ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК В РФ
НОВЫЕ ПАТЕНТЫ, ЗАЯВКИ НА ПАТЕНТ
БИБЛИОТЕКА ПАТЕНТОВ НА ИЗОБРЕТЕНИЯ

катионноингибирующий буровой раствор

Классы МПК:C09K8/24 полимеры
Автор(ы):, , , ,
Патентообладатель(и):Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2011-10-24
публикация патента:

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов. Технический результат - повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 7-15; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

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

Из уровня техники известен хлоркалиевый буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, стабилизатор - понизитель фильтрации (акриловый реагент или водорастворимые эфиры целлюлозы), ингибитор глин (хлористый калий), разжижитель - понизитель вязкости (лигносульфонат), смазывающую добавку, а при необходимости утяжелитель и добавку для повышения термостойкости (Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. - М., Недра, 1990, с.218, табл.8.8).

Недостатком известного состава является многокомпонентность, низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, низкая соле- и термоустойчивость.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому буровому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и стабилизатор глин ВПК-402 (описан в RU 2148702 C1, E21B 33/13, С09К 7/02, 10.05.2000).

Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, высокое значение показателя фильтрации, низкая соле- и термоустойчивость.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости.

Данный технический результат достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду и глинопорошок (например, марки ПБМБ), в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и для повышения соле- и термоустойчивости используют полиэлектролит ВПК-402, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Глинопорошок5-8;
ВПК-4027-15;
Водаостальное.

С целью повышения термостойкости с сохранением низких значений показателя фильтрации при температуре 130°С и давлении 3,5 МПа в раствор осуществляют ввод углеводородов до 10-15%.

Для повышения плотности буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом.

В предлагаемом буровом растворе может быть использован бентонитовый глинопорошок марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и ПКГН, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок».

Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·10 5. Полиэлектролит ВПК-402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде.

Полиэлектролит ВПК-402 использован в катионноингибирующем буровом растворе в качестве флокулянта и коагулянта. ВПК-402 позволяет интенсифицировать процессы водоподготовки при осаждении взвешенных частиц активного ила и обеспечивать эффективную очистку мутных вод.

Изобретение поясняется Таблицами 1, 2 и 3. В Таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию ВПК-402 на технологические показатели буровых растворов. Таблица 2 отражает результаты исследований по влиянию ВПК-402 на устойчивость глин в сравнении с наиболее близким техническим решением, принятым в качестве прототипа. Таблица 3 отражает изменения показателей фильтрации (Ф) в условиях высоких температур.

Из Таблиц 1 и 2 следует, что при содержании полиэлектролита ВПК-402 ниже 3% показатель фильтрации увеличивается (табл.1, п.4), а ниже 7% не обеспечивается устойчивость пластичных и гидратационноактивных глин (табл.2, п.3). Экспериментальным путем получено, что минимально допустимое содержание ВПК-402 должно составлять 7%. Увеличение содержания ВПК-402 более 15% неэффективно (табл.1, п.10, табл.2, п.7), так как приводит к перерасходу ВПК-402.

В процессе бурения в глинистых отложениях происходит обогащение раствора и рост реологических показателей, таких как пластическая вязкость катионноингибирующий буровой раствор, патент № 2492208 пл и динамическое напряжение сдвига катионноингибирующий буровой раствор, патент № 2492208 0 (табл.1, пп.2, 11). Для снижения реологических показателей производят обработку. Так добавка ВПК-402 в виде разбавленного водного раствора (табл.1, пп.12, 13) позволяет восстановить реологические показатели.

Таким образом, из Таблиц 1 и 2 следует, что использование ВПК-402 в указанных количествах позволяет снизить показатели фильтрации, управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород, то есть обеспечить достижение указанного технического результата - повышение ингибирующей способности к глинам.

Увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита в количестве от 5 до 50%, а повышение термостойкости - вводом жидких углеводородов. При уменьшении углеводородов менее 10% (табл.3, пп.1, 2) показатель фильтрации увеличивается, а при увеличении углеводородов более 15% (табл.3, п.9) наблюдается перерасход при незначительном изменении показателя фильтрации. Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка хлоридов кальция и натрия практически не влияет на технологические показатели системы (табл.3, пп.5, 8).

Предлагаемый буровой раствор можно приготовить следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402, а при необходимости баритовый утяжелитель и добавку для повышения термостойкости.

Таблица 1
Состав раствора, масс.% Показатели раствора
Ф, см3 при 25°Спри 82°С
катионноингибирующий буровой раствор, патент № 2492208 пл, мПа·скатионноингибирующий буровой раствор, патент № 2492208 0, Пакатионноингибирующий буровой раствор, патент № 2492208 пл, мПа·скатионноингибирующий буровой раствор, патент № 2492208 0, Па
Известный раствор (прототип)
16% ГР + 0,3% ВПК-402 621722 717,6
26% ГР + 1% ВПК-402 751017,1 611,7
36% ГР ++ 1% ВПК-402 + 15% глинистого шламаРаствор нетекучий
Катионно-ингибирующий буровой раствор
4 6% ГР + 1,8% ВПК-40235 10148 9
56% ГР + 3% ВПК-40211 124,910 1,9
6 6% ГР + 5% ВПК-4027 205,714 3,3
7 6% ГР + 7% ВПК-4026 297,317 4,4
8 6% ГР + 10% ВПК-4024 357,321 5,4
9 6% ГР + 15% ВПК-4023 488,328 6,8
10 6% ГР + 20% ВПК-4023 642332 15
11 6% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама 3,55716,5 1612
126% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама + 5% водного ВПК-402 в виде 5%-ной концентрации. 439 11,8288,6
136% ГР + 10% ВПК-402 + 15% глинистого шлама + 10% водного ВПК-402 в виде 5%-ной концентрации.4 326,418 5,9
Примечание: 6% ГР - 6%-ный глинистый раствор из глинопорошка марки ПБМБ, ВПК-402 - высокоэффективный полиэлектролит коагулянт, Ф - показатель фильтрации, катионноингибирующий буровой раствор, патент № 2492208 пл - пластическая вязкость и катионноингибирующий буровой раствор, патент № 2492208 0 - динамическое напряжение сдвига.

Таблица 2
Состав раствора Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 1 сут
пластичныегидратационно-активные
Известный раствор (прототип)
16% ГР + 0,3% ВПК-402набухание набухание и разрушение
26% ГР + 1% ВПК-402 набуханиенабухание и разрушение
Катионно-ингибирующий буровой раствор
3 6% ГР + 5% ВПК-402незначительное набуханиенабухание и разрушение
46% ГР + 7% ВПК-402 набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
56% ГР + 10% ВПК-402 набухание отсутствуетнабухание и разрушение незначительное
6 6% ГР + 15% ВПК-402набухание отсутствуетнабухание и разрушение незначительное
76% ГР + 20% ВПК-402набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное

Таблица 3
Состав раствора Ф, см3 при 130°С, Р=3,5 МПа
16% ГР + 12% ВПК-402 32
2 6% ГР + 12% ВПК-402 + 5% жидкий углеводород 26
3 6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород 14
4 6% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород после термостатирования 12 ч при 130°14
56% ГР + 12% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород + 10% NaCl12
66% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород 10,4
7 6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород после термостатирования 12 ч при 130°С 9,2
8 6% ГР + 12% ВПК-402 + 15% жидкий углеводород + 5% CaCl2 9,6
9 6% ГР + 12% ВПК-402 + 20% жидкий углеводород 7
10 6% ГР + 15% ВПК-402 + 10% жидкий углеводород 14

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Буровой раствор, включающий воду и глинопорошок, содержащий в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и регулятора вязкости полиэлектролит ВПК-402, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок5-8;
ВПК-4027-15;
ВодаОстальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что содержит углеводороды в количестве от 10 до 15 мас.%.


Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2492208

patent-2492208.pdf
Патентный поиск по классам МПК-8:

Класс C09K8/24 полимеры

Патенты РФ в классе C09K8/24:
способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора -  патент 2492209 (10.09.2013)
состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей -  патент 2473584 (27.01.2013)
ингибирующий буровой раствор -  патент 2468057 (27.11.2012)
буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов -  патент 2461601 (20.09.2012)
утяжеленный буровой раствор -  патент 2461600 (20.09.2012)
способ приготовления бурового раствора с использованием акрилового полимера -  патент 2455332 (10.07.2012)
поли[нонилфеноксиполи(этиленокси)карбонилметиламмоний]полихлориды, обладающие свойствами гидрофилизирующих модификаторов эпоксидных полимеров -  патент 2443677 (27.02.2012)
буровой раствор для бурения наклонно-направленных скважин (варианты) -  патент 2440399 (20.01.2012)
буровой раствор для бурения вертикальных скважин (варианты) -  патент 2436825 (20.12.2011)
буровой раствор без твердой фазы -  патент 2344154 (20.01.2009)


Наверх