Полимерглинистый буровой раствор

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - высокие ингибирующие свойства и низкие значения показателя фильтрации бурового раствора. Полимерглинистый буровой раствор содержит, мас.%: бентонитовую глину 5; поливинилпирролидон PVP 6,3-10; формиат натрия 5,3-9,2; жидкое калиевое стекло 3; пеногаситель 0,1; воду остальное. 2 табл.

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности, к буровым растворам и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород.

Известен буровой раствор (патент РФ №2445336, опубл. 20.03.2012), включающий водный раствор многоатомного спирта, биополимер, соль-электролит, анионную эмульсию (например, РОСФЛОК ПВ), бактерицид, дисперсный мел

Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам.

Известен буровой раствор (патент РФ 2208035, опубл. 10.07.2003), включающий синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, утяжелитель и структурообразователь, в качестве которого используют атактический полипропилен и парафин.

Недостатком известного раствора является использование в качестве углеводородной основы пожароопасного дизельного топлива?

Известен буровой раствор (патент РФ 2492208, опубл. 10.09.2013), включающий воду, глинопорошок и понизитель фильтрации полиэлектролит ВПК-402.

Недостаток известного состава состоит в низких ингибирующих свойствах раствора.

Известен буровой раствор (патент РФ 2184756, опубл. 10.07.2002), содержащий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер и воду, в котором в качестве полимера содержится Праестол марок 2510, или 2515, или 2530, или 2540.

Недостаток известного состава бурового раствора заключается в низкой ингибирующей способности по отношению к глинам.

Известен буровой раствор для бурения в обваливающихся породах (патент РФ №2163248, опубл. 20.02.2001), принятый за прототип, включающий глину, полигликоль, реагент-стабилизатор, жидкое калиевое стекло (K2SiO3), хлористый калий и воду.

Недостатками указанного раствора являются высокие значения показателя фильтрации в динамических условиях и низкая гидрофобизирующая способность фильтрата бурового раствора.

Технический результат изобретения является разработка бурового раствора на водной основе для бурения в неустойчивых глинистых породах, обладающего высокими ингибирующими свойствами и низкими значениями показателя фильтрации.

Технический результат достигается тем, что дополнительно содержит бентонитовую глину, поливинилпирролидон PVP, пеногаситель, глицерин и формиат натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

бентонитовая глина 5
поливинилпирролидон PVP 6,3-10
формиат натрия 5,3-9,2
жидкое калиевое стекло 3
глицерин 5
пеногаситель 0,1
вода остальное

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

- бентонитовая глина 5%;

- поливинилпирролидон PVP 6,3-10%, выпускается по ГОСТ 12.1.044-89;

- формиат натрия 5,3-9,2%;

- жидкое калиевое стекло 3%, выпускается по ГОСТ 18958-71;

- глицерин 5%;

- пеногаситель 0,1%;

- вода остальное.

В случае необходимости утяжеление раствора может производиться баритовым концентратом в количестве, обеспечивающем заданную плотность бурового раствора.

В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок». Марка глинопорошка не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Жидкое стекло производится в соответствии с ГОСТ 18958-71, выпускается. Калиевое жидкое стекло, помимо крепящих и ингибирующих свойств, позволяет снизить показатель фильтрации, т.е. оказывает стабилизирующее действие.

Полидон - воднополимерная система на основе высокомолекулярного поливинилпирролидона (PVP), вязкая, прозрачная, бесцветная или слабоокрашенная жидкость, производится в соответствии с ГОСТ 12.1.044-89 "Полидон", выпускается заводом.

В качестве пеногасителя применяется октанол, также может использоваться пеногаситель для глинистых буровых растворов Пента 463А, универсальный пеногаситель для буровых растворов Пента 465, которые выпускаются.

Устойчивость глины обеспечивает использование в составе бурового раствора полиакрилатов натрия или калия при их сочетании с глицерином или с формиатом натрия. Предварительная деполимеризация жидкого стекла путем растворения в нем глицерина способствует повышению ингибирующей способности к глинистым породам. Поливинилпирролидон (PVP) проявляет склонность к комплексообразованию и связывает низкомолекулярные соединения. Введение в состав бурового раствора на водной основе поливинилпироллидона (PVP) способствует снижению активности дисперсионной среды раствора, сдерживанию роста порового давления в породах, слагающих стенки скважины, и тем самым повышает устойчивость ствола, при бурении в глинистых породах.

Предлагаемый буровой раствор можно приготовить следующим образом. Заданное количество воды перемешивают с глинопорошком в течение от 1,5 до 2 ч, обеспечивая диспергирование, затем добавляют формиат натрия, после его полного растворения вводят PVP. Необходимые фильтрационные показатели достигаются обработкой раствора жидким стеклом, в котором предварительно растворяют глицерин.

Таблице 1 отражаются результаты исследований по влиянию предлагаемого бурового раствора на устойчивость глин в сравнении с известными растворами. Проводилась оценка ингибирующей способности раствора по количеству впитанной воды в образцы глин: чем меньше количество впитанной воды в образце, тем выше ингибирующая способность раствора и наоборот. Для проведения исследований использовали образцы сухой глины, изготовленные из бентонитового глинопорошка путем прессования под нагрузкой 6 МПа для получения таблеток с исходной массой 12,0 г.

Экспериментальным путем были получены результаты исследования бурового раствора, которые приведены в Таблице. При содержании формиата натрия не более 3% по табл. 1 и PVP не более 5% по табл. 1 образцы глин набухают и диспергируют. При содержании формиата натрия 5,3-9,2% и PVP 6,3-10% образцы глин сохраняют устойчивость и не разрушаются (табл. 1). Увеличение содержания формиата натрия более 9,2% приводит к разрушению образца глины (табл. 1).

В Таблице 2 приведены результаты исследований по влиянию содержания в растворе формиата натрия и PVP на показатель фильтрации. При содержании формиата натрия 5,3-9,2% и PVP 6,3-10% обеспечивается минимальное значение показателя фильтрации (табл. 2).

Полимерглинистый буровой раствор, включающий воду, глину, жидкое калиевое стекло, отличающийся тем, что дополнительно содержит бентонитовую глину, поливинилпирролидон PVP, пеногаситель, глицерин и формиат натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

бентонитовая глина 5
поливинилпирролидон PVP 6,3-10
формиат натрия 5,3-9,2
жидкое калиевое стекло 3
глицерин 5
пеногаситель 0,1
вода остальное



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области добычи нефти. Технический результат – повышение эффективности и безопасности способа термокислотной обработки призабойной зоны, регулирование скорости нейтрализации кислоты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на пласт за счет увеличения времени достижения максимальной температуры разогрева реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты.

Настоящее изобретение относится к извлечению подземных ресурсов, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ, при использовании гидравлического разрыва пласта. Способ извлечения подземных ресурсов с помощью нагнетания текучей среды, заполняющей рудоподводящий канал, в котором формируют трещины и далее с помощью формирования или роста трещин подземные ресурсы извлекают через трещины, в котором блокирующий гидролиз агент вводят под давлением в текучую среду, чтобы блокировать отклоняющий агент, служащий для временного перекрытия трещин, где блокирующий гидролиз агент представляет собой способную к гидролизу смолу, имеющую температуру стеклования (Tg) более низкую, чем температура окружающей среды извлечения, и способная к гидролизу смола, используемая в качестве блокирующего гидролиз агента, имеет индекс кристаллизации ΔHm не более 70 Дж/г, представленный приведенной расчетной формулой.

Изобретение относится к области крепления скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин. Технический результат - получение стабильной утяжеленной буферной жидкости на углеводородной основе, обладающей высокой моющей способностью и пониженным показателем фильтрации, позволяющей повысить качество крепления обсадных колонн скважин, пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе.

Настоящее изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземного пласта, используемого при добыче углеводородов из подземной формации. Жидкость для гидроразрыва, содержащая в водной среде ассоциативный полимер и лабильное поверхностно-активное средство - ЛПАВ в количестве, достаточном для снижения или подавления эффекта повышения вязкости, вызванного указанным ассоциативным полимером.

Изобретение относится к биотехнологии. Штамм Gordonia amicalis 6-1, способный к генерации непосредственно в нефтяном пласте нефтевытесняющего агента - биоПАВ и снижающий содержание сероорганических соединений в нефти, депонирован во Всероссийской Коллекции Микроорганизмов ИБФМ им.

Предложен способ отбора растворителей для солюбилизации углеводородов нефти, который включает в себя смешивание от по меньшей мере 10 до 120 частей на миллион (ррm) углеводородов нефти с выбранным растворителем с образованием первого раствора; измерение оптической плотности первого раствора спектроскопическим методом с применением датчика; добавление к первому раствору сорастворителя, включающего ионную жидкость, и смешивание с образованием второго раствора; измерение оптической плотности второго раствора спектроскопическим методом с применением датчика; и определение увеличения оптической плотности второго раствора относительно первого раствора с применением блока управления, соединенного с датчиком, при этом увеличение оптической плотности составляет по меньшей мере приблизительно 70%.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к двум вариантам способа уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

Настоящее изобретение относится к текучей среде носителя для гидроразрыва подземного пласта. Описана текучая среда для гидроразрыва, содержащая по меньшей мере одну текучую среду носителя для гидроразрыва, содержащую по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода, имеющее температуру кипения при давлении 1 атм (101325 Па) от 0°C до 65°C, а также расклинивающие наполнители.

Изобретение относится к пропантам, используемым при гидроразрыве пласта для стимулирования добычи флюидов из подземных пластов. Пропант, предназначенный для использования в операциях гидроразрыва, включает частицу и покрытие, нанесенное на частицу, образованное из водной композиции покрытия, включающей 2-65 мас. % поверхностно-активного вещества - ПАВ и 1-35 мас.% полимерного связующего, остальное - вода в расчете на общую массу указанной композиции. По другому варианту пропант, предназначенный для использования в операциях гидроразрыва, включает частицу и покрытие, нанесенное на частицу, образованное из водной композиции покрытия, включающей 2-65 мас. % неионогенного алкоксилатного ПАВ и 1-35 мас.% полимерного связующего, полученного из бутилакрилата, стирола, акриламида и, необязательно, гидроксиэтилметакрилата, остальное - вода в расчете на общую массу указанной композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - уменьшенное образование пыли при перегрузке, транспортировке и/или выгрузке пропанта на буровой площадке и/или в промежуточных перевалочных пунктах. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 20 табл., 1 ил.

Настоящее изобретение относится к полиоксалатному сополимеру, который содержит главные сложноэфирные звенья оксалата, соединенные вместе подобно прямолинейной цепи, и разветвленные сложноэфирные сополимерные звенья, производные от трехфункционального или более высокофункционального спирта или кислоты, причём разветвленные сложноэфирные сополимерные звенья содержатся в количестве 0,01-1,0% мол. на главные сложноэфирные звенья оксалата, главные сложноэфирные звенья оксалата являются производными от щавелевой кислоты или алкилоксалата и этиленгликоля или бутиленгликоля, температура кристаллизации указанного полиоксалатного сополимера, когда температура снижается, находится в интервале 30-70°С, как измерено методом ДСК, и показатель τ замедления начального гидролиза указанного полиоксалатного сополимера составляет не менее 0,7, при добавлении указанного полиоксалатного сополимера в воду при 70°С и выдерживании в ней, где показатель τ замедления начального гидролиза определяется формулой: τ =Vt/Vf, в которой Vt представляет собой степень гидролиза от момента, когда прошло 12 ч, до момента, когда прошло 24 ч после добавления в воду, а Vf представляет собой степень гидролиза от момента добавления в воду до момента, когда прошло 12 ч. Технический результат – получение полиоксалатного сополимера с подавленным свойством начального гидролиза. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 4 пр.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки. Способ обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости и извлечения нефти, включающий применение ствола скважины, проходящего через пласт органогенного сланца, для обработки по меньшей мере части сланцевого пласта жидкостью для обработки посредством нагнетания жидкости для обработки в часть пласта органогенного сланца, где жидкость для обработки содержит эмульсию растворителя, которая растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта, поверхностно-активное вещество, имеющее значение гидрофильно-липофильного баланса между 10,5 и 18, и разбавитель, и после нагнетания осуществляют извлечение нефти из сланцевого пласта через ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 14 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - высокие ингибирующие свойства и низкие значения показателя фильтрации бурового раствора. Полимерглинистый буровой раствор содержит, мас.: бентонитовую глину 5; поливинилпирролидон PVP 6,3-10; формиат натрия 5,3-9,2; жидкое калиевое стекло 3; пеногаситель 0,1; воду остальное. 2 табл.

Наверх