Катионный буровой раствор с повышенными ингибирующими и крепящими свойствами

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 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.

Известен буровой раствор, содержащий, мас.%: глинопорошок 3,3-5,3; ВПК-402 - 1,4-2,4; жидкий парафин С10-C16 - 5,3-8,8; пеногаситель МАС-200 - 0,06-0,2; воду - остальное (патент РФ на изобретение №2492207 С1, кл. С09К 8/18, опубл. 10.09.2013). К недостаткам известного состава относятся низкие крепящие свойства бурового раствора и большой расход ВПК-402.

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 С2, кл. С09К 8/24, опубл. 10.09.2013). Известный буровой раствор, содержащий катионный полимер, обладает высокими ингибирующими свойствами, что позволяет снизить наработку раствора при проходке интервалов набухающих глин. Однако из-за низких крепящих свойств существует вероятность возникновения потери целостности глинистых пород на стенках скважины, что является недостатком известного раствора.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины при одновременном снижении расхода ВПК-402. Для предлагаемого изобретения использование полиэлектролита ВПК-402 является одним из примеров использования упомянутого полиэлектролита в качестве стабилизатора - понизителя фильтрации, ингибитора глин. Возможно применение в растворах полидадмахов различных молекулярных масс и производителей.

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

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что катионный буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и полидадмах, дополнительно содержит катионный полимер Росфлок КФ и водорастворимый неионный эфир целлюлозы, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок ПБМВ 3-5
Полидадмах 1,05-2,10
Росфлок КФ 0,5-2
Неионный эфир целлюлозы 0,2-0,5
Вода остальное

Для стабилизации неустойчивых глинистых пород традиционно используют ингибирующие буровые растворы. Ингибирующие буровые растворы эффективны в набухающих глинах, однако при проходке интервалов глин с содержанием песков или неустойчивых ненабухающих глинистых пород - аргиллитов ингибирующих свойств раствора недостаточно для стабилизации стенок ствола скважин. Стабилизация ствола скважины достигается повышением крепящих свойств раствора путем увеличения сеток водородных связей и их заполнения гидрофобными компонентами.

В качестве неионного водорастворимого эфира целлюлозы используют оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), или гидраэтилцеллюлозу (ГЭЦ), или натросол различных марок. Неионный водорастворимый эфир целлюлозы представляет собой порошок от белого до кремового цвета без запаха, полностью растворимый в холодной воде.

Полидадмах представляет 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, от бесцветного до желтого цвета, различной концентрации или 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. Полидадмахи по параметрам токсичности относятся к 4 классу опасности - малоопасным химическим веществам по ГОСТ 12.1.007-76. 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, фильтрпрессы, флотаторы). Росфлок КФ представляет собой эмульсию от белого до бежевого цвета. Росфлок КФ по параметрам 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.

Повышение крепящих свойств раствора обеспечивает неионный эфир целлюлозы за счет увеличения водородных сеток между частицами неустойчивой породы. Дополнительное повышение крепящих свойств раствора производится путем ввода углеводородных компонентов, обеспечивающих заполнения ячеек водородных сеток.

Поддержание и/или повышение ингибирующих свойств раствора осуществляют путем ввода известных электролитов: КСl, NaCl, СаСl2, ацетата натрия, формиата натрия.

Перевод на соленасыщеный (высокоминерализованный) катионный раствор производится вводом технической соли до насыщения.

При необходимости плотность бурового раствора повышают карбонатными утяжелителями, такими как мел, мраморная крошка, доломит или сидерит, баритовым концентратом и галенитом.

Для проведения исследований крепящих свойств буровых растворов готовили образцы-таблетки (см. фиг. а-г) цилиндрической формы из гидратационноактивных глин с содержанием 50% песка с диаметром сечения 22 мм и высотой 12 мм с заданным давлением на гидравлическом прессе. В качестве объекта, имитирующего набухающую глину, использовали немодифицированный бентонитовый глинопорошок марки ПБМВ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», а в качестве песка - фракции размером до 1 мм. Образцы гидратационноактивных глин в среде раствора выдерживали в течение 3 суток.

Изобретение поясняется с помощью таблиц 1-2 и фиг. а-г. В Таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию неионного эфира целлюлозы на крепящие свойства раствора, фактически в таблице 1 приведены сведения об устойчивости образца гидратационноактивной монтмориллонитовой глины с содержанием 50% песка в среде бурового раствора, т.е. сохранение целостности образца глины с содержанием 50% песка. Технологические показатели буровых растворов приведены в Таблице 2 с учетом дополнительного включения в растворы (табл. 2, пп. 1-8) неорганических ингибиторов 3% КСl, 3% NaCl и 1% СаСl2.

Результаты исследований показали, что при концентрации неионного эфира целлюлозы менее 0,2% происходит разрушение целостности образцов.

Из таблицы 1 видно, что при содержании Полидадмаха, Росфлок КФ и неионного эфира целлюлозы ниже 1,05%, 0,5% и 0,2% соответственно происходит разрушение образца (табл. 1, п. 3). Результаты исследований, фиг. а-г, позволяют сделать вывод о том, что предлагаемый катионный буровой раствор обеспечивает сохранение целостности образцов.

Увеличение содержания полидадмаха, Росфлок КФ и неионного эфира целлюлозы более 2,1%, 2,0% и 0,5% соответственно неэффективно (табл. 2, п. 8), так как приводит к перерасходу реагентов без снижения показателя фильтрации при одновременном ухудшении структурно-реологических показателей.

В таблицах 1-2 приняты следующие обозначения и сокращения: 3% ГР - 3%-ный глинистый раствор из глинопорошка ПБМВ; П-х - полидадмах, в экспериментах использовался полиэлектролит ВПК-402 - катионный полимер, товарный продукт выпускается в виде 35%-ной концентрации, КФ -Росфлок КФ; ПФ - показатель фильтрации за 30 мин; ηпл. - пластическая вязкость; τ0 - динамическое напряжение сдвига (ДНС); СНС1/10 - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 минут соответственно. СНС характеризует в буровых растворах статическое напряжение сдвига при остановке циркуляции, которое не позволяет выбуренной породе (шламу) выпадать из раствора; ДНС - динамическое напряжение сдвига - параметр, отвечающий за качество выноса выбуренной породы.

Из Таблицы 2 следует, что использование неионного эфира целлюлозы в сочетании с полидадмахом и Росфлок КФ позволяет существенно снизить расход полидадмаха, обеспечивает управление показателем фильтрации, реологическими свойствами и сохраняет устойчивость глинистых пород.

Таким образом, оптимальное соотношение компонентов в предлагаемом растворе следующее, мас.%:

Глинопорошок 3-5
Полидадмах 1,05-2,10
Росфлок КФ 0,5-2
Неионный эфир целлюлозы 0,2-0,5
Вода остальное

Данный буровой раствор готовят следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию последовательно добавляют полидадмах, Росфлок КФ и неионный эфир целлюлозы, и при необходимости неорганические ингибиторы, углеводороды и утяжелитель. Термостойкость раствора определяется термостойкостью неионного эфира целлюлозы и составляет 120-140°С. Низкая термостойкость бурового раствора ограничивает его применение в условиях воздействия высоких температур.

Катионный буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и полидадмах, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит катионный полимер Росфлок КФ и неионный эфир целлюлозы, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок ПБМВ 3-5
Полидадмах 1,05-2,10
Росфлок КФ 0,5-2
Неионный эфир целлюлозы 0,2-0,5
Вода остальное



 

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 в терригенных и солевых отложениях.

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

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.

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.
Наверх