Буровой раствор



Владельцы патента RU 2640449:

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" (RU)

Изобретение относится к составам для бурения скважин. Технический результат – расширение арсенала средств, получение бурового раствора со следующими свойствами: плотность 1,16-1,17 г/см3, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л. Буровой раствор содержит, мас.%: фторангидрит 16,7-24,4; ксантановую камедь 0,15-0,16; сахарозу 0,85-0,99; воду остальное. 3 пр.

 

Изобретение относится к составам для бурения скважин, а именно к водным буровым составам для бурения скважин, содержащим природные возобновляемые ресурсы - органические соединения, и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Известен буровой раствор (RU 2235751 С1, МПК 7 C09K 7/02, опубл. 10.09.2004), содержащий в качестве структурообразователя глину, а в качестве стабилизатора карбоксиметилцеллюлозу КМЦ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глина 5-10
Реагент стабилизатор - КМЦ-900 0,2-0,3
KCl 3-5
Флокулянт - унифлок или праестол 0,001-0,004
ДСБ-4ТТП 0,3-0,5
КОН 0,2-0,3
КССБ-2М 0,2-0,3
Барит 30-65
Вода остальное

Недостатками такого раствора являются сложный состав и повышенная водоотдача, что может вызвать заклинивание бура во время процесса бурения скважины.

Известен буровой раствор (SU 1776689 А1, МПК 5 C09K 7/02, опубл. 23.11.1992), содержащий в качестве стабилизаторов карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу или оксиэтилцеллюлозу при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Бентонитовый глинопорошок 1,0-4,0
Акриловый полимер 0,1-0,4
Хлорид калия 1,0-2,0
Карбоксиметилцеллюлоза 0,1-0,2
Карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза
или оксиэтилцеллюлоза 0,05-0,20
Баритовый утяжелитель 30,0-70,0
Вода остальное

Недостатком этого раствора является высокая водоотдача и низкое статическое напряжение сдвига, а также сложный состав и соответственно более трудоемкий и длительный по времени процесс приготовления раствора. Высокая водоотдача может вызвать заклинивание бура во время процесса бурения скважины.

Известен буровой раствор (RU 2103313 С1, МПК 6 C09K 7/02, опубл. 27.01.1998), содержащий в качестве структурообразователя глину, а в качестве стабилизатора полиакриламид со следующим содержанием компонентов, мас. %:

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

Недостаткам этого бурового раствора является его нестабильность, что требует частых добавлений того или другого необходимого реагента. А это вызывает, в свою очередь, нарушение химического равновесия процессов кристаллизации двуводного гипса.

Известен буровой раствор (RU 2521259 C1, МПК C09K 8/36 (2006.01), опубл. 27.06.2014), выбранный в качестве прототипа, содержащий углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, минеральные соли, стабилизатор и воду. В качестве углеводородной фазы и поверхностно-активных веществ содержит добавку МУЛЬТИОЛ, в качестве стабилизатора - МУЛЬТИСТАР и ксантановую камедь и дополнительно гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Реагент МУЛЬТИОЛ 8,5-25
Стабилизатор МУЛЬТИСТАР 1,5-2,0
Ксантановая камедь 0,2-0,5
Карбонат кальция 5-20
Хлорид магния 4-15
Гидроксид натрия 1-2
Вода остальное

Этот буровой раствор имеет сложный состав.

Предлагаемый буровой раствор расширяет арсенал средств, используемых для приготовления водных составов для бурения скважин.

Буровой раствор аналогично приведенному прототипу содержит утяжелитель, ксантановую камедь в качестве стабилизатора и воду.

Согласно изобретению в качестве утяжелителя и структурообразователя содержит фторангидрит крупностью менее 40 мкм, а в качестве стабилизатора ксантановую камедь и сахарозу при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Фторангидрит 16,7-24,4
Ксантановая камедь 0,15-0,16
Сахароза 0,85-0,99
Вода остальное

Компоненты, входящие в состав предлагаемого бурового раствора в заявленном соотношении, обеспечивают технические характеристики, свойственные водным буровым растворам. Фторангидрит обладает как структурообразующими свойствами, так и пластифицирующими и вяжущими. Во время бурения фторангидрит пластифицирует и регулирует плотность раствора, а после оседания на стенках, схватываясь, выкристаллизовываясь в виде двуводного гипса, при этом захватывая попутно частички кремнезема, глины и другие минералы, перекрывает водоносные слои. Ксантановая камедь и сахароза являются стабилизаторами (загустителями), позволяющими регулировать вязкостные свойства бурового раствора в требуемых значениях. Сахароза в указанном количестве вводится дополнительно в буровой раствор для уменьшения расхода более дорогой ксантановой камеди.

При использовании фторангидрита с крупностью гранул выше 40,0 мкм раствор расслаивается, и значения по вязкости и условной вязкости увеличиваются, что приводит к ухудшению очистки забоя, снижению механической скорости бурения и росту гидравлических сопротивлений в скважине.

Плотность получаемого бурового раствора составляет 1,16-1,17 г/см3, его вязкость - 43 сР, а условная вязкость - 43 с/л.

Пример 1. В 82,15 г воды при перемешивании добавили 16,7 г фторангидрита (максимальный размер частиц 40,0 мкм), 0,16 г ксантановой камеди и 0,99 г сахарозы. После введения каждого компонента раствор перемешивали лабораторной мешалкой 10 мин до полного растворения всех водорастворимых компонентов.

Фторангидрит нужной крупности подготовили в пневмоизмельчителе.

Полученную суспензию перемешивали в течение 10 мин.

Технологические свойства полученного бурового раствора определили с помощью стандартных приборов согласно методике РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых растворов». Плотность этого бурового раствора составила 1,16 г/см3, вязкость - 43 сР, условная вязкость - 43 с/л, что соответствует технологическим требованиям, предъявляемым к буровым растворам.

Пример 2. В 79,5 г воды при перемешивании добавили 19,4 г фторангидрита (максимальный размер частиц 1,0 мкм), 0,16 г ксантановой камеди и 0,94 г сахарозы. После введения каждого компонента раствор перемешивали лабораторной мешалкой 10 мин до полного растворения всех водорастворимых компонентов.

После перемешивания буровой раствор обладал следующими техническими свойствами: плотность 1,16 г/см3, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л.

Пример 3. В 74,6 г воды при перемешивании добавили 24,4 г фторангидрита (максимальный размер частиц 0,5 мкм), 0,15 г ксантановой камеди и 0,85 г сахарозы. После введения каждого компонента раствор перемешивали лабораторной мешалкой 10 мин до полного растворения всех водорастворимых компонентов.

После перемешивания на протяжении 10 минут буровой раствор обладал следующими техническими свойствами: плотность 1,17 г/см3, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л.

Буровой раствор, содержащий утяжелитель, ксантановую камедь в качестве стабилизатора и воду, отличающийся тем, что в качестве утяжелителя и структурообразователя содержит фторангидрит крупностью менее 40 мкм, а в качестве стабилизатора ксантановую камедь и сахарозу при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Фторангидрит 16,7-24,4
Ксантановая камедь 0,15-0,16
Сахароза 0,85-0,99
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Расклинивающий агент для применения для разрыва геологических формаций получают из бокситовых руд и кальцийсодержащего соединения. Расклинивающий агент содержит, мас.%: 25-75 Al2O3, 0-70 SiO2, по меньшей мере 3 СаО и менее 0,1 кристобалита, а также по меньшей мере 5 (предпочтительно более 10) мас.% кальцийсодержащей кристаллической фазы, представляющей собой анортит.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков добывающих скважин.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Группа изобретений относится к цементным композициям с отсроченным сроком схватывания. Способ вытеснения флюида в стволе скважины включает введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так, что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники.

Изобретение относится к способам и системам для увеличения проводимости разрыва подземного пласта. Способ обработки подземной формации, через которую проходит скважина, в котором закачивают состав ступени для обработки с давлением, большим давления разрыва, для образования разрыва в формации, при этом текучая среда содержит постоянную концентрацию первых твердых частиц и непостоянную концентрацию якорного материала, объединяют первые твердые частицы, распределенные в разрыве, чтобы образовывать расположенные с промежутком кластеры в разрыве, заякоривают по меньшей мере некоторые из кластеров в разрыве, чтобы замедлить объединение по меньшей мере некоторых из кластеров, и уменьшают давление в разрыве, чтобы удерживать разрыв открытым на кластерах и образовывать взаимосвязанные гидравлически проводящие каналы между кластерами.
Изобретение относится к операциям цементирования. Вариант осуществления настоящего изобретения включает способную к схватыванию композицию, содержащую размолотый невспученный перлит, пумицит, цементную печную пыль и воду.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение степени повреждения продуктивного пласта, увеличение степени защиты скважинного оборудования и призабойной зоны пласта от отложения неорганических солей при высокой минерализации пластовых вод.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему подачу цементной композиции с отсроченным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь и замедлитель схватывания, активацию цементной композиции с отсроченным схватыванием жидкой добавкой для получения активированной цементной композиции, где жидкая добавка содержит одновалентную соль, полифосфат, диспергатор и воду, и где одновалентная соль присутствует в жидкой добавке в количестве от 0,1% до 30% по массе жидкой добавки, причем полифосфат присутствует в жидкой добавке в количестве от 0,1% до 30% по массе жидкой добавки, при этом диспергатор присутствует в жидкой добавке в количестве от 0,1% до 90% по массе жидкой добавки и при этом вода присутствует в жидкой добавке в количестве от 50% до 90% по массе жидкой добавки; и предоставление возможности активированной цементной композиции затвердеть.

Группа изобретений относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, безопасности процесса, уменьшение сырьевых затрат.

Изобретение относится к производству проппанта и его суспензии в жидкости для гидроразрыва. Способ формирования газонаполненных пузырьков на поверхности частицы проппанта, содержащий этапы помещения частиц проппанта в воду при рабочем давлении 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, создание избыточного давления газа в воде, равного или большего, чем рабочее давление 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, для создания насыщения вокруг или в непосредственной близости от частицы проппанта, в результате чего образуются пузырьки на поверхности частиц проппанта, и сброса избыточного давления из воды до уровня рабочего давления. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности гидравлического разрыва пласта. 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к выполнению многостадийной обработки скважин, пронизывающих подземные формации. Способ разрыва с отведением с помощью способного разлагаться материала, содержащий этапы, на которых осуществляют: нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину, пронизывающую многослойную формацию, для распространения гидравлического разрыва в слое формации, нагнетание водной суспензии, содержащей волокна нерастворимого, способного разлагаться материала в твердой фазе для формирования пробки из уплотненных волокон и изолирования гидравлического разрыва от скважины, где способный разлагаться материал присутствует в суспензии в концентрации, по меньшей мере, 4,8 г/л (40 фунтов массы/1000 галлонов), и жидкая фаза суспензии содержит полимерный загуститель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество, модификатор реологических свойств, полимерное вещество для снижения сопротивления, поверхностно-активное вещество для снижения сопротивления, полимерный усилитель снижения сопротивления, мономерный усилитель снижения сопротивления, водный рассол, или их комбинацию или смесь, с помощью пробки, отводящей от предшествующего гидроразрыва, нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину для распространения следующего гидравлического разрыва в другом слое формации и разложение способного разлагаться материала для удаления пробки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 3 табл., 13 ил.

Варианты реализации изобретения относятся к операциям цементирования и, более конкретно, некоторые варианты реализации относятся к затвердевающим композициям, которые содержат печную пыль и волластонит, а также к способам их применения в подземных пластах . Способ цементирования включает: обеспечение затвердевающей композиции, содержащей печную пыль, волластонит и воду; причем содержание волластонита в затвердевающей композиции составляет от примерно 1% до примерно 75% по массе относительно общего количества цементирующих компонентов, содержащихся в затвердевающей композиции, при этом содержание печной пыли в затвердевающей композиции составляет от 5% до примерно 90% по массе относительно общего количества цементирующих компонентов, содержащихся в затвердевающей композиции, предоставление возможности схватывания затвердевающей композиции, причем затвердевающая композиция предназначена для введения в подземную формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас. %: ацетоноформальдегидную смолу – 20,0-40,0, щелочной сток производства капролактама – 45,0-60,0 и 10%-ный раствор гидроксида натрия – 15,0-20,0. Для приготовления водоизоляционной композиции щелочной сток производства капролактама перемешивают с 10%-ным раствором гидроксида натрия и добавляют при перемешивании в ацетоноформальдегидную смолу. Полученную водоизоляционную композицию закачивают в скважину, после чего оставляют ее на время гелеобразования в течение 24-48 ч. Техническим результатом является повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Технический результат - низкая коррозионная активность состава для кислотной обработки, замедленная скорость реагирования состава для кислотной обработки с карбонатной породой, отсутствие образования асфальтосмолопарофиновых отложений за счет низкого межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, предотвращение выпадения вторичных осадков, высокая способность связывания железа. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: соляную кислоту 12-15; уксусную кислоту 1,0-5,0; гидрофобизатор ИВВ-1 0,5-1,2; аскорбиновую кислоту 0,5-0,7; оксилидендифосфоновую кислоту 1,0-1,2; метабисульфит натрия 0,03-0,05; воду – остальное. 2 ил.

Изобретение относится к защите от коррозии оборудования для добычи нефти, а также трубопроводов и резервуаров для нее. Ингибитор коррозии для защиты оборудования для добычи сырой нефти, нефтепроводов и резервуаров для сырой нефти, содержащий: компонент а), полученный в результате выполнения следующих процессов: А) - частичной нейтрализации смеси модифицированных производных имидазолина общих приведенных структурных формул путем обработки алифатической и/или ароматической монокарбоновой кислотой, содержащей от 1 до 7 атомов углерода в молекуле, и В) - дальнейшей частичной нейтрализации полученного промежуточного продукта жирными кислотами, содержащими от 12 до 22 атомов углерода в молекуле, и/или полимерами жирных кислот, содержащими от 18 до 54 атомов углерода в молекуле, компонент b), представляющий собой этоксилированные жирные амины, содержащие от 14 до 22 атомов углерода в молекуле, и от 2 до 22, предпочтительно от 5 до 15, этокси-групп в молекуле, компонент d), представляющий собой алифатические спирты, содержащие от 1 до 6 атомов углерода на молекулу, возможно, с добавлением воды. Способ получения указанного выше ингибитора коррозии включает указанные выше операции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 13 пр.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при изоляции горных выработок от притоков воды и газа и инъекционном химическом укреплении горных пород и грунтов. Полимерный состав содержит раздельно нагнетаемые в породный массив в объемном соотношении 1:1 преполимер с короткими полимерными цепями, образующийся при смешивании растворителя 2,2,4-триметил-1,3-пентандиолдиизобутират, гидроксилсодержащего компонента полипропиленгликоль и полиизоцианата марки «Wannate PM-200», взятого в двойном избытке. При этом нагнетание осуществляют при следующем соотношении компонент в преполимере, мас.%: полиизоцианат – 73-75, полипропиленгликоль – 11-12, растворитель – 14-15 и гидроксилсодержащий пластификатор, образующийся при смешивании растворителя 2,2,4-триметил-1,3-пентандиолдиизобутират и полипропиленгликоля с добавкой регулятора полимеризации «АМИН А33» при следующем соотношении компонент в пластификаторе, мас.%: растворитель – 84-87, полипропиленгликоль – 11-13, регулятор полимеризации – 0.1-4.5. Техническим результатом является повышение глубины проникновения и эффективности нагнетания полимерного состава в породный массив за счет снижения вязкости рабочих жидкостей при сохранении низкой сжимаемости состава под действием давления и малом содержании в нем остаточного изоцианата. 1 ил.

Способ повышения эффективности добычи углеводородов из подземной формации, которая включает в себя нефтегазоносные сланцы, содержащие кальцит с трещинами в нем, причем этот способ включает: введение флюида, содержащего положительно заряженные ионы, по меньшей мере, в некоторые трещины; обеспечение упомянутым ионам возможности преобразовывать сланцы вдоль трещин в кристаллы арагонита таким образом, что некоторые кристаллы арагонита становятся взвешенными во флюиде; удаление некоторого количества флюида со взвешенными кристаллами арагонита из этой формации. Причем упомянутое удаление кристаллов арагонита открывает или расширяет трещины и повышает проницаемость этой формации, тем самым увеличивая количество и скорость добычи углеводородов из этой формации. Причем оставшийся в толще флюид продолжает преобразовывать следующие кристаллы кальцита вдоль трещин в кристаллы арагонита, так что во флюиде становится больше взвешенного арагонита, после чего некоторое количество упомянутого флюида со взвешенным арагонитом удаляют из этой формации, посредством чего дополнительно повышают или поддерживают проницаемость этой формации. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи углеводородов. 10 з.п. ф-лы, 39 ил.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ПЭГ-4000, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия и склеивающее вещество - Камцелл-700 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЭГ-4000 65÷85, лаурилсульфат натрия 7÷22, Камцелл-700 5÷13. 1 табл.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений полезных ископаемых подземным способом и ремонтно-изоляционных работах в тоннелях, нефтяных и газовых скважинах. Тампонажный раствор содержит 48-50 мас. % конверторного шлака, 33-35 мас. % электросталеплавильного шлака, 9-11 мас. % горелой породы шахтных отвалов и шлам отработанных электролитов кислотных аккумуляторов - остальное. При этом конверторный шлак имеет следующий состав, мас. %: SiO2 35,43; Al2O3 8,51; Fe2O3 1,94; FeO 2,83; MnO 1,15; CaO 29,97 (в т.ч. СаОсвоб. 0,39); MgO 20,69; SO3 0,04; P2O5 0,14, а электросталеплавильный шлак имеет следующий состав, мас. %: SiO2 26,63; Al2O3 5,33; FeO 0,95; MnO 0,37; CaO 55,55 (в т.ч. СаОсвоб. 0,71); MgO 9,68; S 1,41; P2O5 0,03; Cr2O3 0,05. Техническим результатом является расширение номенклатуры бесцементных тампонажных растворов с повышенной прочностью тампонажного камня. 3 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-10-19 2018-01-27T13:37:47
Наверх