Технологическая жидкость для освоения скважин

Авторы патента:

C09K8/00 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2606601:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" (RU)

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 нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин.

Наиболее близким составом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является буровой раствор для заканчивания, освоения и капитального ремонта скважин, включающий полидадмах, многоатомный спирт, хлористый калий и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полидадмах	5-15
Многоатомный спирт	3-30
Хлористый калий	3-10
Вода	остальное

В качестве многоатомного спирта жидкость может содержать глицерин, триэтиленгликоль, пропиленгликоль, диэтиленгликоль, Т-92, гександиол и бутандиолы (патент РФ №2534286 от 27.11.2014). Данный состав принят в качестве прототипа.

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - водоудерживающий и загущающий компонент, ингибитор набухания глинистых минералов, вода.

Недостатком известной жидкости, принятой за прототип, является высокое содержание полимера (5-15%), его высокая устойчивость к деструкции, что приводит к засорению призабойной зоны и снижению показателя восстановления проницаемости продуктивного пласта по нефти.

Задачей изобретения 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.

Поставленная задача была решена за счет того, что известная технологическая жидкость для освоения скважин, содержащая водоудерживающий и загущающий компонент, ингибитор набухания глинистых минералов и воду, в качестве водоудерживающего и загущающего компонента содержит крахмал марки МК-Ф, в качестве ингибитора набухания глинистых минералов калий углекислый и дополнительно содержит гидрофобизирующий агент ГФ-1 марки К и кальцинированную соду 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

Отличительные признаки заявляемого раствора от раствора по прототипу - содержание в качестве водоудерживающего и загущающего компонента крахмала марки МК-Ф; содержание в качестве ингибитора набухания глинистых минералов калия углекислого; введение гидрофобизирующего агента ГФ-1 марки К и кальцинированной соды; иное количественное соотношение используемых 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.

Отличительные признаки в совокупности с известными позволяют получить жидкость 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.

Использование крахмала марки МК-Ф в качестве загустителя и водоудерживающего компонента позволит снизить водоотдачу раствора, не увеличивая при этом его пластическую вязкость. Крахмал является природным полимером, разлагается вследствие биодеструкции в пласте и не приводит к его засорению.

Использование в качестве ингибитора набухания глинистых минералов калия углекислого K₂CO₃ позволит избежать их гидратации, что способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов.

Введение в заявляемый состав гидрофобизирующего агента ГФ-1 марки К позволит предотвратить образования водонефтяных эмульсий и пленок воды на горных породах, что обеспечит высокий показатель восстановления проницаемости продуктивного пласта, снизит коррозию нефтепромыслового оборудования.

Введение кальцинированной соды позволит снизить жесткость воды и создать щелочную среду, что способствует улучшению работы крахмала и увеличивает его стабильность.

Для получения предлагаемой жидкости для освоения скважин в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- Крахмал кукурузный модифицированный МК-Ф по ТУ 9187-001-964577359-2014 - представляет собой природный полимер - белое твердое вещество без запаха и вкуса, растворимое в воде.

- Кальцинированная сода по ГОСТ 5100-85 - представляет собой белый мелкокристаллический порошок.

- Калий углекислый по ГОСТ 4221-76 - белое кристаллическое вещество, хорошо растворимое в воде.

- ГФ-1 марка К по ТУ 2482-054-53501222-2006 - жидкость от бесцветной до светло-коричневого цвета, представляет собой раствор ПАВ.

- Вода.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.

Пример 1

В 800 г воды (87,7%) вводят 0,91 г кальцинированной соды (0,1%), постепенно добавляют 18,2 г крахмала (2%), 91 г углекислого калия K₂CO₃ (10%), 1,7 г ГФ-1 марки К (0,2%), перемешивают.

Пример 2

В 800 г воды (92,3%) вводят 0,87 г кальцинированной соды (0,1%), постепенно добавляют 21,67 г крахмала (2,5%), 43,34 г углекислого калия K₂CO₃ (5%), 0,87 г ГФ-1 марки К (0,1%), перемешивают.

Пример 3

В 800 г воды (72,9%) вводят 2,19 г кальцинированной соды (0,2%), постепенно добавляют 19,75 г крахмала (1,8%), 274,35 г углекислого калия K₂CO₃ (25%), 1,00 г ГФ-1 марки К (0,1%), перемешивают.

Приготовленные составы прошли лабораторные испытания.

В процессе проведения испытаний полученной жидкости определяли значения показателей свойств полученной жидкости - пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, условную вязкость и плотность. Заявленная жидкость была испытана в лабораторных условиях с целью установления ее влияния на восстановление проницаемости образцов керна, отобранных из продуктивных пластов. Замер основных технологических параметров полученной жидкости освоения производили на стандартных приборах.

Данные о свойствах известной и предлагаемых жидкостей приведены в таблице.

Как видно из данных таблицы, разработанная жидкость для освоения скважин имеет низкие показатели пластической вязкости и высокие показатели восстановления проницаемости горных пород пласта.

Разработанный состав жидкости освоения позволит осваивать скважины с минимальным снижением естественной проницаемости пород-коллекторов и вызывать приток жидкости из пласта к забою скважины, соответствующий ее добывным возможностям.

Технологическая жидкость для освоения скважин, содержащая водоудерживающий и загущающий компонент, ингибитор набухания глинистых минералов и воду, отличающаяся тем, что в качестве водоудерживающего и загущающего компонента она содержит крахмал марки МК-Ф, в качестве ингибитора набухания глинистых минералов калий углекислый и дополнительно содержит гидрофобизирующий агент ГФ-1 марки К и кальцинированную соду 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

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.

Синтетические расклинивающие наполнители и монодисперсные расклинивающие наполнители и способы их изготовления // 2605977

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.

Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения // 2605469

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 повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта-грп // 2605218

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.

Буровой раствор (варианты) // 2605217

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.

Катионный буровой раствор // 2605215

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

Катионоингибирующий буровой раствор // 2605214

Ингибирующий буровой раствор // 2605109

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.

Буровой раствор // 2604529

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

Гетерогенное размещение проппанта в гидроразрыве пласта с наполнителем из удаляемого экстраметрического материала // 2603990

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.

Способ получения композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии // 2606625

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.

Композиция водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии // 2606626

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.

Дисперсионная жидкость для бурения и способ добычи полезных ископаемых с помощью дисперсионной жидкости // 2607564

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.

Способ обезвреживания высокоминерализованных отходов бурения и установка для его осуществления // 2607599

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.

Способ получения керамического проппанта с полимерным покрытием // 2607831

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.

Способ добычи природного газа из гидратов // 2607849

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ. По способу производят разбуривание залежи скважинами со вскрытием гидратного пласта. После этого производят закачку в скважину первичного агента в виде термодинамического ингибитора гидратообразования с обеспечением условий смещения равновесных параметров устойчивости гидратов метана при термобарических условиях пласта в область снижения устойчивости гидратов. Производят при этом закачку и вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта при степени разбавления исходной концентрации используемого ингибитора гидратообразования гидратной водой не более чем в 10 раз. Осуществляют отбор добываемой продукции. При значительном расстоянии между скважинами первичный и вторичный агенты закачивают одновременно. При небольшом расстоянии между скважинами упомянутые агенты закачивают последовательно. 1 з.п. ф-лы, 8 пр., 6 табл.

Композиция поверхностно-активного вещества // 2607952

Изобретение относится к усовершенствованным композициям поверхностно-активных веществ. Описана композиция поверхностно-активного вещества, содержащая молекулы алкиларилсульфоната, причем более 30 масс. % алкиларилсульфоната в композиции поверхностно-активного вещества составляют один или более видов молекул с формулой:[R-X-Ar(SO3)-]a[Mn+]b, где X является линейной ациклической алифатической гидрокарбильной цепью; R присоединен к нетерминальному атому углерода X и выбран из Н и С1, С2 и С3 алкильных групп; X и R совместно содержат 10 атомов углерода; Ar является фенильной группой; M является катионом; n выбрано из 1, 2 и 3; и а и b выбраны такими, что молекула алкиларилсульфоната является электронейтральной, причем более 20 масс. % алкиларильных молекул в композиции поверхностно-активного вещества содержат R, который является метильной группой, и более 40 масс. % молекул алкиларилсульфоната в композиции поверхностно-активного вещества содержат фенильную группу, присоединенную к атому углерода, который соединен с одним из двух терминальных атомов углерода X (бета-положение в гидрокарбильной цепи X). Технический результат – обеспечение новых поверхностно-активных композиций, которые имеют хорошую растворимость, легкую биоразлагаемость, устойчивость против жесткой воды и хорошие физические технологические свойства. 7 н. и 8 з.п. ф-лы, 10 табл., 13 ил.

Шихта и способ получения проппанта // 2608100

Изобретение относится к производству проппантов - расклинивающих гранул, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Технический результат - уменьшение плотности проппанта и использование техногенных отходов при производстве проппантов. Шихта для получения проппанта, включающая алюмосиликатное сырье и спекающую добавку, содержит в качестве алюмосиликатного сырья смесь состава, мас.%: минеральная часть угля Канско-Ачинского или Кузнецкого, или Экибастузского или Подмосковного угольных бассейнов - отходы обогащения угля или их смесь с золошлаком и/или золой уноса 10,0-90,0 и по крайней мере один компонент из: боксит, каолин, кианит, силлиманит, андалузит, аморфный глинозем - остальное, а в качестве спекающей добавки - по крайней мере один компонент из: белитовый шлам, мел технический, доломит, борная кислота, фторид аммония или кальция, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный алюмосиликатный компонент 70,0-99,5, указанная спекающая добавка 0,5-30,0. Способ получения проппанта с пикнометрической плотностью 1,5-2,9 г/см3 и размерами 0,2-4 мм из указанной выше шихты, включающий предварительную термообработку отходов углеобогащения, боксита, каолина, кианита, силлиманита, андалузита при 850-1450°С, а аморфного глинозема, золошлаковых отходов, золы-уноса, спекающей добавки - при 110-550°С, помол компонентов шихты, гранулирование в смесителе-грануляторе молотой шихты со связующим - 3%-ным водным раствором карбоксиметилцеллюлозы или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических при количестве связующего 10,0-40,0% от массы шихты, сушку гранул, рассев полученных гранул, их обжиг во вращающейся печи, охлаждение до температуры окружающей среды и рассев их на товарные фракции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 2 з. п. ф-лы, 24 пр., 1 табл.

Способ изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную залежь // 2608103

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности создания газоизоляционного экрана необходимых размеров, а также прочностью и долговечностью, обеспечивающими надежную изоляцию газа. По способу осуществляют глушение скважины. Извлекают внутрискважинное оборудование. Спускают компоновку для радиального бурения. Спуск этой компоновки осуществляют на глубину, равную местоположению газонефтяного контакта. Бурение радиальных каналов из эксплуатационной колонны. Это бурение проводят на уровне газонефтяного контакта по радиусу протяженностью больше радиуса газового конуса, направленного в нефтяную залежь. Извлекают из скважины компоновку для радиального бурения. Спускают в скважину гибкую трубу. Закачивают через эту трубу изолирующую композицию при следующем соотношении компонентов, % масс.: микродур U - 48,5-49,2; полифункциональный модификатор PFM-ISO - 0,8-1,5; суперпластификатор F-10 -1,5; вода - остальное. При этом дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны проводят ниже установленного газоизоляционного экрана, радиальные каналы перед закачкой изолирующего состава не обсаживают и обеспечивают возможность растекания изолирующей композиции по приканальным зонам для получения экрана заданной толщины. Изолирующую композицию докрепляют цементным раствором. Оставляют скважину на период ожидания затвердевания цемента. Осваивают скважину и выводят ее на рабочий режим. 5 табл., 4 ил.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта // 2608137

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука 0,3-1,5, ОЭЦ 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %.: древесная мука 0,001-0,5, ОЭЦ 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7). 3 табл., 2 пр.