Буровой раствор

Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам. Предложен буровой раствор, содержащий, мас. %: полиакриламид АК 631 марки А 930 - 0,05; крахмальный реагент для бурения «БурС» - 3; биополимер ксантановый - 0,4-0,6; нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ - 0,05; карбонат кальция - 6-8; хлорид калия - 3-6; вода - остальное. Технический результат изобретения заключается в обеспечении стабильности значений реологических показателей бурового раствора при попадании в него глины. 1 табл.

 

Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, используемым преимущественно при бурении горизонтальных и наклонных участков скважин.

Известен полимерглинистый буровой раствор (см. патент РФ №21003313, МПК 6 С09К 7/02, опубл. в БИ №3, 1998 г.), содержащий следующие ингредиенты, мас. %:

Глина 40-60
Полиакриламид 0,018
Кальцинированная сода 0,5
Вода остальное

Как содержащий в большой доле глину, буровой раствор является устаревшим по характеристикам, имеет ряд недостатков: ухудшение условий работы долота и в результате - низкая механическая скорость бурения, высокая вязкость, приводящая к большим потерям давления при прокачивании раствора, сложность поддержания его свойств, их нестабильность, еще большее ухудшение свойств при переходе в состав раствора глины и солей, быстрый переход глины в состав бурового раствора и др.

Глина в состав бурового раствора переходит при разбуривании глиносодержащих пород при недостаточной степени ингибирования бурового раствора и неэффективной его очистке.

Известен буровой раствор (см. пат. РФ 2362793), содержащий, мас. %:

Полиакриламид ПАА 0,15-0,3
Карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 0,3-0,5
Кальцинированную соду Na2CO3 0,3-0,5
Биополимер «Сараксан» или «Сараксан Т» 0,1-0,2
Вода остальное

Данный буровой раствор безглинистый, но также не относится к ингибирующим гидратацию, пептизацию и переход в состав бурового раствора разбуриваемых глин. Поэтому при бурении в глиносодержащих породах он быстро насыщается глиной и требует сложной, дорогостоящей физико-химической обработки. Это его недостаток.

Подобным, но более совершенным является безглинистый буровой раствор (см. пат РФ 2226540), содержащий, мас. %:

Полиакриламид 0,2-0,5
Ксантан 0,2-0,4
Сульфат алюминия 0,02-0,04
Карбонат кальция 2-5
Вода остальное,

а также дополнительно раствор содержит хлорид калия в количестве 3-20 мас. %.

Благодаря наличию в составе безглинистого бурового раствора ксантана (биополимер-полисахарид) образуется объемная структура, при которой оказалось возможным значительно повысить динамическое и статическое напряжение сдвига бурового раствора, а следовательно, способность бурового раствора удерживать шлам при остановке циркуляции и выносить его в процессе циркуляции из скважины.

Содержащийся в буровом растворе хлорид калия сдерживает переход глины в состав бурового раствора. Но эффективности соли как ингибитора пептизации глины недостаточно. Поэтому и такой раствор имеет нестабильные свойства в процессе разбуривания глин.

Известен буровой раствор PRIMOSOL, содержащий, кг/м3:

Биополимер-ксантановую. смолу 1,5-2
Полианионнную целлюлозу 2-4
Карбонат кальция 60-80
Хлорид калия или хлорид натрия 30-40
Полиакриламид 1,5-2

(см. Опыт реализации инженерных решений по буровым растворам при строительстве горизонтальных скважин на Баженовскую свиту Польяновской площади Красноленинского месторождения. С.А Черевко и др. Журнал Бурение и Нефть. 2016, №3, с. 4-7) - прототип.

Это безглинистый ингибированный буровой раствор, в котором хлориды калия или натрия препятствуют в некоторой, но не в полной степени, пептизации разбуриваемой глины, переходу ее в состав бурового раствора и отрицательному воздействию на свойства раствора. Но, как и в вышеназванных аналогах - безглинистых буровых растворах - в нем содержится в большой доле полиакриламид (ПАА) - высокомолекулярный полимер, активно вступающий во взаимодействие с глиной, адсорбирующий ее. При таком высоком содержании ПАА глина, попадающая в раствор даже в малых количествах, сшивает молекулы полимера (или полимер связывает частицы глины в единую систему), образуется полимер-глинистая структура. Вязкость и структурно-механические свойства бурового раствора возрастают выше допустимых значений. Поэтому требуются частые дополнительные физико-химические обработки бурового раствора, его высококачественная, не всегда достижимая на практике, очистка, а значит, - дополнительные расходы.

Технический результат заявляемого изобретения - обеспечение стабильности значений показателей реологических свойств бурового раствора, характеризующих его выносящую способность и влияющих на потери давления при его прокачивании, при попадании в буровой раствор глины.

Буровой раствор, особенно используемый при бурении горизонтальных и наклонных участков скважин, для обеспечения необходимой выносящей способности (способности транспортировать выбуренную породу - шлам в заколонном пространстве скважины и удерживать шлам во взвешенном состоянии при остановке циркуляции) должен обладать способностью создавать структуру при низких скоростях сдвига или в покое. Эта способность оценивается косвенно такими реологическими показателями, как динамическое напряжение сдвига τ при использовании реологической модели Шведова - Бингама или показателя нелинейности n при использовании реологической модели Оствальда. Последняя из названных моделей более адекватно описывает поведение безглинистых полимерных буровых растворов.

На величину потерь давления при прокачивании бурового раствора, в первую очередь, влияют значения таких его реологических показателей, как пластическая вязкость η (модель Шведова - Бингама) и коэффициент консистенции К (модель Оствальда).

Оптимизация реологических свойств бурового раствора подразумевает повышение до некоторого заданного уровня τ и минимальных значений η, К и n (принятые здесь обозначения использованы в таблице).

Заявляемое изобретение позволяет сохранять на близком к оптимальным уровням значения реологических показателей бурового раствора при попадании в него глины.

Технический результат достигается тем, что буровой раствор содержит, мас. %:

Полиакриламид АК 631 марки А 930 0,05
Крахмальный реагент для бурения «БурС» 1-3
Биополимер Сараксан 0,4-0,6
Нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ 0,05
Карбонат кальция 6-8

Хлорид калия 3-6

Вода остальное

Заявленный состав бурового раствора обеспечивает ему оптимальные - приемлемые технологические (реологические и фильтрационные) свойства.

Образцы буровых растворов готовили следующим образом. Заранее готовили водные растворы полимеров: ПАА, полианионной целюллозы (ПАЦ), Сараксана, БурС. Кальцинированную соду, НТФ, соли и карбонат кальция (молотый мрамор) при приготовлении образцов использовали в сухом виде. Смешивали реагенты, их растворы и добавки в заданном соотношении. Глину добавляли в готовые составы в виде свежеприготовленной глинистой пасты. При приготовлении заявленных составов их щелочность поддерживали в пределах 7-8 добавлением НТФ. После приготовления образцов их прогревали в автоклавах при температуре 80°С в течение 16 часов. Затем замеряли реологические показатели на ротационном вискозиметре Fann 35SA, показатель фильтрации - на приборе ВМ-6 в комнатных условиях.

Составы, подвергшиеся испытанию, и полученные данные приведены в таблице, где в составах буровых растворов не указана вода. Она составляла остальную часть. Составы под №№1-4 - прототип. Составы под №№5 и 10 содержат ингредиенты в долях за пределами заявляемых и имеют неприемлемые значения показателей свойств.

Опыты показали, что предлагаемые составы буровых растворов, имеющие изначально приемлемые по значению показатели реологических и фильтрационных свойств, не изменяют их существенно при попадании в буровой раствор глины в доле до 3% масс. В то же время попадание глины в буровой раствор-прототип существенно ухудшает его реологические свойства. При вводе в заявляемый буровой раствор глины более чем 3% масс. стабильность показателей свойств раствора нарушается.

Полученный эффект не был ожидаемым. Видимо, он результат комплексного взаимодействия таких компонентов бурового раствора, как ПАА, БурС, НТФ и соли с попавшей в раствор глиной. Предположительно полученный эффект можно обьяснить тем, что при малых концентрациях ПАА именно выбранного качества (среднемолекулярный с низкой степенью гидролиза) в буровом растворе при попадании в раствор глины не возникает сплошная полимер-глинистая структура. Образуются только отдельные полимер-глинистые комплексы, замкнутые сами на себя, электрически нейтральные, а поэтому не взаимодействующие друг с другом и не создающие единую структуру и, как следствие, существенно не загущающие раствор. Иными словами, при малых концентрациях ПАА выводит глину как структурообразователь из активного состояния. Получению указанного эффекта способствуют: а) замена понизителя фильтрации ПАЦ на крахмальный реагент для бурения «БурС», молекулы которого имеют сравнительно значительно меньшую молекулярную массу, адсорбционно неактивны, а поэтому не взаимодействуют с глиной; б) фосфоновый комплексон НТФ, который за счет прочных хелатных связей нейтрализует заряды на поверхности глинистых частиц, делает их неактивными, а за счет снижения щелочности раствора создает благоприятные условия для работы ПАА; в) соли, которые вытесняют гидратные и создают сольватные оболочки вокруг частиц глины и тем самым также помогают полиакиламиду связывать глину в замкнутые разрозненные инертные комплексы. Таким образом, в буровом растворе реализуется сложный механизм нейтрализации глины.

В опытах использовали:

Полиакриламид среднемолекулярный с низкой степенью гидролиза АК 631 А марки 930 производства ООО «Акрипол», г. Саратов.

Ксантановый биополимер Сараксан производства ОАО «Биохимия», г. Саранск.

Крахмальный реагент для бурения «БурС» производства ООО «БурениеСервис»-ЗАО «Амилко», г. Милерово.

Фосфоновый комплексон НТФ производства ОАО «Химпром», г. Новочебоксарск.

Глину-отобранный при бурении скважины на Федоровском месторождении в Западной Сибири глинистый шлам, высушенный и затем размолотый.

Хлорид калия мелкий белый производства ОАО «Уралкалий», г. Березники.

В качестве карбоната кальция применяли молотый мрамор производства ООО «Минералресурс», г. Екатеринбург.

Проведя обзор патентов и технической литературы с целью определения технического уровня и новизны, авторы не обнаружили информацию о буровых растворах, характеризующихся заявленной совокупностью признаков. Следовательно, по мнению авторов, предложение ново.

Опыты показали неожиданно высокие положительные результаты, в то время как с прототипом получен отрицательный результат. Реализация изобретения не требует каких-либо новых средств и технологий.

Буровой раствор, содержащий полиакриламид, полимер-понизитель фильтрации, биополимер ксантановый, карбонат кальция, хлорид калия и воду, отличающийся тем, что он содержит полиакриламид среднемолекулярный с низкой степенью гидролиза АК 631 марки 930, в качестве понизителя фильтрации - крахмальный реагент для бурения «БурС», и дополнительно содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ при следующем содержании ингредиентов, мас. %:

Полиакриламид АК 631 марки А 930 0,05
Крахмальный реагент для бурения «БурС» 1-3
Биополимер ксантановый 0,4-0,6
Нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ 0,05
Карбонат кальция 6-8
Хлорид калия 3-6
Вода Остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к магнезиальным тампонажным материалам, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ для изоляции пластовых вод, а также для устранения негерметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца при проведении ремонтно-восстановительных работ в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах с максимальной температурой до 90°C.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в т.ч.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в условиях воздействия аномально высоких пластовых давлений и температур до 150°С.
Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи.

Изобретение относится к области строительства скважин на нефть и газ, а именно к способам получения реагентов для обработки буровых растворов. Способ получения крахмального реагента для бурения заключается в модифицировании нативного крахмала.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований.

Изобретение относится к композициям расклинивающего агента, способам уплотнения пласта и добычи жидкостей из подземного пласта. Предложенные композиции включают (1) агрегирующие композиции, способные образовывать деформируемые частичные или полные покрытия на поверхностях пласта, поверхностях пластовых частиц, поверхностях твердой фазы скважинной жидкости и/или поверхностях расклинивающих агентов, где указанные покрытия увеличивают склонность к агрегации и/или агломерации частиц и поверхностей таким образом, что получают кластеры или столбы частиц, имеющие деформируемые покрытия, и (2) композиции, стабилизирующие и/или усиливающие агрегацию, способные изменять свойства покрытых кластеров или столбов таким образом, что получают сцементированные, стабилизированные и/или упрочненные кластеры или столбы.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, предназначенным для удаления бурового раствора из цементируемого заколонного пространства скважины, а также для разделения бурового и тампонажного растворов. Технический результат - усиление эрозионной моющей вытесняющей способности буферной жидкости, повышение ее глиноемкости, эргономичности и безопасности для окружающей среды. Способ получения эрозионной буферной жидкости заключается в вводе в буферную жидкость эрозионной добавки, в качестве которой используют дисперсную добавку, частицы которой имеют форму двусторонне заостренной ладьи, длину 3-5 мм, ширину 2-4 мм, высоту 0,3-2 мм; острые концы частиц содержат в своем составе оксиды кремния и имеют высокую твердость, средняя плотность вещества частиц близка к плотности воды, а соотношение массовых частей добавки и буферной жидкости составляет соответственно 5-10 к 100-141. В качестве эрозионной добавки, к примеру, используют рисовую шелуху. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, адгезионную добавку, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду, в качестве адгезионной добавки содержит клей Силор-Ультра Т, в качестве понизителя водоотдачи водорастворимый эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза, в качестве пластификатора лигносульфонат, в качестве пеногасителя трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, масс. %: - портландцемент – 100, указанная адгезионная добавка - 1,0-2,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,01-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,05-0,15 сверх 100, трибутилфосфат - 0,05-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,36-0,38. Технический результат - повышение ударостойкости и адгезионных свойств цементного камня. 1 табл.

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины. Способ указанного ГРПП, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель, проппант, от около 10 фунтов (4,536 кг) до около 100 фунтов (45,359 кг) СВП на тысячу гал (3785 л) композиции и от около 1 фунта (0,454 кг) до около 30 фунтов (13,608 кг) модификатора вязкости на тысячу гал (3785 л) композиции, где модификатор вязкости содержит сульфированный полистирол (СПС), и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины. Способ указанного ГРПП, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель, проппант, от около 30 фунтов (13,608 кг) до около 80 фунтов (36,287 кг) полимера, содержащего один или более из глюкоманнана конжака (ГК) или СПС на тысячу гал (3785 л) композиции, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещин. Способ указанного ГРПП, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель, являющийся носителем на нефтяной основе, линейный гуар, СВП в гидратированной или частично гидратированной форме, в количестве, эффективном для уменьшения фильтрации флюида при операции гидроразрыва, необязательно, сшивающий агент для линейного гуара, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – улучшение способности переноса проппанта и управления сроком разрушения жидкости гидроразрыва. 4 н. и 7 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородных смесей несмешивающихся жидкостей, представляющих собой двухфазные системы, применяющиеся в нефте- и газодобывающей промышленности, в том числе для бурения и глушения скважин, а также увеличения нефтеотдачи пластов заводнением. Эмульгатор инвертных эмульсий включает маслорастворимое поверхностно-активное вещество в виде смеси сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина, водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество 18÷50, водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество 2÷20, углеводородный растворитель - остальное. Водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество получено сульфированием жира сульфирующим агентом с последующей нейтрализацией реакционной массы до рН 6-7 щелочным агентом и отделением образующейся водной фазы, где в качестве жира используют технические рыбьи жиры - отходы рыбоперерабатывающей отрасли, а в качестве сульфирующего агента используют смесь минерального масла, неионогенных поверхностно-активных веществ и олеума, при этом в качестве минерального масла используется индустриальное масло И-Л-А-10 или И-ЛГ-А-15, в качестве неионогенных поверхностно-активных веществ - Неонол АФ9-6 или Неонол АФ9-12 в соотношении масло : ПАВ : олеум, равном 0,5:0,5:1,0 по массе. Сульфирование проводят в реакторе при постоянном перемешивании и температуре 50-110°C в течение 1,5-30 мин при массовом соотношении рыбий жир : сульфирующий агент, равном 1,0:(0,1÷0,3), в качестве щелочного агента используют 5-10%-ный водный раствор гидроксида натрия или триэтаноламин. В качестве углеводородного растворителя используют арктическое дизельное топливо, или авиакеросин марки ТС-1, или трансформаторное масло ВГ. Приготовление эмульгатора включает введение в смесь поверхностно-активных веществ углеводородного растворителя и перемешивание до образования гомогенного продукта. Технический результат – обеспечение устойчивых обратных эмульсий, которые не разрушаются при температуре 90°С в течение 24 часов и при температуре 20°С в течение 8 часов, возможность образования прямых эмульсионных растворов и эффективность в случае применения для повышения нефтеотдачи пласта. 2 табл., 3 пр.

Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам. Предложен буровой раствор, содержащий, мас. : полиакриламид АК 631 марки А 930 - 0,05; крахмальный реагент для бурения «БурС» - 3; биополимер ксантановый - 0,4-0,6; нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ - 0,05; карбонат кальция - 6-8; хлорид калия - 3-6; вода - остальное. Технический результат изобретения заключается в обеспечении стабильности значений реологических показателей бурового раствора при попадании в него глины. 1 табл.

Наверх