Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор



Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор
Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор

Владельцы патента RU 2655276:

Публичное акционерное общество "Газпром" (RU)

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, в частности к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Для вскрытия пластов с АВПД необходимо использование утяжеленных буровых растворов, сохраняющих оптимальные структурно-реологические свойства при высоких забойных температурах.

Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов, содержащий, мас.%: крахмал - 1,0-1,5, биополимер - 0,2-0,3, карбонатный утяжелитель - 5-10, полигликоль 3-5, гидрофобизирующее поверхностно-активное вещество ПКД-515 - 1,5-2,0, смазочную добавку ДСБ-4ТТ [RU №2179568, С09K 7/02, опубл. 20.01.2002]. Известный раствор обладает высокими ингибирующими свойствами и низким показателем фильтрации.

Недостатком данного раствора является использование для обеспечения ингибирующих, смазывающих, фильтрационных и противоприхватных свойств и сохранения фильтрации компонентов, которые являются высокотоксичными веществами (ПКД-515 - сочетание неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, а также реагент ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом-оксалем).

Известен биополимерный буровой раствор, содержащий полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил - 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа - 0,2-0,5, этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,00, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР - 3,0-5,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит - 3,0-40,0 [RU 2289603, С09K 8/10 (2006.01), опубликовано 20.12.2006]. Известный раствор оказывает минимальное вредное влияние на окружающую среду.

Существенным недостатком данного бурового раствора является невозможность приготовления раствора плотностью выше 1,35 г/см3, что связано с природой растворимых солей. Также рассмотренный раствор обладает низкой термостойкостью, определяемой природой реагентов-стабилизаторов. Это ограничивает применимость данного раствора при аномально высоких пластовых давлениях (АВПД), где требуются растворы с большей плотностью.

Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является буровой раствор, содержащий стабилизатор ксантановый биополимер К.К. Робус - 0,3-0,5, реагент-стабилизатор карбоксиметилированный крахмал 3-4, ингибитор хлорид калия 4-5, регулятор pH - кальцинированную соду - 0,5-0,7, бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ - 0,03-0,05, пеногаситель Пента-461 на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов 0,02-0,06, в качестве утяжеляющей добавки - барит 30-70 [RU №2481374, С09K 8/08 (2006.01), опубл. 10.05.2013]. Известный раствор не оказывает отрицательного влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов с АВПД.

Недостатком данного раствора является ухудшение структурно-механических и реологических показателей бурового раствора, связанное с концентрационным загустеванием дисперсной системы при утяжелении, которое обусловлено увеличением объемного содержания утяжелителя в буровом растворе.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка утяжеленного минерализованного безглинистого бурового раствора с ограниченным содержанием твердой фазы и оптимизированными структурно-реологическими свойствами, применяемого при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами (до 120°C) и аномально высокими пластовыми давлениями (с коэффициентом аномальности до 2,4).

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в оптимизации структурно-реологических свойств бурового раствора с применением специальных добавок и галенитового утяжелителя, с целью обеспечения безаварийного бурения глубоких скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.

Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор содержит формиат натрия, полисахарид ксантанового типа «StabVisco-F», модифицированный крахмал «МК-3», гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11, смазывающую добавку «Экстра-С», воду и утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель, при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия - 37,00-42,00; полисахарид ксантанового типа - 0,27-0,32; модифицированный крахмал - 0,84-1,06; гидрофобизирующая жидкость - 0,69 - 1,01; смазывающая добавка - 1,63-1,97; вода - остальное и галенитовый утяжелитель до плотности 1900-2600 кг/м3 сверх 100 мас.%.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в заявляемом утяжеленном минерализованном безглинистом буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить раствор высокой плотности (до 2500 кг/м3), при этом обладающий оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами, высокой седиментационной устойчивостью, термостабильностью при температуре до 120°C.

Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты:

формиат натрия (HCOONa) - соль одноосновной предельной карбоновой (муравьиной) кислоты. Формиат натрия хорошо растворяется в воде с образованием «чистых» растворов высокой плотности, обеспечивает высокую ингибирующую способность, термостабильность, малую коррозионную активность и экологическую безопасность буровых растворов;

применение полисахаридных реагентов является эффективным решением для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств минерализованных растворов;

полисахаридный реагент ксантанового типа StabVisco-F по ТУ 2492-001-30727975-2013, является эффективным структурообразователем минерализованных растворов, представляет собой линейный полисахарид неионогенного типа, повышает вязкость, статическое и динамическое напряжение сдвига буровых растворов на водной основе. Биополимер выпускается в виде порошка от светлого до серого цвета.

Для регулирования фильтрационных свойств безглинистых, в том числе минерализованных, буровых растворов широко применяются полимеры-стабилизаторы на основе крахмала. МК-3 - модифицированный крахмальный реагент представляет собой порошок бело-желтого цвета, предназначен для снижения фильтрации пресных, средне- и высокоминерализованных растворов, а также при высоких температурах. Реагент легко растворяется в воде любой минерализации.

Гидрофобизирующая жидкость ГКЖ-11 по ТУ 2229-512-05763441-2007 является водным раствором метилсиликоната калия. ГКЖ-11 универсальный реагент, повышающий смазочные свойства раствора и термостабильность утяжеленного минерализованного безглинистого бурового раствора

Для оптимизации смазочных свойств бурового раствора используется солестойкая смазывающая добавка Экстра-С по ТУ 2458-006-51444626-01, которая является продуктом химической переработки масел и жиров. Добавка термосолестойкая, полностью эмульгируется в растворах, в том числе с повышенным содержанием твердой фазы.

Утяжеление бурового раствора до необходимой плотности производят галенитовым утяжелителем по ТУ 1725-011-56864391-2007. Галенит или свинцовый блеск - является мелкодисперсным порошком сульфида свинца (PbS), содержащим в своем составе 86,6% свинца и 13,4% серы. Плотность галенита - более 7 г/см3, в частности, от 7,4 до 7,6 г/см3. Твердость по шкале Мооса 2-3. Галенит в качестве утяжелителя применяют для получения сверхтяжелых буровых растворов.

Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор в лабораторных условиях готовили следующим образом.

Дисперсионную среду - минерализованный раствор готовили путем растворения формиата натрия (HCOONa) в дистиллированной воде, при помощи смесительной установки, обеспечивающей скорость вращения швеллера (8000±1600) об/мин в течение 20 минут. Полученный высокоминерализованный раствор обрабатывали полисахаридными реагентами StabVisco-F и МК-3 путем поэтапного введения реагентов в высокоминерализованную среду при перемешивании раствора на смесительной установке в течение 20 минут и оставляли на 16 часов до полного их распускания. Через 16 часов полученный структурированный раствор поочередно обрабатывали кремнийорганической жидкостью (ГКЖ-11) и термосолестойкой смазочной добавкой (Экстра-С) при перемешивании на смесительной установке при той же скорости вращения швеллера в течение 30 минут. Поэтапное введение галенитового утяжелителя при постоянном перемешивании на смесительной установке позволяет доутяжелить минерализованный буровой раствор до требуемой плотности.

После этого измеряли технологические параметры бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°C. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Для определения условной вязкости использовали вискозиметр ВБР-2. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Стабильность раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Влияние высоких температур и давлений на технологические свойства утяжеленного ингибированного раствора определяли с помощью высокотемпературного ротационного вискозиметра с программным управлением, обеспечивающим максимальную температуру в измерительной ячейке 150°C.

В таблице представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (примеры 1-5).

Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов обладает оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами (табл. 1, поз. 1-3).

Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (20±2)°C имеет плотность (ρ) от 1900 до 2600 кг/м3, условную вязкость (Т) от 56 до 67 с, показатель фильтрации (Ф) от 0,1 до 0,4 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (СНС 1 мин/10 мин) от 65 до 92 и от 98 до 149 дПа соответственно, водородный показатель (pH) в пределах 8-9, пластическую вязкость (ηпл) от 76 до 107 мПа⋅с, предельное динамическое напряжение сдвига (τ0) от 87 до 102 дПа, стабильность раствора (Δρ) от 4 до 7 кг/м3.

Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре 120°C в течение 4-х часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (табл. 1 поз. 4).

Заявляемый буровой раствор испытан на высокотемпературном вискозиметре. Полученные зависимости основных реологических показателей (1 - пластическая вязкость, 2 - предельное динамическое напряжение сдвига, 3, 4 - статическое напряжение сдвига) при нагреве до 120°C, представлены на фиг. 1 и 2. Полученные зависимости позволяют сделать вывод о том, что при повышении температуры до 120°C хотя и происходит некоторое снижение реологических показателей, но они остаются на приемлемом уровне. Это обстоятельство позволяет говорить о термостабильности заявляемого состава.

Совместное использование реагентов-стабилизаторов (StabVisco-F и МК-3, а также ГКЖ-11) обеспечивает оптимальные структурно-реологические и фильтрационные свойства, седиментационную устойчивость, а также придает заявляемому раствору термостабильность.

Снижение содержания утяжеляющей добавки в буровом растворе достигается за счет использования дисперсионной среды высокой плотности и галенитового утяжелителя.

Таким образом, заявляемый состав утяжеленного минерализованного безглинистого бурового раствора при заявляемом соотношении компонентов в сравнении с прототипом имеет более высокую плотность при меньшем содержании утяжеляющей добавки. Ограниченное содержание твердой фазы в составе утяжеленного минерализованного безглинистого бурового раствора обеспечивает оптимальные структурно-реологические свойства (показатели) бурового раствора в условиях высоких пластовых давлений и температур, что позволит осуществить безаварийный процесс бурения в данных условиях.

Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов в условиях высоких пластовых давлений и температур, характеризующийся тем, что содержит формиат натрия, полисахарид ксантанового типа «StabVisco-F», модифицированный крахмал «МК-3», гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11, смазывающую добавку «Экстра-С», воду и утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

формиат натрия 37,00-42,00
полисахарид ксантанового типа 0,27-0,32
модифицированный крахмал 0,84-1,06
гидрофобизирующая жидкость 0,69-1,01
смазывающая добавка 1,63-1,97
вода остальное

и галенитовый утяжелитель - до плотности 1900-2600 кг/м3 сверх 100 мас.%.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2017-03-29 2018-05-30T18:18:19
Наверх