Буферная жидкость

Изобретение относится к области крепления скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин. Технический результат - получение стабильной утяжеленной буферной жидкости на углеводородной основе, обладающей высокой моющей способностью и пониженным показателем фильтрации, позволяющей повысить качество крепления обсадных колонн скважин, пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе. Утяжеленная буферная жидкость на углеводородной основе содержит, мас.%: керосин 31,57-55,69; барит 38,01-64,44; органобентонит ОРБЕНТ-91 2,88-5,61; гидрофобизатор АБР 0,69-1,11. 1 табл.

 

Изобретение относится к области крепления скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе.

Известна буферная жидкость для очистки скважин, пробуренных с использованием раствора на нефтяной основе, состоящая из дизельного топлива, воды, жирных кислот, основания металла и продукта отмыва контактных газов дегидрирования в производстве изопрена [SU 692983 А, МПК2 Е21В 33/14, опубл. 25.10.1979].

Недостатками данной буферной жидкости являются ее низкая моющая способность и ограниченный диапазон плотностей от 0,93 до 0,98 г/см3. В связи с этим буферную жидкость невозможно применять в интервалах, характеризующихся коэффициентом аномальности больше 1 (kа>1) (в практике строительства скважин большинство разрабатываемых скважин имеют kа>1).

Известна буферная жидкость для разделения бурового раствора на углеводородной

основе и тампонажного раствора на водной основе, содержащая дизельное топливо, воду, эмульгатор ОП-4 - моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля на основе полимердистиллята, барит [SU 1104240 А, МПК 3 Е21В 33/138,опубл. 23.07.1984].

Недостатками данной буферной жидкости является то, что она изначально предназначена для разделения и смыва безводных углеводородных буровых растворов типа известково-битумного раствора (ИБР) и не может быть использована в случае необходимости разделения и смыва эмульсионного бурового раствора на углеводородной основе, по причине непредсказуемого характера взаимодействия двух эмульсионных систем.

Известна буферная жидкость для разделения бурового раствора на углеводородной основе и тампонажного раствора на водной основе, содержащая, масс. %: дизельное топливо 8,7-14,0, смесь нефтяных отходов, содержащая нефть и дизельное топливо 12,2-30,0, отход производства бензола - щелочные воды ректификации бензола или конденсированная сульфитно-спиртовая барда 0,8-1,0, бентонитовую глину 2,0-7,0, воду - 2,0-8,0, барит - остальное [SU 1470934 А1, МПК4 Е21В 33/138, опубл. 07.04.89].

Причиной, препятствующей решению технической проблемы известной буферной жидкостью, является то, что она предназначена только для разделения и вытеснения бурового раствора на углеводородной основе и тампонажного раствора на водной основе. Известная буферная жидкость характеризуется высокой условной вязкостью и при удовлетворительной вытесняющей способности обладает низкой смывающей способностью в отношении эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе. В связи с тем, что система является многокомпонентной, приготовление данной буферной жидкости является весьма трудоемким процессом.

Технической проблемой, решение которой обеспечивается при использовании изобретения, является повышение качества цементирования обсадных колонн, пробуренных эмульсионными буровыми растворами на углеводородной основе, путем повышения смывающей способности буферной жидкости.

При решении указанной технической проблемы технический результат, обеспечиваемый изобретением, заключается в получении стабильной утяжеленной буферной жидкости на углеводородной основе, обладающей высокой моющей способностью и пониженным показателем фильтрации, позволяющей повысить качество крепления обсадных колонн скважин пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе.

Совокупность существенных признаков, достаточная для решения указанной технической проблемы и получения обеспечиваемого изобретением технического результата, следующая: буферная жидкость содержит, масс. %: керосин 31,57-55,69, барит 38,01-64,44, органобентонит ОРБЕНТ-91 2,88 - 5,61, гидрофобизатор АБР 0,69-1,11.

В качестве гидрофобизатора применили гидрофобизатор АБР, который представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот и аминов.

В качестве структурообразователя использовали органоглину марки ОРБЕНТ-91, представляющую собой химически модифицированный, гидрофобизированный бентонит. Молекулы гидрофобизатора способны полностью растворяться в неполярной среде керосина, а наличие в их составе активной полярной составляющей инициирует процесс солюбилизации частиц барита: молекулы АБР обволакивают гранулу барита и удерживают ее во взвешенном состоянии в течение значительного времени, чему также способствует СНС системы благодаря присутствию органоглины. В связи с тем, что барит, представляющий собой неорганическую соль щелочного металла и сильной кислоты - сульфат бария, является достаточно полярным соединением полярная средняя соль, находясь в неполярной среде керосина, не способна полностью диспергироваться по всему объему системы даже при воздействии большой энергии перемешивания. По сути, в среде керосина, сольватация барита останавливается на стадии образования ионного ассоциата и, с точки зрения термодинамики, процесс взаимного слипания частиц барита энергетически более выгоден по сравнению с процессом его распределения по объему растворителя. Введение гидрофобизатора марки АБР позволяет значительно повысить стабильность буферной жидкости.

Буферную жидкость получали путем приготовления суспензии на основе керосина (ГОСТ 4753-49), обладающего высокой моющей активностью, органобентонита ОРБЕНТ-91 (ТУ 2458-079-17197708-2003) в качестве структурообразователя, барита (ГОСТ 4682-84) для утяжеления до необходимой плотности и гидрофобизатора АБР (ТУ 2483-081-17197708-2002).

Для приготовления буферной жидкости не требуется специального оборудования или нагрева.

Смывающую способность определяли по массе смытого эмульсионного бурового раствора на углеводородной основе с поверхности сетчатого элемента (с размером ячейки 0,85 мм), закрепленного на наружном цилиндре ротационного вискозиметра модели 3500 LS (фирмы «Chandler Engineering»).

Сравнительные лабораторные исследования по изучению моющей способности буферной жидкости и прототипа проводили следующим образом.

Измерительный цилиндр с помещенным сетчатым элементом обезжиривали и определяли их массу. Затем закрепляли на ротационный вискозиметр (без установки внутреннего измерительного цилиндра).

Далее сборку помещали в эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе (аналогично процедуре по определению реологических свойств) из расчета погружения в раствор сетчатого элемента на всю его высоту. Сборку выдерживали 20 мин в буровом растворе, после чего стакан с раствором опускали, а избыток раствора стекал с цилиндра с сетчатым элементом в течение 5 мин.

Далее сборку с налипшим буровым раствором снимали с прибора, взвешивали, повторно устанавливали на прибор и помещали в стакан с испытуемой буферной жидкостью. Включением вращения наружного цилиндра с сетчатым элементом, покрытым буровым раствором, производили смыв раствора в течение 5 мин. После 5 мин смыва вращение прекращали, сборку снимали с прибора и взвешивали.

Смывающую способность (степень очистки) определяли по формуле:

где: m2 - масса сборки с нанесенным буровым раствором, г;

m3 - масса сборки со смытым буровым раствором, г;

m1 - масса чистой сборки, г.

Результаты исследований приведены в таблице.

Как видно из таблицы разработанные составы буферной жидкости на углеводородной основе имеют плотность от 1.2 г/см3 до 1.8 г/см3, обладают высокой стабильностью, смывающей способностью (не менее 78.15%) и пониженным показателем фильтрации. Наличие указанных преимуществ позволит повысить качество крепления обсадных колонн скважин пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе.

Буферная жидкость, имеющая соотношение компонентов в указанных пределах, обладает высокой стабильностью, моющей способностью и пониженным показателем фильтрации. При содержании АБР и барита менее указанных пределов смывающая способность снижается, а буферная жидкость становится нестабильной, по причине оседания твердой фазы. При увеличении АБР и барита повышается условная вязкость, отрицательно влияющая на смывающую способность. При наличии в буферной жидкости ОРБЕНТа-91 в количествах, выходящих за указанные пределы, ухудшается ее смывающая способность. Увеличение содержания керосина свыше 56% не приводит к улучшению характеристик буферной жидкости.

Таким образом, заявляемая буферная жидкость, являясь утяжеленной буферной жидкостью на углеводородной основе, обладает высокой стабильностью, моющей способностью по отношению к эмульсионным буровым раствором на углеводородной основе и пониженным показателем фильтрации.

Утяжеленная буферная жидкость на углеводородной основе, характеризующаяся тем, что содержит керосин, барит, в качестве структурообразователя органобентонит ОРБЕНТ-91 и гидрофобизатор АБР при следующем соотношении компонентов, мас.%:

керосин 31,57-55,69
барит 38,01-64,44
ОРБЕНТ-91 2,88-5,61
АБР 0,69-1,11



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземного пласта, используемого при добыче углеводородов из подземной формации. Жидкость для гидроразрыва, содержащая в водной среде ассоциативный полимер и лабильное поверхностно-активное средство - ЛПАВ в количестве, достаточном для снижения или подавления эффекта повышения вязкости, вызванного указанным ассоциативным полимером.

Изобретение относится к биотехнологии. Штамм Gordonia amicalis 6-1, способный к генерации непосредственно в нефтяном пласте нефтевытесняющего агента - биоПАВ и снижающий содержание сероорганических соединений в нефти, депонирован во Всероссийской Коллекции Микроорганизмов ИБФМ им.

Предложен способ отбора растворителей для солюбилизации углеводородов нефти, который включает в себя смешивание от по меньшей мере 10 до 120 частей на миллион (ррm) углеводородов нефти с выбранным растворителем с образованием первого раствора; измерение оптической плотности первого раствора спектроскопическим методом с применением датчика; добавление к первому раствору сорастворителя, включающего ионную жидкость, и смешивание с образованием второго раствора; измерение оптической плотности второго раствора спектроскопическим методом с применением датчика; и определение увеличения оптической плотности второго раствора относительно первого раствора с применением блока управления, соединенного с датчиком, при этом увеличение оптической плотности составляет по меньшей мере приблизительно 70%.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к двум вариантам способа уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

Настоящее изобретение относится к текучей среде носителя для гидроразрыва подземного пласта. Описана текучая среда для гидроразрыва, содержащая по меньшей мере одну текучую среду носителя для гидроразрыва, содержащую по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода, имеющее температуру кипения при давлении 1 атм (101325 Па) от 0°C до 65°C, а также расклинивающие наполнители.

Предложены варианты способа обработки подземной формации. Способ по одному варианту включает в себя: введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе низкой вязкости, в линию потока высокого давления; добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока; нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления в первый разрыв; введение потока с высоким наполнением, содержащего отклоняющий агент, в линию потока высокого давления для объединения с разбавленным потоком для формирования отклоняющей суспензии; подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в первый разрыв для отклонения потока текучей среды во второй разрыв; и нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления во второй разрыв.

Настоящее изобретение относится к поверхностно-активным веществам, пригодным в областях применения жидкого или надкритического CO2. Описано поверхностно-активное вещество, содержащее группу алифатического поликарбоната и углеводорода, связанные посредством атома кислорода, причем поверхностно-активное вещество содержит соединение формулы: где R1, R2, R3 и R4 для каждого случая в полимерной цепи независимо выбраны из группы, состоящей из -H, фтора, необязательно замещенной C1-40 алифатической группы, необязательно замещенной C1-20 гетероалифатической группы и необязательно замещенной арильной группы, где любые два или более R1, R2, R3 и R4 могут быть необязательно взяты вместе с промежуточными атомами для образования одного или нескольких необязательно замещенных колец, необязательно содержащих один или несколько гетероатомов; группа содержит насыщенный или ненасыщенный углеводород; Y выбран из группы, состоящей из -H, необязательно замещенной C1-12 алифатической группы, необязательно замещенного арила, необязательно замещенного C1-12 ацила, -SO2R, -SiR3 и простой полиэфирной цепи, где R является независимо для каждого случая необязательно замещенным арилом или необязательно замещенной C1-12 алифатической группой; и n является целым числом от больше чем 1 до 50.

Изобретение относится к способам оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена при использовании сырой нефти. Способ оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена в сырой нефти, содержит: a) взвешивание первой металлической контрольной пластины; погружение первой металлической контрольной пластины или ее части в первую пробу, в течение первого выбранного периода времени, причем первая проба содержит аликвоту сырой нефти; добавление осаждающего вещества к первой пробе в течение первого выбранного периода времени; извлечение первой металлической контрольной пластины из первой пробы в конце первого выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание первой металлической контрольной пластины; b) взвешивание второй металлической контрольной пластины; погружение второй металлической контрольной пластины или ее части во вторую пробу в течение второго выбранного периода времени, где вторая проба содержит аликвоту сырой нефти и ингибитор/диспергатор асфальтена; добавление осаждающего вещества ко второй пробе в течение второго выбранного периода времени; извлечение второй металлической контрольной пластины из второй пробы в конце второго выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание второй металлической контрольной пластины; c) определение массы асфальтенов, осажденных на первой металлической контрольной пластине и массы асфальтенов, осажденных на второй металлической контрольной пластине; и d) определение процента ингибирования осаждения асфальтена.

Настоящее изобретение относится к способам и системам для получения стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ извлечения углеводородного материала, включающий: объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, выбранное из группы, содержащей по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены и луковичные фуллерены, где амфифильные наночастицы включают гидрофильные функциональные группы на поверхности указанного углеродного ядра и гидрофобные функциональные группы на другой поверхности указанного углеродного ядра, с несущей текучей средой, содержащей воду или солевой раствор, с получением суспензии, приведение по меньшей мере одного из подземного пласта или пульпы, содержащей битуминозный песок и воду, в контакт с указанной суспензией с получением эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и извлечение углеводородов из указанной эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Изобретение относится к области крепления скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин. Технический результат - получение стабильной утяжеленной буферной жидкости на углеводородной основе, обладающей высокой моющей способностью и пониженным показателем фильтрации, позволяющей повысить качество крепления обсадных колонн скважин, пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе. Утяжеленная буферная жидкость на углеводородной основе содержит, мас.: керосин 31,57-55,69; барит 38,01-64,44; органобентонит ОРБЕНТ-91 2,88-5,61; гидрофобизатор АБР 0,69-1,11. 1 табл.

Наверх