Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор



Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор
Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор

Владельцы патента RU 2655035:

Публичное акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора, обеспечение безаварийного бурения глубоких скважин в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Буровой раствор для вскрытия пластов с аномально высокими забойными температурами и пластовыми давлениями содержит, мас.%: минеральное масло ВМГЗ 56,13-59,50; альфа-олефины фракции С12-С14 18,71-21,60; органобентонит BENTOLUX ОВМ 1,82-2,18; синтетический полимерный латекс 2,58-3,02; эмульгатор MP-150 2,61-3,09; оксид кальция СаО 0,39-2,38; 30%-ный водный раствор хлорида кальция CaCl2 7,44-15,32; гидрофобизатор АБР-40 1,86-2,14 и галенитовый утяжелитель - до необходимой плотности сверх 100 мас.%. 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Для вскрытия пластов с АВПД необходимо использование утяжеленных буровых растворов, сохраняющих оптимальные структурно-реологические свойства при высоких забойных температурах.

Известен инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов, содержащий, мас.%: масло гидравлическое минеральное ВМГЗ - 32,0-63,0; органофильный бентонит - 0,8-3,2; микрокальцит - 3,9-8,0; ксантановая смола - 0,2-0,8; эмульгатор ЭКС-ЭМ - 2,3; водный раствор хлорида кальция 10%-ный - 15,3-16,0; негашеная известь - 1,7, пеногаситель МАСС-200 - 0,5-0,8, барит - 7,5-40,0 [RU 2535723 С1, МПК С09К 8/36 (2006.01), опубл. 20.12.2014]. Известный раствор обеспечивает высокие флокулирующие и ингибирующие свойства раствора для удаления шлама.

Недостатком известного раствора является низкая стабильность структурно-реологических и фильтрационных свойств при бурении скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.

Известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, поверхностно-активное вещество - ПАВ и дизельное топливо, содержащий высокоокисленный высокоплавкий битум в виде 30-40% раствора в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива с содержанием в растворителе ксилола от 50 до 99%, в качестве ПАВ - гидрофобизатор АБР и дополнительно - рапсовое масло, глинопорошок, или мрамор, или их смесь в соотношении 1:1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%: указанный раствор высокоокисленного высокоплавкого битума 40-75, рапсовое масло 15-40, гидрофобизатор АБР 2-5, дизельное топливо 0-20, глинопорошок, или мелкодисперсный мрамор, или их смесь 0-30 [RU 2502774 C1, С09К 8/34, опубл. 27.12.2013]. Известный раствор обеспечивает оптимальные технологические показатели при упрощенной технологии приготовления.

Недостатком известного раствора является использование битума как компонента бурового раствора. Битум является нетехнологичным компонентом, поскольку при приготовлении буровых растворов на его основе требуется нагревать смесь битума вместе с пожароопасным дизельным топливом до температуры выше температуры размягчения битума.

Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является эмульсионный раствор на углеводородной основе, содержащий, мас.%: дизельное топливо - 14,98-84,55, органофильный бентонит - 0,39-4,26, «Эмульгатор МР» - 0,83-2,38, «Гидрофобизатор АБР» - 0,015-0,73, водную фазу, минерализованную хлоридом калия, или натрия, или кальция, - 1,5-36,73, 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А - 0,33-3,81, окись кальция - 0,39-2,38, барит или мел - остальное [RU 2424269 С1, МПК С09К 8/02 (2006.01), С09К 8/467, опубл. 20.07.2011]. Известный раствор обеспечивает сохранение фильтрационных характеристик пород при вскрытии продуктивных пластов с АВПД.

Недостатком данного раствора является использование в качестве дисперсионной среды пожаро- и взрывоопасного дизельного топлива, оказывающего негативное влияние на окружающую среду.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка утяжеленного инвертно-эмульсионного бурового раствора с ограниченным содержанием твердой фазы и оптимизированными структурно-реологическими свойствами, применяемого при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами (до 120°C) и аномально высокими пластовыми давлениями (с коэффициентом аномальности до 2,1).

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в оптимизации структурно-реологических свойств бурового раствора за счет применения специальных добавок и галенитового утяжелителя с целью обеспечения безаварийного бурения глубоких скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.

Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор содержит в качестве дисперсионной среды смесь минерального масла и альфа-олефинов, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду, органобентонит, синтетический полимерный латекс, эмульгатор, гидрофобизатор, оксид кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%: минеральное масло ВМГЗ - 56,13-59,50, альфа-олефины фракции С12-С14 - 18,71-21,60, органобентонит BENTOLUX ОВМ - 1,82-2,18, синтетический (полимерный) латекс - 2,58-3,02, эмульгатор МР-150 - 2,61-3,09, оксид кальция (СаО) - 0,39-2,38, 30%-ный водный раствор хлорида кальция (CaCl2) - 7,44-15,32, гидрофобизатор АБР-40 - 1,86-2,14, галенитовый утяжелитель - до необходимой плотности сверх 100%.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в заявляемом утяжеленном инвертно-эмульсионном буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить раствор высокой плотности (до 2100 кг/м3), при этом обладающий оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами, седиментационной устойчивостью, термостабильностью при температуре до 120°C.

Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты.

В качестве дисперсионной среды используется смесь органических жидкостей: минерального масла ВМГЗ и альфа-олефинов фракции С12-С14.

ВМГЗ - высококачественное гидравлическое масло по ТУ 0253-001-81683819-2007, производится на основе маловязкого низкозастывающего базового масла с композицией присадок, отмечаются устойчивые вязкостные свойства в широком диапазоне температур (от минус 45°C до 50°C), антиокислительная, противоизносная и химическая стабильность, низкая пенообразующая способность. ВМГЗ используется в качестве основы дисперсионной среды.

Альфа-олефины фракции С12-С14 по ТУ 2411-058-05766801-96 являются продуктом термокаталитической олигомеризации этилена. Представляют собой прозрачную бесцветную жидкость. В данной композиции используется для улучшения вязкостных характеристик эмульсии.

В качестве дисперсной фазы применяется 30%-ный раствор хлорида кальция (CaCl2), выпускаемого по ГОСТ 450-77 в виде чешуек или гранул, размер которых не превышает 10 мм, с массовой долей хлористого кальция не менее 80%.

Органобентонит BENTOLUX ОВМ по ТУ 2458-092-81065795-2016, представляющий собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с аммониевой солью, используется в заявляемом растворе в качестве структурообразователя и для формирования на стенках скважины тонкой эластичной фильтрационной корки.

Синтетический (полимерный) латекс по ГОСТ 11808-88, получаемый совместной полимеризацией бутадиена со стиролом в соотношении 70:30 в водной эмульсии с применением в качестве эмульгатора смеси сульфанола (алкилсульфаната) и натриевого мыла синтетических жирных кислот. Массовая доля сухого вещества не менее 40%, температура желатинизации не более 8°C. В инвертно-эмульсионном растворе используется для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств.

Эмульгатор MP-150 по ТУ 2458-097-17197708-2005 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров жирных кислот и триэтаноламина, используется для образования стабильной эмульсии.

Оксид кальция по ГОСТ 8677-77 представляет собой белые куски или порошок, слипшиеся комки с массовой долей оксида кальция не менее 96%, используется для стабилизации водной фазы.

Гидрофобизатор АБР-40 по ТУ 2483-081-17197708-2002 представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот и аминов, используется для гидрофобизации утяжелителя в заявляемом растворе.

Утяжеление бурового раствора до необходимой плотности производят галенитовым утяжелителем по ТУ 1725-011-56864391-2007. Галенит, или свинцовый блеск, является мелкодисперсным порошком сульфида свинца (PbS), содержащим в своем составе 86,6% свинца и 13,4% серы. Плотность галенита - от 7,4 до 7,6 г/см3. Твердость по шкале Мооса 2-3. Галенит в качестве утяжелителя применяют для получения сверхтяжелых буровых растворов.

Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор в лабораторных условиях готовили следующим образом.

Дисперсионную среду готовили путем смешивания минерального масла и альфа-олефинов на лабораторной мешалке, обеспечивающей скорость вращения швеллера (8000±1600) об/мин. При перемешивании дисперсионной среды на лабораторной мешалке вводили органобентонит и перемешивали в течение 20 минут. В полученную суспензию также при постоянном перемешивании вводили последовательно синтетический полимерный латекс, эмульгатор MP-150, окись кальция. Далее, не прекращая перемешивания, постепенно, по каплям, вводили 30% водный раствор хлорида кальция. Для эффективной диспергации раствора добавляли гидрофобизатор АБР-40, при этом перемешивали раствор на мешалке, обеспечивающей скорость вращения лопасти (11000±300) об/мин в течение 30 мин. Утяжеление раствора производили поэтапно галенитовым утяжелителем при постоянном перемешивании на смесительной установке.

После этого измеряли технологические параметры бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°C. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Электростабильность раствора определяли на анализаторе стабильности эмульсий. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Стабильность раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Влияние высоких температур и давлений на технологические свойства утяжеленного ингибированного раствора определяли с помощью высокотемпературного ротационного вискозиметра с программным управлением, обеспечивающего максимальную температуру в измерительной ячейке 150°C.

В таблице представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (примеры 1-6).

Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов, в том числе материалов на органической основе, обладает оптимальными технологическими свойствами (таблица, поз. 1-3).

Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (20±2)°C имеет плотность (ρ) от 1907 до 2142 кг/м3, показатель электростабильности (U) - от 354 до 486 В, показатель фильтрации при перепаде давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа (Ф) - 0 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC1 мин/10 мин) от 76 до 114 и от 120 до 133 дПа соответственно, пластическую вязкость (ηпл) от 70 до 105 мПа⋅с, предельное динамическое напряжение сдвига (τ0) от 120 до 152 дПа, стабильность раствора (Δρ) от 6 до 7 кг/м3.

Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре 120°C в течение 4-х часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (таблица, поз. 4).

Заявляемый буровой раствор испытан на высокотемпературном вискозиметре. Полученные зависимости основных реологических показателей (1 - пластическая вязкость, 2 - предельное динамическое напряжение сдвига, 3, 4 - статическое напряжение сдвига) при нагреве до 120°C представлены на фиг. 1 и 2. Полученные зависимости позволяют сделать вывод о том, что хотя при повышении температуры до 120°C и происходит некоторое снижение реологических показателей, но они остаются на приемлемом уровне. Это обстоятельство позволяет говорить о термостабильности заявляемого состава.

Использование в качестве дисперсионной среды смеси минерального масла ВМГЗ и альфа-олефинов фракции С12-С14 минимизирует негативное влияние на окружающую среду. Добавка синтетического латекса в дисперсионную среду инвертно-эмульсионного бурового раствора позволяет поддерживать оптимальные структурно-реологические свойства раствора, в том числе в условиях высоких температур. Снижение содержания утяжеляющей добавки в буровом растворе достигается за счет использования галенитового утяжелителя плотностью более 7 г/см3.

Таким образом, заявляемый состав утяжеленного инвертно-эмульсионного бурового раствора при заявляемом соотношении компонентов в сравнении с прототипом имеет более высокую плотность при меньшем содержании утяжеляющей добавки. Ограниченное содержание твердой фазы в составе утяжеленного инвертно-эмульсионного бурового раствора обеспечивает оптимальные структурно-реологические свойства (показатели) бурового раствора в условиях высоких пластовых давлений и температур, что позволит осуществить безаварийный процесс бурения в данных условиях.

CaCl2 водный раствор - 30%-ный раствор хлорида кальция.

Буровой раствор для вскрытия пластов с аномально высокими забойными температурами и пластовыми давлениями, характеризующийся тем, что содержит в качестве дисперсионной среды смесь минерального масла ВМГЗ и альфа-олефинов фракции С12-С14, органобентонит BENTOLUX ОВМ, синтетический полимерный латекс, эмульгатор MP-150, оксид кальция СаО, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду - 30%-ный водный раствор хлорида кальция СаСl2, гидрофобизатор АБР-40 и утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:

минеральное масло 56,13-59,50
альфа-олефины 18,71-21,6
органобентонит 1,82-2,18
синтетический полимерный латекс 2,58-3,02
эмульгатор 2,61-3,09
оксид кальция 0,39-0,45
30%-ный водный раствор хлорида кальция 7,44-15,32
гидрофобизатор 1,86-2,14

и галенитовый утяжелитель - до необходимой плотности сверх 100 мас.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземного пласта. Способ извлечения углеводородов из подземного пласта, включающий формирование суспензии, содержащей флюид-носитель и реакционно-способные наночастицы, каждая из которых содержит ядро, содержащее один или более из следующих металлов: Mg, Mn и Zn, и оболочку из оксида алюминия, наносимую на и полностью инкапсулирующую ядро, ядро является более реакционно-способным экзотермически реагировать с водой, чем оболочка из оксида алюминия, подачу суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал с образованием эмульсии, стабилизированной реакционно-способными наночастицами и содержащей диспергированную фазу из углеводородного материала и непрерывную фазу из водного материала, экзотермическую реакцию по крайней мере части реакционно-способных наночастиц по крайней мере с водным материалом внутри подземного пласта, при этом образуется обработанный углеводородный материал из углеводородного материала, и извлечение обработанного углеводородного материала из подземного пласта.

Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн.

Изобретение относится к помещаемому в воду формованному полимерному изделию для получения текучей среды для гидравлического разрыва пласта при бурении и способу изготовления его.

Настоящее изобретение касается способа получения гидрофобно-ассоциирующих макромономеров М и новых макромономеров. Описан способ получения макромономера М общей формулы (I) ,причем структурные единицы (-СН2-СН2-O-)k и (-CH2-CH(R3)-O-)l и при необходимости -(-СН2-СН2-O-)m в блочной структуре располагаются в представленной в формуле (I) последовательности, причем остатки и индексы имеют следующие значения: k это число от 10 до 150; l это число от 5 до 25; m это число от 0 до 15; R1 это Н; R2 независимо друг от друга представляет собой двухвалентную соединительную группу -O-(Cn'H2n')-, причем n' означает натуральное число от 3 до 5; R3 независимо друг от друга представляет собой углеводородный остаток с 2-14 атомами углерода, с тем условием, что сумма атомов углерода во всех углеводородных остатках R3 находится в пределах от 15 до 50; R4 представляет собой Н, включающий в себя следующие этапы: a) реакция моноэтилен-ненасыщенного спирта А1 общей формулы (II) ,с этиленоксидом, причем остатки R1 и R2 имеют заданные выше значения; с добавлением щелочного катализатора K1, содержащего KOMe и/или NaOMe; причем получают алкоксилированный спирт А2; b) реакция алкоксилированного спирта А2 по меньшей мере с одним алкиленоксидом Z формул (Z), причем R3 имеет заданное выше значение; с добавлением щелочного катализатора K2, причем катализатор К2 содержит по меньшей мере одно основное соединение натрия, выбранное из NaOH, NaOMe и NaOEt; причем концентрация ионов калия при реакции на этапе b) меньше или равна 0,9 моль% относительно использованного спирта А2; и причем реакцию на этапе b) проводят при температуре, меньшей или равной 135°С, причем получают алкоксилированный спирт A3 согласно формуле (III), ,где R4=Н, причем остатки R1, R2 и R3 и индексы k и l имеют заданные выше значения; c) при необходимости - реакция по меньшей мере части алкоксилированного спирта A3 с этиленоксидом, причем получают алкоксилированный спирт А4, который соответствует макромономеру М согласно формуле (I), где R4=Н, a m больше 0.

Изобретение относится к производству керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче углеводородов методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий углеводородную фракцию и кубовый остаток производства бутиловых спиртов, содержит углеводородную фракцию 85-163°C в смеси кубовым остатком производства бутиловых спиртов при следующих соотношениях, мас.%: углеводородная фракция 85-163°C 50-80, кубовый остаток производства бутиловых спиртов 20-50, указанную смесь подвергают непрерывному волновому воздействию с частотой 7,2 кГц.

Группа изобретений относится к извлечению нефти из пласта. Технический результат – добыча приблизительно 60 % нефти, оставшейся в керне после заводнения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора.

Изобретение относится к разработке жидких полезных ископаемых, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ. Способ приготовления самосуспендирующегося проппанта, характеризующийся тем, что содержит шаги: использование в качестве наполнителя одного или более из материалов: кварцевый песок, керамзит, металлические частицы, сферические частицы стекла, спеченный боксит, спеченный глинозем, спеченный цирконий, синтетическая смола, плакированный песок и частицы измельченной ореховой скорлупы, нагрев наполнителя до 50-300°С, охлаждение до температуры ниже 240°С, добавление адгезива в количестве 0,5-15 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, когда температура полученной смеси снижается до температуры ниже 150°С, добавление водорастворимого полимерного материала в количестве 0,1-5 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, металлическая частица выполняется из одного или более следующих материалов: углеродистая сталь, нержавеющая сталь, алюминиевый сплав, железоникелевый сплав и ферромарганцевый сплав, водорастворимый полимерный материал выбирается из натурального полимерного, синтетического полимерного или полунатурального полусинтетического полимерного материала, который разбухает или быстро растворяется в воде, адгезив содержит все материалы, имеющие функции адгезива, содержащие натуральный адгезив и синтетический адгезив, натуральный адгезив содержит животный клей, растительную камедь и минеральный клей, животный клей выбирают из одного или более веществ: кожный клей, костяной клей, шеллак, казеиновый клей, альбуминовый клей и рыбный клей, растительная камедь выбирают из одного или более веществ: крахмал, декстрин, терпентин, тунговое масло, аравийская камедь и натуральный каучук, минеральный клей выбирают из одного или более веществ: минеральный воск и асфальт, синтетический адгезив выбирают из одного или более веществ: фенольная смола, эпоксидная смола, ненасыщенная полиэфирная смола и гетероциклический полимерный адгезив.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора. Технический результат - увеличение линейного расширения, прочности при сжатии. Состав тампонирующего действия содержит смесь портландцемента и тампонажного портландцемента, кварцевый песок с размером зерен не более 2,5 мм, предварительно обработанный потоком ускоренных электронов с величиной поглощенной дозы 600 кГр, при следующем соотношении компонентов, мас. %: портландцемент 24-29, тампонажный портландцемент 3-5, указанный кварцевый песок с размером зерен не более 2,5 мм 68-71. 1 табл.

Изобретение относится к безглинистым буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия высоких температур до 160°C. Технический результат изобретения - повышение термостойкости раствора при бурении продуктивных пластов и неустойчивых глинистых пород в условиях воздействия температуры до 160°C. Катионный буровой раствор содержит, мас.%: сополимер Силфок 2540С, полученный сополимеризацией из смеси мономеров - хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в соотношении от 99:1 до 92:8, 5-7; сульфат алюминия 10-15; каустическую соду 3,6-5,4; катионный полимер на основе дадмаха - Flodrill DB 45CR 0,5-1; воду - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину указанного выше флюида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, заключающийся в том, что в скважину закачивают флюид для обработки скважин, включающий ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси бензилового спирта и 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанола, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, и замедляют сшивку флюида для обработки скважин, пока температура внутри скважины составляет по крайней мере 100°F. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 4 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - улучшение качества утяжеленного бурового раствора, оптимизация структурно-реологических свойств, безаварийное бурение глубоких скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур. Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор содержит, мас.%: формиат натрия 37-42; полисахарид ксанатанового типа «StabVisco-F» 0,27-0,32; модифицированный крахмал «МК-3» 0,84-1,06; гидрофобизирующая жидкость ГКЖ-11 0,69-1,01; смазывающую добавку «Экстра-С» 1,63-1,97; воду - остальное; утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель до плотности 1900-2600 кг/м3 сверх 100 мас.%. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат – оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, ограничение содержания твердой фазы, в частности, к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Буровой раствор для вскрытия пластов в условиях высоких пластовых давлений и температур содержит, мас.%: глинопорошок ПБМА 2,24-3,16; термосолестойкую карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-ТС 0,27-0,33; комплексный многофункциональный реагент Смолополимер 1,22-1,78; гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11 0,31-0,52; смазочную добавку Лубрикон 1,27-1,48; воду остальное, а также галенитовый утяжелитель до требуемой плотности сверх 100 мас.% неутяжеленного бурового раствора. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых отложений в условиях воздействия аномальных пластовых давлений, высоких температур и сероводородной агрессии. Технический результат изобретения - снижение расхода химических реагентов при засолонении и улучшение показателя фильтрации и солестойкости раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок ПМБВ 2-4; катионный полимер полидадмах ВПК-402 2,6-5; биополимер «Биоксан» 0,1-0,3; хлористый натрий 30; крахмал 1,5-2,5; смазывающую добавку СМЭГ-5 1-1,5; пеногаситель Т-92 1-3; воду - остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к магнийсодержащим керамическим проппантам - расклинивателям, предназначенным для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Керамический проппант, представляющий собой прочные обожженные гранулы на основе оксидов магния, кремния и железа при любом их соотношении, дополнительно содержит комбинацию оксидов алюминия, калия, натрия, кальция, хрома при следующем соотношении, мас.%: оксид алюминия 0,1–5,0, оксид калия 0,1–2,0, оксид натрия 0,1–2,0, оксид кальция 0,1–3,0, оксид хрома 0,1–1,0, указанная основа - остальное. Технический результат – снижение деградации прочности во времени. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию. Композиция поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит неионное поверхностно-активное вещество - НПАВ, органическую кислоту, выбранную из лимонной кислоты, дигликолевой кислоты, гликолевой кислоты, или ее соль и нагнетаемую воду, где НПАВ представляет собой алкоксилированный алкилфенол, содержащий одну или более пропоксилатных групп и одну или более этоксилатных групп, где алкилфенол представляет собой фенол, содержащий одну или более присоединенных линейных или разветвленных С1-С25 алкильных групп, а соотношение между содержанием органической кислоты или ее соли и НПАВ составляет от 0,05:15 до 2:10 массовых частей соответственно. Способ получения композиции поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает перемешивание указанного НПАВ с указанной органической кислотой или ее солью и нагнетаемой водой. Способ извлечения ископаемых флюидов из содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает нагнетание указанной выше композиции в одну или более нагнетательных скважин таким образом, чтобы впоследствии добывать нефть из одной или более добывающих скважин. Упаковка поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит указанные НПАВ и органическую кислоту или ее соль. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, особенно при высоких солености и температуре. 4 н. и 4 з.п. ф-лы.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2017-07-13 2018-05-30T18:18:19
Наверх