Катионный буровой раствор

Изобретение относится к безглинистым буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия высоких температур до 160°C. Технический результат изобретения - повышение термостойкости раствора при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия температуры до 160°C. Катионный буровой раствор содержит, мас.%: сополимер Силфок 2540С, полученный сополимеризацией из смеси мономеров - хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в соотношении от 99:1 до 92:8, 5-7; сульфат алюминия 10-15; каустическую соду 3,6-5,4; катионный полимер на основе дадмаха - Flodrill DB 45CR 0,5-1; воду - остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к безглинистым буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия высоких температур до 160°C.

Известен буровой раствор (патент Российской Федерации №2222566 С1, кл. C09K 7/02, опубл. 27.01.2004), применяемый при промывке бурящихся нефтяных и газовых скважин. Буровой раствор на основе водомасляной эмульсии включает бентонитовый глинопорошок, каустическую соду, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, многофункциональные поверхностно-активные вещества ПАВ, пеногаситель, полимер и воду, а также содержит КМЦ низкой вязкости, в качестве многофункциональных ПАВ - ИКЛУБ и ИКД, в качестве пеногасителя - ИКДЕФОМ, в качестве полимера - акриламидсодержащий полимер - анионный полиэлектролит ИКСТАБ или амфолитный полиэлектролит ГРИНДРИЛ и дополнительно - кальцинированную соду при следующем соотношении ингредиентов, кг на 1 м3 бурового раствора: бентонитовый глинопорошок - 30-75; кальцинированная сода - 1-2,5; каустическая сода - 0,2-0,7; КМЦ низкой вязкости - 2,5-6,8; ИКЛУБ - 3-9; ИКД - 0,5-3; ИКДЕФОМ - 0,1-0,25; акриламидсодержащий полимер - 2,6-4,5; вода - остальное. Известный раствор обеспечивает бурение наклонно-направленных и горизонтальных стволов и скважин всех назначений, экологически безопасен. Однако раствор имеет в своем составе большое количество ингредиентов, в который входит бентонит, отрицательно влияющий на вскрытие продуктивных пластов. Кроме того, известный состав обладает низкой термостойкостью (до 120°C).

Известен катионноингибирующий буровой раствор, включающий мас. %: глинопорошок 5-8; стабилизатор - понизитель фильтрации, ингибитор глин ВПК-402 5-6; биополимер Биоксан 0,05-0,2; воду (патент Российской Федерации №2567580 С1, кл. C09K 8/24, опубл. 10.11.2015). В состав известного раствора также входит глинопорошок, отрицательно влияющий на качественное вскрытие продуктивного пласта. Состав обладает низкой термостойкостью (до 120°C).

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является катионный буровой раствор (патент Российской Федерации №2605215 С1, кл. C09K 8/24, опубл. 20.12.2016). Раствор включает, мас. %: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 1-2; сульфат алюминия Al2(SO4)3⋅18H2O 0,5-6; каустическую соду NaOH 0,18-2,16; воду остальное. Известный состав также обладает низкой термостойкостью (до 150°C), а в состав раствора также входит глинопорошок, отрицательно влияющий на качественное вскрытие продуктивного пласта.

Задача, решаемая заявленным изобретением, состоит в разработке безглинистого раствора для бурения продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия температуры до 160°C.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение термостойкости раствора при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия температуры до 160°C.

Сущность изобретения заключается в том, что катионный буровой раствор, включающий воду, сульфат алюминия и каустическую соду, дополнительно содержит сополимер Силфок 2540С и катионный полимер Flodrill DB 45CR. Компоненты раствора находятся в следующем соотношении, мас.%:

Силфок 2540С 5-7
сульфат аллюминия 10-15
каустическая сода 3,6-5,4
Flodrill DB 45CR 0,5-1
вода остальное

В качестве понизителя фильтрации используют сополимер Силфок 2540С, (ТУ 2227-001-92802291-2013), который получают сополимеризацией из смеси мономеров - хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в соотношении от 99:1 до 92:8. Силфок 2540С представляет собой вязкую жидкость с концентрацией основного вещества 35%. У Силфок 2540С молекулярная масса хорошо контролируется в отличие от полидадмахов (ВПК-402). Для стабилизации молекулярной массы, в реакционную смесь, добавляют мономер малеинового ангидрида, который позволяет контролировать процесс сополимеризации. Силфок 2540С является эффективным термосолестойким понизителем показателя фильтрации буровых растворов.

Flodrill DB 45CR представляет собой полимер на основе дадмаха, обладающий высокой степенью катионности и сильноразветвленной цепочкой. Этот полимер производится с помощью технологического процесса обратного суспензирования и может поставляться в виде частичного или полного измельчения с целью повышения интенсивности растворения. Используется в качестве вспомогательного структурообразователя (FLODRILL™, Новые буровые реагенты, SNF BALTREAGENT ООО, http://docplayer.ru/33659056-Flodrill-novye-burovye-reagenty.html, опубл. 2013).

Основной структурообразователь - гидрогель алюминия, образуется при взаимодействии сульфата алюминия с каустической содой. Гидрогель алюминия структурирует данную систему, повышает динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига. Такое структурирование выдерживает воздействие температуры до 160°C.

При необходимости буровой раствор утяжеляется различными известными утяжелителями в бурении.

Изобретение поясняется с помощью таблицы, в которой показаны технологические показатели катионного ингибирующего бурового раствора. В таблице приняты следующие обозначения: гл. - глинопорошок, СА - сульфат алюминия, ηпл - пластическая вязкость (МПа⋅с); τ0 - динамическое напряжение сдвига (Па); СНС - статическое напряжение сдвига (ДПа), кауст. сода - каустическая сода.

Результаты проведенных экспериментов, занесенные в таблицу, показывают, что при содержании сульфата алюминия и каустической соды менее 10% и 3,6% соответственно не наблюдается сохранение приемлемых значений структурно-реологических показателей до и после термостатирования (Таблица, п. 3). Увеличение содержания сульфата алюминия и каустической соды более 15% и 5,4% соответственно неэффективно по экономическим соображениям (Таблица, п. 8), так как приводит к перерасходу данных реагентов без существенного улучшения структурно-реологических показателей раствора.

Из таблицы видно, что после термостатирования предлагаемого раствора такие показатели, как пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига, сохраняются в допустимых пределах. Таким образом, можно констатировать, что технический результат изобретения, повышение термостойкости предлагаемого безглинистого раствора для бурения продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия температуры до 160°C, достигается.

При необходимости для улучшения свойств дополнительно могут быть введены смазывающие добавки, многоатомные спирты, пеногасители, кольматанты и другие известные реагенты общеулучшающего действия.

Предлагаемый раствор готовят следующим образом: в воду добавляют сульфат алюминия и каустическую соду, затем Силфок 2540С и далее при интенсивном перемешивании вводят Flodrill DB 45CR. При необходимости раствор утяжеляют, например, кислоторастворимыми карбонатными утяжелителями - мелом, мраморной крошкой, доломитом, сидеритом.

Катионный буровой раствор, включающий воду, сульфат алюминия и каустическую соду, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит сополимер Силфок 2540С и катионный полимер Flodrill DB 45CR при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Силфок 2540С 5-7
сульфат алюминия 10-15
каустическая сода 3,6-5,4
Flodrill DB 45CR 0,5-1
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора, обеспечение безаварийного бурения глубоких скважин в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземного пласта. Способ извлечения углеводородов из подземного пласта, включающий формирование суспензии, содержащей флюид-носитель и реакционно-способные наночастицы, каждая из которых содержит ядро, содержащее один или более из следующих металлов: Mg, Mn и Zn, и оболочку из оксида алюминия, наносимую на и полностью инкапсулирующую ядро, ядро является более реакционно-способным экзотермически реагировать с водой, чем оболочка из оксида алюминия, подачу суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал с образованием эмульсии, стабилизированной реакционно-способными наночастицами и содержащей диспергированную фазу из углеводородного материала и непрерывную фазу из водного материала, экзотермическую реакцию по крайней мере части реакционно-способных наночастиц по крайней мере с водным материалом внутри подземного пласта, при этом образуется обработанный углеводородный материал из углеводородного материала, и извлечение обработанного углеводородного материала из подземного пласта.

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн.

Изобретение относится к помещаемому в воду формованному полимерному изделию для получения текучей среды для гидравлического разрыва пласта при бурении и способу изготовления его.

Настоящее изобретение касается способа получения гидрофобно-ассоциирующих макромономеров М и новых макромономеров. Описан способ получения макромономера М общей формулы (I) ,причем структурные единицы (-СН2-СН2-O-)k и (-CH2-CH(R3)-O-)l и при необходимости -(-СН2-СН2-O-)m в блочной структуре располагаются в представленной в формуле (I) последовательности, причем остатки и индексы имеют следующие значения: k это число от 10 до 150; l это число от 5 до 25; m это число от 0 до 15; R1 это Н; R2 независимо друг от друга представляет собой двухвалентную соединительную группу -O-(Cn'H2n')-, причем n' означает натуральное число от 3 до 5; R3 независимо друг от друга представляет собой углеводородный остаток с 2-14 атомами углерода, с тем условием, что сумма атомов углерода во всех углеводородных остатках R3 находится в пределах от 15 до 50; R4 представляет собой Н, включающий в себя следующие этапы: a) реакция моноэтилен-ненасыщенного спирта А1 общей формулы (II) ,с этиленоксидом, причем остатки R1 и R2 имеют заданные выше значения; с добавлением щелочного катализатора K1, содержащего KOMe и/или NaOMe; причем получают алкоксилированный спирт А2; b) реакция алкоксилированного спирта А2 по меньшей мере с одним алкиленоксидом Z формул (Z), причем R3 имеет заданное выше значение; с добавлением щелочного катализатора K2, причем катализатор К2 содержит по меньшей мере одно основное соединение натрия, выбранное из NaOH, NaOMe и NaOEt; причем концентрация ионов калия при реакции на этапе b) меньше или равна 0,9 моль% относительно использованного спирта А2; и причем реакцию на этапе b) проводят при температуре, меньшей или равной 135°С, причем получают алкоксилированный спирт A3 согласно формуле (III), ,где R4=Н, причем остатки R1, R2 и R3 и индексы k и l имеют заданные выше значения; c) при необходимости - реакция по меньшей мере части алкоксилированного спирта A3 с этиленоксидом, причем получают алкоксилированный спирт А4, который соответствует макромономеру М согласно формуле (I), где R4=Н, a m больше 0.

Изобретение относится к производству керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче углеводородов методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий углеводородную фракцию и кубовый остаток производства бутиловых спиртов, содержит углеводородную фракцию 85-163°C в смеси кубовым остатком производства бутиловых спиртов при следующих соотношениях, мас.%: углеводородная фракция 85-163°C 50-80, кубовый остаток производства бутиловых спиртов 20-50, указанную смесь подвергают непрерывному волновому воздействию с частотой 7,2 кГц.

Группа изобретений относится к извлечению нефти из пласта. Технический результат – добыча приблизительно 60 % нефти, оставшейся в керне после заводнения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину указанного выше флюида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, заключающийся в том, что в скважину закачивают флюид для обработки скважин, включающий ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси бензилового спирта и 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанола, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, и замедляют сшивку флюида для обработки скважин, пока температура внутри скважины составляет по крайней мере 100°F. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 4 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - улучшение качества утяжеленного бурового раствора, оптимизация структурно-реологических свойств, безаварийное бурение глубоких скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур. Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор содержит, мас.%: формиат натрия 37-42; полисахарид ксанатанового типа «StabVisco-F» 0,27-0,32; модифицированный крахмал «МК-3» 0,84-1,06; гидрофобизирующая жидкость ГКЖ-11 0,69-1,01; смазывающую добавку «Экстра-С» 1,63-1,97; воду - остальное; утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель до плотности 1900-2600 кг/м3 сверх 100 мас.%. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат – оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, ограничение содержания твердой фазы, в частности, к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Буровой раствор для вскрытия пластов в условиях высоких пластовых давлений и температур содержит, мас.%: глинопорошок ПБМА 2,24-3,16; термосолестойкую карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-ТС 0,27-0,33; комплексный многофункциональный реагент Смолополимер 1,22-1,78; гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11 0,31-0,52; смазочную добавку Лубрикон 1,27-1,48; воду остальное, а также галенитовый утяжелитель до требуемой плотности сверх 100 мас.% неутяжеленного бурового раствора. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых отложений в условиях воздействия аномальных пластовых давлений, высоких температур и сероводородной агрессии. Технический результат изобретения - снижение расхода химических реагентов при засолонении и улучшение показателя фильтрации и солестойкости раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок ПМБВ 2-4; катионный полимер полидадмах ВПК-402 2,6-5; биополимер «Биоксан» 0,1-0,3; хлористый натрий 30; крахмал 1,5-2,5; смазывающую добавку СМЭГ-5 1-1,5; пеногаситель Т-92 1-3; воду - остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к магнийсодержащим керамическим проппантам - расклинивателям, предназначенным для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Керамический проппант, представляющий собой прочные обожженные гранулы на основе оксидов магния, кремния и железа при любом их соотношении, дополнительно содержит комбинацию оксидов алюминия, калия, натрия, кальция, хрома при следующем соотношении, мас.%: оксид алюминия 0,1–5,0, оксид калия 0,1–2,0, оксид натрия 0,1–2,0, оксид кальция 0,1–3,0, оксид хрома 0,1–1,0, указанная основа - остальное. Технический результат – снижение деградации прочности во времени. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию. Композиция поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит неионное поверхностно-активное вещество - НПАВ, органическую кислоту, выбранную из лимонной кислоты, дигликолевой кислоты, гликолевой кислоты, или ее соль и нагнетаемую воду, где НПАВ представляет собой алкоксилированный алкилфенол, содержащий одну или более пропоксилатных групп и одну или более этоксилатных групп, где алкилфенол представляет собой фенол, содержащий одну или более присоединенных линейных или разветвленных С1-С25 алкильных групп, а соотношение между содержанием органической кислоты или ее соли и НПАВ составляет от 0,05:15 до 2:10 массовых частей соответственно. Способ получения композиции поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает перемешивание указанного НПАВ с указанной органической кислотой или ее солью и нагнетаемой водой. Способ извлечения ископаемых флюидов из содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает нагнетание указанной выше композиции в одну или более нагнетательных скважин таким образом, чтобы впоследствии добывать нефть из одной или более добывающих скважин. Упаковка поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит указанные НПАВ и органическую кислоту или ее соль. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, особенно при высоких солености и температуре. 4 н. и 4 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к безглинистым буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия высоких температур до 160°C. Технический результат изобретения - повышение термостойкости раствора при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия температуры до 160°C. Катионный буровой раствор содержит, мас.: сополимер Силфок 2540С, полученный сополимеризацией из смеси мономеров - хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в соотношении от 99:1 до 92:8, 5-7; сульфат алюминия 10-15; каустическую соду 3,6-5,4; катионный полимер на основе дадмаха - Flodrill DB 45CR 0,5-1; воду - остальное. 1 табл.

Наверх