Реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе



Реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе
Реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе

Владельцы патента RU 2589782:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение антикоррозионных показателей бурового раствора, его смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода». Реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе содержит талловое масло, модифицирующую добавку и растворитель, причем в качестве модифицирующей добавки используют смесь формиата натрия, щелочи, полиметилсилоксана в соотношении 11:3:8, в качестве растворителя - смесь полигликоля, флотореагент-оксаля и изопропилового спирта в соотношении 2:1:1, при следующем соотношении компонентов, мас.%: талловое масло 35-40; модифицирующая добавка 20-25; растворитель 35-45. 2 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к области химических реагентов комплексного действия для промывочных жидкостей на водной основе, используемых в бурении нефтяных и газовых скважин.

Известна смазочная добавка для буровых растворов на водной основе (патент РФ №2269562), которая содержит сырое талловое масло, полигликоли, флотореагент-оксаль и мелассу свекловичную в соотношении компонентов, мас. %:

сырое талловое масло 10-30
полигликоли 15-20
флотореагент-оксаль 40-50
меласса свекловичная 15-20

Недостатками указанной смазочной добавки являются:

1) недостаточная совместимость с безглинистыми биополимерными растворами;

2) сравнительно низкие смазочные и противоизносные свойства бурового раствора в паре трения «металл-горная порода».

Наиболее близким к заявленному составу (прототипом) является смазочная композиция для бурового раствора на водной основе, содержащая 40-60% легкого таллового масла и 40-60% полигликоля (патент РФ №2142978).

Недостатками указанной смазочной композиции являются:

1) сравнительно низкие смазочные и противоизносные свойства бурового раствора в паре трения «металл-горная порода», особенно при высоких удельных нагрузках;

2) низкие антикоррозионные свойства при обработке буровых растворов на водной основе.

Задачей изобретения является улучшение антикоррозионных показателей глинистых и безглинистых промывочных жидкостей на водной основе, их смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода».

Указанная задача решается тем, что реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе, содержащий талловое масло и растворитель, дополнительно содержит модифицирующую добавку, представляющую собой смесь формиата натрия, щелочи, полиметилсилоксана в соотношении 11:3:8; в качестве растворителя содержит смесь полигликоля, флотореагент-оксаля и изопропилового спирта в соотношении 2:1:1, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

талловое масло - 35-40

модифицирующая добавка - 20-25

растворитель - 35-45.

Ввод предлагаемого реагента в промывочную жидкость осуществляется в процессе бурения за 1-2 цикла циркуляции, во всасывающую линию насоса в концентрации 1%.

Предлагаемый реагент получают смешением компонентов в указанных соотношениях ингредиентов при температуре 65-75°C и перемешиванием в течение 3-4 ч. Приготовление предлагаемого реагента поясняется следующими примерами.

Пример 1. К 35% мас. таллового масла добавили 20% мас. модифицирующей добавки, состоящей из смеси формиата натрия, щелочи, полиметилсилоксана в соотношении 11:3:8. После интенсивного перемешивания в течение 3 часов при 70°C добавили 45% растворителя - смесь полигликоля, флотореагента-оксаля и изопропилового спирта в соотношении 2:1:1. Полученную смесь перемешали при температуре 65°C в течение часа. В результате получили светло-коричневую жидкость плотностью 0,9 г/см3, температурой вспышки в открытом тигле 105°C, условной вязкостью 10 усл. град, температурой застывания минус 20°C.

Пример 2. К 40% мас. таллового масла добавили 25% мас. модифицирующей добавки, состоящей из смеси формиата натрия, щелочи, полиметилсилоксана в соотношении 11:3:8. После интенсивного перемешивания в течение 3 часов при 70°C добавили 35% растворителя - смесь полигликоля, флотореагента-оксаля и изопропилового спирта в соотношении 2:1:1. Полученную смесь перемешали при температуре 65°C в течение часа. В результате получили светло-коричневую жидкость плотностью 1,02 г/см3, температурой вспышки в открытом тигле 97°C, условной вязкостью 12 усл. град, температурой застывания минус 17°C.

Физико-химические показатели реагента представлены в табл. 1.

Изучение противоизносных и антифрикционных свойств промывочных жидкостей проводились на машине трения АИ-3М, изготовленной по схеме, моделирующей процесс абразивного изнашивания металла о горную породу (Яхин А.Р., Конесев Г.В., Янгиров Ф.Н., Фролов A.M. Исследование износостойкости замков бурильных труб при трении о горную породу в различных средах / Территория Нефтегаз. - Москва. №6, 2014. - С. 28-32). Диск вращается с заданной частотой и подается с фиксированной осевой нагрузкой к поступательно движущемуся образцу породы. На компьютере фиксируется коэффициент трения (φ) пары «диск-горная порода» и по результатам опыта оценивается скорость изнашивания (a) металла (диска).

Изучение антикоррозионных свойств растворов проводилось нестационарными методами электрохимического анализа (Дерягин Б.В., Снитковский М.М., Юрьев В.Н. Вольт-амперная характеристика тонких слоев и ее применение к оценке смазочной способности // Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость коллоидов. - М.: Наука. - 1974. - С. 35-38). Суть методики заключается в снятии цикловольтамперометрических кривых (ЦВА) конструкционной стали в среде исследуемой жидкости, залитой в трехэлектродную электрохимическую ячейку, при прямом и обратном ходах изменения потенциала от стационарного (коррозионного) до +200 мВ. Площадь под восходящей (Sв) и нисходящей (Sн) ветвями ЦВА характеризует плотность тока коррозии соответственно при образовании/разрушении защитной пленки на поверхности металла.

В табл. 2 приведены составы и параметры исходных безглинистого биополимерного (№1) и полимерглинистого (№4) промывочных растворов, а также этих же растворов с добавками реагента прототипа (№2, №5) и ранее указанной пробы заявленного реагента (№3, №6).

Из приведенных данных видно, что применение пробы заявленного реагента снижает скорость абразивного изнашивания металла в среднем на 18%, коэффициент трения пары «металл-горная порода» в среднем на 25% улучшает антикоррозионные свойства, в среднем на 72% по сравнению с прототипом.

Таким образом, предложенное изобретение может использоваться в бурении скважин для улучшения антикоррозионных показателей глинистых и безглинистых промывочных жидкостей на водной основе, их смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода».

Реагент комплексного действия для буровых промывочных жидкостей на водной основе, содержащий талловое масло и растворитель, отличающийся тем, что дополнительно содержит модифицирующую добавку, представляющую собой смесь формиата натрия, щелочи, полиметилсилоксана в соотношении 11:3:8, в качестве растворителя содержит смесь полигликоля, флотореагент-оксаля и изопропилового спирта в соотношении 2:1:1, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
талловое масло 35-40
модифицирующая добавка 20-25
растворитель 35-45.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области биомелиорации сельскохозяйственных земель. Способ включает создание в почвенном слое тонкой 0,02-0,07 м прослойки из жидкого навоза, образование в подпочвенном слое водорегулирующего экрана, непроницаемого в период атмосферных осадков и проницаемого корнями растений во время засухи.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе КРС и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C.

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. Применение пылеотходов, образующихся при обжиге серпентинита, в качестве армирующего материала для полимерного покрытия, наносимого на поверхность проппанта, где указанные пылеотходы вводят в количестве 0,05-0,5% от массы проппанта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - расширение сырьевой базы при производстве проппанта с усиленным покрытием. 2 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - повышение технологичности использования состава за счет оптимизации времени формирования геля, повышения структурно-механических и изолирующих свойств, уменьшения негативного воздействия фильтрата на продуктивный пласт за счет снижения показателя фильтрации, регулируемого времени разрушения состава. Вязкоупругий состав (ВУС) включает в себя водный раствор полимера полисахаридной природы, карбамид и карбонат кальция - в качестве активаторов сшивки полимера, сшивающий агент - для образования межмолекулярной пространственной структуры, деструктор - для саморазрушения геля через заданный промежуток времени, водорастворимую соль одновалентного металла, для увеличения плотности состава, при следующем соотношении компонентов, масс. %: биополимер (ксантановая камедь) - 0,8-1,3; карбамид (мочевина) - 0,4-0,6; карбонат кальция (мраморная крошка) - 1,4-2,3; хром укскуснокислый, водный раствор - 0,4-0,7; аммоний надсернокислый - 0,025-0,125; пресная техническая вода или раствор соли одновалентного металла (натрий, калий) требуемой плотности - остальное. 3 табл. .

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов. Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе приготовлен путем перемешивания легкого таллового масла, полигликолей, флотореагент-оксаля, щелочи, оксиэтилированных жирных спиртов фракции С12-С14, концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья при температуре 60-65°С в течение 2-2,5 часов, при следующем соотношении компонентов, мас.%: легкое талловое масло 40-45; полигликоли 21-28; флотореагент-оксаль 11-14; щелочь 3-7; оксиэтилированные жирные спирты фракции С12-С14 3-6; концентрат головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья 10-15. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки. 12 з.п. ф-лы, 14 ил.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Композиция включает вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе четвертичных аминов с растворителем, усилитель вязкости - салицилат натрия, органический деструктор - карбамид или тиомочевину, а в качестве ПАВ она содержит вязкоупругий димерный ПАВ следующего строения: где R1 и R6 - одинаковые или различные, представляют собой алкильные группы C12-C18 и/или амидопропиламины следующего строения - (CH3)2N(CH2)3NCOC12-18H22-37; R2, R3, R4, R5 - метильная группа; R7 - C3H6O; A1 и A2 - анионы хлора (Cl-). Вязкоупругая технологическая жидкость для ГРП содержит указанную композицию и воду, причем массовое соотношение композиции и воды составляет 1:(1,6÷30) соответственно. Технический результат заключается в создании вязкоупругой технологической жидкости для ГРП, обладающей высокими вязкоупругими свойствами при повышенной температуре 70°C и более даже в пресной или слабоминерализованной воде, и обеспечивающей при этом быструю и полную потерю вязкости после проведения ГРП. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 8 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур. Технический результат создания изобретения заключается в повышении плотности и седиментационной устойчивости, увеличении времени прокачиваемости утяжеленного тампонажного раствора при повышенных температурах при одновременном обеспечивании остальных технологических параметров раствора и камня. Утяжеленный тампонажный раствор включает портландцемент тампонажный, утяжеляющую добавку и воду. Утяжеленный тампонажный раствор в качестве утяжеляющей добавки содержит концентрат галенитовый из свинцовых руд, в качестве замедлителя сроков схватывания - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, дополнительно Натросол 250 EXR при следующем соотношении компонентов, масс. %: портландцемент тампонажный - 53,85-50,0, концентрат галенитовый из свинцовых руд - 23,05-26,92, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,015-0,03, натросол 250 EXR - 0,11-0,08, вода - остальное. 2 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов. Технический результат - снижение расхода полиэлектролита ВПК-402 и улучшение структурно-реологических и фильтрационных показателей раствора. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 3-5; анионную эмульсию Росфлок ПВ 0,5-2; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси. Изобретение также предусматривает способы с использованием полученного проппанта. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результата - повышение эффективности обработкию. 5 н. и 30 з.п. ф-лы,3 ил., 8 табл., 8 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам. Надпакерная жидкость для эксплуатации газовых скважин в зоне высокольдистых мерзлых пород содержит, мас.%: формиат натрия 45,0-50,0, сополимер полиакриламида и полиакрилата Праестол 2540 1,3-1,5 и воду - остальное. Технический результат - повышение морозостойкости и стабильности. 1 табл.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах. Предлагаемые составы могут найти применение при ликвидации межколонных давлений при закачке жидкости для гидрозатвора. Состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с многоатомным спиртом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49 или от 51 до 70, многоатомный спирт - остальное. В указанном составе в качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или диэтиленгликоль. В варианте 1 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь таллового масла с политалом, при следующем соотношении компонентов, масс. %: талловое масло - от 30 до 49 или от 51 до 70; политал - остальное. В варианте 2 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с политалом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49; политал остальное. Технический результат состоит в сохранении устойчивости глинистых пород за счет повышения их прочности. 4 н.п. ф-лы, 1 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-07-10 2016-07-10T01:37:03
Наверх