Буровой раствор с содержанием высокозамещенного карбоксиметилированного крахмала

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин в условиях действия высоких забойных температур, а также повышенной минерализации буровых растворов. Технический результат - способность бурового раствора сохранять свойства в условиях повышенной минерализации и температуры. Буровой раствор содержит, мас.%: соду каустическую 0,03 - 0,05; соду кальцинированную 0,03 - 0,05; глинопорошок бентонитовый 4,3 - 7,2; NaCl 29,5 - 32,2; CaCl2 8 – 10; карбоксиметилированный крахмал с высокой степенью замещения СЗ=60-70 0,8 - 2,2; воду остальное. 2 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, в условиях действия высоких забойных температур, а также повышенной минерализации буровых растворов. Современные буровые растворы, в состав которых входят понизители водоотдачи, такие как модифицированный крахмал, карбоксиметилированный крахмал (КМК), полианионная целлюлоза низкой вязкости (НВ ПАЦ) и др. имеют ряд технологических недостатков. К ним относятся: низкая устойчивость к высоким забойным температурам, высокая биодеградация, а также высокая чувствительность к повышенной минерализации. В процессе бурения данные недостатки могут привести к различным авариям и осложнениям, которые повлекут за собой невозможность продолжения строительства скважины.

Известен буровой раствор (патент RU 2327726, МПК C09K 8/24, опубл. 27.06.2008), содержащий, мас.%: глину бентонитовую - 2,0÷3,0; карбоксиметилцеллюлозу - 0,1÷0,15; крахмал - 1,0÷2,0; реагент для регулирования удельного электрического сопротивления - пентамеры пропилена - 1,0÷5,0; карбонатный утяжелитель - 5,0÷8,0; смазочную добавку Lubriol W - 0,1÷0,5; воду – остальное (таблица 1).

Недостатком этого бурового раствора является относительно высокий показатель фильтрации после воздействия высоких температур, что может приводить к различным осложнениям при бурении скважин и, как следствие - к авариям, связанными с креплением стенок скважины - осыпи, обвалы, дифференциальные прихваты.

В зарубежной практике для бурения нефтяных и газовых скважин используется буровой раствор с заданными параметрами: PV-10, YP-1, СНС-0/2, Ф-11, а также приведены значения этих показателей после испытания на термостабильность PV-8, YP-0, СНС-0/0, Ф-18,6 (патент US 4123366, МПК C09K8/20, C09K7/02, опубл. 31.10.1978).

Недостатком данного раствора является его низкая степень устойчивости к действию высоких забойных температур (свыше 120 °C). Еще одним недостатком такого раствора является его нестабильность в присутствии больших концентраций поливалентных катионов, что негативно сказывается на технических параметрах бурового раствора.

Буровой раствор (патент RU 2309970, МПК C09K 8/24, опубл. 10.11.2007) относится для бурения нефтяных и газовых скважин, в частности для предупреждения поглощения и вскрытия продуктивных пластов. Буровой раствор содержит, мас.%: бентонит 1-2, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 0,6-0,8, гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок" 0,1-0,2, ксантановый биополимер 0,08-0,10, гидрофобизатор 0,05-0,10, алюмосиликатные микросферы 5-20, вода - остальное. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит 1,0-1,4 мас.% карбоксиметилированного крахмала. Недостатком такого раствора является его высокая вязкость при низких концентрациях стабилизирующего агента.

Наиболее близким к заявленному изобретению является буровой раствор (патент RU 2502773, МПК C09K 8/20, опубл. 27.12.2013). Буровой раствор содержит в себе композицию реагентов, направленных на снижение показателя фильтрации Глинистый буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5,5, карбоксиметилированный крахмал 0,5, феррохромлигносульфонат 0,2-0,3, арабиногалактан 0,2-0,3, воду 93,4-93,6.

Недостатком данного раствора является то, что для регулирования реологических параметров промывочной жидкости, раствор необходимо дополнительно обрабатывать разжижителями для снижения статического напряжения сдвига (СНС). Использованный карбоксиметилированный реагент обладает степенью замещения порядка 30-35, что негативно сказывается на фильтрационных параметрах промывочной жидкости в условиях повышенной минерализации и высоких забойных температур.

Промышленно производимые аналоги, такие как карбоксиметилцеллюлоза, полианионная целлюлоза, различные типы модифицированных крахмалов выпускают для решения многих технических проблем связанных с процессом бурения и использования буровых промывочных жидкостей: снижение показателя водоотдачи, предупреждения осложнений, связанные с креплением стенок скважины, стабильность растворов в условиях высоких забойных температур и концентрации поливалентных катионов.

Настоящее изобретение направлено на разработку состава бурового раствора, который характеризуется высокими термо-, соле- и био- устойчивостью. Буровой раствор, содержащий карбоксиметилированный крахмальный реагент, позволяет регулировать реологические свойства раствора на заданном уровне без дополнительной химической обработки понизителями вязкости. Для этого в состав промывочной жидкости вводят карбоксиметилированный крахмал с высокой степенью замещения СЗ (60-70).

Предлагаемый продукт имеет высокую степень замещения, и его применение в составе бурового раствора позволяет выдерживать высокую степень минерализации, а также повышенные забойные температуры (до 150 °C), с сохранением заданных технических параметров бурового раствора. Достоинством КМК является сравнительно невысокая стоимость производства по сравнению с указанными выше основными конкурентами.

Пример 1. Состав раствора: 93,9% вода + 0,05% сода каустическая + 0,05% сода кальцинированная + 5% глинопорошок + 1% КМК.

Готовят раствор щелочи, в цилиндрическом стакане, добавляют необходимое количество дистиллированной воды, каустической соды и кальцинированной соды, перемешивают со скоростью 1000 об/мин на верхнеприводной мешалке в течение 1 мин. Далее добавляют в перемешиваемый щелочной раствор бентонитовую глину и перемешивают в течение 30 ± 0,1 мин на скорости 1000 об/мин. Перемешивают в течение 10 ± 0,1 мин со скоростью 1000 об/мин. Далее добавляют необходимое количество карбоксиметилированного крахмала и перемешивают в течение 10 ± 0,1 мин со скоростью 1000 об/мин. По окончании перемешивания выдерживают буровой раствор в течение 16 часов и только после этого приступают к измерениям.

Пример 2. Готовят раствор щелочи, в цилиндрическом стакане, наливают необходимое количество дистиллированной воды, добавляют каустической соды и кальцинированной соды, перемешивают со скоростью 1000 об/мин на верхнеприводной мешалке в течение 1 мин. Далее добавляют в перемешиваемый щелочной раствор бентонитовую глину и перемешивают в течение 30 ± 0,1 мин на верхнеприводной мешалке на скорости 1000 об/мин. Не выключая мешалку в стакан, с суспензией добавляют CaCl2 и NaCl. Перемешивают в течение 10 ± 0,1 мин со скоростью 1000 об/мин. Далее добавляют необходимое количество карбоксиметилированного крахмала и перемешивают в течение 10 ± 0,1 мин со скоростью 1000 об/мин. По окончании перемешивания необходимо выдержать буровой раствор в течение 16 часов и только после этого приступать к измерениям.

Растворы 1-2 готовят по п.1. Растворы 3-5 готовят по п.2. Результаты исследований приведены в таблице 2.

Буровой раствор, обладающий высокими термо-, соле- и биоустойчивостью, а также пониженным показателем водоотдачи при невысоких реологических параметрах, отличающийся тем, что в составе бурового раствора в качестве понизителя фильтрации используется карбоксиметилированный крахмал (КМК) с высокой степенью замещения СЗ=60-70, способный сохранять свойства буровой жидкости в условиях повышенной минерализации и температуры, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сода каустическая 0,03 - 0,05
сода кальцинированная 0,03 - 0,05
глинопорошок бентонитовый 4,3 - 7,2
NaCl 29,5 - 32,2
CaCl2 8 - 10
высокозамещённый КМК 0,8 - 2,2
вода остальное



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к способам получения компонентов для буровых растворов. Технический результат – высокая пожаробезопасность и улучшенные низкотемпературные свойства компонента бурового раствора, а именно температура вспышки не ниже 80°C, температура помутнения порядка минус 68°C, предельная температура фильтруемости порядка минус 78°C и температура застывания порядка минус 79°C.

Варианты реализации изобретения относятся к композициям, содержащим отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, для применения в подземных нефтяных скважинах, а также способы их применения.

Изобретение относится к пенообразующему составу, имеющему хорошую устойчивость при низких температурах, и способу его применения для повышения нефтеотдачи. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащий один или более альфа-олефинсульфонатов - AOS, растворитель, имеющий химическую формулу C8Н18O3, C8H16O3 или их смесь, и воду.

Настоящее изобретение относится к анионно-катионно-неионогенному поверхностно-активному веществу для добычи нефти. Анионно-катионно-неионогенное поверхностно-активное вещество – АКНПАВ - для добычи нефти представляет собой одно или более соединений, представленных приведенной формулой с указанным видом и сочетанием радикалов.

Настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва пласта подземного пласта месторождения. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин в условиях действия высоких забойных температур, а также повышенной минерализации буровых растворов. Технический результат - способность бурового раствора сохранять свойства в условиях повышенной минерализации и температуры. Буровой раствор содержит, мас.: соду каустическую 0,03 - 0,05; соду кальцинированную 0,03 - 0,05; глинопорошок бентонитовый 4,3 - 7,2; NaCl 29,5 - 32,2; CaCl2 8 – 10; карбоксиметилированный крахмал с высокой степенью замещения СЗ60-70 0,8 - 2,2; воду остальное. 2 табл., 2 пр.

Наверх