Органический ингибитор глин для буровых растворов



Органический ингибитор глин для буровых растворов
Органический ингибитор глин для буровых растворов
Органический ингибитор глин для буровых растворов

 


Владельцы патента RU 2616461:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственное Объединение БентоТехнологии" (RU)

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 бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов.

Известны органические ингибиторы глин марок ГКЖ-10 (натриевые соли этилсилантриола), ГКЖ-11 (натриевые соли метилсилантриола, ТУ 6-02-696-76), ГКЖ-11Н (метилсиликонат натрия, ТУ 2229-276-05763441-99) для обработки буровых растворов, которые применяются в качестве гидрофобизирующей добавки для предотвращения диспергирования и гидратации глин в буровых растворах. Продукты представляют собой высокощелочные водно-спиртовые растворы с узким концентрационным диапазоном применения от 0,01 мас. % до 0,35 мас. % и высоким гидрофобизирующим эффектом, приводящим в ряде случаев при бурении глинистых пластов к загущению, флокуляции и дестабилизации буровых растворов.

Известен органический ингибитор глин марки ATREN SL (натриевая соль сульфированного битума), который выпускается по ТУ 2458-009-63121839-2010 и применяется для предотвращения диспергирования и набухания глин сланцев. Зарубежный аналог Soltex - сульфанат натрия нефтяного битума или калиевая соль сульфированного битума сокращает крутящий момент, улучшает смазывающие свойства и укрепляет жесткость глинистой корки. Концентрационный диапазон применения продуктов на основе сульфированного битума составляет от 15,0 мас. % до 35,0 мас. % к объему бурового раствора. Эффект ингибирования этими продуктами состоит в поверхностном экранировании путем скрепления неустойчивых глинистых сланцев.

Известна органическая смазочная добавка, обладающая ингибирующими свойствами по отношению к глинам, для обработки буровых растворов, которая содержит: 5,0 мас. % до 65,0 мас. % растительного масла, содержащего не более 20,0 мас. % насыщенных триглицеридов; 30,0 мас. % до 90,0 мас. % фосфатидного концентрата растительных масел, содержащего не более 20,0 мас. % насыщенных триглицеридов и остальное воду. Эффективность реагента оценивают по влиянию на технологические, смазочные и ингибирующие свойства буровых растворов в интервалах температур от 20 до 200°С. Приготовленная ингибирующая смазочная добавка обеспечивает улучшение ингибирующих свойств на 40-120%. При этом достигается снижение показателя фильтрации бурового раствора на 30-50%. Таким образом, техническим результатом является улучшение ингибирующих, смазочных и фильтрационных параметров бурового раствора (СМАЗОЧНАЯ ДОБАВКА ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ФК-1. Патент РФ, №2130475, МПК C09K 7/02, заявка №98100378/03 от 20.01.1998 г., дата публикации: 20.05.1999г).

Аналогом органического ингибитора глин является смазочная добавка для буровых растворов, включающая жирные кислоты триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас. %, нейтрализующий агент (гидрат окиси калия или натрия) в количестве 3-6 мас. %, полиэтиленгликолевый эфир моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас. % и воду. Указанная органическая добавка марки ФК-2000 Плюс может быть использована для всех видов буровых растворов в качестве смазочной добавки к буровым растворам на водной основе для снижения трения, крутящего момента и величины поверхностного натяжения водного раствора в 4-5 раз (СМАЗОЧНАЯ ДОБАВКА ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ. Патент РФ №2148608, МПК C09K 7/02, заявка №99108243/03 от 27.04.1999 г, дата публикации: 10.05.2000. Бюл. №13). Смазочная добавка ФК-2000 Плюс выпускается по ТУ 2458-003-49472578-2007 ООО «НПО «Химбурнефть». Недостатком указанной смазочной добавки является склонность к пенообразованию при обработке в различных типах буровых растворов.

Наиболее близким аналогом заявляемого органического ингибитора является промышленный органический ингибитор глин марки ХБН, приготовленный на основе растительных и минеральных масел, фосфолипидов, гликолей и различных ингредиентов, выпускаемый по ТУ 2458-001-49472578-04 ООО «НПО «Химбурнефть». Органический ингибитор марки ХБН предназначен для ингибирования сланцевых, глинистых и хемогенных отложений.

Технический результат заявленного изобретения достигается за счет сочетания солей жирных кислот получаемой по патенту РФ №2148608 смазочной добавки ФК-2000 Плюс и неионогенного тетроника марки Дипроксамин 157 при оптимальном соотношении от 1:1 до 1:9 растительных и минеральных масел соответственно в составе комплексного органического ингибитора.

Дипроксамин 157 представляет собой блок-сополимер этиленоксида, пропиленоксида и этилендиамина общей формулы

где: Sn=26, Sm=60, выпускается по ТУ 6-14-614-76).

Указанное сочетание органических продуктов обеспечивает положительный синергетический эффект кратного увеличения ингибирующих показателей с сохранением высоких эксплуатационных характеристик. В таблице 1 представлены примеры оптимальных сочетаний ингредиентов (№1-4) предлагаемого органического ингибитора, а также их запредельных соотношений (№5, 7) и примеры известных аналогов - органических ингибиторов (№6, 8, 9) и под №10 контрольный тест - минеральный ингибитор глин - хлористый калий. В таблице 2 приводятся экспериментальные данные оценки ингибирующих и других технологических свойств органических ингибиторов примеров №1-10, включая лучшие отечественные и зарубежные аналоги органических ингибиторов.

Сравнительная оценка известных аналогов и заявляемого органического ингибитора выполнена по показателю ингибирующей способности По (см/ч), по величине коллоидной глинистой фазы измеренной по методу МВТ, по коэффициенту трения и коэффициенту дифференциального прихвата при избыточном давлении 3,0 МПа в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов» ОАО «НПО «Бурение».

Предлагаемую органическую ингибирующую добавку для буровых растворов готовят смешением готовой смазочной добавки, полученной по патенту РФ №2148608 и состоящей из жирных кислот триглицеридов подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового масла с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас. %, нейтрализующего агента (гидрат окиси калия или натрия) в количестве 3-6 мас. %, полиэтиленгликолевого эфира моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас. % и воды (ТУ 2458-003-49472578-2007), в количестве 4-8 мас. % с блок-сополимером этиленоксида, пропиленоксида и этилендиамина марки Дипроксамин 157 (ТУ 6-14-614-76) в количестве 6-28 мас. % и смеси растительных (подсолнечное ГОСТ Р 52465-2005, кукурузное ГОСТ 8808-2000, соевое ГОСТ 31760-2012, рапсовое ГОСТ Р 53457-2009) и минеральных масел (ГОСТ 20799-88) в соотношении от 1:1 до 1:9 соответственно - остальное.

Ниже приводится пример приготовления органического ингибитора глин для буровых растворов, который является доказательством промышленного осуществления заявленного изобретения.

В техническую смесь 45 мас. % подсолнечного масла (ГОСТ Р 52465-2005) и 45 мас. % минерального масла И-20А (ГОСТ 20799-88) вводят 4,0 мас. % смазочной добавки ФК-2000 Плюс (ТУ 2458-003-49472578-2007) и 6,0 мас. % Дипроксамина 157 (ТУ 6-14-614-76), перемешивают любым известным способом с помощью мешалки или путем перекачивания шестеренчатым насосом в течение 4 часов в реакторе с подогревом до температуры плюс 60°С, затем выключают обогрев и перемешивают еще в течение 2-4 часов до остывания до температуры плюс 20-30°С. Полученный органический ингибитор глин подвергают испытаниям по показателю назначения По (см/ч) - ингибирующей способности в соответствии с РД 39-00147001-773-2004, Приложением 8 «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов».

Результаты сравнительных испытаний по показателю ингибирующей способности аналогов и заявляемого органического ингибитора, представленные в таблице 2, показывают, что при использовании рецептуры заявленного органического ингибитора глин достигается наибольший ингибирующий эффект по показателям увлажняющей способности (По, см/ч) на глинистом образце в 1,5-2,5 раза (50-150%). Органический ингибитор вводят в буровой раствор или промывочную жидкость в количестве от 1 до 10 мас. % в натуральном виде в зависимости от минерализации и плотности бурового раствора на водной основе.

При этом для всех типов буровых растворов на водной основе (пресных, минерализованных, ингибирующих, биополимерных, утяжеленных и других) достигается улучшение технологических, технических и эксплуатационных показателей: совместимость и полная диспергируемость органического ингибитора в буровом растворе; снижение коллоидной глинистой фазы по методу МВТ на 25-45%, снижение коэффициента трения бурового раствора на 80-90% по стандарту АНИ и коэффициента дифференциального прихвата на 65-80% при дифференциальном (избыточном) давлении 3,0 МПа.

1. Органический ингибитор глин для буровых растворов, характеризующийся тем, что 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

2. Органический ингибитор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве нейтрализующего агента смазочной добавки ФК-2000 Плюс используют гидрат окиси калия или натрия.



 

Похожие патенты:

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).

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.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к реагентам для повышения отдачи нефтеносных пластов, находящихся на различной стадии разработки.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности растворения кислоторастворимых минералов терригенного коллектора и осадкоудерживающей способности.

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 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 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.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов. Полимерторфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин в процессе бурения содержит, %: торф 5-8; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; пеногаситель МАС-200М 1-3; утяжелитель Барит 10-40; смазывающую добавку - сапропель 1-10; понизитель водоотдачи и флоккулянт - полимер DK DRILL 0,3-1,4; воду - остальное. 2 табл.

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, продукция которых содержит пластовую воду с содержанием солей до 300 г/л при температуре до 85°C и содержанием углеводородного конденсата до 50 об. %. Твердый пенообразователь для удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, содержащий мас. %: сополимер суспензионный метилметакрилата с метакриловой кислотой марки метакрил - 354 К 5-20, поливинилпирролидон 10-25, неонол АФ 9-12 10-25, кальция гидроокись 5-20, вода остальное. 2 ил., 1 табл., 4 пр.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах. Подготавливают водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21, в следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид натрия и/или хлорид калия 0,1-7,0, соль аммония 1,5-2,8, комплексоны 0,1-0,8, комплексонаты или хелаты 0,1-2,7, ПАВ 0,2-1,0, вода пресная или минерализованная - остальное. Устанавливают пакер или двухпакерную сборку для отсечения обводненного пласта или его части - пропластка от необрабатываемой части пласта и от затрубного пространства скважины. Осуществляют порционную закачку приготовленного раствора через насосно-компрессорные трубы в обрабатываемую зону перфорации пласта с выдержкой между закачками 10-12 часов. Измеряют давление на устье скважины в начале и в конце каждой закачки. После достижения давления на устье скважины, превышающего начальное давление закачки более чем на 20 МПа, но не превышающей величины давления гидравлического разрыва пласта, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта Компонекс-21. Изобретение позволяет ограничить водоприток из пласта или обработанного пропластка в добывающую скважину и увеличить зону охвата обрабатываемого пласта заводнением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью. Состав включает 36%-ную соляную кислоту, ингибитор коррозии ИКУ-118, пресную воду, 86,5%-ную муравьиную кислоту, динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, бифторид аммония, эриторбат натрия, гидрофобизатор ГФ-15МПС. Технический результат заключается в получении кислотного состава, обладающего высокой растворяющей способностью карбонатной составляющей продуктивного пласта, пониженным межфазным натяжением на границе керосин/кислотный состав, низкой скоростью коррозии и не образующего нерастворимых осадков при высоких пластовых температурах. 3 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификации притока нефти, увеличение проницаемости пласта, замедление скорости реакции с породой состава для обработки пласта и исключение образования кремниевых кислот при реакции с глинами при высокой пластовой температуре. Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов содержит, мас.%: соляную кислоту 4-6; уксусную или муравьиную кислоту 5-8; ингибитор коррозии типа «ИКУ-118» или «Prod Ci-300» 0,1-0,5; поверхностно-активное вещество Нефтенол-ВВД 0,1-0,5; стабилизатор железа Hi-Iron 0,75-2; воду - остальное. 3 табл., 4 пр.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы. Технический результат - повышение эффективности цементирования. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта - ПЗП. В способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %, далее выдерживают указанный водный раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины. Технический результат - повышение эффективности очистки ПЗП за счет максимального восстановления проницаемости продуктивного пласта. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к глушению скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Жидкость для глушения скважин включает, мас.%: сульфацелл 1,5-2,0; кадмий сернокислый 35,0-40,0; вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического. 1 пр., 1 табл.
Наверх