Синтетический буровой раствор

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 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.

Из уровня техники известен буровой раствор, включающий воду и глинопорошок. В качестве дополнительного загустителя и структурообразователя раствор содержит биополимер, позволяющий снизить содержание глинопорошка. Однако биополимер имеет низкую загущающую способность и подвержен биодеструкции, и без ввода бактерицидов раствор теряет свои свойства и показатели. Существенный недостаток известного бурового раствора, включающего биополимер и бактерициды, заключается в том, что бактерициды относятся к классу ядохимикатов (Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов, М.: Недра, 1972, с. 186).

Из уровня техники известен буровой раствор, принятый в качестве наиболее близкого аналога, прототипа, включающий мас.%: глинопорошок 2-5,46, катионный полимер ВПК-402 3-5, неионный водорастворимый эфир целлюлозы 0,2-0,5 и воду - остальное (пат. РФ №2567579 С1, кл. С09K 8/24, опубл. 10.11.2015). В качестве неионного водорастворимого эфира целлюлозы используется известный в бурении реагент - гидроксиэтилцеллюлоза ГЭЦ. Для повышения ингибирующих свойств раствора в него введены неорганические ингибиторы набухания глин - NaCl или CaCl2. Известный раствор имеет неудовлетворительные структурно-реологические показатели и показатель фильтрации при бурении в солевых отложениях. Использование известного раствора требует дополнительных периодических химических обработок для перевода в соленасыщенную систему.

Приготовление соленасыщенных буровых растворов и управление их свойствами и технологическими показателями в процессе бурения имеют множество сложностей. Засолонение традиционных буровых растворов приводит к коагуляционному загущению с одновременным ухудшением всех технологических показателей до неприемлемых значений. Засолонение сменяется стабилизационным разжижением при дополнительном вводе стабилизатора. Коагуляция глинистой фазы, происходящая при засолонении, приводит к дестабилизации системы: возрастает величина показателя фильтрации, структурно-реологические показатели значительно ухудшаются и не поддаются управлению. Для стабилизации системы прибегают к разбавлению раствора и значительному повышению концентрации полимеров.

Задача, решаемая предлагаемым изобретением, состоит в создании бурового раствора, обладающего высокой совместимостью пресной и соленой сред, и устойчивостью к воздействию различных агрессивных факторов.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, состоит в снижении расхода химических реагентов при засолонении и улучшении показателя фильтрации и солестойкости раствора.

Технический результат достигается за счет того, что в состав бурового раствора, включающего воду, глинопорошок, в качестве стабилизатора и бактерицида содержит катионный полимер ВПК-402, в качестве структурообразователя содержит биополимер, в качестве соли, для предотвращения растворения солей при бурении в солевом интервале, содержит NaCl, для повышения крепящих свойств дополнительно введены крахмал, смазывающая добавка СМЭГ-5, общеулучшающий реагент Т-92, в качестве биополимера используют «Биоксан», при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок ПМБВ 2-4
ВПК-402 2,6-5
Биополимер «Биоксан» 0,1-0,3
Крахмал 1,5-2,5
Хлористый натрий 30
СМЭГ-5 1-1,5
Т-92 1-3
Вода остальное

Для нейтрализации сероводорода в раствор дополнительно может вводиться поглотитель сероводорода железный сурик ЖС-7 в количестве 5-7 мас.ч. на 100 мас.ч. раствора.

Полиэлектролит ВПК-402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.

Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой полидадмах и выпускается в виде однородной по консистенции жидкости без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3*105. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 104 до 106.

В качестве глинопорошка могут использоваться различные марки: ПБМА, ГТБМБ, ПБМВ, ПБМГ, которые выпускаются в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок». Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. 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. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 2,0 до 4,0%.

Повышение крепящих свойств раствора обеспечивает крахмал за счет увеличение водородных сеток между частицами неустойчивой породы. Дополнительное повышение крепящих свойств раствора производится путем ввода углеводородных компонентов, обеспечивающих заполнения ячеек водородных сеток.

Перевод на соленасыщеный (высокоминерализованный) катионный раствор производится вводом технической соли до насыщения, что составляет в среднем около 30 мас.%.

Высокомолекулярный базовый загущающий биополимер «Биоксан» выпускают по ТУ 2458-025-97457491-2010. Он обладает высокими реологическими характеристиками, высокой загущающей способностью при низких концентрациях. «Биоксан» благодаря тиксотропии позволяет получать буровые растворы с исключительно низким содержанием твердой фазы и великолепными объемными и суспендирующими характеристиками. Реагент использован в растворе на водной основе в широком диапазоне pH, минерализаций и температур. Он совместим с другими реагентами предлагаемого бурового раствора.

Жидкая смазочная добавка СМЭГ-5 представляет собой композицию растительных и минеральных масел, модифицированных различными присадками. Смазочная добавка СМЭГ-5 обеспечивает эффективное снижение коэффициента трения и не оказывает негативного влияния на свойства буровых растворов.

Вспенивание бурового раствора подавляется обработкой общеулучшающим реагентом Т-92, который также частично позволяет нейтрализовать сероводород и улучшает смазочные свойства бурового раствора, не увеличивая его структуру.

При необходимости плотность бурового раствора может быть повышена карбонатными утяжелителями, например, мелом, мраморной крошкой, доломитом, сидеритом, баритовым концентратом и галенитом.

Для нейтрализации сероводорода в раствор дополнительно вводится поглотитель сероводорода ЖС-7, который применяется для охраны окружающей среды и охраны здоровья обслужающего персонала при добыче и переработке сернистых нефти и газов на весь объем бурового раствора. Выпускается ЖС-7 по ТУ 2123-004-56864391-2009.

Для достижения дополнительного технического результата для контроля pH при разбурке цементного стакана производится обработка бурового раствора лимонной или уксусной кислотой. Во избежание коррозии при снижении pH ниже 6 в процессе бурения поддержание pH в диапазоне 6,5-7 производится триэталонамином.

Приготовить раствор можно. разбавляя катионный раствор в надсолевых отложениях рассолом хлорида натрия для снижения глинистой фазы, при этом производят насыщение хлоридом натрия всего объема раствора;

- после засолонения заготовки последовательно вводят ВПК-402, крахмал и биополимер «Биоксан»;

- после растворения полимеров и равномерного распределения вводят Т-92 и утяжеляют баритом до требуемой плотности;

- полученный раствор дообрабатывают смазывающей добавкой СМЭГ;

- при необходимости плотность бурового раствора повышают карбонатными утяжелителями (мел, мраморная крошка, доломит, сидерит), баритовым концентратом и галенитом.

Результаты опытов и сравнений предлагаемого раствора с известным раствором приведены в таблице 1. В табл. 2 приведены данные по обработке бурового раствора и его показатели в интервале бурения 2896-3828 м.

В таблицах 1-2 приняты следующие сокращения и обозначения: гл. - глина; БП - биополимер; крахм. - крахмал, ПФ - показатель фильтрации (см3); ηпл - пластическая вязкость (мПа⋅c); τ0 - динамическое напряжение сдвига (Па); CHC1/10 - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин, соответственно. СНС характеризует в буровых растворах статическое напряжение сдвига при остановке циркуляции, которое не позволяет выбуренной породе (шламу) выпадать из раствора, (дПа), Т - вязкость раствора (с - секунды), ρ - плотность раствора (кг/м3).

Из табл. 1 видно, что снижение концентрации реагентов ниже допустимых приводит к росту показателя фильтрации и снижению структурно-реологических показателей до не приемлемо низких значений (табл. 1, п. 3), увеличение содержания основных компонентов неэффективно (табл. 1, п. 14), так как приводит к перерасходу реагентов без уменьшения показателя фильтрации, но с увеличением структурно-реологических свойств. Согласно полученным результатам (табл. 1, пп. 4-13) видно, что синтетический буровой раствор обладает лучшими технологическими показателями до и после засолонения.

Перед началом бурения были определены методы управления технологическими показателями предлагаемого утяжеленного соленасыщенного катионного бурового раствора в процессе бурения в случае их ухудшения. На протяжении всего процесса бурения структурно-реологические и фильтрационные показатели оставались стабильными, поэтому не производилось их регулирование (табл. 2). Предлагаемый раствор не подвергался дополнительной обработке, что привело к снижению расхода химических реагентов при засолонении. Стоит отметить, что после утяжеления СНС раствора не изменились.

Кроме того, промысловые испытания на скважине №939 Астраханского ГКМ показали легкость засолонения раствора и простоту управления в процессе бурения.

1. Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, катионный полимер ВПК-402, биополимер и хлористый натрий, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит крахмал, пеногаситель Т-92, смазывающую добавку СМЭГ-5, в качестве биополимера в растворе используют «Биоксан» при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок ПМБВ 2-4
ВПК-402 2,6-5
Биополимер «Биоксан» 0,1-0,3
Хлористый натрий 30
Крахмал 1,5-2,5
СМЭГ-5 1-1,5
Т-92 1-3
Вода остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве нейтрализатора сероводорода раствор дополнительно содержит нейтрализатор сероводорода железный сурик ЖС-7 в количестве 5-7 мас.ч. на 100 мас.ч. раствора.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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 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.

Наверх