Катионноингибирующий буровой раствор

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам на водной основе, и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пластов.

Из уровня техники известен буровой раствор для бурения многолетнемерзлых пород (патент RU 2184756 Cl, C09K 7/02, 10.07.2002), содержащий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер и воду, в котором в качестве полимера содержится Праестол марок 2510, или 2515, или 2530, или 2540, при соотношении компонентов, мас. %:

Бентонитовый глинопорошок 5
Праестол марки:
2510, 2515 0,01-0,05
2530, 2540 0,005-0,01
Вода Остальное

Недостаток известного состава бурового раствора заключается в низкой ингибирующей способности по отношению к глинам.

Наиболее близким к предлагаемому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и понизитель фильтрации полиэлектролит ВПК-402 (патент RU 2492208 С2, С09К 8/24, 10.09.2013) при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 5-8
ВПК-402 7-15
Вода Остальное

К недостаткам известного состава относятся низкие структурные свойства раствора, а именно статическое напряжение сдвига (СНС) и динамическое напряжение сдвига (ДНС) при высоком перерасходе ВПК-402. Статическое напряжение сдвига не позволяет выбуренной породе (шламу) выпадать из раствора, например, при остановке бурения. Динамическое напряжение сдвига - параметр, отвечающий за качество выноса выбуренной породы.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в устранении указанного недостатка, а именно в повышении структурных свойств раствора и снижении расхода ВПК-402.

Технический результат предлагаемого изобретения достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок, в качестве дополнительного структурообразователя используют биополимер Биоксан при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 5-8
Полидадмах 5-6
Биополимер Биоксан 0,05-0,2
Вода Остальное

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 35%-ной 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°C. Время полного растворения в воде при 25°C - 30 дней.

В качестве биополимера предлагается применять высокомолекулярный базовый загущающий биополимер Биоксан с высокими реологическими характеристиками. Биоксан обладает высокой загущающей способностью при низких концентрациях. Биополимер Биоксан представляет собой сыпучий порошок от белого до серого цвета. Водные растворы при включении Биоксана в состав раствора проявляют тиксотропные и псевдопластичные свойства.

Изобретение поясняется таблицей, в которой приведены результаты исследований по влиянию биополимера Биоксан на технологические показатели буровых растворов с содержанием Полидадмаха. В таблице приняты следующие сокращения: гл. - глинопорошок; БП - биополимер; Ф - показатель фильтрации (см3); ηпл - пластическая вязкость (мПа·с); τ0 - динамическое напряжение сдвига (Па); СНС - статическое напряжение сдвига (Па).

Экспериментальные исследования были проведены на базе глинопорошка марки ПМБВ, в качестве Полидадмаха использовался товарный продукт ВПК-402, который выпускается в виде 35%-ной концентрации. Причем оптимальное количество реагентов составляет: ВПК-402 5-6%, в качестве полимера использовался Биоксан в количестве 0,05-0,2% (таблица, п. 4-7). При содержании ВПК-402 ниже 5%, а биополимера ниже 0,05% незначительно повышаются структурно-реологические показатели (таблица, п. 3). При проведении экспериментальных исследований было замечено, что при содержании ВПК-402 выше 6%, а Биоксана выше 0,2% структурно-реологические показатели неприемлемо высоки (таблица, п. 8).

Из таблицы следует, что введение биополимера Биоксана в состав бурового раствора приводит к увеличению пластической вязкости раствора, динамического напряжения сдвига и статического напряжения сдвига. При снижении показателя фильтрации. Минимально допустимое содержание биополимера Биоксана 0,05%. Увеличение содержания биополимера Биоксана более 0,2% неэффективно (табл., п. 8), так как приводит к перерасходу реагента.

Таким образом, из таблицы следует, что использование Полидадмаха и биополимера Биоксана в указанных количествах позволяет снизить показатель фильтрации и сохранить устойчивость глинистых пород.

Предлагаемый буровой раствор может быть приготовлен следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют Полидадмах, а затем биополимер Биоксан. При необходимости раствор может утяжеляться баритовым утяжелителем.

Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), отличающийся тем, что раствор дополнительного содержит биополимер Биоксан при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 5-8
Полидадмах 5-6
Биополимер Биоксан 0,05-0,2
Вода остальное



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности регулирования основных показателей бурового раствора, отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.

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

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Настоящее изобретение относится к 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 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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений. Способ изоляции подошвенной воды включает перфорацию эксплуатационной колонны в интервале обводнившегося пласта, закачку углеводородной жидкости для удаления воды из призабойной зоны, солянокислотную обработку призабойной зоны для увеличения проницаемости, продавку в пласт водоизоляционной композиции с целью установки водоизоляционного экрана, докрепление экрана раствором микродур RU с сульфацеллом, в обводнившемся интервале установку цементного моста, испытание его на прочность и герметичность, промывку скважины и освоение пласта. Технический результат изобретения - повышение качества изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором. Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему. Повышается эффективность водоизоляционных работ и срок изоляции за счет создания в пласте водоизоляционного экрана повышенной прочности и устойчивого к деструкции. Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах содержит, мас. %: модернизированный натриевый силикат «Монасил Н-28» 6-9, лимонную кислоту 6,0-12,6, вода - остальное. Соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. Способ приготовления состава для изоляции водопритоков в газовых скважинах включает приготовление водных растворов модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты, последующее их смешивание. Смешивание растворов производят путем приливания водного раствора модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» в водный раствор лимонной кислоты с обеспечением времени гелеобразования в интервале от 1 до 12 часов, причем соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 3 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из водных растворов полиакриламида и полиалюминия хлорида. При этом водоизоляционная композиция содержит дополнительно волокно строительное микроармирующее - ВСМ. Причем предварительно готовят суспензию ВСМ длиной 3-18 мм в количестве 2-5 кг на 1 м3 0,05-0,2%-ного водного раствора полиакриламида. После чего в изолируемый интервал последовательно закачивают приготовленную суспензию и 10-15%-ный водный раствор полиалюминия хлорида с рН=3,5-5 в соотношении 1:3 соответственно. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков за счет образования геля непосредственно в зоне изоляции и увеличение стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. 2 пр.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом. Частицы, указанные выше. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 13 з.п.ф-лы, 1 табл., 1 ил.

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.

Наверх