Буровой раствор

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей глинистого раствора, повышение загущающих свойств. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 1-3; в качестве загустителя и структурообразователя редкосшитый акриловый полимер Карбопол 0,061-0,2; воду остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин.

Из уровня техники известен глинистый буровой раствор, включающий воду и глинопорошок. Структурно-реологические показатели глинистого раствора зависят от сорта (марки) глинопорошка. При этом уменьшение в составе раствора глинистой фазы приводит к повышению технико-экономических показателей бурения, таких как механическая скорость, проходка на долото и др. (см. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972, с. 329-330).

Наиболее близким техническим решением является состав, включающий воду и глинопорошок. В качестве дополнительного загустителя и структурообразователя состав содержит биополимер, позволяющий снизить содержание глинопорошка. Однако биополимер имеет низкую загущающую способность, подвержен биодеструкции и без ввода бактерицидов раствор теряет свои свойства и показатели. Существенный недостаток известного бурового раствора, включающего биополимер и бактерициды, заключается в том, что Бактерициды относятся к классу ядохимикатов (Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972, с. 186).

Задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в создании бурового раствора, лишенного указанных недостатков.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является повышение загущающих свойств глинистого раствора, т.е. улучшение его структурно-реологических показателей.

Технический результат изобретения достигается за счет того, что состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок, в качестве дополнительного загустителя и структурообразователя содержит редкосшитый акриловый полимер Карбопол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 1-3
Карбопол 0,061-0,2
Вода остальное

Карбополы (редкосшитые акриловые полимеры - РАП) - производные акриловой кислоты. В США и Европе карбополы принято называть карбомерами. Все РАП получают на основе акриловой кислоты. Главное отличие между полимерами различных марок заключается в соотношении количеств сополимеров и количестве поперечных сшивок. Небольшое изменение их числа позволяет получать большое количество различных РАП со специфическими свойствами без существенного изменения их молекулярной структуры. Полимеры представляют собой эфир гомополимеров акриловой кислоты, поперечно сшитых аллилсахарозой, аллилпентаэритритом или дивинилгликолем. Теоретически рассчитанная молекулярная масса этих полимеров находится в пределах от 700000 до 3-4 миллиардов, однако методы определения реальной молекулярной массы РАП отсутствуют. Формула РАП может быть представлена в следующем виде:

По внешнему виду РАП представляют собой белые хлопьевидные гигроскопичные порошки слабокислой реакции, набухающие в воде после диспергирования и образующие стабильные гели.

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 предлагаемого состава использовался глинопорошок марки ПБМБ.

Результаты проведенных исследований представлены в Таблице, в которой предусмотрены следующие обозначения и сокращения: T - вязкость раствора (с - секунды), СНC - статическое напряжение сдвига, ηпл - пластическая вязкость (мПа·с); τ0 - динамическое напряжение сдвига (Па), гл. - глинистый раствор.

В результате проведенных исследований было выявлено, что раствор, включающий 3% гл.; 0,1% биоксан; 96,9% вода (п. 2 Таблицы), подвержен биодеструкции и через 5 суток наблюдалось загнивание раствора с ухудшением всех технологических показателей. В качестве загустителя и структурообразователя в раствор был введен редкосшитый акриловый полимер Карбопол. Согласно проведенным экспериментальным исследованиям оптимальное количество реагента Карбопол, при содержании глинопорошка 1-3%, составляет 0,05-0,2% (Таблица, пп. 5-10). Из Таблицы следует, что при содержании глинопорошка ниже 1%, а Карбопола ниже 0,05% загущение бурового раствора (Таблица, п. 4) не достигается, а при содержании глинопорошка более 3%, а Карбопола более 0,2% происходит увеличение структурно-реологических показателей глинистого раствора до неприемлемо высоких значений (Таблица, п. 11).

Предлагаемый буровой раствор можно приготовить следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют Карбопол.

Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, отличающийся тем, что в качестве загустителя и структурообразователя раствор содержит редкосшитый акриловый полимер Карбопол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 1-3
Карбопол 0,061-0,2
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гетерогенного размещения проппанта в трещине гидравлического разрыва. Способ включает закачку первой жидкости для обработки, содержащей газ и по существу лишенной макроскопических частиц, через ствол скважины под давлением, достаточным для инициирования гидроразрыва в подземном пласте; закачку второй жидкости для обработки, содержащей проппант и экстраметрический материал, через ствол скважин в разрыв, где закачка достигается различными импульсными концентрациями проппанта в графике закачки, и формирование множества групп проппанта, содержащих проппант и экстраметрический материал, в разрыве.

Изобретение относится к созданию термостойких газогенерирующих кислотообразующих высокопрочных топлив для скважинных аппаратов различного механизма действия: пороховых аккумуляторов давления скважинных, пороховых генераторов давления, пулевых и кумулятивных перфораторов и др.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в процессах добычи, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов. Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена, поверхностно-активное вещество и растворитель, содержит дополнительно масло ПОД и в качестве растворителя углеводородный растворитель, получаемый при производстве синтетического каучука в виде пипериленовой фракции, при следующем соотношении компонентов, мас.%: блок-сополимер оксидов этилена и пропилена 20-70, масло ПОД 20-52, поверхностно-активное вещество 1-10, указанная пипериленовая фракция - остальное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для вскрытия пластов-коллекторов, содержащих нефть, газ или конденсат. Технический результат - повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С.

Группа изобретений относится к кондиционированию грунта при работе туннелепроходческих механизированных комплексов ТПМК в забое, консолидации и стабилизации плывунных водонасыщенных грунтов.

В настоящем изобретении предложены модифицированные проппанты и способы их получения. Модифицированный проппант, содержащий субстрат частицы проппанта и гидрогелевое покрытие, где указанное покрытие содержит образующий гидрогель полимер, имеет толщину от 0,01% до 20% среднего диаметра указанного субстрата, образующий гидрогель полимер набухает при контакте с жидкостью на водной основе с образованием гидрогелевого покрытия вокруг субстрата частицы проппанта, после гидратации и набухания указанное покрытие имеет толщину от 10% до 1000% среднего диаметра частиц субстрата проппанта, указанный образующий гидрогель полимер поперечно сшит с обеспечением при этом повышения свойств полимера к водопоглощению и набуханию.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

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 пород. Технический результат изобретения - повышение ингибирующих свойств раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 2-6; в качестве дополнительного ингибитора глин - хлорид калия KCl 3-5; воду 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 глинистых пород. Технический результат изобретения - улучшение фильтрационных показателей раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 2-6; сульфат алюминия 0,2-0,5; вода - остальное. 1 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. Технический результат изобретения - улучшение структурно-реологических показателей. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 1-2; сульфат алюминия Al2(SO4)3·18H2O 0,5-6; каустическую соду NaOH 0,18-2,16; воду остальное. 1 табл.

Группа изобретений 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 изобретения - улучшение структурно-реологических и фильтрационных показателей раствора. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 1,5-1,9; неионный эфир целлюлозы 0,2-0,5 или крахмал 0,5-2,0, или ксантановую смолу 0,1-0,3, или декстрин 1,0-3,0; воду остальное. 4 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас. %, 1-10 мас. % сухого силиката натрия и содержащего 0,01-0,30 мас. % ЧГПАА и 0,1-0,60 мас. % закрепителя - кальция хлористого технического. Технический результат - повышение эффективности обработки, обеспечение закачки состава в большем его количестве в более удаленную зону пласта. 2 табл.

Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания ствола скважины. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты. Способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, где указанная жидкость содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности снижения потери жидкостей для обслуживания ствола скважины. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 4 табл. .

Изобретение относится к расклинивающим наполнителям и способам их создания. Описывается множество керамических расклинивающих наполнителей, где наполнители являются монодисперсными с распределением, являющимся распределением 3-сигма или ниже с шириной общего распределения 5% или менее от среднего размера частиц, а также другие варианты указанных наполнителей, способы изготовления этих расклинивающих наполнителей и способы использования этих расклинивающих наполнителей в извлечении углеводородов. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение степени монодисперсности расклинивающего наполнителя, производительности при его получении, повышение эффективности гидроразрыва с использованием указанных наполнителей. 18 н. и 147 з.п. ф-лы, 38 ил., 15 табл., 7 пр.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к реагентам для химической обработки буровых растворов. Технический результат - получение феррохромлигносульфонатого реагента, обеспечивающего получение комплексных соединений с повышенным разжижающим эффектом и термостойкостью, а также снижение содержания токсичного хрома в составе реагента. Способ получения модифицированного феррохромлигносульфонатного реагента включает создание в реакционной массе лигносульфоната окислительно-восстановительной системы из Fe2+ и Cr6+ и получение хрома и железа в трехвалентной форме с последующим образованием комплексов с лигносульфонатом и высушиванием. В заявленном способе в массу лигносульфоната технического жидкого вводят сульфат железа(II), массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C. В полученную массу вводят бихромат натрия в виде водного раствора, выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C. Затем вводят модифицирующий реагент - комплексон трифосфат натрия в виде водного раствора. Массу выдерживают при постоянном перемешивании в течение 1,0 часа при температуре 30-40°C, затем подкисляют серной кислотой в виде водного раствора в количестве до рН=4,0-5,0, после чего массу высушивают на распылительной сушилке. 2 ил., 3 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин. Технологическая жидкость содержит водоудерживающий и загущающий компонент - крахмал марки МК-Ф, ингибитор набухания глинистых минералов - калий углекислый, гидрофобизирующий агент ГФ-1 марки К, кальцинированную соду и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: кальцинированная сода 0,1-0,2, крахмал марки МК-Ф 1,8-2,5, калий углекислый 5-25, ГФ-1 марки К 0,1-0,25, вода - остальное. Техническим результатом является получение жидкости для освоения скважин с повышенным показателем восстановления проницаемости продуктивного пласта и пониженной пластической вязкостью, обеспечивающей благоприятные условия для вызова притока жидкости из пласта к забою скважины. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к способу получения композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии для улучшения текучести сырой нефти при низких температурах. Способ включает стадии объединения в экструдере сополимера этиленвинилацетата, диспергатора и воды для получения водной дисперсии сополимера этиленвинилацетата, к которой, необязательно, может быть примешан водный понизитель температуры замерзания. Полученный понизитель температуры застывания обеспечивает уменьшение температуры застывания сырых нефтей, существует в состоянии жидкости в широком температурном диапазоне и демонстрирует долговременную устойчивость к сливкообразованию. 9 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 10 пр.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей глинистого раствора, повышение загущающих свойств. Буровой раствор включает, мас.: глинопорошок 1-3; в качестве загустителя и структурообразователя редкосшитый акриловый полимер Карбопол 0,061-0,2; воду остальное. 1 табл.

Наверх