Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе



Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе
Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе

Владельцы патента RU 2590254:

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

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов. Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе приготовлен путем перемешивания легкого таллового масла, полигликолей, флотореагент-оксаля, щелочи, оксиэтилированных жирных спиртов фракции С12-С14, концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья при температуре 60-65°С в течение 2-2,5 часов, при следующем соотношении компонентов, мас.%: легкое талловое масло 40-45; полигликоли 21-28; флотореагент-оксаль 11-14; щелочь 3-7; оксиэтилированные жирные спирты фракции С12-С14 3-6; концентрат головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья 10-15. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин, в частности к реагентам для комплексного регулирования свойств промывочных жидкостей на водной основе.

Известен реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин (патент РФ №2199570), содержащий, мас. %: кубовый остаток синтетических жирных кислот 47-50, этаноламины 1-3, дизельное топливо или керосин 49-50. Достоинством указанного реагента является, кроме улучшения глинистых растворов, смазочных свойств, стабилизация эмульсии II рода.

Также известен реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин (патент РФ №2271378), содержащий, мас. %: смесь в соотношении 2:3:4 соответственно парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов 70-80, растворитель - дизельное топливо или керосин 20-30.

Недостатками вышеуказанных аналогов являются:

- несовместимость с безглинистыми водными промывочными жидкостями;

- высокая температура застывания (плюс 5°С);

- слабые противоприхватные свойства.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является смазочная добавка (патент РФ №2269562), которая содержит сырое талловое масло, полигликоли, флотореагент-оксаль и мелассу свекловичную в соотношении компонентов, мас. %:

сырое талловое масло 10-30
полигликоли 15-20
флотореагент-оксаль 40-50
меласса свекловичная 15-20

Смазочная добавка имеет температуру застывания до минус 38°С, улучшает стабильность глинистого раствора и его притивоизносные и антифрикционные свойства.

Недостатками же указанной смазочной добавки являются:

- недостаточная совместимость с безглинистыми биополимерными растворами;

- неудовлетворительные показатели антифрикционных, противоприхватных свойств при обработке безглинистых биополимерных растворов (табл. №2).

Задачей изобретения является улучшение антифрикционных, антиприхватных и гидрофобизирующих свойств глинистых и безглинистых промывочных жидкостей на водной основе, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов.

Для решения указанной задачи буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе приготовлен путем смешения легкого таллового масла, полигликолей, флотореагент-оксаля, щелочи, оксиэтилированных жирных спиртов фракции С12-С14, концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья, подогрева до 60-65°С и перемешивания в течение 2-2,5 часов, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

легкое талловое масло 40-45
полигликоли 21-28
флотореагент-оксаль 11-14
щелочь 3-7
оксиэтилированные жирные спирты  
фракции C12-C14 3-6
концентрат головных примесей и  
промежуточной фракции этилового  
спирта из пищевого сырья 10-15

В качестве оксиэтилированных жирных спиртов фракции C12-Q4 используются спирты с десятью молями окиси этилена в молекуле спирта.

Ввод предлагаемого реагента в промывочную жидкость осуществляется в процессе бурения за 1-2 цикла циркуляции, во всасывающую линию насоса в концентрации 0,5-1,5%.

Приготовление предлагаемого бурового комплексного реагента поясняется следующими примерами.

Пример 1. Смешали 31 г (28%) полигликоля, 12 г (11%) флотореагент-оксаля, 36 г (40%) таллового масла, 9 г (4%) щелочи, 3 г (4%) оксиэтилированных жирных спиртов, 14 г (13%) концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья и перемешали полученную смесь при температуре 65°С в течение двух часов. В результате получили 105 г светло-коричневой жидкости плотностью 1.12 г/см3, температурой вспышки в открытом тигле 98°С, условной вязкостью 32 с.

Пример 2. Смешали 24 г (21%) полигликоля, 15 г (14%) флотореагент-оксаля, 41 г (45%) таллового масла, 10 г (5%) щелочи, 2 г (3%) оксиэтилированных жирных спиртов, 13 г (12%) концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья и перемешали полученную смесь при температуре 65°С в течение двух часов. В результате получили 105 г светло-коричневой жидкости плотностью 1,14 г/см3, температурой застывания минус 18°С, температурой вспышки 103°С, условной вязкостью 36 с.

Показатели свойств проб комплексного реагента по представленным примерам приведены в табл. 1.

Пробы бурового комплексного реагента вводились в исходные полимерглинистый и безглинистый биополимерный растворы в концентрации 1 объемн. %.

Общетехнологические параметры промывочных жидкостей (плотность р, вязкость условная УВ и пластическая η, показатель фильтрации ПФ определялись в соответствии с РД 39-00142001-773-2004 (РД 39-2-647-81) «Методика контроля параметров бурового раствора». Коэффициент трения φк в паре «металл-корка» определяется на приборе КТК-2 (Овчинников В.П., Аксенова Н.А. и др. Буровые промывочные жидкости: учебное пособие для вузов-Тюмень: издательство «Нефтегазовый университет», 2011.-354 с.). Температура застывания проб реагентов определялась по ГОСТ 20287-91, а температура вспышки в открытом тигле по ГОСТ 4333-87.

В таблице 2 приведены составы и параметры исходных полимерглинистого (№1) и безглинистого биополимерного (№5) промывочных растворов, а также этих же растворов с добавками реагента прототипа и ранее указанных проб заявленного реагента.

Из приведенных данных видно, что и реагент-прототип и заявленный реагент не оказывают отрицательного воздействия на общетехнологические параметры промывочных жидкостей, улучшают коркообразующие свойства полимерглинистого раствора. При этом пробы заявленного реагента по сравнению с прототипом на 20-30% снижают коофициент трения пары «металл-корка». В биополимерном безглинистом растворе заявленный реагент более эффективно улучшает антифрикционные свойства корки, по сравнению с прототипом коэффициент трения пары «металл-корка» снижается на 40-63%, т.е. в 1,7-2,7 раза.

Об уровне гидрофобизирующих свойств фильтратов промывочных жидкостей дают информацию прямые измерения показателей набухания глин на специальных приборах Жигача-Ярова, капилляриметрах различных конструкций.

Обобщенным показателем указанных свойств промывочных жидкостей является коэффициент восстановления проницаемости пород коллектора. Выполненные эксперименты по набуханию глин, капиллярному всасыванию, по проницаемости кернов показали преимущества заявленного реагента по сравнению с прототипом.

Так, эксперименты по установлению влияния прототипа и заявленного реагента на проницаемость керна, выполненные на тестере РРА (FANNLtd), показали, что коэффициенты восстановления проницаемости соответственно равны 83,4% и 94,4%.

Таким образом, предложенное изобретение может использоваться в бурении скважин для улучшения показателей гидрофобизирующих, антифрикционных, противоприхватных свойств промывочных жидкостей на водной основе, а также качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов.

1. Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе, характеризующийся тем, что он приготовлен путем перемешивания легкого таллового масла, полигликолей, флотореагент-оксаля, щелочи, оксиэтилированных жирных спиртов фракции С12-С14, концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья при температуре 60-65°С в течение 2-2,5 часов, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

легкое талловое масло 40-45
полигликоли 21-28
флотореагент-оксаль 11-14
щелочь 3-7
оксиэтилированные жирные спирты  
фракции С12-С14 3-6
концентрат головных примесей и  
промежуточной фракции этилового  
спирта из пищевого сырья 10-15

2. Реагент по п. 1, отличающийся тем, что в качестве оксиэтилированных жирных спиртов фракции С12-С14 используются указанные спирты с десятью молями окиси этилена в молекуле спирта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

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.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение антикоррозионных показателей бурового раствора, его смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода».

Изобретение относится к области биомелиорации сельскохозяйственных земель. Способ включает создание в почвенном слое тонкой 0,02-0,07 м прослойки из жидкого навоза, образование в подпочвенном слое водорегулирующего экрана, непроницаемого в период атмосферных осадков и проницаемого корнями растений во время засухи.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки. 12 з.п. ф-лы, 14 ил.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Композиция включает вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе четвертичных аминов с растворителем, усилитель вязкости - салицилат натрия, органический деструктор - карбамид или тиомочевину, а в качестве ПАВ она содержит вязкоупругий димерный ПАВ следующего строения: где R1 и R6 - одинаковые или различные, представляют собой алкильные группы C12-C18 и/или амидопропиламины следующего строения - (CH3)2N(CH2)3NCOC12-18H22-37; R2, R3, R4, R5 - метильная группа; R7 - C3H6O; A1 и A2 - анионы хлора (Cl-). Вязкоупругая технологическая жидкость для ГРП содержит указанную композицию и воду, причем массовое соотношение композиции и воды составляет 1:(1,6÷30) соответственно. Технический результат заключается в создании вязкоупругой технологической жидкости для ГРП, обладающей высокими вязкоупругими свойствами при повышенной температуре 70°C и более даже в пресной или слабоминерализованной воде, и обеспечивающей при этом быструю и полную потерю вязкости после проведения ГРП. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 8 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур. Технический результат создания изобретения заключается в повышении плотности и седиментационной устойчивости, увеличении времени прокачиваемости утяжеленного тампонажного раствора при повышенных температурах при одновременном обеспечивании остальных технологических параметров раствора и камня. Утяжеленный тампонажный раствор включает портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку и воду. Утяжеленный тампонажный раствор в качестве утяжеляющей добавки содержит концентрат галенитовый из свинцовых руд, в качестве замедлителя сроков схватывания - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, дополнительно Натросол 250 EXR при следующем соотношении компонентов, масс. %: портландцемент тампонажный - 53,85-50,0, концентрат галенитовый из свинцовых руд - 23,05-26,92, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,015-0,03, натросол 250 EXR - 0,11-0,08, вода - остальное. 2 табл.

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 - снижение расхода полиэлектролита ВПК-402 и улучшение структурно-реологических и фильтрационных показателей раствора. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 3-5; анионную эмульсию Росфлок ПВ 0,5-2; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси. Изобретение также предусматривает способы с использованием полученного проппанта. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результата - повышение эффективности обработкию. 5 н. и 30 з.п. ф-лы,3 ил., 8 табл., 8 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам. Надпакерная жидкость для эксплуатации газовых скважин в зоне высокольдистых мерзлых пород содержит, мас.%: формиат натрия 45,0-50,0, сополимер полиакриламида и полиакрилата Праестол 2540 1,3-1,5 и воду - остальное. Технический результат - повышение морозостойкости и стабильности. 1 табл.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах. Предлагаемые составы могут найти применение при ликвидации межколонных давлений при закачке жидкости для гидрозатвора. Состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с многоатомным спиртом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49 или от 51 до 70, многоатомный спирт - остальное. В указанном составе в качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или диэтиленгликоль. В варианте 1 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь таллового масла с политалом, при следующем соотношении компонентов, масс. %: талловое масло - от 30 до 49 или от 51 до 70; политал - остальное. В варианте 2 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с политалом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49; политал остальное. Технический результат состоит в сохранении устойчивости глинистых пород за счет повышения их прочности. 4 н.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП). Технический результат изобретения заключается в сокращении продолжительности и повышении эффективности глушения фонтанирующих газовых скважин в условиях ММП без их растепления, устранении резкого снижения уровня жидкости глушения в скважине и выброса НКТ, снижении вероятности возникновения открытого газового фонтана и пожара, а при его возникновении в быстром прекращении притока газа и ликвидации фонтанирования. Способ включает блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, в качестве которой используют водометанольный раствор. Сначала в скважину по колонне НКТ закачивают жидкую смесь проппанта, затворенного на водометанольном растворе (BMP), взятом в соотношении метанол:вода, равном 40:60, в следующей пропорции проппант и BMP 1:1 с образованием на забое и в призабойной зоне пласта структурообразующей решетки. В качестве блокирующего состава используют состав, затворенный на указанном BMP, включающий, мас.%: бентонитовый глинопорошок - 3-8, мел - 0,5-1,5, ПАЦ-ВВ - 0,2-0,5, сода - 0-0,5. Блокирующий состав продавливают жидкостью глушения в глубину пласта с заполнением ствола скважины. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе. Технический результат - повышение моющей способности буферной жидкости и, следовательно, улучшение качества сцепления цементного камня с горными породами и обсадными трубами. Буферная жидкость на водной основе содержит, мас.%: триполифосфат натрия 3-4, бутилгликоль 10-15, вода остальное. 1 табл.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта. Технический результат заключаются в повышении эффективности способа выравнивания профиля приемистости скважин за счет увеличения изоляции высокопроницаемых интервалов и перераспределения закачки воды в низкопроницаемые интервалы. Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости скважин, включающий последовательную закачку оторочки СПС - сшитого полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты со сшивателем - солью трехвалентного хрома с добавлением КПАВ - катионоактивного поверхностно-активного вещества, отличается тем, что дополнительно закачивают оторочку раствора КПАВ после оторочки СПС, в который добавлен КПАВ. Дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ закачивают оторочку кислоты или оторочку растворителя и оторочку кислоты. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-07-10 2016-07-10T01:46:23
Наверх