Полимерторфощелочной буровой раствор



Полимерторфощелочной буровой раствор
Полимерторфощелочной буровой раствор

 


Владельцы патента RU 2616634:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) (RU)

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 бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам получения буровых технологических жидкостей.

Успешность бурения нефтяных и газовых скважин в значительной степени зависит от состава и реологических свойств применяемых буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости и бурения и качественном вскрытии продуктивного пласта [Я.А. Рязанов. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: издательство «Летопись», 2005. - 664 с.].

Кольматация продуктивных пластов в процессе бурения - это процесс, в результате которого частично обратимо (а частично и необратимо), но существенно снижается проницаемость продуктивных пластов-коллекторов. Нередко происходит полная закупорка продуктивного пласта, и вызвать приток удается только с помощью специальных методов интенсификации, таких как гидравлический разрыв пласта, кислотная обработка, глубоко проникающая перфорация и др. Наукой и практикой установлено, что все компоненты бурового раствора (дисперсная фаза и дисперсная среда) активно взаимодействуют с продуктивным пластом.

Известны безглинистые буровые растворы, приготовленные путем обработки водной торфяной суспензии щелочными агентами, в качестве которых используются гидроксиды, карбонаты, силикаты щелочных металлов [Буровые растворы для осложненных условий / O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Э. Аваков - М.: Недра, 1988].

Недостатком трехкомпонентных растворов (торф-вода-щелочной реагент) является высокая фильтрация и низкая технологичность получаемой системы, что в дальнейшем способствует высокому снижению фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.

Известен буровой раствор, приготовление которого включает смешивание сапропеля с водным щелочным раствором и модифицирующей добавкой. Перед смешиванием с сапропелем в водный щелочной раствор вводят модифицирующую добавку, при этом в качестве модифицирующей добавки используют углеводородную жидкость в количестве не менее 0,1% объема щелочного раствора, а в качестве водного щелочного раствора используют водный раствор щелочного агента с концентрацией 0,15-1,20 мас. %, причем сапропель и водный щелочной раствор используют при соотношении 3-50 мас. ч. водного щелочного раствора на 1 мас.ч. сапропеля [патент РФ №2055089 от 27.02.1996 г.].

К недостаткам следует отнести низкие технологические свойства приготавливаемого бурового раствора, ограничения по срокам хранения сапропеля.

В качестве прототипа взят торфощелочной раствор [Патент РФ №2550704, 2015 г.], содержащий торф, калийносодержащий щелочной модификатор, ингибитор - хлористый калий, понизитель водоотдачи - полимерный флоккулянт, пеногаситель и воду.

Недостатком указанного раствора является низкая эффективность при вскрытии продуктивных пластов, а также низкая плотность. Такой раствор целесообразно применять при бурении интервалов, сложенных глинистыми породами и многолетнемерзлых пород.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке полимерторфощелочного бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в отличие от известного торфощелочного бурового раствора, взятого за прототип, предлагаемый раствор дополнительно содержит утяжелитель - Барит, сапропель в качестве смазывающей добавки, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - полимер DK DRILL при следующем соотношении компонентов, %:

Торф 5-8
Калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5
Полимер DK DRILL 0,3-1,4
Пеногаситель МАС-200М 1-3
Утяжелитель Барит 10-40
Сапропель 1-10
Вода Остальное

Баритовый утяжелитель используется для приготовления утяжеленных буровых растворов, тампонажных цементов.

Баритовый концентрат представляет собой мелкий порошок белого цвета, обладающий высоким удельным весом. Его качественные характеристики устанавливаются ГОСТ 4682-84 (Концентрат баритовый. Технические условия).

DK DRILL действует как загуститель, уменьшает водоотдачу и позволяет проводить процесс бурения более плавно. DK DRILL хорошо проявляет свои свойства в разных видах глины, включающих свежую воду, морскую воду, насыщенный NaCl, и др. и обладает хорошими характеристиками контроля гидротации глинистых сланцев и уменьшения обезвоживания.

Исследования по применению гуматов (солей гуминовых кислот, получаемых в процессе обработки сапропеля) в буровых растворах показывают целесообразность введения их в буровые составы с целью уменьшения показателя фильтрации, улучшения реологических свойств и смазывающих способностей.

При добавлении гидроксида калия (калийносодержащего щелочного модификатора) в растворе происходит расщепление частиц торфа, в результате чего коллоидная фракция составляет менее 0,1 мм.

Для оценки эффективности разрабатываемых составов полимерторфощелочного бурового раствора проведены исследования на определение степени воздействия полимерторфощелочного бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов (на примере одного из месторождений Западной Сибири) в условиях, моделирующих пластовые. Исследования проводились на установке «Model FDS-350».

Эксперимент проводился при следующих условиях: температура 70°C, горное давление - 60,60 МПа, пластовое давление - 24,50 МПа, эффективное давление 36,10 МПа.

Характеристики керна представлены в таблице 1.

Результаты определения степени воздействия торфощелочного бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства керна представлены в таблице 2.

Необходимо отметить, что при увеличении концентрации DK DRILL свыше 1,4% образуется непрокачивамый раствор, при концентрации <0,3% получается состав с низкими структурно-механическими свойствами.

Концентрация утяжелителя зависит от геологических условий, а точнее от пластового давления.

Таким образом, такой полимерторфощелочной буровой раствор можно рекомендовать для вскрытия продуктивных пластов, так как и торф, сапропель и нефть имеют органическое происхождение.

При определении степени воздействия полимерторфощелочного бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов очевидно, что проницаемость после воздействия раствора уменьшилась незначительно. Давление срыва корки произошло при перепаде давления 970 кПа (9,7 атм).

Полимерторфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин в процессе бурения, содержащий торф, щелочной модификатор, пеногаситель, полимер, утяжелитель, сапропель и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит утяжелитель, сапропель в качестве смазывающей добавки, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта полимер, при следующем соотношении компонентов, %:

Торф 5-8
Калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5
Полимер DK DRILL 0,3-1,4
Пеногаситель МАС-200М 1-3
Утяжелитель Барит 10-40
Сапропель 1-10
Вода Остальное



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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 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.

Настоящее изобретение относится к способу подземной обработки (варианты), способу цементирования и композициям, которые содержат пыль цементной печи, имеющую измененный средний размер частиц. Способ подземной обработки включает введение обрабатывающей текучей среды внутрь подземной формации, при этом обрабатывающая текучая среда содержит воду и пыль цементной печи в количестве от приблизительно 50 масс. % до 100 масс. % от общего количества цементных компонентов, присутствующих в указанной обрабатывающей текучей среде, причем указанная пыль цементной печи имеет средний размер частиц, который был уменьшен по меньшей мере на 5% от исходного размера частиц путем измельчения, разделения или их комбинации, где средний размер частиц пыли цементной печи находится в диапазоне от приблизительно 1 мкм до приблизительно 350 мкм. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение 24-часовой прочности схватывающейся композиции. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас.% неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас.% дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас.% полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воду. Техническим результатом является минимизация отрицательного воздействия глушения на фильтрационно-емкостные свойства нефтяных и газовых скважин, сокращение сроков освоения, сохранение продуктивности, снижение гидратации глинистых отложений и уменьшение поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью. 3 табл.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих солевые породы и пласты с полиминеральными водами высокой минерализации. Изобретение также может быть использовано при цементировании колонн в бессолевых интервалах и для установки изоляционных цементных мостов. Технический результат - получение тампонажной магнезиально-карналлитовой смеси, исключающей необходимость приготовления специального состава жидкости затворения и позволяющей с использованием стандартной технологии затворения водой получать раствор, камень которого характеризуется высокой коррозионной стойкостью в полиминеральных пластовых водах высокой минерализации. Тампонажная магнезиально-карналлитовая смесь включает порошок каустический магнезитовый, шлам карналлитового хлоратора, тонкодисперсную неорганическую добавку, триполифосфат натрия, карбамид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: порошок магнезитовый каустический 22,88-37,29, шлам карналлитового хлоратора 22,22-36,79, тонкодисперсная неорганическая добавка 6,35-11,43, триполифосфат натрия 0,32-0,65, карбамид 1,27-3,27, вода остальное. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки тампонажная магнезиально-карналлитовая смесь содержит или шлак доменный гранулированный молотый, или золу уноса ТЭЦ, или кварц молотый пылевидный. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Наверх