Буровой раствор (варианты)

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.

 

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.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемым вариантам бурового раствора является ингибирующий буровой раствор, включающий в мас.%: высококоллоидный бентопорошок марки ПБМВ 6-15, водорастворимый полимер - катионный коагулянт Росфлок марки 99М 2-6, воду - остальное (Патент RU 2468057, кл. С09К 8/24, опубл. 27.11.2012).

Недостатком известного состава является большой расход Росфлок 99М, неудовлетворительные структурно-реологические и фильтрационные показатели.

Задача, решаемая предлагаемыми составами бурового раствора, заключается в создании растворов, обладающих улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными показателями при снижении расхода Росфлок 99М.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемая группа изобретений, является улучшение структурно-реологических и фильтрационных показателей.

Сущность первого варианта изобретения заключается в том, что в состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок и Росфлок 99М, в качестве вспомогательного реагента введен неионный водорастворимый эфир целлюлозы (НЭЦ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 2-3
Росфлок 99М 1,5-1,9
НЭЦ 0,2-0,5
Вода остальное

Сущность второго варианта изобретения заключается в том, что в состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок и Росфлок 99М, в качестве вспомогательного реагента введен крахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 2-3
Росфлок 99М 1,5-1,9
Крахмал 0,5-2,0
Вода остальное

Сущность третьего варианта изобретения заключается в том, что в состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок и Росфлок 99М, в качестве вспомогательного реагента введена ксантановая смола при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 2-3
Росфлок 99М 1,5-1,9
Ксантановая смола 0,1-0,3
Вода остальное

Сущность четвертого варианта изобретения заключается в том, что в состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок и Росфлок 99М, в качестве вспомогательного реагента введен декстрин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 2-3
Росфлок 99М 1,5-1,9
Декстрин 1,0-3,0
Вода остальное

В предлагаемых буровых растворах может быть использован бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и ПКГН, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок». Результаты исследований приведены в таблицах с учетом использования глинопорошка марки ПБМА в составе предложенных растворов.

В качестве неионного эфира целлюлозы в растворе могут быть использованы известные в бурении реагенты, выпускаемые различными заводами: или гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), или оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ), или натросол.

Для достижения дополнительного технического результата - улучшения ингибирующих свойств в предлагаемые буровые растворы вводят неорганические ингибиторы набухания глин, мас.%: NaCl - 3, KCl - 3 и CaCl2 - 1.

Росфлок 99М - катионизированный низкомолекулярный полиакриламид с функциональными группами линейно-циклической структуры. Структурная формула Росфлок 99М представлена из повторяющихся мономерных звеньев. В товарном продукте молекулярная масса Росфлок 99М может изменяться в пределах от 0,5·106 до 1,5·106. Росфлок 99М выпускается по ТУ 2482-001-22361394-2001 в сухом и жидком виде различной концентрации.

При необходимости буровой раствор утяжеляется баритовым концентратом.

Изобретение поясняется с помощью Таблиц 1-3. В Таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию НЭЦ на технологические показатели буровых растворов, стабилизированных катионным полимером Росфлок 99М. В Таблице 2 приведены оценки ингибирующих свойств бурового раствора с Росфлок 99М и неионными полисахаридами. В Таблице 3 приведены технологические показатели буровых растворов с Росфлок 99М и полисахаридами неионного типа. В таблицах приняты следующие сокращения и обозначения: ГП - глинопорошок, ПФ - показатель фильтрации, τ0 - динамическое напряжение сдвига и ηпл - показатель пластической вязкости, СНС - показатель статического напряжения сдвига.

Из Таблицы 1 следует, что при содержании Росфлок 99М и неионного водорастворимого эфира целлюлозы в мас.% ниже 1,5 и 0,2 соответственно показатель фильтрации увеличивается (Табл. 1, п. 2). Увеличение содержания Росфлок 99М и НЭЦ в мас.% более 1,9 и 0,5 соответственно неэффективно (Табл. 1, п. 7), так как приводит к перерасходу Росфлок 99М и НЭЦ, а также резкому увеличению структурно-реологических свойств без существенного уменьшения показателя фильтрации.

Во время проведения экспериментальных исследований ингибирующие свойства бурового раствора оценивались по количеству пропитанной жидкости образцами-таблетками, т.е. по увеличению массы образца-таблетки при выдержке в буровом растворе в течение 7 суток (Табл. 2). Относительное увеличение массы в % определяется по формуле:

Δm=(m2-m1)·100%/m1,

где m2 - масса образца, выдержанного в испытуемой среде в течение 7 сут; m1 - масса исходного образца.

Анализ результатов испытаний, приведенных в Таблицах 1 и 2, позволяет сделать вывод о том, что использование неионного эфира целлюлозы в сочетании с Росфлок 99М приводит к существенному снижению расхода Росфлок 99М, обеспечивает управление показателями фильтрации, структурно-реологическими свойствами и снижает пропитку фильтрата в образец, тем самым обеспечивает повышение устойчивости глинистых пород.

Неионные эфиры целлюлозы относятся к классу полисахаридов неионного типа, к которым относятся также крахмал, декстрин, ксантановая смола. Перечисленные полисахариды могут быть использованы в предлагаемых растворах вместо НЭЦ в качестве вспомогательного реагента с сохранением ингибирующих свойств раствора. Результаты данных исследований приведены в Таблице 2, из которой видно также, что введенные в растворы неорганические ингибиторы набухания глин, мас.%: NaCl - 3; KCl - 3 и CaCl2 - 1 приводят к значительному улучшению ингибиторных свойств растворов.

Результаты исследований по влиянию полисахаридов неионного типа на технологические показатели буровых растворов, стабилизированных катионным полимером Росфлок 99М, приведены в Таблице 3.

Увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита в количестве от 5 до 100 мас. ч. на 100 мас. ч. раствора.

Предлагаемый буровой раствор может быть приготовлен, например, следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют Росфлок 99М и соответствующий вспомогательный реагент, позволяющий сохранить ингибирующие свойства бурового раствора, например НЭЦ, или крахмал, или декстрин, или ксантановую смолу. При необходимости в раствор добавляют баритовый утяжелитель.

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Росфлок 99М, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит неионный эфир целлюлозы (НЭЦ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 2-3
Росфлок 99М 1,5-1,9
НЭЦ 0,2-0,5
Вода остальное

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неорганические ингибиторы набухания глин, мас.%:

NaCl 3
KCl 3
CaCl2 1

3. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве неионного эфира целлюлозы используют или гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ), или оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), или натросол.

4. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Росфлок 99М, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит крахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 2-3
Росфлок 99М 1,5-1,9
Крахмал 0,5-2,0
Вода остальное

5. Раствор по п. 4, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неорганические ингибиторы набухания глин, мас.%:

NaCl 3
KCl 3
CaCl2 1

6. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Росфлок 99М, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит биополимер ксантановую смолу при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 2-3
Росфлок 99М 1,5-1,9
Ксантановая смола 0,1-0,3
Вода остальное

7. Раствор по п. 6, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неорганические ингибиторы набухания глин, мас.%:

NaCl 3
KCl 3
CaCl2 1

8. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Росфлок 99М, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит декстрин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 2-3
Росфлок 99М 1,5-1,9
Декстрин 1,0-3,0
Вода остальное

9. Раствор по п. 8, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неорганические ингибиторы набухания глин, мас.%:

NaCl 3
KCl 3
CaCl2 1



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

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.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей глинистого раствора, повышение загущающих свойств.

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.

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 композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии для улучшения текучести сырой нефти при низких температурах. Композиция содержит сополимер этилена-винилацетата, диспергатор, воду и необязательно водный понизитель температуры застывания. Полученный понизитель температуры застывания обеспечивает уменьшение температуры застывания сырых нефтей, существует в состоянии жидкости в широком температурном диапазоне и демонстрирует долговременную устойчивость к сливкообразованию. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 10 пр.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат - высокая способность к гидролизу при низкой температуре реагента жидкости, применяемой при бурении и обработке пласта. Дисперсионную жидкость для бурения получают диспергированием в водной среде полиоксалата в качестве способного к гидролизу смоляного материала. Способ добычи полезных ископаемых из скважины, образованной бурением, включает этап ввода указанной выше дисперсионной жидкости в скважину под давлением для осуществления гидролиза способного к гидролизу смоляного материала в горячей воде с температурой не ниже 40°C. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 4 табл.

Группа изобретений относится к установке для обезвреживания высокоминерализованных отходов бурения, содержащих нефтепродукты, тяжелые металлы, синтетические поверхностно-активные вещества и другие загрязнители, основанной на введении отверждающего состава, и способу, осуществляемому с ее использованием. Установка содержит насосы, трубопроводы, блок приема и отмывки отходов бурения, блок грубой механической очистки, блок приготовления и дозирования реагентов, блок очистки загрязненного рассола, блок тонкой механической очистки, емкость для временного хранения осветленного рассола. Установка дополнительно содержит блок инертизации, смесительный модуль которого оборудован донной заслонкой для выгрузки отвержденного материала и связан магистралью с блоком грубой механической очистки, блоком очистки загрязненного рассола и блоком тонкой механической очистки. Входящая в состав блока приема и отмывки отходов бурения смесительная емкость снабжена лопастной мешалкой, загрузочной воронкой и оборудована гидродинамическим диспергатором. Все блоки установки объединены в единое целое с помощью рам и металлоконструкций и могут базироваться на сварной раме двухосного прицепа. Обработку отходов бурения осуществляют инертизацией после проведения отмыва от солей с получением отмытого бурового шлама загрязненного рассола с последующим тщательным механическим перемешиванием в течение 2-3 мин бурового шлама с отверждающим составом не менее 20% масс. на основе вяжущего цемента марки ПЦ М-500 40-80% масс. и тонкодисперсной активной сорбционной добавки - опоки 20-60% масс. при влажности 40%. Затем добавляют раствор активатора затворения, в качестве которого используют 20% жидкое стекло в количестве 10-20% от объема сухого отверждаемого материала, и тщательно перемешивают в течение 5-7 мин. Загрязненный рассол направляют на многоступенчатую очистку методом коагуляции, флокуляции и центрифугирования с образованием твердой фазы, отправляемой на инертизацию. Группа изобретений обеспечивает снижение отрицательной экологической нагрузки на объекты природной среды. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к области интенсификации добычи сланцевого газа и сланцевой нефти методом гидроразрыва пласта - ГРП, в частности к способам получения расклинивающих агентов, используемых в составе рабочей жидкости ГРП. В способе получения керамического проппанта с полимерным покрытием, включающем развитие микрорельефной поверхности керамических гранул, поверхность гранул подвергают предварительному травлению с последующей промывкой, сушкой и обработкой катализатором, а покрытие синтезируют при нагревании на подготовленной поверхности из смеси ароматических спиртов и веществ, служащих источником альдегидных групп, с последующим внесением добавок и их смесей в количестве от 5% до 80% от массы полимерного покрытия. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – усиление адгезии, повышение прочности и кислотостойкости. 4 з.п. ф-лы, 5 пр.

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.

Наверх