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 и вскрытии продуктивных пластов. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 3-5; водорастворимый эфир целлюлозы 0,3-1,2; воду - остальное. Изобретение позволяет снизить расход полиэлектролита ВПК-402 и улучшить структурно-реологические и фильтрационные показатели раствора. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 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.

Наиболее близким решением к предлагаемому изобретению является катионно-ингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок - 5-8 мас. %, стабилизатор - понизитель фильтрации, ингибитор глин ВПК-402- 7-15 мас. % (Патент РФ на изобретение №2492208, кл. C09K 8/24, 10.09.2013).

К недостаткам известного состава относится большой расход ВПК-402, неудовлетворительные структурно-реологические (высокое значение пластической вязкости) и фильтрационные показатели.

Задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, заключается в создании бурового раствора, не имеющего указанных недостатков.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является снижение расхода ВПК-402 и улучшение структурно-реологических и фильтрационных показателей раствора.

Указанный технический результат достигается за счет того, что состав бурового раствора включает воду, глинопорошок и полиэлектролит ВПК-402, в качестве понизителя фильтрации раствор содержит водорастворимый эфир целлюлозы при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 5-8
Полиэлектролит ВПК-402 3-5
Водорастворимый эфир целлюлозы 0,3-1,2
Вода Остальное

При необходимости для повышения плотности буровой раствор утяжеляется баритовым концентратом в количестве от 5 до 150 мас.ч. на 100 мас.ч. раствора.

В предлагаемом буровом растворе может быть использован бентонитовый глинопорошок марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и ПКГН, который выпускается, например, в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок». При проведении исследований свойств раствора использовался глинопорошок марки ПБМБ.

Использование в составе раствора в качестве катионного полимера ВПК-402 не ограничивает применение других марок катионных полимеров Полидадмахов, выпускаемых серийно как в России, так и за рубежом. Продукт представляет собой органическое вещество с высокой плотностью катионного заряда, который нейтрализует положительно заряженные коллоидные частицы. Содержание ВПК-402 приведено на товарный продукт, который выпускается в виде водного раствора, что в переводе на сухое вещество составляет 0,8-1,7%.

В качестве водорастворимых эфиров целлюлозы целесообразно использовать известные в бурении реагенты, например полианионную целлюлозу (ПАЦ) или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) различных марок. Порошкообразные водорастворимые эфиры целлюлозы являются основными модифицирующими добавками, улучшающими свойства предлагаемого раствора, они выполняют роль эффективного загустителя и используются для регулирования вязкости и понижения водоотдачи. Введение водорастворимого эфира целлюлозы обеспечивает значительное удержание воды в массе предлагаемого раствора. Введение водорастворимого эфира целлюлозы в строительный раствор позволяет дольше, до 20-30 минут после его нанесения, сохранять пластичную консистенцию и клеящую способность при оптимальном водоцементном отношении.

Изобретение поясняется таблицей, в которой приведены результаты исследований по влиянию анионного водорастворимого эфира целлюлозы на технологические показатели буровых растворов. В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: ПФ - показатель фильтрации (см3), ηпл - пластическая вязкость (мПа·c); τ0 - динамическое напряжение сдвига (Па), ГР - глинистый раствор.

Результаты проведенных испытаний показали, что при содержании полиэлектролита ВПК-402 и анионного водорастворимого эфира целлюлозы ниже 3% и 0,3% соответственно показатель фильтрации увеличивается, а структурно-реологические показатели (показатель фильтрации и пластическая вязкость) имеют неприемлемо низкие значения (табл., п. 3). Увеличение содержания ВПК-402 и водорастворимого эфира целлюлозы более 5% и 1,2% соответственно неэффективно (табл., п. 10), так как приводит к перерасходу ВПК-402 и анионного водорастворимого эфира целлюлозы без уменьшения показателя фильтрации.

Таким образом, из таблицы следует, что использование водорастворимых эфиров целлюлозы в сочетании с ВПК-402 позволяет существенно снизить расход ВПК-402, обеспечить управление показателя фильтрации и структурно-реологических свойств (снижения значения пластической вязкости).

Увеличение плотности бурового раствора может быть достигнуто добавками барита в количестве от 5 до 150 мас. ч. на 100 мас. ч. раствора.

Предлагаемый буровой раствор готовят следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402 и анионный водорастворимый эфир целлюлозы, и при необходимости баритовый утяжелитель.

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и полиэлектролит ВПК-402, отличающийся тем, что в качестве понизителя фильтрации он содержит водорастворимый эфир целлюлозы, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 5-8
Полиэлектролит ВПК-402 3-5
Водорастворимый эфир целлюлозы 0,3-1,2
Вода Остальное

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит баритовый концентрат в количестве от 5 до 150 мас.ч. на 100 мас.ч. раствора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, снижение пластической и условной вязкостей.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам.

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 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 тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к получению высокопроницаемой набивки расклинивающего агента при гидроразрыве. Способ увеличения проницаемости набивки из расклинивающего агента внутри разрыва, включающий: введение в, по меньшей мере, часть разрыва в подземном пласте смеси множества расклинивающих агентов и множества частиц, чтобы сформировать набивку из расклинивающего агента, где, по меньшей мере, часть частиц являются разрушаемыми частицами, причем часть частиц, являющаяся разрушаемыми частицами, содержит разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым, и разрушение, по меньшей мере, части частиц, чтобы создать набивку из расклинивающего агента, имеющую относительно более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью набивки из расклинивающего агента перед разрушением. Смесь, содержащая множество расклинивающих агентов и множество частиц, где, по меньшей мере, часть частиц представляет собой разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение пенообразования. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 8 пр., 8 табл.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, увеличение времени растворения полимера подачей буферного агента в смачивающую жидкость до объединения смачивающей жидкости и полимера, объединение суспензии с растворителем, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий: используя всасывающий насос, подачу гидратирующей жидкости из источника жидкости по всасывающей линии к всасывающему насосу и от всасывающего насоса по нагнетательной линии в резервуар для геля, используя подкачивающий насос, подачу части гидратирующей жидкости от всасывающей линии всасывающего насоса в качестве смачивающей жидкости через впускную линию закольцованной цепи смешения к подкачивающему насосу и от него через выпускную линию закольцованной цепи смешения назад к всасывающей линии всасывающего насоса, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель по выпускной линии закольцованной цепи смешения и смешивание в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей негидратированный полимер, течение суспензии по выпускной линии закольцованной цепи смешения в гидратирующую жидкость во всасывающую линию всасывающего насоса, используя всасывающий насос, подачу объединенных суспензии и гидратирующей жидкости в резервуар для геля, используя расходомер на нагнетательной линии всасывающего насоса или на всасывающей линии всасывающего насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и всасывающим насосом, определение скорости потока объединенных суспензии и гидратирующей жидкости, используя устройство управления технологическим процессом, связанного с возможностью управления с устройством подачи полимера и всасывающим насосом, регулирование скорости подачи полимера на основе скорости потока или регулирование скорости потока на основе скорости подачи полимера, гидратацию полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Система обработки скважины, содержащая резервуар для геля и подсистему смешения полимера, включающую первый насос, всасывающую линию к первому насосу и нагнетательную линию от первого насоса, закольцованную цепь смешения, включающую указанный второй насос, впускную линию закольцованной цепи смешения ко второму насосу от всасывающей линии первого насоса и выпускную линию закольцованной цепи смешения от второго насоса назад к всасывающей линии первого насоса, выпускная линия закольцованной цепи смешения включает смеситель полимера, устройство подачи полимера, выполненное с возможностью подачи полимера в смеситель полимера, расходомер на нагнетательной линии первого насоса или на всасывающей линии первого насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и первым насосом, устройство управления технологическим процессом с возможностью управления, связывающим скорость подачи полимера, обеспечиваемую устройством подачи полимера, со скоростью потока, определяемой расходомером. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности геля. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией. Технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов, содержащая флотореагент оксаль Т-92, согласно изобретению дополнительно содержит полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер 2-75 , флотореагент оксаль Т-92 25-98. Технический результат - расширение диапазона изменения плотности жидкости, сохранение фильтрационно-емкостных параметров продуктивных коллекторов за счет ингибирования гидратации глинистых минералов. 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области строительства дорожных оснований и оснований инженерных коммуникаций и может быть использовано для укрепления песчаных грунтов. Органоминеральная добавка для укрепления песчаных грунтов, включающая измельченный сапонит-содержащий материал, выделенный из пульпы хвостохранилища промышленного обогащения руд месторождения алмазов, отличающаяся тем, что она содержит указанный сапонит-содержащий материал, измельченный до размера частиц 307±83 нм, и дополнительно связующее - 5%-ный раствор глиоксаля, при следующем соотношении компонентов, мас.% песчаного грунта: указанный глиоксаль - 0,52; указанный сапонит-содержащий материал 17. Технический результат - повышение прочностных характеристик песчаного грунта. 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к методам возвращения в хозяйственный оборот земель, загрязненных нефтепродуктами. Осуществляют извлечение отработанного бурового шлама экскаватором из земляных амбаров на ровную поверхность и просушивание на солнце. Вносят смесь фосфогипса и глауконита для связывания солей тяжелых металлов в труднорастворимые формы и для загустения шлама и сорбирования солей тяжелых металлов. Просушивают массу в естественных условиях до достижения влажности 8-14% и уменьшения ее в объеме в 6-8 раз. Производят перемешивание смеси с помощью бульдозера, оснащенного фрезерно-роторным рабочим органом, с последующим размещением и уплотнением в амбарах, дно которых отсыпано глауокнитом слоем 20-30 см. Осуществляют засыпку слоем глауконита толщиной 20-30 см и минеральным грунтом слоем толщиной не менее 0,5-1,0 м. Сверху толщиной 20-40 см насыпают плодородный слой, обогащенный глауконитом. Амбары изготавливают на любых типах грунтов с залеганием грунтовых вод не менее 8-10 м и при мощности подстилающего слоя от 15-20 м и более. Обеспечивается снижение содержания солей тяжелых металлов и нефтепродуктов в отработанных буровых шламах и нефтезагрязненных почвах с одновременным упрощением технологии обезвреживания. 1 ил.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер. При цементировании предпочтительно водную цементирующую композицию закачивать сверху вниз в упомянутую обсадную трубу, перекачивать вверх в межтрубное пространство, окружающее упомянутую обсадную трубу, до тех пор, пока упомянутая водная композиция не заполнит ту часть межтрубного пространства, которую необходимо закупорить, и затем выдерживать упомянутую водную цементирующую композицию на месте до тех пор, пока цемент не затвердеет. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - снижение водоотдачи, сокращение времени прокачивания и уменьшение давления, обусловленного внутренним трением. 2 н.п. и 8 з.п. ф-лы, 1 табл.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют. Технический результат - повышение эффективности обработки. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов. Технический результат - увеличение прочностных свойств закачиваемого гелеобразующего состава. Состав для повышения добычи нефти вытеснением, включающий гелеобразующий компонент на основе нефелина и соляную кислоту, содержит в качестве гелеобразующего компонента на основе нефелина тонкомолотый концентрат сиенитовый алюмощелочной с размером частиц 10-50 мкм и соляную кислоту 3-8%-ную при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанный концентрат - 1,0-8,0 и указанная кислота - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы. Формы осуществления способа могут дополнительно включать предоставление возможности этой отверждаемой композиции затвердеть. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 табл., 4 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 и вскрытии продуктивных пластов. Буровой раствор содержит, мас.: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 3-5; водорастворимый эфир целлюлозы 0,3-1,2; воду - остальное. Изобретение позволяет снизить расход полиэлектролита ВПК-402 и улучшить структурно-реологические и фильтрационные показатели раствора. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.

Наверх