Буровой раствор

Авторы патента:

C09K8/16 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2763571:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» (RU)

Изобретение относится к области бурения скважин. Технический результат - получение термической стабильности бурового раствора, уменьшение фильтрационных потерь, улучшение реологических свойств, использование отходов. Буровой раствор включает сапонитовый глинистый шлам с концентрацией твердых веществ от 80 до 100 г/л, содержащий сапонит от 30 до 75 мас.%, и сульфат глыбу натриевую при следующем соотношении компонентов, мас.%: сапонит 8,20-10; сульфат глыба натриевая 0,27-0,94; вода - остальное. 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности, к буровым растворам, и может найти применение при бурении относительно устойчивых и устойчивых трещиноватых пород, а также слабоустойчивых и относительно устойчивых пород, слабодиспергирующихся пород, и особенно для непоглощающих пород.

Известен буровой раствор (Патент РФ № 2230092, опубл. 2004.10.06), включающий крахмал, полученный из корнеплодов, причем указанный крахмал содержит фактически только амилопектиновые молекулы. В предпочтительном варианте осуществления изобретения указанный крахмал получают из генетически модифицированного свободного от амилозы картофеля.

Недостатком известного состава является то, что происходит воздействие микроорганизмов, таких как плесень, грибки или бактерии, которые провоцируют ферментативное разложение, загнивание. В ходе этого процесса образуются газообразные вещества, понижающие рН раствора и вызывающие его вспенивание, восстановление качественных характеристик бурового раствора после начала процесса загнивания невозможно.

Известен буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах и способ его получения (патент РФ № 2704658, опубл. 2019.11.04). Буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах включает, мас.%: монтмориллонитовый глинопорошок - 6; полианнионную целлюлозу - 0,4; воду - остальное.

Недостатком данного бурового раствора является то, что для контроля водоотдачи добавление полианнионной целлюлозы имеет ограничения при высоких температурах, высокой солености или твердости, а также при добавлении увеличивается вязкость бурового раствора.

Известен катионноингибирующий буровой раствор (патент РФ
№ 2492208, опубл. 2013.09.10) содержащий мас.%: глинопорошок - 5-8; полиэлектролит ВПК-402 7-15; воду - остальное для бурения нефтяных и газовых скважин, преимущественно для бурения неустойчивых глинистых пород и вскрытия продуктивных пластов.

Недостатком данного бурового раствора является то, что предел термической стабильности полиэлектролита максимально составляет +60 °С, соответственно для бурения глубоких скважин начиная от 1,5 км при температуре +70°С полиэлектролит дефлокулирует глину.

Известен буровой раствор (патент РФ № 2103313, опубл. 1998.01.27), в его состав включается глина, полиакриламид, кальцинированная сода и вода при следующем содержании компонентов, мас. %: глина - 40-60; полиакриламид - 0,018; кальцинированная сода - 0,5; вода - остальное.

Недостатком бурового раствора является добавление в состав полиакриламида, который при высокой температуре на глубине скважины подвергается термической деструкции, образуя комки и оседая на дно скважины, вызывает повышение текучести бурового раствора.

Известен буровой раствор для бурения многолетнемерзлых пород (патент РФ № 2184756, опубл. 2002.07.10), принятый за прототип. Буровой раствор содержит бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер и воду, в качестве полимера содержит Праестол марок 2510, или 2515, или 2530, или 2540 при следующем соотношении компонентов, мас. %: бентонитовый глинопорошок - 5, Праестол марки: 2510, 2515 - 0,01-0,05; 2530, 2540 - 0,005-0,01, вода - остальное.

Недостатком бурового раствора является его неэкологичность ввиду того, что полиакриламид имеет очень высокую молекулярную массу, и может подвергаться разложению с помощью различных механизмов, значительно увеличивая его подвижность и потенциально приводя к высвобождению мономера акриламида, известного токсина и потенциального канцерогена.

Техническим результатом является получение термически стабилизированного бурового раствора с уменьшением фильтрационных потерь и улучшением реологических свойств.

Технический результат достигается тем, что в качестве глиносодержащего вещества содержит сапонитовый глинистый шлам с концентрацией твердых веществ от 80 до 100 г/л, содержащий сапонит от 30 до 75 мас.%, и дополнительно - сульфат глыбу натриевую при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сапонит	8,20-10
сульфат глыба натриевая	0,27-0,94
вода	остальное

Заявляемый буровой раствор включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

сапонитовый глинистый шлам – 8,20 - 10,0 %, класс опасности – IV по ГОСТ 12.1.007-76;

сульфат глыба натриевая – 0,27 - 0,94 %, класс опасности – IV по ГОСТ 12.1.007-76;

вода техническая – остальное, класс опасности – IV по ГОСТ 23732-79.

Сапонитовый глинистый шлам используется в качестве коркообразующей основы, а также структурообразовательного регулятора тиксотропных свойств бурового раствора, т.е. повышение удерживающей и транспортирующей способностей. Указанный шлам образуется при обогащении алмазоносной руды и складируется в хвостохранилище предприятия, шлам представляет собой суспензию глинистых минералов, в основном глинистого минерала сапонита ≈ от 30 до 75%, остальное вода.

Добавление сульфата глыбы натриевой необходимо для снижения водоотдачи растворов, повышения вязкости и статического напряжения сдвига. Сульфат глыба натриевая представляет собой мелкодисперсный белый порошок, растворимый в воде, является отходом алюминиевой промышленности и представляет собой смесь Na₂SO₄ – 80%, Na₂CO₃ и примеси в виде алюминия - остальное.

Вода техническая служит основой, т. е. дисперсионной средой для получения бурового раствора.

Буровой раствор приготавливается следующим образом. Из сапонит основы с концентрацией 318 г/л, которую разбавляют водой до содержания твердого 80 г/л, убирается мелкодисперсный абразив, после чего при перемешивании со скоростью оборотов мешалки от 800 до 1100 об/мин добавляется от 2 до 7 г сульфата глыбы натриевой, далее происходит перемешивание полученного раствора в течение от 20 до 60 мин. со скоростью импеллера мешалки от 800 до 1100 об/мин.

Способ приготовления бурового раствора.

Пример 1. В сапонитовый глинистый шлам с концентрацией твердого от 80 до 100 г/л вводилось при промешивании 10 г сульфат глыбы натриевой и процесс перемешивания производился в течение от 20 до 60 мин. со скоростью импеллера мешалки от 800 до 1100 об/мин. После чего были измерены все параметры бурового раствора. Результаты полученных технологических параметров представлены в табл. 1.

Пример 2. В сапонитовый глинистый шлам с концентрацией твердого от 80 до 100 г/л вводилось при промешивании 7 г сульфат глыбы натриевой и процесс перемешивания производился в течение от 20 до 60 мин. со скоростью импеллера мешалки от 800 до 1100 об/мин. После чего были измерены все параметры бурового раствора. Результаты полученных технологических параметров представлены в табл. 1.

Пример 3. В сапонитовый глинистый шлам с концентрацией твердого от 80 до 100 г/л вводилось при промешивании 6 г сульфата глыбы натриевой и процесс перемешивания производился в течение от 20 до 60 мин. со скоростью импеллера мешалки от 800 до 1100 об/мин. После чего были измерены все параметры бурового раствора. Результаты полученных технологических параметров представлены в табл. 1.

Пример 4. В сапонитовый глинистый шлам с концентрацией твердого от 80 до 100 г/л вводилось при промешивании 5 г сульфата глыбы натриевой и процесс перемешивания производился в течение от 20 до 60 мин. со скоростью импеллера мешалки от 800 до 1100 об/мин. После чего были измерены все параметры бурового раствора. Результаты полученных технологических параметров представлены в табл. 1.

Пример 5. В сапонит с концентрацией твердого от 80 до 100 г/л вводилось при промешивании 4 г сульфата глыбы натриевой и процесс перемешивания производился в течение от 20 до 60 мин. со скоростью импеллера мешалки от 800 до 1100 об/мин. После чего были измерены все параметры бурового раствора. Результаты полученных технологических параметров представлены в табл. 1.

Пример 6. В сапонитовый глинистый шлам с концентрацией твердого от 80 до 100 г/л вводилось при промешивании 3 г сульфата глыбы натриевой и процесс перемешивания производился в течение от 20 до 60 мин. со скоростью импеллера мешалки от 800 до 1100 об/мин. После чего были измерены все параметры бурового раствора. Результаты полученных технологических параметров представлены в табл. 1.

Пример 7. В сапонитовый глинистый шлам с концентрацией твердого от 80 до 100 г/л вводилось при промешивании 2 г сульфата глыбы натриевой и процесс перемешивания производился в течение от 20 до 60 мин. со скоростью импеллера мешалки от 800 до 1100 об/мин. После чего были измерены все параметры бурового раствора. Результаты полученных технологических параметров представлены в табл. 1.

Таблица 1 – Технологические параметры бурового раствора

Состав раствора	Технологические параметры
ρ, кг/м³	Т, с	СНС_1/10, дПа	Ф, см³/30 мин.	К, мм	η, сПз	τ₀, дПа	рН
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Состав прототипа: бентонит – 5% Праестол 2510 – 0,01% вода – остальное.	1030	19	27/30	15	1,3	6	43	8,97
Раствор 1 заявляемого состава: сапонит – 8,20% СГН – 1,34% вода – 90,46%.	1060	92	158/168	42	4	2	197	9,0
Раствор 2 заявляемого состава: сапонит – 8,2% СГН – 0,94% вода – 90,86%.	1070	23	72/120	36	1,5	7	53	9,0
Раствор 3 заявляемого состава: сапонит – 8,2% СГН – 0,81% вода – 90,99%.	1060	26	58/67	50	1,5	2	120	8,9
Раствор 4 заявляемого состава: сапонит – 8,2% СГН – 0,68% вода – 91,12%.	1070	21	48/96	36	1,3	3	53	8,9
Раствор 5 заявляемого состава: сапонит – 8,2% СГН – 0,54% вода – 91,26%.	1050	21	48/76	32	1,5	3	53	8,9
Раствор 6 заявляемого состава: сапонит – 8,2% СГН – 0,41% вода – 91,39%.	1060	19	34/58	34	1,3	3	38	8,9
Раствор 7 заявляемого состава: сапонит – 8,2% СГН – 0,27% вода – 91,53%.	1050	18	19/34	34	1	3	24	8,9

Из таблицы 1 видно, что сульфат глыба натриевая при взаимодействии с глинистым минералом сапонитом выступает в качестве ингибитора, увеличивая скорость «пропитки», за счёт того, что ионы натрия относительно легко проникают в межплоскостное пространство глинистых минералов и выполняют роль «ионных насосов», закачивающих воду.

Таким образом, буровой раствор за счёт введения сульфат глыбы натриевой обладает улучшенными структурно-реологическими свойствами при рабочем диапазоне дозировки сульфат глыбы натриевой в количестве мас.% от 0,27 до 0,94 в приготовленный сапонитовый глинистый шлам, при этом происходит коркообразование толщиной от 1 до 1,5 мм, это ведёт к повышению фильтрационных свойств бурового раствора, повышается вязкость и предельное статистическое напряжение сдвига бурового раствора.

Буровой раствор, включающий глиносодержащее вещество и воду, отличающийся тем, что в качестве глиносодержащего вещества содержит сапонитовый глинистый шлам с концентрацией твердых веществ от 80 до 100 г/л, содержащий сапонит от 30 до 75 мас.% и дополнительно сульфат глыбу натриевую при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сапонит	8,20-10
сульфат глыба натриевая	0,27-0,94
вода	остальное

Изобретение относится к области переработки нефти и малоценных утяжеленных фракций процессов первичной и вторичной переработки нефти и получения специальной углеводородной основы для буровых растворов, используемых в нефтяной и газовой промышленности в технологическом процессе бурения газовых и нефтяных скважин.

Способ получения эмульгатора инвертных эмульсий и эмульгатор инвертных эмульсий для буровых растворов // 2762504

Изобретение относится к способу получения эмульгатора инвертных эмульсий для буровых растворов, содержащему активную основу в углеродном растворителе путем создания активной основы двустадийной реакцией конденсации жирных кислот таллового пека с полиалкиленполиамином, например триэтилентетрамином или диэтилентриамином, взятых соответственно к талловому пеку в мольном соотношении 1:1-1,1 и 1:2,3.

Реагент для обработки буровых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин, и способ его получения // 2761563

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам производства химических реагентов для обработки буровых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Технический результат - экологическая безопасность способа получения и получаемого в результате осуществления способа реагента-разжижителя с сохранением его высокой разжижающей способности.

Способ изготовления магнезиально-силикатного проппанта и пластифицирующая добавка для его осуществления // 2761435

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ изготовления магнийсиликатного проппанта включает изготовление сырьевой шихты путем прокаливания магнезиальносиликатной породы и ее совместного помола с кремнеземистым сырьем, мокрый помол сырьевой шихты с введением по крайней мере одной пластифицирующей и/или модифицирующей добавки, гранулирование и сушку полученной керамической смеси, рассев и обжиг гранул.

Активные в отношении микроорганизмов композиции, содержащие понизитель вязкости // 2761427

Изобретение относится к нефтепромышленности, композиция для обработки скважины, способ ее получения и способ обработки нефтяного пласта используются для интенсификации добычи углеводородов из скважины путем закачивания воды с заявленным реагентом при высоких скоростях в скважину, тем самым создавая разрыв в продуктивном пласте.

Сырьевая смесь для изготовления магнезиально-силикатного проппанта // 2761424

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП). Сырьевая смесь для изготовления магнезиально-силикатного проппанта содержит прокаленную магнезиально-силикатную породу: серпентинит, оливинит, дунит или их сочетания, и кремнеземистое сырье, при этом в качестве кремнеземистого компонента смеси используют аморфные кремнеземистые породы: диатомиты, трепелы, опоки или их сочетания, в количестве от 18% до 27% от массы сырьевой смеси, обеспечивающем соотношение оксида магния к оксиду кремния по массе в сырьевой смеси, близкое к 0,67 – стехиометрическому соотношению оксида магния к оксиду кремния в энстатите.

Тампонажный состав // 2761396

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах. Тампонажный состав содержит тампонажный портландцемент бездобавочный высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1, кварц молотый пылевидный марки «Б», золу-уноса ЗУ КУК-Б-3, микрокремнезем конденсированный МК-85, пластификатор на основе поликарбоксилатных полимеров WellFix Р-100, хлорид кальция, алюминиевую пудру ПАП-1, Неонол АФ 9-4, гидроксиэтилцеллюлозу Натросол 250 KR, 18%-ный раствор хлорида натрия.

Тампонажный портландцементный состав // 2761317

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Тампонажный портландцементный состав характеризуется тем, что содержит смесь сухих компонентов - тампонажного портландцемента бездобавочного высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1, кварца молотого пылевидного марки «Б», золы-уноса ЗУ КУК-Б-3, микрокремнезема конденсированного МК-85, и добавки, включающей пластификатор карбоксилатного типа EasyFLOW PC, хлорид кальция, 18%-ный раствор хлорида натрия.

Способ получения компонента для буровых растворов с низким содержанием ароматических углеводородов // 2761105

Изобретение относится к способам получения компонентов для буровых растворов с низким содержанием ароматических углеводородов. Технический результат - получение углеводородного компонента для буровых растворов, пригодных для использования в сложных климатических условиях Заполярья и морского бурения с повышенными экологическими требованиями с низкой температурой застывания и низким содержанием ароматических углеводородов.

Пластичная композиция для изоляции и ограничения водопритока в скважины // 2761037

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции обводнившихся интервалов пласта или пластов в целом с применением синтетических смол. Пластичная композиция для изоляции водопритока в скважины содержит фенолоформальдегидную смолу резольного типа, ацетоноформальдегидную смолу, пластификатор, отвердитель, ингибитор коррозии и ингибитор полимеризации.

Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов // 2764512

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон скважин для повышения дебита низкотемпературных, низкопроницаемых и глинистых (заглинизированных) пластов. Способ заключается в том, что в скважину последовательно закачивают гидрофильный агент - 3-10 вес. % раствор хлорида магния или его кристаллогидрата в метаноле и гидрофобный агент - раствор гидрофобизатора АБР в легколетучем углеводородном растворителе. При этом закачивание агентов осуществляют в виде жидкости или газожидкостной смеси, образующейся при одновременной закачке с устья скважины агентов и газа, выбранного из группы: азот, метан, природный газ, дымовые газы, а после окончания закачивания агенты продавливают в пласт. Техническим результатом является повышение эффективности обработки скважины за счет разрушения и предотвращения образования газовых гидратов, уменьшения набухания глинистых компонентов породы и облегчения выноса конденсационной воды из прискважинной зоны. 6 пр., 7 табл.