Реагент для обработки буровых растворов



Реагент для обработки буровых растворов
Реагент для обработки буровых растворов
Реагент для обработки буровых растворов
Реагент для обработки буровых растворов

 


Владельцы патента RU 2555023:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (RU)

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 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. Известен порошкообразный феррохромлигносульфонат, представляющий собой высушенный продукт обработки концентрата сульфитно-дрожжевой барды солями железа и хрома в кислой среде [Кистер ЭТ. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972, с.147].

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является реагент [а.с. СССР №775117. Реагент для обработки буровых растворов. Кл. C09K 7/02. Опубл. 30.10.1980 г. Бюл. №40] для обработки буровых растворов, содержащий феррохромлигносульфонат и фосфорсодержащее соединение, при этом буровой раствор в качестве фосфорсодержащего соединения содержит трибутилфосфат при следующем соотношении ингредиентов, вес.%:

феррохромлигносульфонат 99,0-99,5
трибутилфосфат 0,5-1,0

Реагент обладает повышенными разжижающими свойствами в минерализованных буровых растворах, дополнительно содержит трибутилфосфат.

Недостатками известных реагентов являются недостаточный эффект разжижения минерализованных растворов и невысокая термостабильность.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности и экологической безопасности реагента.

Поставленная задача достигается предлагаемым реагентом для обработки буровых растворов, содержащим феррохромлигносульфонат и фосфорсодержащее соединение, при этом реагент для обработки буровых растворов в качестве фосфорсодержащего соединения содержит полифосфат аммония при следующем соотношении ингредиентов, вес.%:

феррохромлигносульфонат 94-96
полифосфат аммония 4-6

Полифосфат аммония не взаимодействует с солями, поэтому данный реагент эффективно снижает вязкость минерализованных растворов. А также введение полифосфата повышает термостабильность реагента.

Реагент для обработки буровых растворов получают диспергированием расчетного количества порошкообразного полифосфата аммония в жидкой массе готового феррохромлигносульфоната. Для равномерного диспергирования полифосфата аммония указанные компоненты тщательно перемешивают в реакторе якорной мешалкой в течение 1 часа при температуре 60-70°C. Приготовленную массу высушивают в распылительной сушилке с получением целевого продукта.

Реагент согласно изобретению представляет собой порошок. Производство предлагаемого реагента может быть налажено на базе выпускаемых промышленностью лигносульфонатных реагентов (ФХЛС-М, Окзил-с/м) без существенных изменений в технологической схеме.

В последующем при внесении полученного реагента в буровой раствор полифосфат аммония уменьшает водородные связи гидратированных поверхностей частиц полимерного реагента на границе раздела фаз, благодаря этому снижается вязкость буровых растворов.

Для получения реагента в жидкую массу феррохрромлигносульфоната вводят полифосфат аммония при различных соотношениях (таблица 1) с получением реагента с содержанием феррохромлигносульфонат в пределах 93,5-96,5%, а полифосфата аммония - 3,5-6,5%.

Полученные образцы порошкообразного реагента вносили в глинистую суспензию, минерализованную хлористым натрием. Полученные суспензии после суточного выдерживания и последующего двухчасового интенсивного перемешивания анализировали на плотность ρ в г/см3; условную вязкость УВ в с; кинематическую η пл и динамическую вязкость τ0, в мПа·с; статистическое напряжение сдвига, определенные через 1 и 10 мин в дПа, показатель фильтрации в см3 при продолжительности фильтрации 30 мин, и рН раствора. При этом суспензии приготовлены с содержанием 1% масс, предлагаемого реагента на основе феррохромлигносульфоната и полифосфата аммония. Испытания проведены в трех температурных режимах: 20°C, 130°C, 170°C. Результаты испытаний представлены в таблице 2.

Результаты испытаний показывают, что введение в состав реагента полифосфата аммония в количестве 3,5% приводит к снижению условной вязкости глинистого раствора, при температурах 20°C и 130°C, с 60 с до 28-30 с, что составляет эффективность разжижения 50-53%. При увеличении температурного воздействия до 170°C наблюдается увеличение условной вязкости глинистого раствора с 60 до 62 с. Эффективность разжижения при данном температурном режиме отсутствует.

При введении 4,0-5,0% добавках полифосфата аммония приводит к эффективному снижению условной вязкости суспензии при температурах 20°C и 130°C с 60 с до 24-28 с, что составляет эффективность разжижающей способности 53-60%. При увеличении температурного воздействия до 170°C наблюдается снижение эффективности разжижения до 20-40%, при изменениях значений условной вязкости глинистого раствора с 60 с до 36-48 с.

При увеличении содержания полифосфата аммония до 6,0% вязкость суспензии при всех температурных режимах от 20° до 170°C уменьшается с 60 с до 22-24 с. Эффективность разжижающей способности составляет 60-63%.

При введении 6,5% добавки полифосфата аммония наблюдается некоторое снижение эффективности разжижения при всех температурных режимах и составляет 57-61%, при изменении значений условной вязкости с 60 с до 23-26 с.

В отсутствие полифосфата аммония в составе реагента снижение вязкости бурового раствора наблюдается в пределах с 60 до 37 с, при этом разжижающий эффект составляет 38,0% и удерживается в интервале температур с 20°C до 130°C.

Таким образом, применение реагента согласно изобретению дает возможность увеличить разжижающий эффект до 60-63% при изменениях значений условной вязкости глинистого раствора с 60 с до 22-24 с и увеличить диапазон рабочей температуры от 20 до 170°C.

Результаты исследования эффективности влияния предлагаемого реагента на технологические параметры малоглинистого раствора в присутствии 10% масс., хлористого натрия приведены в таблице 3.

При рассмотрении влияния феррохромлигносульфонатного реагента, модифицированного полифосфатом аммония (добавка 6%), на глинистые растворы с содержанием NaCl до 10% (таблица 3) можно сделать следующие выводы. При увеличении концентрации модифицированных феррохромлигносульфонатых реагентов до 3% во всех растворах наблюдается плавное снижение показателя фильтрации с увеличением вязкости, но наиболее эффективно (в качестве защитного коллоида) работает реагент, модифицированный полифосфатом аммония, вводимый в виде 1% добавки.

Разработанный реагент, представляющий феррохромлигносульфонат, модифицированный полифосфатом аммония в количестве 4-6%, позволяет добиться эффективного снижения условной вязкости глинистого раствора в температурном режиме от 20 до 170°C, а также выступать в качестве защитного коллоида в малоглинистых растворах, содержащих до 10% хлористого натрия.

Реагент для обработки буровых растворов, содержащий феррохромлигносульфонат и фосфорсодержащее соединение, отличающийся тем, что реагент для обработки буровых растворов в качестве фосфорсодержащего соединения содержит полифосфат аммония при следующем соотношении ингредиентов, вес.%:

феррохромлигносульфонат 94-96
полифосфат аммония 4-6.



 

Похожие патенты:

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 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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления жидкости глушения, используемой при капитальном ремонте скважин, в том числе при низких климатических температурах до минус 40°С. Технический результат: повышение противофильтрационных свойств жидкости глушения, приготовленной из сухой смеси, обладающей высокой стабильностью при хранении за счет исключения слеживаемости и комкования; обеспечение возможности регулирования плотности жидкости глушения; сокращение времени и упрощение технологии приготовления жидкости глушения из недефицитных реагентов; сокращение сроков освоения скважин; возможность использования жидкости глушения при низких климатических температурах до минус 40°С; расширение ассортимента реагентов; экономия транспортных расходов. Сухая смесь для приготовления жидкости глушения, содержащая лигносульфонат технический порошкообразный, биополимер ксантановой смолы и костный клей при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: указанный лигносульфонат 86,7-90,0, биополимер ксантановой смолы 9,5-12,5, костный клей 0,5-0,8. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при проведении подземного ремонта эксплуатационных нефтяных и газовых скважин. Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин, включающий уретановый предполимер, углеводородный растворитель и отвердитель, содержит в качестве уретанового предполимера гидрофобный уретановый предполимер, в качестве отвердителя - оксидированное растительное масло, в качестве углеводородного растворителя - органический растворитель, растворимый в ацетоне, или ацетон, или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас. %: уретановый гидрофобный предполимер 3-30, оксидированое растительное масло 5-50, указанный органический растворитель остальное, при первоначальной вязкости состава не более 200 сП и времени гелеобразования в пределах 120-1500 мин. Технический результат - упрощение ремонтных работ и повышение их качества. 2 пр., 1 табл.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Скважинный флюид может быть жидкостью для гидравлического разрыва пласта, которая представляет собой реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, и может использоваться для разрыва непроницаемого газоносного пласта. Использование комбинации гидрофобного зернистого материала, гидрофобных волокон и газа задерживает оседание зернистого материала из жидкости-носителя на водной основе. Поскольку газ смачивает поверхности обоих материалов и агломерирует их, зернистый материал вынужден приклеиваться к волокнам; волокна образуют пространственную сетку, которая препятствует оседанию зернистого материала, приклеенного к ней, и агломераты содержат газ и таким образом получается насыпная плотность, которая меньше, чем удельный вес твердых веществ, содержащихся в агломератах. Технический результат заключается в повышении эффективности доставки зернистого материала под землю. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.,12 пр.

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.
Наверх