Катионный буровой раствор для бурения неустойчивых глинистых пород

Изобретение 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. Технический результат - повышение эффективности бурения, улучшение фильтрационных свойств бурового раствора, эффективное управление показателем фильтрации, повышение устойчивости глинистых пород, повышение скорости бурения и снижение износа оборудования. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-4; водорастворимый катионный сополимер Силфок-2540 7-15; ксантановую камедь 0,1-0,2; полисахарид ПолиКР-К 1-2; воду - остальное. 1 табл.

 

Изобретение 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.

Из уровня техники известен ингибирующий буровой раствор для бурения в неустойчивых глинистых породах (патент RU №2327725 С2, кл. C09K 8/20, 27.06.2008), содержащий солестойкую глину, хлорид калия, гидроксид бария, крахмал, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ или окзил и воду, в котором в качестве полимера содержится оксиэтилцеллюлоза ОЭЦ при соотношении компонентов, мас. %:

Солестойкая глина 5-10
Хлорид калия 5-30
Гидроокись бария 5-10
Крахмал 2-3.
КССБ или Окзил 5-6
ОЭЦ 0,75-1,5
Вода Остальное

Известный раствор обладает повышенной прочностью и водоустойчивостью глинистых пород, однако он имеет недостаток, который заключается в многокомпонентности и высоких фильтрационных свойствах раствора.

Известен буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и понизитель фильтрации полиэлектролит ВПК-402 (патент RU №2492208 С2, C09K 8/24, опубл. 10.09.2013), при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 5-8
ВПК-402 7-15
Вода Остальное

Недостаток известного состава состоит в высоких фильтрационных свойствах раствора. Использование такого раствора не обеспечивает эффективного бурения за счет высокого содержания в составе глинопорошка.

Наиболее близким к предлагаемому раствору является катионноингибирующий буровой раствор (патент RU №2534546 С1, C09K 8/24, опубл. 27.11.2014), включающий воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах). В качестве дополнительного ингибитора глин и понизителя фильтрации используют катионный сополимер акриламида при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 6-8
Полидадмах 3-6

Катионный сополимер акриламида 0,2-0,4

Вода Остальное

Известный раствор обладает повышенной ингибирующей способностью к глинам. Однако раствор имеет высокие показатели фильтрации и не обеспечивает эффективного бурения за счет высокого содержания в составе раствора глинопорошка.

Задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, состоит в создании бурового раствора, лишенного указанного недостатка, который может быть использован для бурения нефтяных и газовых скважин в неустойчивых набухающих пластичных глинах и аргиллитах.

Технический результат изобретения - повышение эффективности бурения при улучшенных фильтрационных свойствах раствора.

При прочих равных условиях сохранение устойчивости глинистых пород во многом определяется показателем фильтрации: чем он ниже, тем выше устойчивость стенок скважины.

Технический результат изобретения достигается за счет того, что в состав бурового раствора, включающего воду, глинопорошок и катионный сополимер, дополнительно введены ксантановая камедь, а в качестве катионного сополимера в составе раствора используют Силфок-2540. В качестве вспомогательного реагента состав содержит полисахарид ПолиКР-К при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 2-4
Силфок-2540 7-15
Ксантановая камедь 0,1-0,2
Полисахарид ПолиКР-К 1,5-2
Вода Остальное

Для приготовления предлагаемого раствора возможно использование глинопорошка различных марок. В буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок: ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, которые выпускаются в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. Так, для глинопорошка ПМБА концентрация 2-3% достаточна, принята как базовая, а для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 3% до 4%.

Для приготовления предлагаемого раствора возможно использование ксантановой камеди, которая выпускается в соответствии с ГОСТ 33333-2015 «Добавки пищевые. Камедь ксантановая Е415».

Для приготовления предлагаемого раствора возможно использование полисахарида ПолиКР-К, обладающего повышенной загущающей способностью, который выпускается в соответствии с ТУ 2262-035-97457491-2010.

Полиэлектролит Силфок-2540 выпускается в соответствии с ТУ 2227-001-92802291-2013 и представляет собой бесцветную до желтого цвета однородную по консистенции (гелеобразную) жидкость без посторонних включений. Силфок-2540 - водорастворимый полимер линейно-циклической структуры, средней молекулярной массы с высоким катионным зарядом, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диаллилдиметиламмонийхлорида. Он является коагулянтом и флокулянтом и применяется для интенсификации процессов водоподготовки при осаждении взвешенных частиц, активного ила, обеспечения эффективной очистки мутных вод.

При необходимости буровой раствор утяжеляется баритовым концентратом.

Для приготовления раствора сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют водорастворимый катионный сополимер, например Силфок-2540, после чего вводят ксантановую камедь, полисахарид ПолиКР-К и при необходимости - баритовый утяжелитель.

Изобретение поясняется таблицей, в которой приведены результаты исследований по влиянию полисахарида на показатели фильтрации буровых растворов, стабилизированных катионным сополимером Силфок-2540.

В таблице приняты следующие сокращения и обозначения:

ГП - глинистый порошок;

Силфок - катионный сополимер Силфок-2540;

Камедь - ксантановая камедь;

ПолиКР-К - полисахарид ПолиКР-К;

ПФ - показатель фильтрации (см3 за 30 мин) при комнатной температуре.

Из таблицы следует, что при содержании Силфок-2540, ксантановой камеди и ПолиКР-К ниже 7%, 0,1% и 1% соответственно показатель фильтрации увеличивается (таблица, п. 3). С увеличением содержания ПолиКР-К от 1% до 2%, камеди - от 0,1% до 0, 2% и Силфок-2540 - от 7% до 15% фильтрационные свойства бурового раствора улучшаются (таблица, пп. 4-12). Дальнейшее увеличение содержания Силфок-2540, ксантановой камеди и ПолиКР-К более 15%, 0,2% и 2% соответственно неэффективно (таблица, п. 13) и приводит к перерасходу понизителя фильтрации и структурообразователя без значительного снижения показателя фильтрации.

Таким образом, из таблицы следует, что использование ПолиКР-К в сочетании с Силфок-2540 и ксантановой камедью позволяет обеспечить эффективное управление показателем фильтрации, тем самым повышая устойчивость глинистых пород.

По сравнению с известным решением в предлагаемом растворе уменьшено количество глинопорошка, что позволяет уменьшить плотность бурового раствора, тем самым повысить скорость бурения и снизить износ оборудования, а, следовательно, повысить эффективность бурения.

Увеличить плотность бурового раствора можно, добавляя барит в количестве от 5 до 100 мас. ч. на 100 мас. ч. раствора.

Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и катионный сополимер, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит ксантановую камедь и полисахарид ПолиКР-К, а в качестве катионного сополимера используют Силфок-2540 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

глинопорошок 2-4
Силфок-2540 7-15
ксантановая камедь 0,1-0,2
ПолиКР-К 1,5-2
вода остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения.

Изобретение относится к новым соединениям в ряду металлохелатов цинка и кадмия, а именно к комплексам бис-[N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамида]цинка(II) или кадмия(II) общей формулы I или цвиттерионным комплексам цинка(II) или кадмия(II) с N-[2-(алкилиминометил)фенил]-4-метилбензолсульфамидом общей формулы II где R=СН2СН=СН2, CH2CH2N(C2H5)2, CH2CH2CH2N(C2H5)2, СН2СН2Р(С6Н5)2; M=Zn, Cd; n=2, 3.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления кремнеземистых легковесных керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.
Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - снижение коррозионной активности технологической жидкости и токсичности.
Изобретение относится к производству проппантов - гранулированных расклинивающих агентов, используемых для проведения гидравлического разрыва нефтегазоносных пластов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Способ включает приготовление и закачивание изоляционной композиции в скважину, содержащей 25,0-60,0 мас.% ацетоноформальдегидной смолы и 15,0-25,0 мас.% 10%-ного раствора гидроксида натрия.

Группа изобретений относится к скважинным жидкостям. Технический результат – повышение вязкости скважинной жидкости.
Изобретение относится к области строительных материалов, в частности к составам комплексных добавок, используемых в производстве бетонов, строительных растворов, бетонных и железобетонных изделий, включая процессы цементирования нефтяных и газовых скважин.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов.

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 в условиях воздействия высоких температур. Технический результат - повышение термоустойчивости раствора до 240°С и более, обеспечение стабильных значений показателей фильтрации после воздействия высоких температур. Термостойкий поликатионный буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 3-5; сополимер хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в соотношении от 99:1 до 92:8 - полиэлектролит Силфок 2540С 5-7; катионный полимер на основе дадмаха - Flodrill DB 45CR 1-2; воду - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе изготовления легковесного магнезиально-кварцевого проппанта из серпентинита с дополнительным компонентом, включающем предварительную подготовку компонентов, смешивание их в шихте, помол полученной шихты, ее грануляцию, обжиг полученных гранул и их рассев, в качестве дополнительного компонента используют аргиллитовую глину, предварительно высушенную при температуре 400°С, обжиг гранул осуществляют при температуре 1280-1380°С, в качестве предварительной подготовки серпентинита его подвергают предварительному обжигу при температуре 900°С, при этом готовят исходную шихту при следующем соотношении компонентов, мас.%: серпентинит 92-98, аргиллитовая глина 8-2. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение плотности при достаточной прочности и твердости гранул готового проппанта. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам с конденсируемой твердой фазой для временной изоляции продуктивного пласта при глушении скважин с терригенным коллектором неоднородной проницаемости, включающим глинистые минералы, и пластовыми температурами до 150°С. Состав состоит из следующих компонентов, мас. %: карбоксиметилцеллюлоза 0,5-4,0, кальций хлористый 7-12, калий фосфорнокислый двузамещенный 21-25, лаурилсульфат натрия 0,5-1,2, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности временной изоляции продуктивного пласта в скважинах, сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, возможность использования состава в широком диапазоне пластовых температур, повышение технологичности проведения ремонтных работ. 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки, в режиме самозадавливания. Способ эксплуатации самозадавливающейся газовой скважины, характеризующийся тем, что включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек с поверхностно-активным веществом - ТПАВ, количество которых обусловлено достаточностью для вспенивания скопившейся на забое жидкости и выноса ее на поверхность, при этом состав основы указанных ТПАВ одинаков, часть указанных ТПАВ предварительно покрывают оболочкой из желатина, а оболочки для ТПАВ имеют различное время растворения. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение периода между обработками скважины ПАВ, увеличение ее продуктивности благодаря отсутствию негативного влияния столба жидкости на протяжении всего времени между обработками. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов. Тампонажный раствор низкой плотности содержит вяжущие двух видов, легковесный наполнитель, пенетрирующую добавку, замедлитель сроков схватывания CR-221, понизитель водоотдачи CFL-160, пеногаситель D-air 5000 и воду. В качестве вяжущих компонентов состав содержит портландцемент ПЦТ I-G и тонкодисперсное минеральное вяжущее «MIKRODUR R-U», в качестве легкого наполнителя - стеклянные полые микросферы 3М™ HGS4000 из химически стойкого натрий-боросиликатного стекла, а в качестве пенетрирующей добавки - добавка «Пенетрон Адмикс» при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент ПЦТ I-G - 56,0, MIKRODUR R-U - 30,0, HGS4000 - 14,0, Пенетрон Адмикс - 2,0 сверх 100%, CR-221 - 0,3 сверх 100%, CFL-160 - 0,2 сверх 100%, D-air 5000 - 0,05 сверх 100%, вода - 70,0 сверх 100%. Технический результат - повышение качества изоляции затрубного пространства хвостовиков, боковых стволов скважин в условиях повышенных рисков поглощений тампонажных растворов, повышение адгезионных и прочностных свойств цементного камня. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в кислотных обработках призабойной зоны скважин, разглинизации пласта и удалении солеотложений. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки за счет оптимизации кислотного состава, улучшения его реологических свойств и снижения коррозионной активности. Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфоросодержащий комплексон - оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), хлористый аммоний, дополнительно содержит водорастворимый полимер-гидролизованный полиакриламид и ингибитор коррозии - аммоний роданистый, при следующем соотношении, масс. %: фторид аммония 33,3-39,4 или бифторид аммония 33,3-39,4, хлористый аммоний 1,00-1,10, указанный фосфоросодержащий комплексон 0,10-0,11, указанный водорастворимый полимер 3,00-3,34, указанный ингибитор коррозии 5,00-5,55, сульфаминовая кислота - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне. Способ обработки призабойной зоны скважины для удаления парафиновых асфальто-смолистых веществ включает закачку в призабойную зону композиционного состава из 5,0-30,0 мас.% сорастворителя с поверхностно-активным веществом - ПАВ и 70,0-95,0 мас.%, технологическую выдержку. При этом в композиционном составе в качестве сорастворителя используют кубовые остатки бутиловых спиртов или растворитель парафиновый нефтяной, или сольвент нефтяной, в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ или простой полиэфир с низкой температурой застывания, в качестве растворителя используют растворитель промышленный. Причем количество ПАВ в сорастворителе составляет 0,05-0,2 мас.%. Причем для скважин с приемистостью от 0 до 1 м3/ч закачку композиционного состава проводят при постоянной работе гидравлического генератора. Техническим результатом является увеличение эффективности очистки порового пространства призабойной зоны скважины от парафиновых АСВ за счет повышения растворяющей и диспергирующей способностей композиционного состава в отношении парафиновых АСВ, повышение производительности скважины за счет полного растворения и удаления парафиновых АСВ из призабойной зоны скважины и расширение технологической возможности способа за счет применения реагентов с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 табл.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта. В способе термохимической обработки нефтяного пласта предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59% по первому варианту производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава. В качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода - остальное. При этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты - 1:1,25, массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По второму варианту способа при обводненности продукции от 60 до 99,9% в добывающую скважину закачивают гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,3-1,5; сшиватель 0,03-0,15; вода - остальное, продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и указанного выше термохимического состава, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины. По третьему варианту производят закачку указанной выше гелеобразующей композиции, продавливают ее в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку указанного выше термохимического состава, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,05-0,3; сшиватель 0,005-0,03; вода - остальное, продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями. Способ включает перфорацию пласта с использованием зарядов большого диаметра и глубокого проникновения, спуск колонны насосно-компрессорных труб – НКТ - с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта – ГРП - закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости - сшитого геля с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации пласта, стравливание давления из скважины. Перфорацию пласта выполняют под кровлей в верхней 1/4 части высоты пласта и над подошвой в нижней 1/4 части высоты пласта с использованием зарядов глубокого проникновения, а в средней 1/2 части высоты пласта перфорацию выполняют с использованием зарядов большего диаметра, после чего выполняют отбор пластовой жидкости через интервалы перфорации пласта в объеме 5 м3. Далее спускают колонну НКТ с пакером в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился на уровне кровли пласта, осуществляют посадку пакера в скважине. Затем закачкой гидроразрывной жидкости - сшитого геля на водной основе в объеме 6 м3 - инициируют развитие трещины с последующим ее развитием в длину и креплением путем последовательной закачки трех порций проппанта различной фракции. Причем первая порция содержит проппант мелкой фракции 20/40 меш массой 30% от общей массы проппанта, вторая порция - проппант средней фракции 16/20 меш массой 50% от общей массы проппанта, третья порция - проппант крупной фракции 12/18 меш массой 20% от общей массы проппанта, при этом закачку фракций проппанта каждой порции производят со ступенчатым изменением расхода, первую порцию закачивают с расходом 2,5 м3/мин, вторую порцию - с расходом 3,0 м3/мин, третью порцию - с расходом 3,5 м3/мин. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны карбонатного пласта. Технический результат - повышение эффективности проведения кислотной обработки карбонатного пласта за счет снижения коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию, выполненному из стали, и повышение растворяющей способности кислотного состава по отношению к карбонатному пласту. Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: сульфаминовую кислоту 5,0-15,0; поверхностно-активное вещество - ПАВ 0,05-1,5; уксуснокислый аммоний 0-6,0; уксусную кислоту 1,0-10,0; ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что указанный состав дополнительно содержит уксусную кислоту 0,1-1,5; воду с минерализацией не более 1 г/дм3 - остальное. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или водно-спиртовой раствор неионогенных ПАВ (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%), в качестве ингибитора коррозии - карбамид, или тиомочевину, или смесь карбамида и тиомочевины в массовом соотношении 1:1, или нейтинг. 1 ил., 1 табл.

Изобретение 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. Технический результат - повышение эффективности бурения, улучшение фильтрационных свойств бурового раствора, эффективное управление показателем фильтрации, повышение устойчивости глинистых пород, повышение скорости бурения и снижение износа оборудования. Буровой раствор включает, мас.: глинопорошок 2-4; водорастворимый катионный сополимер Силфок-2540 7-15; ксантановую камедь 0,1-0,2; полисахарид ПолиКР-К 1-2; воду - остальное. 1 табл.

Наверх