ствол скважины указанного выше состава. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки в средах с высоким значением рН. 4 н. и 34 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр.

Изобретение относится к композициям и способам обработки буровой скважины. Технический результат изобретения заключается в улучшении связывания цемента в затрубном пространстве между обсадной трубой и поверхностью горной породы. Композиция для очистки ствола скважины содержит, мас.%: растворитель 10-45; сорастворитель 10-40; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество 5-10; очищающее поверхностно-активное вещество 5-20; неионогенное поверхностно-активное вещество 1-10; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество 1-5; эмульгирующее поверхностно-активное вещество 1-5; водная жидкость 1-5. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 пр., 4 табл.,2 ил.

Изобретение относится к составу тампонажного раствора.Тампонажный раствор, содержит 46,0-75,0 мас.% вяжущего материала, в качестве которого используется портландцемент тампонажный класса G, или цементная смесь ЦС БТРУО “Микро”, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента ЦС БТРУО “Микро” в массовом соотношении 3:7, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и портландцемента ПЦТ 50 в массовом соотношении 1:4; 1,0-4,0 мас.% ПАВ, в качестве которого используется смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9; или смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3; 9,0-27,0 мас.% дизельного топлива; 0,0-0,5 мас.% хлористого кальция; 0,0-2,0 мас.% микрокремнезема конденсированного МК-85 и пресную воду - остальное. Технический результат- повышение текучести, снижение водоотдачи, повышение прочности и долговечности цементного камня. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сухим термотропным составам, водные растворы которых образуют гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт. Термотропный гелеобразующий состав включает гидроксохлорид алюминия с водородным показателем pH его 1%-ного водного раствора не ниже 3,5, карбамид, полиэтиленоксид и дополнительно содержит тальк при следующем соотношении компонентов, мас.%: гидроксохлорид алюминия - 25-40, карбамид - 58-73,9, полиэтиленоксид - 0,1-0,2, тальк - 1-4. Результатом является повышение эффективности состава за счет стабилизации сыпучести при хранении и транспортировке, упрощение технологического процесса использования, в том числе при дозировании состава в поток воды через эжектор при закачке в скважину. 1 табл.
Изобретение относится к области сельского хозяйства и мелиорации. Способ включает глубокое рыхление почвы, внесение удобрений и раствора сульфата железа и полив повышенной оросительной нормой. При этом в качестве удобрения в верхний слой почвы вносят карбамидоформальдегидное удобрение, насыщенное раствором сульфата железа и инкрустированное фосфогипсом. После завершения промывки удобрение перемещают в нижнюю часть пахотного горизонта. Способ обеспечивает эффективное рассоление орошаемых солонцовых земель с улучшением структуры почв, повышением их плодородия и эрозионной устойчивости без нанесения вреда окружающей территории и растениям.
Наверх