Катионный буровой раствор

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей раствора: повышение динамического напряжения сдвига и статического напряжения сдвига, снижение пластической вязкости. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; полимер хлорида диаллилдиметиламмония Полидадмах 3-5; сульфат алюминия Al2(SO4)3·18H2O 0,5-6; каустическую соду 0,18-2,16; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

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

Из уровня техники известен эмульсионный буровой раствор (патент RU 2213761 С2, С09K 7/06, 10.10.2003), содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду. В качестве стабилизатора раствор содержит крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl2 и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная фаза 10-20, ПАВ комплексного действия ПКД-515 5-7, крахмал ФИТО-РК 3-4, MgCl2 5-10, KCl 3-5, карбонат кальция 5-30, минерализованная вода остальное. Известный раствор имеет низкие значения удельного электрического сопротивления, что отрицательно влияет на качество геофизических исследований.

Наиболее близким к предлагаемому является буровой раствор, включающий мас.%: глинопорошок 5-8, ингибитор глин и понизитель фильтрации раствора ВПК-402 7-15 и воду (патент RU 2492208 С2, С09K 8/24, 10.09.2013). К недостаткам известного состава относятся неудовлетворительные структурно-реологические показатели известного раствора.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанного недостатка, а именно улучшение структурно-реологических показателей.

Технический результат предлагаемого состава достигается за счет того, что буровой раствор включает воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), в качестве вспомогательного реагента в составе используют структурообразователь на основе сульфата алюминия и каустической соды при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 2-5,46
Полидадмах 3-5
Сульфат алюминия (Al2(SO4)3·18H2O) 0,5-6
Каустическая сода 0,18-2,16
Вода Остальное

При необходимости буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом.

Для приготовления предлагаемого раствора возможно использование глинопорошка различных марок. Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Полимер хлорида диаллилдиметиламмония - Полидадмах синтезируют из диметиламина и аллилхлорида. Продукт представляет собой органическое вещество с высокой плотностью катионного заряда, который нейтрализует положительно заряженные коллоидные частицы. Реагент может изготавливаться в виде растворов (FLOQUATTM FL или ВПК-402 35%-й концентрации) или порошков (FLOQUATTM TS от 1,05 до 2, 10% на сухое вещество).

Порошкообразные Полидадмахи имеют насыпную плотность от 0,4 до 0,6. Приблизительная вязкость вещества составляет 15, 50 или 250 сП, в зависимости от серии продуктов. Максимальная рабочая концентрация вещества - 50 г/л. Диапазон температур хранения порошкообразных Полидадмахов FLOQUATTM TS составляет 0-35°С. Время полного растворения в воде при 25°С - 30 дней.

В изобретении может быть использован глинопорошок любой марки. Оптимальная концентрация глинопорошка определяется конкретной его маркой. Так, например, для бентонитового глинопорошка ПМБА достаточна концентрация 2-3%, которая принята как базовая, а для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 3,74% до 5,46%. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его в растворе увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе, не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Попытки увеличения структурно-реологических показателей раствора добавками глинопорошка в сухом виде и в виде гидратированной пасты неэффективны и практически приводят к росту пластической вязкости, что чревато перерасходом (табл. 1, п. 2, 3).

В предлагаемом растворе в качестве структурообразователя целесообразно использовать гидроокись алюминия, которая образуется при взаимодействии сульфата алюминия с каустической содой. Гидроокись алюминия структурирует данную систему, повышает динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига (СНС), а также снижает пластическую вязкость. Такое структурирование выдерживает воздействие температуры.

Изобретение поясняется таблицами 1 и 2.

В таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию структурообразователей: сульфата алюминия и каустической соды, на технологические показатели бурового раствора, образующегося при взаимодействии указанных структурообразователей с раствором глинопорошка и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (ВПК-402). Термостатирование производилось в течение 36-40 час при 1200С. В таблицах 1 и 2 приняты следующие сокращения и обозначения:

ПФ - показатель фильтрации;

УВ - условная вязкость;

ηпл - пластическая вязкость;

τ0 - динамическое напряжения сдвига;

CHC1 - статистическое напряжение сдвига за 1 минуту;

СНС10 - статистическое напряжение сдвига за 10 минут;

СА - сульфат алюминия (Al2(SO4)3*18H2O)

ГБ - глинопорошок ПБМА;

3% ГР - 3%-ный глинистый раствор;

* - имеет место выпадение глинистой фазы;

УВ - условная вязкость;

** - в раствор введено 1% сульфат алюминия и 0,36% NaOH.

Результаты проведенных экспериментов отражены в таблице 1, из которой следует, что при содержании сульфата алюминия и каустической соды менее 0,5% и 0,18% соответственно структурно-реологические показатели до и после термостатирования не улучшаются (табл. 1, п. 4), а показатель фильтрации ПФ уменьшается.

В процессе бурения в глинистых отложениях происходит обогащение раствора глинистой фазой и рост реологических показателей пластической вязкости ηпл и динамического напряжения сдвига τ0.

Увеличение содержания сульфата алюминия и каустической соды более 6% и 2,16% соответственно также неэффективно (табл. 1, п. 10), так как приводит к перерасходу данных реагентов без существенного улучшения структурно-реологических показателей раствора.

В результате экспериментов было установлено также, что в некоторых случаях после термостатирования (табл. 1, п. 2, 3, 7, 10) имеет место выпадение глинистой фазы.

Промысловые испытания данного структурообразователя с предлагаемым катионным раствором осуществлялись при бурении скважины №939 Астраханского ГКМ. Из-за высоких ингибирующих и самоочищающихся свойств катионного раствора в процессе углубления наработки раствора не наблюдалось. Для сравнения в среднем объем утилизируемого бурового раствора по «Регламенту по применению буровых растворов при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ. ОАО «Газпром»: ООО «Газпром добыча Астрахань»» составляет:

На практике нарабатываемые и утилизируемые объемы буровых растворов превышают регламентированные. На скважине №939 Астраханского ГКМ объем утилизированного раствора составил 300 м3.

Усредненные технологические показатели бурового раствора с ВПК-402 до и после ввода сульфата алюминия и каустической соды (рабочий раствор скв. №939 Астраханского ГКМ) приведены в таблице 2.

При необходимости увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита в количестве от 5 до 150 масс.ч. на 100 масс.ч. раствора.

Предлагаемый буровой раствор готовят следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402 и далее при интенсивном перемешивании последовательно вводят сульфат алюминия и каустическую соду, и при необходимости добавляют баритовый утяжелитель.

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Полидадмах, отличающийся тем, что он дополнительно содержит сульфат алюминия и каустическую соду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 2-5,46
Полидадмах 3-5
Сульфат алюминия (Al2(SO4)3·18H2O) 0,5-6
Каустическая сода 0,18-2,16
Вода Остальное

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве утяжелителя используют баритовый концентрат в количестве от 5 до 150 мас.ч. на 100 мас.ч. раствора.



 

Похожие патенты:
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.
Изобретение относится к проппантам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Проппант для жидкости обработки скважин включает дискретные частицы подложки, такой как песок, покрытый смолой, содержащей продукт реакции Майяра между углеводами и соединением амина и/или аммония.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Изобретение относится к стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, посредством способов, включающих введение жидкости переднего фронта, содержащей первую водную базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой водной базовой жидкости в первой концентрации, затем введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую водную базовую жидкость и раствор второго стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй водной базовой жидкости во второй концентрации, где первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин. Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя - биополимер «Биомикс Плюс» и дополнительно биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение относится к использованию биоцидов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Способ подавления бактериального заражения в жидкости для гидроразрыва пласта, включающий добавление определенного количества перуксусной кислоты, достаточного для подавления роста бактерий, в жидкость для гидроразрыва пласта, включающую воду, по крайней мере, один полимерный загуститель, по крайней мере, один расклинивающий агент, включает также добавление по крайней мере одного поглотителя кислорода, вводимого до перуксусной кислоты.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей раствора - пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, управление показателем фильтрации. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; Полидадмах 7-15; сульфат алюминия 0,2-0,5; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности регулирования основных показателей бурового раствора, отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду. В способе приготовления реагента для химической обработки бурового раствора таниносодержащее вещество измельчают до размеров в пределах 1-2 мм и перемешивают в течение 2 часов в закрытой печи при температуре 90±5°С с бикарбонатом натрия и водой при следующем соотношении компонентов, мас.%: таниносодержащее вещество 64-73, бикарбонат натрия 20-30, вода остальное, после чего при температуре 100±5°С высушивают в печи до влажности в пределах 5-10%, и полученный реагент измельчают до размеров 0,25-0,30 мм. 2 табл., 13 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов. Технический результат - улучшение структурно-реологических и фильтрационных свойств раствора c одновременным снижением расхода понизителя фильтрации. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; Полидадмах 3-5; гидроксиэтилцеллюлозу 0,2-0,5; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурных свойств раствора с одновременным снижением расхода полимера хлорида диаллилдиметиламмония Полидадмаха. Буровой раствор включает, мас. %: глинопорошок 5-8; Полидадмах 5-6; биополимер Биоксан 0,05-0,2; воду остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. Технический результат - высокие потребительские характеристики (органолептические и физико-химические свойства) реагента для бурения, высокоэффективный, экономичный способ получения реагента для бурения. В способе получения реагента для бурения смешивают крахмалосодержащий компонент с сапропелью и со щелочью NaOH и/или KOH в соотношении 10:(0,2-1):1 в пересчете на сухое вещество с последующей одно- или многократной экструзионной обработки смеси при 100-200°C, частоте вращения шнеков 50-100 об/мин, диаметре фильеры 1-6 мм с последующим дроблением и просеиванием или реагент получают в результате смешивания экструдатов сапропели и крахмалосодержащего компонента, выработанных при различных указанных выше технологических режимах экструзии, друг с другом или с декстринами (амилодекстрином и/или эритродекстрином, и/или ахроодекстрином, и/или мальтодекстрином); при этом влажность конечного реагента не должна превышать 30%, а pH 10%-ного водного раствора реагента не должна превышать 12 ед. 3 табл., 5 пр., 4 ил.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Многослойный проппант получен на основе спеченного алюмосиликатного сырья в виде гранул, с пикнометрической плотностью 2,0-3,5 г/см3 и размерами 0,2-2,5 мм. Проппант состоит из ядра и двух слоев - внутреннего и наружного, при этом ядро состоит из смеси алюмосиликатного сырья и порообразователя, внутренний слой над ядром состоит из смеси алюмосиликатного сырья и минерализатора, наружный слой состоит из смеси алюмосиликатного сырья и флюорита. В способе получения многослойного проппанта, включающем гранулирование смеси алюмосиликатного сырья с порообразователями, минерализаторами и флюоритом при добавлении связующего компонента в смесителе-грануляторе с вращающейся с постоянной скоростью тарельчатой чашей и роторной мешалкой, скорость вращения которой изменяют в зависимости от стадии грануляции, сушку при 110-300°C, рассев высушенных гранул, обжиг гранул во вращающейся печи, рассев обожженных гранул на товарные фракции, грануляцию ведут в три стадии: на первой стадии гранулируют смесь алюмосиликатного сырья и порообразователя, на второй стадии гранулируют смесь алюмосиликатного сырья и минерализатора, на третьей стадии гранулируют смесь алюмосиликатного сырья и флюорита. Изобретение позволяет получить проппант с низкой пикнометрической плотностью и высокой механической прочностью. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления водонефтяных эмульсий, применяемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивных пластов, гидроразрыве, глушении скважин и селективной гидроизоляции с выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин. Эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий содержит активное вещество и растворитель, где в качестве активного вещества содержит (12-40)% мас. в виде продукта взаимодействия окисленных триглицеридов жирных кислот (30-70)% мас. и глицерофосфатидов жирных кислот (30-70)% мас. со сложными этиленаминами (5-20)% мас., аминоспиртами в % мас. МЭА:ДЭА:ТЭА = (5-15):(55-80):(15-30); в качестве растворителя (60-88)% мас. в чистом виде нефтяные дистилляты, абсорбент А-2, спирты С2-С3 или их смеси в соотношениях % мас. (1-99):(1-99):(1-99). Техническим результатом является низкий расход эмульгатора, а также получение эмульгатора, позволяющего получить обратные водонефтяные эмульсии, высокостабильные при температуре более 95°C. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение продолжительности водоизолирующего эффекта и расширение технологических возможностей использования состава. Состав для изоляции водопритока в скважине, включающий силикат натрия, метилсиликонат натрия и гелеобразователь, содержит в качестве силиката натрия водный раствор силиката натрия с M=2,7-3,4 плотностью 1360-1450 кг/м3, в качестве гелеобразователя - 10-20%-ный водный раствор кальция хлористого технического, или полиалюминия хлорида, или минерализованную воду плотностью 1150-1200 кг/м3 и дополнительно - сополимер акриламида с акрилатом натрия и древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водный раствор силиката натрия 100, метилсиликонат натрия 10-50, гелеобразователь 10-50, сополимер акриламида с акрилатом натрия 0,05-0,5, древесная мука 1-5. 1 табл.
Изобретение относится к добыче нефти или газа и перекчиванию их по трубопроводу. Способ обработки скважины включает создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых разветвленных полисахаридов из группы, состоящей из ксантана, диутана, их производных, присутствующих в воде в концентрации, достаточной, чтобы первая жидкость имела вязкость по меньшей мере 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой жидкости, введение в скважину второй жидкости и направление их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины при расчетной температуре менее 100°F (37,8°C). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности разжижения при низких температурах. 1 з. и 4 н.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к способу улучшения волоконного тампонирования и таким образом управления поглощением бурового раствора во время бурения скважины. Способ тампонирования геологической формации включает введение в скважину состава, который содержит текучую среду, имеющую исходную вязкость по меньшей мере 100 сП; и волокна. При этом волокна выбраны из волокон на основе полимера молочной кислоты, базальтовых волокон, волокон бобов сои, волокон на основе полимера гликолевой кислоты, волокон на основе полиэтилентерефталата, волокон на основе поливинилового спирта, стекловолокна, полиэфирных волокон и комбинаций вышеперечисленного, имеющих диаметр между 1 мкм и 1000 мкм и длину между 2 мм и 2 5 мм. Нагнетают в скважину понизитель вязкости, вместе с указанным составом или отдельно от него. При этом волокна флокулируют при уменьшении вязкости текучей среды. Техническим результатом является повышение эффективности тампонирования. 8 з.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл., 7 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей раствора: повышение динамического напряжения сдвига и статического напряжения сдвига, снижение пластической вязкости. Буровой раствор включает, мас.: глинопорошок 2-5,46; полимер хлорида диаллилдиметиламмония Полидадмах 3-5; сульфат алюминия Al23·18H2O 0,5-6; каустическую соду 0,18-2,16; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Наверх