Катионный буровой раствор



Катионный буровой раствор
Катионный буровой раствор
Катионный буровой раствор

 


Владельцы патента RU 2599394:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, преимущественно к бурению в условиях высоких температур, неустойчивых глинистых пород и при вскрытии продуктивных пластов. Технический результат изобретения - повышение термоустойчивости раствора. Буровой раствор включает, мас. %: глинопорошок ПБМВ 3,74-5,46; полиэлектролит Росфлок 99М; углеводородные соединения 6,33-8,55; 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 в условиях высоких температур, неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов.

Из уровня техники известен спиртовой буровой раствор, включающий, мас. %: глинопорошок ПБМВ 1,2, триэтиленгликоль 9,8, биополимер Сараксан 0,2, анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ 2,1, ацетат натрия 2,5-3,1, бактерицид «Remacid» 0,1, хлористый калий 0,5-1,1, талловое масло 11,3, воду - остальное (Патент РФ 2501828, кл. С09К 8/20, опубл. 20.12.2013). Однако известный раствор многокомпонентен, что является существенным его недостатком.

Наиболее близким по составу к предлагаемому техническому решению является буровой раствор, который содержит, мас. %: высококоллоидный бентопорошок марки ПБМВ 6-15, водорастворимый полимер Росфлок марки 99М 2-6, воду - остальное (Патент РФ 2468057, кл. С09К 8/24, опубл. 27.11.2012).

Недостатком известного состава является низкая термоустойчивость.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является повышение термоустойчивости.

Буровой раствор включает воду и глинопорошок ПБМВ, в качестве ингибитора набухания глинистых пород и понизителя фильтрации - полиэлектролит Росфлок 99М. Для повышения термоустойчивости до 200°С и снижения показателя фильтрации в забойных условиях раствор дополнительно содержит углеводородные соединения, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок ПБМВ 3,74-5,46
Росфлок 99М 2,56-3,33
Углеводородные соединения 6,33-8,55
Вода остальное

В качестве углеводородных соединений в растворе используют или дизельное топливо, или жидкие парафины, или нефть.

С целью повышения плотности буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом.

В качестве глинопорошка могут использоваться любые марки, за исключением модифицированных анионными полимерами. Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе целесообразно использовать бентонитовый глинопорошок марки ПБМВ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок». С ухудшением марки глинопорошка концентрация порошка увеличивается, а с повышением качества порошка концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует лишь его расход.

Росфлок 99М - катионизированный низкомолекулярный полиакриламид с функциональными группами линейно-циклической структуры. Структурная формула Росфлок 99М состоит из повторяющихся мономерных звеньев.

В товарном продукте молекулярная масса Росфлок 99М может изменяться в пределах от 0,5·106 до 1,5·106. Росфлок выпускается в сухом и жидком виде различной концентрации предприятием ООО НПП «КФ» (ТУ 2482-001-22361394-2001).

В предлагаемом буровом растворе, в отличие от существующих, идеология подхода предусматривает использование катионного полимера в такой концентрации, при которой обеспечивается управление полярностью связей молекул воды, что приводит к формированию устойчивого водокатионнополимерного каркаса и снижению показателя фильтрации.

Цикличность и катионный заряд в каждом мономерном звене полимера придают полимеру высокую ингибирующую способность к глинам и термоустойчивость. Использование в указанных концентрациях катионного полимера в составе бурового раствора исключительно меняет межчастичное взаимодействие в растворе за счет изменения полярности связей воды. При увеличении забойной температуры в процессе углубления необходимо произвести несложную химобработку, которая заключается во вводе углеводородных соединений, в качестве которых используют жидкие насыщенные углеводороды линейного и разветвленного строения с С1015. Углеводородные соединения в составе бурового раствора входят в ячейки сформированного водо-катионнополимерного каркаса и тем самым повышают их устойчивость настолько, что они сохраняются даже при 200°С. Выбор насыщенных углеводородов от С10 до С15 объясняется пожароопасностью и снижением текучести соответственно: с уменьшением длины цепи менее С10 возрастает пожароопасность, а с увеличением более C15 наблюдается возрастание вязкости вплоть до непрокачиваемого состояния.

Изобретение поясняется таблицами 1 и 2.

В таблицах 1, 2 приведены результаты исследований по влиянию Росфлок-99М на термоустойчивость и реологические параметры раствора. В таблице 1 приведены сведения об изменении показателя фильтрации предлагаемого и известного буровых растворов в условиях воздействия температуры до и после термостатирования. В таблицах 1, 2 предусмотрены следующе сокращения и обозначения: ПФ - показатель фильтрации: при 25°С, ΔР=0,75 МПа; при 200°С ΔР=3,5 МПа, гл.п. - глинистый порошок, ДТ - дизельное топливо, ЖП - жидкие парафины, ηпл - пластическая вязкость, τ0 - динамический сдвиг. Показатели бурового раствора отображены с учетом утяжеления указанных составов баритовым утяжелителем до плотности -1,60 г/см3. Измерения проводились при температуре 82°С.

Термостойкость утяжеленного раствора проверялась путем термостатирования при 200°С в течение 36 часов. Из п. 2, 3, 4, 5 следует, что буровой раствор при указанных концентрациях компонентов в составе раствора полностью восстанавливается после термостатирования при 200°С.

Также из опыта по п. 6 следует, что при концентрации Росфлок 99М менее 2,56%, глинопорошка менее 3,74% и дизельного топлива менее 6,33% показатель фильтрации раствора возрастает свыше 40 см3.

В таблице 2 показаны изменения реологических показателей бурового раствора в зависимости от массовых долей компонентов. Следует отметить, что результаты проведенных экспериментов, отраженные в таблицах 1, 2, действительны не только для дизельного топлива, аналогичные результаты справедливы для жидких парафинов и нефти.

Таким образом, результаты экспериментов, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что использование Росфлок 99М в указанных концентрациях предлагаемого раствора позволяет снизить показатель фильтрации при забойных условиях, управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород.

Предлагаемый буровой раствор готовят следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его полного распускания, затем в глинистую суспензию добавляют Росфлок 99М и при необходимости углеводороды, такие как дизельное топливо, жидкие парафины и нефть или их соединения, а также баритовый утяжелитель и пеногаситель МАС-200.

1. Буровой раствор, включающий воду и глинопорошок ПБМВ, ингибитор набухания глинистых пород полиэлектролит Росфлок 99М, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит углеводородные соединения при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок ПБМВ 3,74-5,46
Росфлок 99М 2,56-3,33
Углеводородные соединения 6,33-8,55
Вода остальное

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородных соединений используют или дизельное топливо, или жидкие парафины, или нефть.



 

Похожие патенты:

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности предотвращения выпадения солей в течение длительного времени эксплуатации скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» и образования прочных силикатных пленок, включающих в себя ингибитор, на поверхности породообразующих минералов.

Настоящее изобретение относится к вязкоупругим текучим средам, загущенным кислым композициям, а также к способам их использования. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки подземного пласта, содержащая по меньшей мере одну композицию гелеобразующего вещества, где указанная композиция гелеобразующего вещества содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество приведенной общей формулы, и систему растворителей, которая содержит воду, одноатомный спирт и двухатомный или многоатомный спирт, при массовом соотношении указанного одноатомного спирта и указанного двухатомного или многоатомного спирта от 1,0 до 2,2.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи.
Настоящее изобретение относится к деформируемым проппантам и способам обработки подземного пласта с их использованием. Способ обработки подземного пласта включает нагнетание в подземный пласт текучей композиции, которая содержит текучую среду и деформируемый проппант, имеющий взаимопроникающую полимерную сетку, образованную из первого полимерного компонента и второго полимерного компонента.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - увеличение эффективности ингибирования глинистой нестабильности.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений для глушения и консервации скважин, для ликвидации межколонных давлений путем гидрозатвора при цементировании с недоподнятием цемента до устья для создания противодавления. Технический результат изобретения - сохранение стабильных технологических показателей в течение цикла эксплуатации без ограничений сроков годности и повышение показателя плотности. Технологическая жидкость для капитального ремонта скважин, включающая спирт, ингибитор и воду, содержит в качестве спирта многоатомный спирт: глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, а в качестве ингибитора - бромид кальция и бромид или иодид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%; многоатомный спирт 10-15, CaBr2 20-50, ZnBr2 или ZnI2 20-50, вода остальное. 1 табл.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться. Изобретение также относится к способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г. По другому варианту композит для обработки скважин, вводимый в подземный пласт, содержит реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость указанного оксида такая, что указанный реагент абсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида алюминия, и реагент способен десорбироваться при постоянной скорости в течение продолжительного периода времени в пластовой текучей среде, содержащейся в подземном пласте. Расклинивающий наполнитель, содержащий указанный выше последний композит, где не более 15% расклинивающего наполнителя раздавливается при смыкающем напряжении, составляющем 10000 фунтов на квадратный дюйм (68,95 МПа), когда композит содержит 10 мас.% реагента для обработки скважин. Способ обработки подземного пласта, пронизанного стволом скважины, включающий закачивание в ствол скважины текучей среды для обработки скважин, содержащей указанный выше композит. Способ стимуляции подземного пласта, включающий закачивание в пласт текучей среды для обработки скважин, содержащей указанный выше композит. Способ обработки подземного пласта, включающий введение в подземный пласт или ствол скважины, пронизывающий подземный пласт, указанный выше композита. Способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента для обработки скважин в подземном пласте или в стволе скважины путем введения в пласт или ствол скважины указанного выше композита, который после однократной обработки имеет продолжительность действия, составляющую, по меньшей мере, шесть месяцев. Способ ограничения поступления песка в ствол скважины, пронизывающий подземный пласт, включающий: введение в ствол скважины суспензии указанного выше композита и текучего носителя, помещение композита вблизи подземного пласта для образования проницаемого текучей средой уплотнения, способного уменьшать или практически предотвращать прохождение пластовых частиц из подземного пласта в ствол скважины при одновременном свободном прохождении пластовых текучих сред из подземного пласта в ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 8 н. и 19 з.п. ф-лы, 9 пр., 5 табл., 6 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины. Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах включает расслоение фенолоформальдегидной смолы путем ее выдержки не менее суток до появления на ее поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. После чего в части верхнего слоя, содержащей 5-10% от объема указанной смолы, растворяют 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы. Затем осуществляют перемешивание растворенной части верхнего слоя с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, в котором предварительно растворяют эпоксикарбазолилпропан в количестве 10-20% от массы исходной фенолоформальдегидной смолы, с последующим добавлением отвердителя. 2 з.п. ф-лы, 5 пр.
Настоящее изобретение относится к способам снижения потерь буровой жидкости и других жидкостей для подземного ремонта скважин в подземной формации во время бурения или сооружения буровых скважин в указанной формации. Технический результат заключается в получении отверждаемого состава, который способен подвергаться полимеризации свободных радикалов с in situ формированием материала для предотвращения потерь. Способ содержит подачу в скважину отверждаемого состава, содержащего органическое вещество, способное подвергаться свободнорадикальной (со)полимеризации, описанной следующей формулой: , где x - это целое число от 1 до 8; Fp - производное винилового эфира, сложного винилового эфира, аллилового эфира, сложного эфира аллилового спирта, винилкетона, стирола, α-метилстирола, виниламида, аллиламида, акриламида, малеата, фумарата или (мет)акрилата; L - органическая группа, содержащая (замещенную) ароматическую или (замещенную) алифатическую группу, содержащую один и более O, N, S или их сочетания; а Q отвечает замещенному или незамещенному одно- или многовалентному органическому радикалу, производному из полиалкиленоксидполиола, полиалкиленоксида с концевой аминной группой, полиолефина с гидроксильной концевой группой, полиолефина с концевой аминной группой, силикарбинола, (со)полистирольного полимера или их смесей. Вторая стадия заключается в отверждении указанного состава в скважине in situ. 10 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.
Наверх