Катионный ингибирующий буровой раствор

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых и неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств бурового раствора и улучшение его структурно-реологических показателей. Катионный ингибирующий буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 6-8; катионный полимер Силфок 2540С 7,3-8; хлорид калия KCl 1; ингибитор глин - ацетат натрия 3,5-4; структурообразователь - биополимер Биоксан 0,05-0,2; воду - остальное. 2 табл.

 

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых и неустойчивых глинистых пород.

Известен состав бурового раствора, который содержит глинопорошок, полиэлектролит и воду (см. патент RU 2492208, C09K 8/24, опубл. 10.09.2013).

Недостатком упомянутого выше бурового раствора является то, что он имеет невысокие ингибирующие свойства.

Наиболее близким техническим решением к заявленному техническому решению является ингибирующий буровой раствор, включающий мас. %: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 2-6; в качестве дополнительного ингибитора глин - хлорид калия KCl 3-5; воду остальное (см. патент RU 2605109, C09K 8/24, опубл. 20.12.2016).

Недостатком упомянутого выше технического решения является то, что буровой раствор обладает низкими ингибирующими свойствами, а также имеет низкие структурно-реологические показатели.

Задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в создании катионного ингибирующего бурового раствора, имеющего высокие ингибирующие свойства.

Техническим результатом, на достижение которого направлено заявленное изобретение, является повышение ингибирующих свойств бурового раствора и улучшение его структурно-реологических показателей.

Данный технический результат достигается за счет того, что катионный ингибирующий буровой раствор, включающий в себя воду, глинопорошок, катионный полимер Силфок 2540С, хлорид калия (КСl), ингибитор глин - ацетат натрия, структурообразователь - биополимер Биоксан, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Глинопорошок 6-8;
Силфок 2540С 7,3-8;
КСl 1;
Ацетат натрия 3,5-4;
Биополимер Биоксан 0,05-0,2;
Вода остальное.

В качестве глинопорошка могут использоваться все марки. Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки и будет составлять 6-8%. С ухудшением качества глинопорошка концентрация увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом катионном ингибирующем буровом растворе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.

Катионный полимер используется в заявленном катионном игибирующем буровом растворе в качестве ингибитора глин и понизителя фильтрации. В качестве катионного полимера использован Силфок 2540С, который выпускается в соответствии с ТУ 2227-001-92802291-2013 и представляет собой бесцветную до желтого цвета однородную по консистенции (гелеобразную) жидкость без посторонних включений. Силфок-2540С - водорастворимый полимер линейно-циклической структуры, средней молекулярной массы с высоким катионным зарядом, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диаллилдиметиламмонийхлорида.

Также в качестве ингибитора глин в заявленном катионном ингибирующем буровом растворе используется ацетат натрия, представляющий собой натриевую соль уксусной кислоты (кристаллы со слабым соленым вкусом и уксусным запахом).

В заявленном катионном ингибирующем буровом растворе в качестве дополнительного ингибитора глин используется КСl (хлорид калия) - белое кристаллическое вещество без запаха.

В качестве регулятора реологических свойств катионного ингибирующего бурового раствора используют ксантановый биополимер Биоксан, который выпускается в соответствии с ТУ 2454-025-97457491-2010. Высокомолекулярный базовый загущающий биополимер Биоксан обладает высокими реологическими характеристиками, такими как вязкость и стабильность. Обладает высокой загущающей способностью при низких концентрациях, водные растворы проявляют тиксотропные и псевдопластичные свойства. Ввод биополимера Биоксана обеспечивает улучшение структурно-реологических показателей бурового раствора.

В ходе проведения исследований была проведена серия экспериментов с различными концентрациями реагентов, входящих в состав заявленного катионного ингибирующего бурового раствора, в результате которых было установлено, что заявленное соотношение концентрации реагентов в ингибирующем катионном буровом растворе обеспечивает такие ингибирующие свойства и структурно-реологические показатели бурового раствора, которые являются необходимыми и достаточными для бурения солевых и неустойчивых глинистых пород.

Заявленное изобретение поясняется таблицами.

Таблица 1 отражает результаты исследований по усилению ингибирующих свойств раствора.

В таблице 2 приведено сравнение показателей буровых растворов, известных из уровня техники, и заявленного катионного ингибирующего бурового раствора.

В таблицах 1 и 2 приняты следующие условные обозначения: ГП - глинопорошок; ПФ - показатель фильтрации; ηпл - пластическая вязкость; τ0 -динамическое напряжение сдвига; CHC1/10 - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 минут, БП - Биополимер Биоксан, ГЛ - глинопорошок.

Заявленный катионный ингибирующий буровой раствор готовят следующим образом.

Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в полученную глинистую суспензию добавляют катионный полимер, а после добавляют KCl и ацетат натрия. После полного растворения всех реагентов и равномерного их распределения вводят биополимер Биоксан. При необходимости возможно введение баритового утяжелителя.

Для определения ингибирующих свойств заявленного катионного ингибирующего бурового раствора были проведены опытные исследования. Были приготовлены несколько буровых растворов с различными концентрациями реагентов (глинопорошок, катионный полимер (Силфок 2540С), KCl, ацетат натрия, биополимер Биоксан, вода) входящих в состав заявленного катионного ингибирующего бурового раствора (см. таблицу 1).

Ингибирующие свойства катионных ингибирующих буровых растворов в соответствии с заявляемым составом оценивались по пропитке пластичных образцов глин жидкостью, содержащейся в катионном ингибирующем буровом растворе.

В начале проведения эксперимента определили массу исходного пластичного образца глины путем его взвешивания.

Затем исходный образец глины поместили в испытуемый состав бурового раствора и выдержали 7 суток. После чего образец глины вынули из испытуемого бурового раствора и определили его массу.

Определили относительное увеличение массы образца глины, после выдержки его 7 суток в испытуемом катионном ингибирующем буровом растворе в % как:

Δm=(m2-m1)++100%/m1,

где m2 - масса образца, выдержанного 7 суток в испытуемом растворе;

m1 - масса исходного образца.

Из Таблицы 1 следует, что при содержании в испытуемом буровом растворе ацетата натрия 1-2 масс. % и при содержании катионного полимера 2-3 масс. % (таблица 1, п.п. 1-2) испытуемый образец, выдержанный 7 суток в этом растворе имеет массу, которая намного превышает массу испытуемого образца, выдержанного 7 суток в буровом растворе с содержанием ацетата натрия 3 масс. % и катионного полимера 4 масс. %; (предлагаемый катионный ингибирующий буровой раствор). Из изложенного выше следует то, что буровой раствор с содержанием ацетата натрия 1-2 масс. % и с содержанием катионного полимера 2-3 масс. % имеет низкие ингибирующие свойства по сравнению с предлагаемым катионным ингибирующим буровым раствором (таблица 1, п. 3-5). Увеличение содержания ацетата натрия более 4 масс. % и катионного полимера более 8 масс. % неэффективно (таблица 1, п. 6), так как приводит к перерасходу реагентов при незначительном повышении ингибирующих свойств раствора.

Таким образом, из Таблицы 1 видно, что использование катионного полимера (Силфок 2540С) 4-8 мас. % и ацетата натрия 3-4 мас. % в указанных количествах позволяют улучшить ингибирующие свойства бурового раствора.

Кроме того, также были проведены серии экспериментов, аналогичные выше описанным экспериментам, с буровыми растворами, в которых в качестве катионного полимера используется Силфок 2540С с, в ходе которых готовились катионные игибирующие буровые растворы с использованием в качестве катионного полимера других катионных полимеров таких как полидадмахи, полиамины и низкомолекулярные полиакриламиды, представленные четвертичным азотом и др. Упомянутые буровые растворы готовились с различными концентрациями катионных полимеров.

В результате проведенных экспериментов опытным путем было установлено то, что содержание в ингибирующем буровом растворе катионного полимера в количестве 4-8 мас. % является оптимальным для любого типа катионного полимера, поскольку при содержании катионного полимера ниже 4 масс. %, буровой раствор имеет низкие ингибирующие свойства, а увеличение содержания катионного полимера более 8 масс. % неэффективно и экономически не оправдано, так как при этом наблюдается лишь совсем незначительное повышение ингибирующих свойств бурового раствора при большом расходе реагента (катионного полимера).

Также для проведения опытов по определению показателей буровых растворов были приготовлены шесть буровых растворов в соответствии с заявляемым составом (глинопорошок, катионный полимер (Силфок 2540С), KCl, ацетат натрия, биополимер Биоксан, вода) с различными концентрациями реагентов, входящих в состав бурового раствора, а также два известных из уровня техники буровых раствора (вода, глинопорошок, Росфлок99М (раствор 1) и вода, глинопорошок, Росфлок99М, KCl (раствор 2)) (см. таблицу 2).

Были определены следующие показатели буровых растворов: показатель фильтрации (ПФ), пластическая вязкость (η), динамическое напряжение сдвига (τ0), статическое напряжение сдвига за 1 и 10 минут (СНС1/10).

Результаты исследований приведены в Таблице 2, из которой видно, что оптимальное содержание в буровом растворе биополимера 0,05-0,2 масс. % (Таблица 2, п. 4-7). Из Таблицы 2 видно, что при содержании биополимера ниже 0,05 масс. % незначительно повышаются структурно-реологические показатели (Таблица 2, п. 3). При содержании биополимера выше 0,2 масс. % структурно-реологические показатели неприемлемо высоки (Таблица 2, п. 8).

В ходе проведения экспериментальных исследований было установлено то, что содержание в заявленном катионном ингибирующем буровом растворе хлорида калия в количестве 1 мас. % является оптимальным, т.к. при концентрации хлорида калия более 1 мас. % не происходят какие-либо значительные изменения показателей набухания глин, а при концентрации хлорида калия менее 1 мас. % не происходит улучшение ингибирующих свойств бурового раствора.

В ходе проведения исследований было экспериментально установлено то, что заявленный буровой раствор значительно превосходит по всем показателям (фильтрация, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига за 1 и 10 минут) известные из уровня техники буровые растворы (см. таблица 2 п. 1-2).

Использование предлагаемого катионного ингибирующего бурового раствора при бурении солевых и неустойчивых глинистых пород позволяет обеспечить значительное улучшение структурно-реологических показателей.

Катионный ингибирующий буровой раствор, включающий в себя воду, глинопорошок, катионный полимер Силфок 2540С, хлорид калия KCl, ингибитор глин - ацетат натрия, структурообразователь - биополимер Биоксан при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок 6-8
Силфок 2540С 7,3-8
KCl 1
Ацетат натрия 3,5-4
Биополимер Биоксан 0,05-0,2
Вода остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к микробиологическим способам ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в скважине в карбонатных коллекторах верейских и башкирских отложений. Техническим результатом являются повышение эффективности изоляции водопритока в скважине с карбонатными пластами, повышение срока действия изоляционного экрана, повышение межремонтного периода работы скважины, расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к процессам нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам получения компонентов для буровых растворов из нефти. Технический результат - увеличение выхода и повышение качества конечного продукта при производстве компонента для буровых растворов.

Изобретение относится к жидким модификаторам реологических свойств буровых растворов на углеводородной основе (РУО). Может найти применение для повышения значений LSRV - реологических свойств раствора при низких скоростях сдвига, для улучшения очистки горизонтальных скважин, для снижения значения пусковых давлений при восстановлении циркуляции.

Изобретение в целом относится к области горного дела и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов с применением технологии паротепловой обработки скважин. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, необратимый эффект снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов, возможность улучшения условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи нефтяных пластов способами, которые включают этап полимерного заводнения. Техническим результатом является повышение эффективности полимерного заводнения, экономия полимера, при закачке, сохранение эффективности повышения нефтеотдачи.

Группа изобретений относится к добыче сырой нефти из подземных нефтеносных пластов. Технический результат – хорошая растворимость поверхностно-активных веществ ПАВ для повышения извлечения нефти в пластовой воде при температуре пласта, снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между сырой нефтью и пластовой водой до уровня менее 0,1 мН/м.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - образование геля внутри пласта с заданными физико-химическими характеристиками и временем образования геля.

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам для бурения надпродуктивных интервалов и вскрытия продуктивных пластов при строительстве и реконструкции скважин. Технический результат - повышение устойчивости раствора к биодеградации с одновременным снижением степени набухания и разупрочнения пород, содержащих глинистую фракцию, при контакте с буровым раствором, уменьшением степени отрицательного воздействия раствора на коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пород по нефти после его воздействия.

Группа изобретений относится к обрабатывающим жидкостям и способам использования в углеводородных резервуарах и, в частности, к использованию разлагающихся добавок в обрабатывающих жидкостях. Способ перекрытия отверстия в подземном пласте включает ввод обрабатывающей жидкости, содержащей несущую жидкость и зернистый лангбейнитный материал, в подземный пласт.

Изобретение относится к химии полимерных соединений, а именно к новым ингибиторам гидратообразования и коррозии на основе полиуретанов общей формулы I, включая изомеры, где сумма n, m, x, y, z и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4.3 кДа. Заявленный ингибитор может найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов и коррозии.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности заполнения затрубного пространства обсадной колонны цементным раствором. Способ цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, включает спуск в скважину обсадной колонны с башмаком и муфтой, устанавливаемой над кровлей поглощающего пласта. Также способ включает продавливание цементного раствора продавочной жидкостью. При продавливании цементного раствора закачивают в заколонное пространство через забой скважины цементный раствор пониженной плотности цементированием нижней части эксплуатационной обсадной колонны с перекрытием зоны поглощения – до муфты и последующей закачкой утяжеленного цементного раствора для перекрытия нижней части обсадной колонны. Далее закачивают в заколонное пространство верхнюю часть эксплуатационной колонны выше муфты до устья скважины. Цементирование обсадной колонны ведут цементными растворами разной плотности. Устье скважины оборудуют как минимум двумя дыхательными трубками – трубками, установленными сбоку на кондукторе, для сообщения с затрубным пространством обсадной колонны скважины. В качестве муфты используют муфту с затрубным самоуплотняющимся пакером, попускающим снизу вверх, – корзиной. В качестве цементного раствора пониженной плотности используют тампонажный раствор с удельным весом =1,55-1,80 г/см3. В качестве утяжеленного цементного раствора – тампонажный раствор с удельным весом =1,81-1,92 г/см3. Для цементирования верхней части эксплуатационной обсадной колонны – тампонажный раствор с удельным весом =1,3-1,55 г/см3. Для цементирования верхней части закачку цементного раствора ведут через дыхательные трубки, сверху вниз с давлением не выше допустимого давления на пласты. Закачку цементного раствора снизу вверх и сверху вниз ведут после предварительного подъема обсадной колонны от забоя на 0,2-1,0 м с вращением обсадной колонны, контролируя вес обсадной колонны и крутящий момент для исключения всплытия обсадной колоны и нарушения целостности её резьбовых соединений соответственно. 1 з.п. ф-лы.
Наверх