Катионный буровой раствор



Катионный буровой раствор
Катионный буровой раствор
Катионный буровой раствор

Владельцы патента RU 2614837:

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

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 - повышение ингибирующих свойств и улучшение структурных показателей бурового раствора. Катионный буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-2,10; структурообразователь - катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; 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.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является катионно-ингибирующий буровой раствор, который содержит, мас.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 7-15; воду остальное (Патент РФ на изобретение №2492208 C2, кл. C09K 8/24, опубл. 10.09.2013).

Недостатком известного состава являются низкие ингибирующие и структурные свойства раствора, а именно статическое напряжение сдвига (СНС) и динамическое напряжение сдвига (ДНС), при этом наблюдается перерасход ВПК-402.

Задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в создании бурового раствора с заданными параметрами, в котором снижен расход полиэлектролита.

Технический результат, на достижение которого направлено данное изобретение, - повышение ингибирующих свойств и улучшение структурных показателей бурового раствора.

Отметим, что использование в качестве полиэлектролита ВПК-402 является частным случаем, в общем случае в качестве стабилизатора - понизителя фильтрации, ингибитора глин применяются полидадмахи различных молекулярных масс от различных производителей.

Данный технический результат достигается за счет того, что состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок и полидадмах, в качестве дополнительного структурообразователя содержит катионный полимер Росфлок КФ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 3-5
Полидадмах 1,75-2,10
Росфлок КФ 0,5-2
Вода Остальное

При необходимости плотность бурового раствора повышают карбонатными утяжелителями (мел, мраморная крошка, доломит, сидерит), баритовым концентратом.

Полидадмах представляет с собой катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.

Полидадмахи выпускаются в виде однородной по консистенции жидкости без посторонних включений, которая имеет оттенки от бесцветного до желтого цвета различной концентрации, а также может производиться в сухом порошкообразном виде. Молекулярная масса полидадмахов колеблется в широком диапазоне и в среднем составляет примерно 3⋅105. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 104 до 106 и более. Срок хранения полидадмахов для буровых растворов практически не ограничен.

Росфлок КФ - высокомолекулярный полиакриламид со степенью катионности 50-95%, эффективный эмульсионный катионный флокулянт, применяемый для очистки буровых растворов любых систем и оборотной воды от минералоорганических составляющих и для обезвоживания осадка хозяйственно-бытовых стоков на всех типах оборудования (центрифуги, фильтр-прессы, флотаторы). Росфлок КФ представляет собой низковязкую эмульсию от белого до бежевого цвета, по параметрам острой токсичности относится к 4 классу опасности - малоопасным химическим веществам по ГОСТ 12.1.007-76. Выпускается Росфлок КФ по ТУ 2458-006-22361394-2004 Волжским заводом ООО НПП «КФ». Срок хранения Росфлок КФ для буровых растворов практически не ограничен.

Изобретение поясняется Таблицами 1-2. В таблицах 1-2 приняты следующие обозначения и сокращения: ГП - глинопорошок марки ПБМВ; КФ - Росфлок КФ; П-х - полидадмах, ПФ - показатель фильтрации за 30 мин; ηпл - пластическая вязкость; τ0 - динамическое напряжение сдвига; СНС 1/10 - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 минут соответственно. СНС и ДНС характеризуют в буровых растворах следующее: статическое напряжение сдвига при остановке циркуляции не позволяет выбуренной породе (шламу) выпадать из раствора; динамическое напряжение сдвига - параметр, отвечающий за качество выноса выбуренной породы.

Из Таблицы 1 видно, что оптимальное количество реагентов в растворе составляет, масс. %: полидадмах от 1,75 до 2,10, Росфлок КФ от 0,5 до 2 (Таблица 1, пп. 4-9). Причем содержание полидадмаха (например, ВПК-402) ниже 1,75%, а Росфлок КФ ниже 0,5% приводит к ухудшению структурно-реологические показателей и повышению показателя фильтрации бурового раствора (Таблица 1, п. 3). При содержании Росфлок КФ в растворе выше 2% происходит значительное увеличение структурно-реологических показателей, в связи с этим дальнейшее увеличение концентрации реагента нецелесообразно (Таблица 1, п. 10).

Для проведения исследований ингибирующих свойств буровых растворов готовили увлажненные до 30% (пластичные) образцы глин в виде таблеток цилиндрической формы с диаметром сечения 22 мм и высотой 12 мм с заданным давлением на гидравлическом прессе. В качестве объекта, имитирующего набухающую глину, использовали глинопорошок марки ПБМВ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок».

Ингибирующие свойства бурового раствора оценивалось по количеству пропитанной жидкости в образцы-таблетки пластичных глин, т.е. по относительному увеличению массы образца-таблетки при выдержке в буровом растворе в течение 7 сут (табл. 2).

Относительное увеличение массы образца Δm (в %) определяется по формуле:

Δm=(m2-m1)⋅100%/m1,

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

Для повышения ингибирующих свойств в растворы вводят известные электролиты, например KCl, NaCl, CaCl2, ацетат или формиат натрия.

Катионный буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, полидадмах, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит Росфлок КФ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 3-5
Полидадмах 1,75-2,10
Росфлок КФ 0,5-2
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид – ПЭО, в качестве агента снижения трения и неионный полимер - НП, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва, когда указанная среда закачивается в ствол скважины, где НП защищает ПЭО от сдвигового разложения и где указанную среду вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и массовое соотношение ПЭО и НП составляет от 1:20 до 20:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО из-за турбулентного потока указанной среды.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и вода, применяющихся в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с газоносным горизонтом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов средней плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, их закрепление в прискважинной зоне пласта, ликвидация заколонных перетоков, ликвидация притока подошвенных вод установкой экрана в плоскости, ремонт эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пласта, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

Изобретение относится к способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм.

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей.

Настоящее изобретение относится к повышению нефтедобычи, когда углеводороды не протекают под действием естественных сил. Дисперсия для повышения нефтедобычи, содержащая диоксид углерода в жидком или сверхкритическом состоянии, разбавитель из группы, состоящей из воды, соляного раствора, реликтовой воды, поверхностной воды, дистиллированной воды, воды, обогащенной углекислотой, морской воды и их сочетаний и неионное поверхностно-активное вещество, получаемое реакцией алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и группы первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода С4-С30 разветвленного алкилмоноамина.

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. Технический результат - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины. Катионный буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,05-2,10; крахмал или декстрин 0,5-3,0; в качестве дополнительного структурообразователя катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; воду - остальное. 2 табл., 1 ил.

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. Технический результат - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости стенок ствола скважины при одновременном снижении расхода полидадмаха. Катионный буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,05-2,10; в качестве структурообразователя - катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; неионный эфир целлюлозы 0,2-0,5; воду остальное. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора и осадкоудерживающей способности. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: уксусную кислоту 15,0-40,0; фтористоводородную кислоту 1,0-3,0; тетранатриевую соль этилендиамин-N, N, N', N'-тетрауксусной кислоты трилон В 0,5-4,0; тринатриевую соль N-(гидроксиэтил) этилендиаминтриуксусной кислоты трилон D 1,5-6,0; аммоний хлористый 3,0-7,0; N-лаурил-β-иминодипропионат натрия Deriphat 160 С 0,5-2,0; ингибитор коррозии 2,0-6,0; воду остальное. 2 ил., 3 пр.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышении эффективности изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование. В изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости. По окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание производится непрерывно. При резком возрастании давления закачивание суспензии глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида в запланированном объеме и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч. 2 табл.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к реагентам для повышения отдачи нефтеносных пластов, находящихся на различной стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности и экономичности обработки. Состав реагента для увеличения нефтеотдачи пластов, включающий смесь натрий алкилбензосульфонатов (С18-С24), смесь полиэтиленгликолевых эфиров синтетических высших жирных спиртов (C16-C18), смесь моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов (CnH2n+1O(C2H4O)mH, где n=7-9, m=10-12) содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: указанная смесь натрий алкилбензосульфонатов 89,55, указанная смесь полиэтиленгликолевых эфиров синтетических высших жирных спиртов 9,95, указанная смесь моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов 0,5. 3 пр., 6 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления среднеплотных и легковесных керамических проппантов с насыпной плотностью 1,4 – 1,55 г/см3 из шихты на основе смеси термообработанного природного магнийсиликатного сырья и кварцполевошпатного песка. Магнийсиликатный проппант представляет собой керамические гранулы на основе метасиликата магния, изготовленные путем предварительной термообработки и помола исходных компонентов шихты, формования гранул, их обжига, охлаждения и рассева, где охлаждение осуществляют со скоростью 250°С/ч и более, а указанный метасиликат представлен протоэнстатитом и клиноэнстатитом при следующем их соотношении, об.%: протоэнстатит 55-95, клиноэнстатит 5-45. Технический результат – повышение устойчивости к циклическим сжимающим нагрузкам при сохранении требуемых прочностных характеристик. 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к керамическому расклинивающему агенту. Способ получения керамического расклинивающего агента включает стадии: а) подготовку, включающую измельчение исходных материалов, содержащих магнийсодержащий материал, и вспомогательных материалов с получением шихты, б) гранулирование шихты с получением гранул предшественника расклинивающего агента, в) обжиг гранул предшественника расклинивающего агента с получением гранул расклинивающего агента и стадию предварительного обжига магнийсодержащего материала в восстановительной атмосфере, которую проводят перед стадией а). Керамический расклинивающий агент, полученный указанным выше способом, характеризуется содержанием энстатита от 50 до 80 масс. % и магнезиоферрита от 4 до 8 масс. %. Способ обработки подземного пласта включает обеспечение указанного выше керамического расклинивающего агента, смешивание его с рабочей жидкостью для гидроразрыва пласта и введение полученной смеси в подземный пласт. Применение указанного выше керамического расклинивающего агента - для гидроразрыва подземного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – улучшение эксплуатационных характеристик расклинивающего агента. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 пр.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов. Технический результат - повышенине устойчивости глинистых минералов к гидратации и диспергируемости при бурении буровыми растворами на водной основе, предотвращение сальникообразования, снижение коллоидной фазы и повышение смазочных и противоприхватных свойств. Органический ингибитор глин для буровых растворов содержит смазочную добавку ФК-2000 Плюс, состоящую из жирных кислот триглицеридов подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового масла с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас.%, нейтрализующего агента в количестве 3-6 мас.%, полиэтиленгликолевого эфира моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас.% и воды остальное, Дипроксамин 157 и смесь растительных и минеральных масел в соотношении от 1:1 до 1:9 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: смазочная добавка ФК-2000 Плюс 4-8; Дипроксамин 157 6-28; смесь растительных и минеральных масел - остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду. Поставленная задача решается тампонажным составом, содержащим, мас.%: 15-25 сополимерной непластифицированной акриловой эмульсии на основе стирола и эфиров метакриловой кислоты, 4-15 сополимера карбоновых кислот акрилового ряда, их эфиров и солей и 64-70 тонкодисперсных минеральных добавок. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления. Способ глушения нефтяной скважины включает закачивание в скважину по колонне НКТ солевого раствора на основе хлорида калия с плотностью, необходимой для пластовых условий. Далее закачивают вязкоупругий состав, включающий солевой раствор на основе хлорида калия, 0,1 мас.% каустической соды и полимер-загуститель с наполнителем - 0,75 мас.% ксантановой камеди и с 2,5 мас.% вермикулита. Закаченные компоненты продавливают через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне и образовавшуюся в процессе гидроразрыва трещину разрыва в прискважинную зону с образованием на забое и в призабойной зоне пласта блокирующего экрана, непроницаемого для воды и газа, содержащегося в добываемой нефти. Затем закачивают по колонне НКТ в затрубное пространство только солевой раствор созданием прямой циркуляции между эксплуатационной колонной и спущенной в нее колонной НКТ. 2 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-10-12 2017-04-12T00:54:53
Наверх