Способ получения эрозионной буферной жидкости

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 бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, предназначенным для вытеснения и вымыва - удаления бурового раствора из цементируемого заколонного пространства скважины, а также для разделения бурового и тампонажного растворов.

Для обеспечения герметичности зацементированного кольцевого пространства его до и в процессе цементирования следует максимально очистить от невытесненных остатков бурового раствора, глинистой, полимерной, углеводородной пленки на поверхности обсадных труб и пород, рыхлой части слоя набухших глинистых пород и фильтрационной корки бурового раствора, или хотя бы ее верхней рыхлой части.

Для этого буферным жидкостям придают способность создавать турбулентный поток при малых скоростях течения, разжижать, разрушать, смывать и вытеснять остатки бурового раствора, глинистой, полимерной, углеводородной пленки на поверхности обсадных труб и пород, рыхлой части слоя набухших глинистых пород и фильтрационной корки бурового раствора, или хотя бы ее верхней рыхлой части. Для усиления названных свойств буферных жидкостей в них вводят добавки, выполняющие роль турбулизаторов потока и эрозионных агентов: цемент, золу, вермикулит, резиновую крошку, волокна, опилки (см., например, а.с. 779372 Буферная жидкость).

Буферные жидкости, содержащие перечисленные добавки, получили название эрозионные. Их эффективность мала.

Наиболее эффективным способом получения эрозионной буферной жидкости представляется добавление в жидкость песка, цемента, глины и других компонентов. (см. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1985. - 414 с. С. 396) - прототип.

Недостатками прототипа являются: его низкая результативность, так как способ-прототип не позволяет получить эффективную эрозионную-моющую-вытесняющую буферную жидкость; глиноемкость получаемой буферной жидкости низка; имеют место технологические трудности при ее приготовлении и применении; получаемый по известному способу состав небезопасен для окружающей среды. Под глиноемкостью буферной жидкости мы понимаем способность буферной жидкости сохранять свою моющую-эрозионную способность по мере попадания в ее состав глины.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в усилении эрозионной-моющей-вытесняющей способности буферной жидкости, повышении ее глиноемкости, эргономичности и безопасности для окружающей среды.

Цель достигается тем, что в буферную жидкость вводят дисперсную добавку, частицы которой имеют: форму двусторонне острой ладьи, длину 3-5 мм, ширину 2-4 мм, высоту 0,3-2 мм; острые концы содержат в своем составе оксиды кремния и имеют высокую твердость, средняя плотность вещества частиц близка к плотности воды. В качестве такой добавки предлагается использовать рисовую шелуху в количестве от 5 до 10 частей масс, к 100-141 частям масс, буферной жидкости.

Полученный технический эффект подтвердили опыты, проведенные следующим образом.

Использовали стендовую установку, состоящую из вертикально расположенной трубы высотой 12 м с внутренним диаметром 103 мм. В центральной части трубы, отстоящей от нижнего и верхнего концов трубы для уменьшения концевых эффектов на расстояниях по 5 м, установлены 4 круглых отвода. В отводы вставлялись гильзы, наполненные пастой из предварительно гидратированного глинопорошка в каждой серии опытов постоянного состава (марка ПББ, немодифицированный, производства ЗАО «Ильский завод утяжелителей»).Открытый торец наполненной глинистой пастой гильзы устанавливали заподлицо с внутренней стенкой трубы. Внутрь 103 мм по внутренниму диаметру трубы была вставлена коаксиально гладкая труба с внешним диаметром 50 мм. Таким образом создавалось некое подобие кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками скважины. Величина зазора между двумя трубами в установке примерно равнялась величине зазора между стенкой обсадной трубы диаметром 168,3 мм и стенкой самой скважины, пробуренной долотом, имеющим диаметр 215,9 мм. Снизу в кольцевое пространство насосом подавали жидкость. Сверху жидкость вытекала. С учетом размеров кольцевого пространства жидкость подавали с расходом 6,4 л в с. Такой расход жидкости в стендовой установке выбран, чтобы соблюдалось равенство градиента скорости течения жидкостей (и подобие эпюр скоростей) в установке и в кольцевом пространстве реальной скважины, пробуренной долотом диаметром 215,9 мм, со спущенной в нее обсадной колонной диаметром 168,3 мм при расходе буровых насосов 14,4 л в с (около 170 с-1). При указанных расходах жидкости в установке и в скважине скорости восходящего потока жидкости равны 1 м в с. Таким образом имитировали процесс течения буферной жидкости в кольцевом пространстве скважины с максимально достигнутой степенью модельного подобия. Время прокачивания жидкости устанавливали согласно известной рекомендации, касающейся минимального времени прохождения буферной жидкости через заданный участок ствола скважины-8 мин. Глинистая паста имитировала загустевшие остатки глинистого бурового раствора или набухшую глинистую породу, или фильтрационную глинистую корку, или пленку глинистого раствора.

Добавлением в буферные жидкости 3 ч. предварительно гидратированной глины имитировали попадание глины в буферную жидкость при движении последней еще внути колонны обсадных труб в результате смешения ее с вытесняемым впереди идущим буровым раствором и смыва буферной жидкостью остатков бурового раствора-адгезионной пленки- на внутренней поверхности труб, то есть имитировали процесс глинонасыщение буферной жидкости.

Результат воздействия буферной жидкости в потоке на имитацию глинистой породы или фильтационной корки бурового раствора (в действительности глинистой пасты) оценивали по величине доли унесенной буферной жидкостью части глинистой пасты от первоначальной массы пасты.

Составы буферных жидкостей и результаты опытов приведены в табл.

Из таблицы видно, что добавление рисовой шелухи во все составы в количестве 5-10 частей к 100-141 частям буферной жидкости резко увеличивает способность буферной жидкости разрушать и вымывать глинистую пасту. Преимущество заявляемого способа сохраняется и при предворительном вводе в буферную жидкость глины. То есть способ существенно увеличивает глиноемкость буферной жидкости - ее способность сохранять свою моющую-эрозионную способность при насыщении глиной.

Добавление 3 ч шелухи недостаточно для получения значительного эффекта, а добавление 15 частей шелухи более не увеличивает или даже уменьшает эффект в сравнении с добавкой шелухи равной 10 частям, но может привести к загущению буферной жидкости до ее непрокачиваемости.

Примечания. 1. Затенненные строки таблицы содержат данные по изобретению. 2. МБП-М - материал буферный порошкообразный моющий, ТУ 2148=215=00147001-2000. 3. КМЦ-карбоксиметилцеллюлоза, ТУ 2231-017-32957739-09.

1. Способ получения эрозионной буферной жидкости, заключающийся в вводе в буферную жидкость эрозионной добавки, отличающийся тем, что в качестве эрозионной 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эрозионной добавки используют рисовую шелуху.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам. Предложен буровой раствор, содержащий, мас.
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 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 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.

Наверх