Буровой раствор



Буровой раствор
Буровой раствор

 


Владельцы патента RU 2604529:

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

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.
Наверх