Биополимерный буровой раствор сбк-uni (plus)



Биополимерный буровой раствор сбк-uni (plus)
Биополимерный буровой раствор сбк-uni (plus)
Биополимерный буровой раствор сбк-uni (plus)

 


Владельцы патента RU 2561634:

Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" (RU)

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов. Технический результат - улучшение структурно-реологических свойств биополимерного бурового раствора, повышение удерживающей и транспортирующей способности при одновременном сохранении фильтрационных свойств. Биополимерный буровой раствор содержит, мас. %: полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу со степенью замещения 300-1300 в виде двух типов карбоксиметилцеллюлоз с различной степенью замещения в соотношении 1:1 2,4-3,2; биополимер ксантанового типа 0,2-0,5; смазочную добавку - реагент гликойл 0,5-1,0; разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 40,0, бактерицид 0,01-0,2; гидроксид натрия 0,01-0,06; воду - остальное. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 8 пр.

 

Изобретение относится к полимерным буровым растворам для бурения газовых и нефтяных скважин, в частности к биополимерным буровым растворам (БПБР), используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов.

Известна промывочная жидкость, которая включает в мас. %: углещелочной реагент (гуматы щелочных металлов), которые выполняют функцию понизителя фильтрации, - 15; биополимер "энпосан" (на сухое вещество) - 0,2-05; вода - остальное (см. пат. Украины №47493, МПК 6 C09K 7/00, 7/01, опубл. 15.07.2002 г., Бюл. №7). Недостатком промывочной жидкости являются недостаточные структурно-реологические свойства, низкий показатель выносящей способности и отсутствие солестойкости.

Известен биополимерный буровой раствор, предназначенный для бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин (патент России №2236429, МПК 7 C09K 7/02, опубл 20.09.2004 г.), который содержит, мас. %: ксантановый биополимер типа Flo-Vis - 0,3-0,5, гуматный реагент (порошковый углещелочной реагент - ПУЩР) - 10,5-15,0, воду - остальное. Недостатком данного раствора является низкая термостойкость (до 80°C) и низкая устойчивость к воздействию ионов поливалентных металлов.

Известен биополимерный буровой раствор (ПРОТОТИП) (патент РФ №2289603, МПК C09K 8/10 от 13.04.2005 опубл. 20.12.2006), содержащий полимерный понизитель фильтрации, биополимер ксантанового типа, поверхностно-активное вещество, смазочную добавку и воду, в качестве поверхностно-активного вещества и смазочной добавки этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата, в качестве полимерного понизителя фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилокси-этилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил и дополнительно - гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР и соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанный понизитель фильтрации 0,1-1,0,биополимер ксантанового типа 0,2-0,5, указанные этилендиамиды жирных кислот 0,05-3,0, УЩР или ГКР 3,0-6,0, указанные соли 3,0-40,0, вода остальное.

Недостатком данного раствора являются недостаточные структурно-реологические свойства, а именно не высокая удерживающая, выносящая, смазочная и ингибирующая способность.

Задачей заявляемого технического решения является получение высокоингибирующего состава бурового раствора с минимальным содержанием твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов (в том числе и горизонтальными скважинами) в неустойчивых отложениях, обладающего высокой удерживающей, выносящей, смазочной и ингибирующей способностью, удовлетворяющего высоким экологическим требованиям к сохранению окружающей природной среды.

Техническим результатом изобретения является улучшение структурно-реологических свойств биополимерного бурового раствора (БПБР), обеспечивающего повышенную удерживающую и транспортирующую способность, при одновременном сохранении фильтрационных свойств.

Технический результат достигается тем, что биополимерный буровой раствор содержит полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, биополимер ксантанового типа, смазочную добавку и воду, при этом карбоксиметилцеллюлоза имеет степень замещения 300-1300 и использована в виде двух типов карбоксиметилцеллюлоз с различной степенью замещения в соотношении 1:1, реагент гликойл в качестве смазочной добавки и дополнительно разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий, бактерицид и гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Биополимер ксантанового типа(ксантановый реагент) 0,2-0,5
Карбоксиметилцелюллоза со степенью замещения 300-1300 2,4-3,2
Разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 40,0
Бактерицид 0,01-0,2
Реагент гликойл 0,5-1,0
Гидроксид натрия 0,01-0,06
Вода остальное

При этом буровой раствор имеет удельный вес 1020-1350 кг/м3.

Компоненты заявляемого биополимерного бурового раствора

В качестве ксантанового реагента может использоваться любой полисахарид на основе ксантана.

Полимер ксантанового ряда - природный высокомолекулярный полисахарид, повышающий выносящую способность раствора (ксантановая смола, Кет X, поликсан, гаммаксан).

Биополимеры ксантанового типа представляют собой водорастворимые порошковые полисахариды, полученные обработкой бактериями типа «ксантаномас» - «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid)

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - понизитель фильтрации - анионоактивный полимерный реагент

КМЦ-9н (степень замещения 400 - ЗАО «Полицелл»). КМЦ-9 В (степень замещения 1000 - ЗАО «Полицелл»). КМЦ не обладает токсическим и раздражающим действием (см. ТУ 2231-001-50664923-2005).

Разнофракционный утяжелитель (сернокислый барий) - белый порошок (или прозрачный кристалл), практически нерастворим в воде (растворимость 0,0015 г/л при 18°C) и других растворителях, кристаллическое вещество(ОАО «Барит Урала)

Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») - обеспечивает полное подавление сульфатвосстанавливающих бактерий, полная растворимость в воде исключает загрязнение нефти и обеспечивает эффективное обеззараживание адгезионных форм бактерий в застойных зонах. Бактерицид относится к 3 классу опасности, и при использовании его нужно соблюдать меры предосторожности (см. ТУ 2458-324-05765670-2008).

Ингибитор (смазочная добавка на основе гликолей): гликойл - органический ингибитор глин, улучшающий смазывающие свойства раствора, (ТУ 0252-001-93231287-2006).

Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим») представляет собой олигомер окиси этилена (пропилена), полученный щелочной полимеризацией окиси этилена (пропилена), ТУ 2422-130-05766801-2003.

Гидроксид натрия NaOH - едкий натр относится ко второму классу опасности (см. ГОСТ2263-79) (ОАО «Сода»).

Биополимерный буровой раствор СБК-UNI (PLUS) имеет экологические преимущества раствора на водной основе.

Биополимерный буровой раствор СБК-UNI (PLUS) может готовиться как на пресной воде, так и на жидкости с высокой минерализацией.

Заявляемое изобретение показано на примерах, описанных ниже.

Узел для приготовления бурового раствора должен включать емкость (блок приготовления раствора), оборудованную механическими перемешивателями и эжектором для ввода сыпучих реагентов.

Пример 1

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1120 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,2% мас. заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1120 кг/м3 (на пресной основе) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D (биополимер ксантанового типа) 0,2%
(ксантановый реагент - Halliburton/Baroid)
КМЦ-9н (степень замещения 400 - ЗАО «Полицелл») 1,2%
(Карбоксиметилцелюллоза)
КМЦ-9В (степень замещения 1000 - ЗАО «Полицелл») 1,2%
(Карбоксиметилцелюллоза)
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала») 21,0%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,01%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим» 1,0%
(Ингибитор - смазочная добавка на основе гликолей)
NaOH (ОАО «Сода») 0,01%
Вода 75,38%

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 2

Способ приготовления 1 м бурового раствора с плотностью 1350 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент- Halliburton/Baroid) 0,5% мас. заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1350 кг/м3(на пресной основе) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D (биополимер ксантанового типа) 0,5%
(ксантановый реагент - Halliburton/Baroid)
КМЦ-9н (степень замещения 400 - ЗАО «Полицелл») 1,6%
(Карбоксиметилцелюллоза)
КМЦ-9В (степень замещения 1000 - ЗАО «Полицелл») 1,6%
(Карбоксиметилцелюллоза)
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала») 40,0%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,2%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим» 0,5%
(Ингибитор - смазочная добавка на основе гликолей)
NaOH (ОАО «Сода») 0,06%
Вода 55,54%

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 3

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1350 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,5% мас. заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1350 кг/м3 (на минерализованной основе - пластовой воде, плотностью 1060 кг/м3) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D (биополимер ксантанового типа) 0,5%
(ксантановый реагент- Halliburton/Baroid)
КМЦ-9н (степень замещения 400 - ЗАО «Полицелл») 1,6%
(Карбоксиметилцелюллоза)
КМЦ-9В (степень замещения 1000 - ЗАО «Полицелл») 1,6%
(Карбоксиметилцелюллоза)
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала») 35,0%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,2%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим» 0,5%
(Ингибитор - смазочная добавка на основе гликолей)
NaOH (ОАО «Сода») 0,06%
Вода 60,54%

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 4

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1120 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0.2% мас. заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1120 кг/м3 (на минерализованной основе - пластовой воде, плотностью 1060 кг/м3) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D (биополимер ксантанового типа) 0,2%
(ксантановый реагент - Halliburton/Baroid)
КМЦ-9н (степень замещения 400 - ЗАО «Полицелл») 1,2%
(Карбоксиметилцелюллоза)
КМЦ-9В (степень замещения 1000 - ЗАО «Полицелл») 1,2%
(Карбоксиметилцелюллоза)
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала) 10,0%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,01%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим» 1,0%
(Ингибитор - смазочная добавка на основе гликолей)
NaOH (ОАО «Сода») 0,01%
Вода 86,38%

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента.

В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 5

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1120 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,1% мас. заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1120 кг/м3 (на пресной основе) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D (биополимер ксантанового типа) 0,1%
(ксантановый реагент - Halliburton/Baroid)
КМЦ-9н (степень замещения 400 - ЗАО «Полицелл») 1,2%
(Карбоксиметилцелюллоза)
КМЦ-9В (степень замещения 1000 - ЗАО «Полицелл») 1,2%
(Карбоксиметилцелюллоза)
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала) 21,0%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,01%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим» 1,0%
(Ингибитор - смазочная добавка на основе гликолей)
NaOH (ОАО «Сода») 0,01%
Вода 75,48%

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 6

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1350 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,6% мас. заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1350 кг/м3 (на пресной основе) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D (биополимер ксантанового типа) 0,6%
(ксантановый реагент - Halliburton/Baroid)
КМЦ-9н (степень замещения 400 - ЗАО «Полицелл») 1,6%
(Карбоксиметилцелюллоза)
КМЦ-9В (степень замещения 1000 - ЗАО «Полицелл») 1,6%
(Карбоксиметилцелюллоза)
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала») 40,0%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,2%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим» 0,5%
(Ингибитор - смазочная добавка на основе гликолей)
NaOH (ОАО «Сода») 0,06%
Вода 55,44%

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Пример 7

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1120 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,1% мас. заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1120 кг/м3 (на минерализованной основе - пластовой воде, плотностью 1060 кг/м3) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D (биополимер ксантанового типа) 0,1%
(ксантановый реагент - Halliburton/Baroid)
КМЦ-9н (степень замещения 400 - ЗАО «Полицелл») 1,2%
(Карбоксиметилцелюллоза)
КМЦ-9В (степень замещения 1000 - ЗАО «Полицелл») 1,2%
(Карбоксиметилцелюллоза)
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала») 10,0%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,01%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим» 1,0%
(Ингибитор - смазочная добавка на основе гликолей)
NaOH (ОАО «Сода») 0,01%
Вода 86,48%

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента.

В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься

Пример 8.

Способ приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1350 кг/м3 с концентрацией биополимера «Barazan D» (ксантановый реагент - Halliburton/Baroid) 0,6% мас. заключается в следующем.

Для приготовления 1 м3 бурового раствора с плотностью 1350 кг/м3 (на минерализованной основе - пластовой воде, плотностью 1060 кг/м3) последовательно вводятся следующие реагенты в процентном соотношении:

Barazan D (биополимер ксантанового типа) 0.6%
(ксантановый реагент - Halliburton/Baroid)
КМЦ-9н (степень замещения 400 - ЗАО «Полицелл») 1,6%
(Карбоксиметилцелюллоза)
КМЦ-9В (степень замещения 1000 - ЗАО «Полицелл») 1,6%
(Карбоксиметилцелюллоза)
Баритовый утяжелитель (ОАО «Барит Урала) 35,0%
Бактерицид (ЛПЭ-32 - НПО «Технолог») 0,2%
Реагент гликойл ПГ-40 (ОАО «Нижнекамскнефтехим» 0,5%
(Ингибитор - смазочная добавка на основе гликолей)
NaOH (ОАО «Сода») 0,06%
Вода 60,44%

Реагенты вводят последовательно в указанном порядке, причем Barazan D, КМЦ-9н и КМЦ-9в вводят через эжектор с интервалом 15 мин на 1 мешок реагента. В противном случае возможно образование полимерных комков, которые в дальнейшем не смогут полностью распуститься.

Свойства биополимерного бурового раствора СБК-UNI(PLUS) замеряли по методике API R.P. 13В-1 (методика контроля параметров бурового раствора на водной основе).

В таблице 1 приведены примеры приготовления биополимерного бурового раствора при различных концентрациях компонентов и данные о смазочных, ингибирующих, противоприхватных свойствах биополимерного бурового раствора при различных концентрациях компонентов.

В таблице 1а приведены примеры, с граничными минимальным и максимальным содержанием биополимера.

В таблице 2 приведены сравнительные параметры заявляемого биополимерного бурового раствора CEK-UNI(PLUS) с параметрами ближайшего аналога (прототипа).

БП - биополимер,

КМЦ - карбоксилметилцеллюлоза

ρ - плотность

Т - условная вязкость

Ф - фильтруемость

PV - пластическая вязкость

AV - кажущаяся вязкость

YP - динамическое напряжение сдвига

GelsAPI 10 сек/10 мин - статическое напряжение сдвига.

Из таблицы 2 видно, что заявляемый биополимерный буровой раствор обладает лучшими структурно-реологическими свойствами.

Из вышеприведенных примеров видно, что оптимальные концентрации полимеров составляют 0,2-0,5%. При изменении концентраций раствор не обладает необходимыми требованиями. Увеличение концентрации биополимера свыше 0,5% нецелесообразно, так как увеличивается расход химреагентов, а структурно-реологические и фильтрационные свойства существенно не улучшаются.

При этом превышении количества сернокислого бария свыше 40% плотность раствора будет выше 1,35 г/см3; при превышении количеств ксантанового реагента и карбоксиметилцеллюлозы свыше 1,6% реологические параметры будут превышены (условная вязкость, статическое и динамическое напряжение сдвига). Избыточная концентрация бактерицида никакого влияния не оказывает, только приводит к удорожанию раствора. Превышение указанных значений ингибитора не приводит к вредному влиянию, а только к удорожанию 1 м3 бурового раствора.

Основным преимуществом биополимерных растворов является их способность обладать свойствами твердого тела при низких скоростях сдвига и при нахождении в покое и свойствами жидкости при высоких скоростях. Эти свойства биополимерного раствора характеризует его вязкость при низких скоростях сдвига

Коэффициент восстановления проницаемости характеризует степень влияния бурового раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта.

Низкое значение давления отрыва фильтрационной корки при освоении позволяет использовать биополимерный буровой раствор СБК-UNI (PLUS) для вскрытия продуктивных пластов.

Биополимерный буровой раствор СБК-UNI(PLUS) обладает превосходными ингибирующими способностями, обеспечивает высокую скорость проходки, сокращает время простоя, гарантирует стабильность скважины и способствует эффективному удалению шлама - и все это при минимальном воздействии на окружающую среду и адекватной стоимости.

При применении биополимерного бурового раствора СБК-UNI(PLUS) на месторождениях были отмечены низкий коэффициент разбавления и возможность приготовления раствора из экологически безопасных реагентов.

При использовании биополимерного бурового раствора СБК-UNI(PLUS) в раствор поступают ингибированные частицы шлама номинального размера, что способствует превосходной работе оборудования очистки и существенно облегчает оценку свойств пласта. Поддерживается крайне низкое содержание выбуренного шлама, благодаря чему сокращается коэффициент разбавления и затраты на утилизацию отходов бурения.

Приготовление и очистка бурового раствора в процессе проводки скважины осуществляется стандартным оборудованием

Биополимерный буровой раствор СБК-LINI(PLUS) имеет экологические преимущества раствора на водной основе. Он может готовиться как на пресной воде, так и на жидкости с высокой минерализацией.

Он свойственен раствору на углеводородной основе при экологических преимуществах раствора на водной основе.

Сравнительно небольшое количество компонентов, используемых для приготовления биополимерного бурового раствора СБК-UNI(PLUS), предоставляет большую свободу для конкретного применения.

Небольшое количество компонентов также означает легкость обслуживания системы и снижение общей стоимости раствора.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна» и «изобретательский уровень», так как в данной области техники не выявлено аналогичных решений, и оно явным образом не является очевидным для специалиста.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», так как заявляемый биополимерный буровой раствор может быть получен из известных средств и известными способами.

1. Биополимерный буровой раствор, содержащий полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, биополимер ксантанового типа, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что содержит карбоксиметилцеллюлозу со степенью замещения 300-1300 в виде двух типов карбоксиметилцеллюлоз с различной степенью замещения в соотношении 1:1, реагент гликойл в качестве смазочной добавки и дополнительно разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий, бактерицид и гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Биополимер ксантанового типа (ксантановый реагент) 0,2-0,5
Карбоксиметилцелюллоза со степенью замещения 300-1300 2,4-3,2
Разнофракционный утяжелитель - сернокислый барий до 40,0
Бактерицид 0,01-0,2
Реагент гликойл 0,5-1,0
Гидроксид натрия 0,01-0,06
Вода остальное

2. Биополимерный буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве воды содержит минерализованную воду.

3. Биополимерный буровой раствор по п. 1 отличающийся тем, что биополимером ксантанового типа может быть любой полисахарид на основе ксантана.

4. Биополимерный буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве смазочной добавки содержит реагент гликойл ПГ-40.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения - повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду, уменьшение количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора, при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы коллектора.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться. В варианте осуществления настоящего изобретения способ цементирования включает введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей цементную печную пыль, измельченный невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности композиции схватиться. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение прочности при сжатии отвердевшей композиции, используемой при цементировании. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 пр. 6 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25. Технический результат - повышение эффективности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%. Технический результат - повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении простоты операций. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей. Где для соединений формул (I) или (III) R представляет собой по меньшей мере один насыщенный или ненасыщенный С8, С10, С12, C14, C16 и C18 алкил или алкенил, Hex представляет собой гексил, Bu представляет собой бутил, COCO представляет собой кокоамин и X- представляет собой противоион, обозначающий по меньшей мере один галогенид или карбоксилат. Также изобретение относится к способу ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и необязательно жидкие углеводороды. Технический результат заключается в разработке антиагломерирующих композиций, предназначенных для ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкие углеводороды, где жидкость необязательно содержится в трубопроводе нефти или газа или на нефтеперерабатывающем заводе. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением равным или ниже гидростатического. Технический результат - повышение агрегативной устойчивости, термостабильности, снижение фильтрации, сокращение сроков освоения и выхода скважины на режим в послеремонтный период. Эмульсионный состав для глушения скважины включает, мас.%: газовый конденсат 30-40, сульфацелл 0,5-2,0, неонол 0,5-2,0, поливинилпирролидон 0,05-0,20, вода - остальное. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционному тампонажному составу на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, в процессах бурения и ремонта нефтяных, газовых и водяных скважин. Технический результат - создание ремонтно-изоляционного тампонажного состава на основе магнезиальных вяжущих веществ, который обладает следующими качествами: контролируемость и прогнозируемость времени схватывания тампонажного камня, с точностью до минуты, в различных баротермальных условиях от минусовых (минус 5°C) температур до 180°C; предотвращение потерь прочностных характеристик во время пребывания материала в условиях обводненности, обеспечение седиментационной устойчивости раствора. Ремонтно-изоляционный тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ, содержащий оксид магния и воду, дополнительно содержит семиводный сульфат магния, гексаметафосфат натрия и нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем содержании компонентов, мас.%: оксид магния 44,71-55.56, семиводный сульфат магния 13,33-22,47, вода 29,47-35,77, гексаметафосфат натрия 0,1-2,7, нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-1,14. 7 ил., 1 табл.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал. Изобретение также относится к применению конкретных видов указанного углеродистого материала в составе цементного расширяющегося раствора. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение адгезионных свойств полученной цементной оболочки к обсадной трубе и минимизация напряжения, возникающего в цементной оболочке. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 3 пр., 7 табл.

Изобретение относится к способу добычи нефти путем заводнения микроэмульсией Винзор типа III, в котором через не менее чем одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение закачивают предназначенный для снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой до значений менее 0,1 мН/м водный состав, поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно ионное поверхностно-активное вещество, а из месторождения через не менее чем одну эксплуатационную скважину добывают сырую нефть, отличающийся тем, что используют водный состав поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество общей формулы R1-O-(D)n-(B)m-(A)l-XY-M+, где R1 означает линейный или разветвленный насыщенный или ненасыщенный алифатический и/или ароматический углеводородный остаток с числом атомов углерода от восьми до тридцати, A означает этиленоксидную группу, B означает пропиленоксидную группу и D означает бутиленоксидную группу, l означает число от 0 до 99, m означает число от 0 до 99 и n означает число от 1 до 99, X означает алкильную или алкиленовую группу с числом атомов углерода от 0 до 10, M+ означает катион и Y- выбирают из группы: сульфатные группы, сульфонатные группы, карбоксилатные группы и фосфатные группы, при этом группы A, B и D могут иметь статистическое или чередующееся распределение или же они могут присутствовать в виде двух, трех, четырех или нескольких блоков в любой последовательности, сумма l+m+n лежит в пределах от 3 до 99 и содержание 1,2-бутиленоксидных групп из расчета на все количество бутиленоксидных групп составляет не менее 80%. Использованное вещество обладает особой эффективностью при его применении при заводнении с использованием поверхностно-активных веществ. 6 з.п. ф-лы, 7 табл.

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 - ГРП. Шихта для изготовления магнийсиликатного проппанта, содержащая измельченную до фракции менее 8 мм смесь термообработанного серпентинита и кварцполевошпатного песка, в качестве указанного песка содержит песок Южно-Ильинского месторождения фракции менее 2 мм, состава, мас.%: диоксид кремния 90,0 - 91,0, оксид алюминия 3,3 - 3,5, оксид кальция 0,9 - 1,0, оксид железа 1,6 - 1,8, оксид калия 1,2 - 1,3, оксид натрия 0,7 - 0,8, примеси - остальное, при следующем соотношении компонентов шихты, мас.%: указанный серпентинит - 61,0 - 67,0; указанный песок - 33,0 - 39,0. Магнийсиликатный проппант получен из вышеуказанной шихты. 2 н.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины. Технический результат - повышение эффективности способа бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, при одновременном снижении материальных и временных затрат и обеспечении непрерывности процесса. Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, включает циркулирование пресного или минерализованного водного бурового раствора в стволе скважины, введение в него добавки, включающей высококоллоидальную глину и эфир целлюлозы, и последующее генерирование афронов посредством введения в буровой раствор афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ. В качестве добавки используют в количестве не менее 1,2 мас.% от массы бурового раствора афронстабилизирующий комплекс, обеспечивающий десятисекундное статическое напряжение сдвига образующегося бурового раствора, по меньшей мере 25,5 дПа, и содержащий указанный эфир целлюлозы, щелочную добавку Синтал БТ - продукт модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, и высококоллоидальную глину - палыгорскитовый глинопорошок, при следующем их массовом соотношении как (1÷2):(1÷2):(7,5÷20) соответственно. В качестве афронобразующего ПАВ используют для пресного бурового раствора ПАВ на основе сложных эфиров жирных кислот растительных масел, или альфа-олефинсульфонат натрия, или протеиновый пенообразователь, а для минерализованного бурового раствора - оксиэтилированные моноалкилфенолы или оксиэтилированные высшие жирные спирты в количестве 0,05-0,6 мас.% от массы бурового раствора. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.
Наверх