RU2261889C1 - Реагент для обработки бурового раствора - Google Patents
Реагент для обработки бурового раствора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2261889C1 RU2261889C1 RU2004131133/03A RU2004131133A RU2261889C1 RU 2261889 C1 RU2261889 C1 RU 2261889C1 RU 2004131133/03 A RU2004131133/03 A RU 2004131133/03A RU 2004131133 A RU2004131133 A RU 2004131133A RU 2261889 C1 RU2261889 C1 RU 2261889C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reagent
- drilling fluid
- solution
- alkali
- polyglycol
- Prior art date
Links
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к буровым растворам, применяемым для бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к химическим реагентам для обработки буровых растворов на водной основе. Техническим результатом является повышение качества вскрытия продуктивного пласта при заканчивании скважин с промывкой раствором, обработанным реагентом, путем повышения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости коллектора и инверсии смачиваемости его пористой среды. Реагент для обработки бурового раствора, включающий полиакрилонитрильное волокно, щелочь, гликоль и воду, содержит в качестве гликоля полигликоль и дополнительно серную или соляную кислоту и омыленную канифоль при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакрилонитрильное волокно 8,0-12,0, щелочь 6,0-8,0, полигликоль 7,0-10,0, серная или соляная кислота 1,0-2,0, омыленная канифоль 5,0-7,0, вода остальное. Реагент вводят в буровой раствор в количестве 1-2 мас.%. 3 табл.
Description
Изобретение относится к буровым растворам, применяемым для бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к химическим реагентам для обработки буровых растворов на водной основе.
Известен реагент для обработки бурового раствора, содержащий, мас.%: полиакрилонитрил или нити из волокна "нитрон" 10,0, 7%-ный водный раствор щелочи 90,0, серная кислота 1,0-6,0, бихромат натрия или калия 1,0-6,0 (а.с. СССР №956538, С 09 К 7/02, 07.09.1982).
Известен реагент для обработки бурового раствора, содержащий: полиакрилонитрил 2,3 г, 23 мл 4%-ного водного раствора щелочи, 5,7 децилового или 4,5 мл октилового спирта и 0,57 мл серной кислоты (а.с. СССР №899578, 23.01.1982).
Наиболее близким аналогом для заявленного реагента является реагент для обработки бурового раствора, содержащий, мас.%: полимер акрилового ряда - 5,0-18,0, щелочь - 2,5-6,0, диэтиленгликоль - 5,0-18,0 и вода остальное, причем в качестве полимера акрилового ряда используют: отходы от вычесывания и стрижки меха из нитронного волокна, представляющие собой нитронное волокно с размерами нитей до 10 мм (патент РФ №2087515, C 09 К 7/02, 20.08.1997).
Недостатком известных реагентов являются: отсутствие у фильтрата бурового раствора гидрофобизирующих свойств, низкий коэффициент восстановления первоначальной проницаемости коллектора.
Задачей изобретения является повышение качества вскрытия продуктивного пласта при заканчивании скважин с промывкой раствором, обработанным реагентом, путем повышения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости коллектора и инверсии смачиваемости его пористой среды.
Поставленная задача решается тем, что реагент для обработки бурового раствора, включающий полиакрилонитрильное волокно, щелочь, гликоль и воду, содержит в качестве гликоля полигликоль и дополнительно серную или соляную кислоту и омыленную канифоль при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| полиакрилонитрильное волокно | 8,0-12,0 |
| щелочь | 6,0-8,0 |
| полигликоль | 7,0-10,0 |
| серная или соляная кислота | 1,0-2,0 |
| омыленная канифоль | 5,0-7,0 |
| вода | остальное |
В буровой раствор указанный реагент вводят в количестве 1,0-2,0 мас.%.
Полиакрилонитрильное волокно - по ТУ 2272-041-05757-601-97. Молекулярная масса более 100·103, почти линейное строение, низкая плотность и значительный объем массы волокна.
Полигликоль - по ТУ 38.30214-88 или ТУ 2422-083-05766801-98, например, выпускаемый АО "Салаватнефтеоргсинтез", представляет собой смесь многоатомных спиртов, возможно, состава, мас.%: диэтиленгликоль 15,0-20,0, триэтиленгликоль 25,0-30,0, тетраэтиленгликоль 35,0-40,0, пентаэтиленгликоль 0-15,0, смолистые вещества остальное. По внешнему виду - это жидкость темного цвета с плотностью 1,06 г/см3.
Щелочь - гидроксид натрия, например каустическая сода по ГОСТ 22-63-79.
Кислота серная, возможно, 30%-ной или соляная, возможно, 21%-ной концентрации.
Омыленная канифоль - получена смешиванием порошкообразной канифоли в количестве, например, 1,6 кг и 1 л раствора гидроксида натрия плотностью 1,17 при нагревании (кипячении) до полного растворения канифоли.
Пример осуществления изобретения.
Нагревают воду до 80-85°С, вводят щелочь и после ее растворения - полиакрилонитрильное волокно, затем через 1,5-2 часа перемешивания (в конце процесса гидролиза) вводят кислоту и перемешивают смесь 2 часа при медленном остывании до температуры около 30°С, вводят полигликоль и омыленную канифоль.
После образования гомогенной вязкой полимерной массы реагент считается готовым.
Составы реагента приведены в таблице 1.
Результаты испытаний буровых растворов с использованием заявленного реагента приведены в таблицах 2 и 3.
Полученный реагент вводили в глинистый раствор, приготовленный из Куганакского глинопорошка, перемешивали в течение 1 часа и замеряли технологические параметры на стандартных приборах с использованием стандартных методик.
Смазочные и противоизносные свойства раствора замеряли прибором "Lubricity Tester" Американской фирмы "Faun Instrument Co".
Методикой предусмотрены замеры силы тока, которая коррелирует с коэффициентом трения, при взаимодействии под определенной нагрузкой металлической пары "вращающееся кольцо - неподвижная призма" в среде исследуемого раствора.
Чем меньше сила тока, тем лучше смазочные свойства раствора.
Противоизносные свойства раствора оценивали на том же приборе по величине площади "пятна" износа, образующегося на неподвижной призме при трении об ее поверхность вращающегося кольца. Чем меньше площадь "пятна" износа, тем лучше противоизносные свойства раствора и прочнее смазочная пленка, образующаяся на поверхности металла.
В лабораторных условиях произведена оценка влияния бурового раствора, обработанного заявленным реагентом, на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости естественных кернов и на инверсию смачиваемости их пористой среды. Исследования проведены на модернизированной стандартной установке УИПК-1М. Для проведения экспериментов брали керны (песчаник) из продуктивного пласта угленосной свиты Арланского месторождения Башкортостана.
Образцы выбуривались параллельно плоскости напластования, диаметр образца 28 мм.
Образцы подбирали с близкими значениями пористости и проницаемости, экстрагировали спиртобензольной смесью в аппарате Сосклета, отмывали дистиллированной водой от минеральных солей и потом сушили в термошкафу при температуре 105°С до постоянного веса образца. Образцы имели гидрофильный характер смачиваемости.
В экспериментах в качестве модели нефти использовали очищенный керосин и пластовую воду того же Арланского месторождения (плотность - 1,18 г/см3, общая минерализация - 242 г/л).
На боковой поверхности образца керна выпиливали продольную канавку, в которую укладывали тонкий многожильный провод типа МГТФ по ТУ 16-505-185-79 с двумя электродами. Затем канавку заливают клеем "Момент". У образцов предварительно определяли начальную пористость по воздуху (Кпор) согласно стандартной методики ("Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими методами". М., ВНИИГНИ, 1978). Затем образец керна помещали в кернодержатель, создавали гидрообжим и фильтровали через керн пластовую воду (10-12 перовых объемов) до фиксации постоянной величины удельного электрического сопротивления (УЭС) керна. Затем пластовую воду из образца вытесняли керосином в обратном направлении для создания в керне определенной водонефтенасыщенности и определения коэффициента первоначальной проницаемости по керосину - Кпр1.
При этом также фиксировалась величина УЭС керна, и фильтрация продолжалась до установления постоянного значения УЭС. Далее через керн прокачивали керосин в обратном направлении, имитируя процесс освоения скважины. Тот и другой процесс продолжался до установления постоянных значений УЭС. После прокачки керосина определяли коэффициент конечной проницаемости керна по керосину - Кпр2 и рассчитывали коэффициент восстановления первоначальной проницаемости (β):
В таблице 3 приведены результаты проведенных экспериментов.
Как следует из анализа данных этой таблицы, после прокачки через керн фильтратов растворов, обработанных заявляемым реагентом (растворы 4-9), наступила инверсия смачиваемости пористой среды керна с гидрофильной на гидрофобную, что обусловило резкое увеличение значений УЭС (с 0,73-0,93 Ом·м до 10,3-12,22 Ом·м). В результате улучшалась фазовая проницаемость для нефти, что выразилось в высоких значениях коэффициента восстановления первоначальной проницаемости после прокачки в обратном направлении керосина (β=87-95%).
При прокачке через керн фильтрата исходного глинистого раствора (раствор 1) инверсии смачиваемости не происходит, поэтому значения УЭС до прокачки фильтрата и после прокачки фильтрата примерно одинаковы (0,76 Ом·м и 0,73 Ом·м), и коэффициент восстановления первоначальной проницаемости сравнительно низкий (β=48%). Если исходный раствор обработан только одним полиакрилонитрильным полимером (раствор 2), то значение (β) становится еще меньше (β=36%) из-за активной адсорбции полимера на гидрофильной поверхности пористой среды и ухудшения в результате этого ее проницаемости.
Если исходный глинистый раствор обработать только одним полигликолем (раствор 3), то значение (β) несколько улучшается (β=58%) в результате некоторой гидрофобизации пористой среды керна (УЭС увеличился с 0,78 до 6,52 Ом·м).
При прокачке через керн фильтрата раствора, обработанного реагентом-прототипом, инверсии смачиваемости практически не происходит (УЭС увеличился всего лишь с 0,95 до 1,86 Ом·м). Поэтому значение (β) также невысокое (β=61%).
Таким образом, заявленный реагент позволяет достичь цели заявляемого изобретения - повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости и инверсии смачиваемости его пористой среды.
| Таблица 1 | |||||||
| №№п\п | Состав реагента | Компонентный состав,% масс | |||||
| Полиакрилонитрильное волокно | Щелочь | Кислота серная | Полигликоль | Омыленная канифоль | Вода | ||
| 1. | состав 1 | 8,0 | 6,0 | 1,0 | 7,0 | 5,0 | 73,0 |
| 2. | состав 2 | 10,0 | 7,0 | 1,5 | 8,5 | 6,0 | 67,0 |
| 3. | состав 3 | 12,0 | 8,0 | 2,0 | 10,0 | 7,0 | 61,0 |
| Таблица 2 | ||||||||||
| №№раствора | Состав реагента | Концентрация реагента в растворе,% | Технологические параметры раствора | |||||||
| ρ, г\см2 | УВ, с | ПФ, см3 | СНС, дПА | рН | J, ампер | S. мм2 | ||||
| 1 мин | 10 мин | |||||||||
| 1. | Исходный глинистый раствор №1 | - | 1,15 | 24 | 25 | 3,3 | 4,8 | 8,5 | 6,6 | 5,85 |
| 2. | Раствор №1+нитронный полимер | 2 | 1,15 | 33 | 12 | 0,8 | 1,6 | 8,9 | 5,8 | 4,33 |
| 3. | Раствор №1+полигликоль | 2 | 1,15 | 28 | 16 | 2,4 | 3,5 | 9,2 | 5,1 | 4,15 |
| 4. | Состав 1 | 1 | 1,15 | 29 | 8 | 0,6 | 1,8 | 8,7 | 3,3 | 2,76 |
| 5. | Состав 1 | 2 | 1,15 | 35 | 6 | 2,2 | 4,8 | 9,1 | 2,9 | 2,55 |
| 6. | Состав 2 | 1 | 1,15 | 31 | 7 | 1,8 | 2,4 | 8,8 | 3,0 | 2,26 |
| 7. | Состав 2 | 2 | 1,15 | 38 | 5 | 3,2 | 5,6 | 9,3 | 2,7 | 2,08 |
| 8. | Состав 3 | 1 | 1,15 | 36 | 5 | 2,2 | 3,8 | 8,9 | 2,8 | 1,87 |
| 9. | Состав 3 | 2 | 1,15 | 42 | 4 | 4,8 | 7,5 | 9,5 | 2,3 | 1,85 |
| Примечание: ρ - плотность; УВ - условная вязкость; ПФ - показатель фильтрации; СНС - статическое напряжение сдвига; рН - показатель водородных ионов; J - смазочная способность; S - противоизносная способность. | ||||||||||
Claims (1)
- Реагент для обработки бурового раствора, включающий полиакрилонитрильное волокно, щелочь, гликоль и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве гликоля полигликоль и дополнительно серную или соляную кислоту и омыленную канифоль при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакрилонитрильное волокно 8,0-12,0 Щелочь 6,0-8,0 Полигликоль 7,0-10,0 Серная или соляная кислота 1,0-2,0 Омыленная канифоль 5,0-7,0 Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004131133/03A RU2261889C1 (ru) | 2004-10-26 | 2004-10-26 | Реагент для обработки бурового раствора |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004131133/03A RU2261889C1 (ru) | 2004-10-26 | 2004-10-26 | Реагент для обработки бурового раствора |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2261889C1 true RU2261889C1 (ru) | 2005-10-10 |
Family
ID=35851229
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004131133/03A RU2261889C1 (ru) | 2004-10-26 | 2004-10-26 | Реагент для обработки бурового раствора |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2261889C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102660039A (zh) * | 2012-04-26 | 2012-09-12 | 山东大学 | 无机金属离子交联制备水解聚丙烯腈类降滤失剂的方法 |
-
2004
- 2004-10-26 RU RU2004131133/03A patent/RU2261889C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102660039A (zh) * | 2012-04-26 | 2012-09-12 | 山东大学 | 无机金属离子交联制备水解聚丙烯腈类降滤失剂的方法 |
| CN102660039B (zh) * | 2012-04-26 | 2013-08-21 | 山东大学 | 无机金属离子交联制备水解聚丙烯腈类降滤失剂的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2017015014A1 (en) | Smart water flooding processes for increasing hydrocarbon recovery | |
| EP2756159A1 (en) | Method for selection of surfactants in well stimulation | |
| CN112051190B (zh) | 一种复合渗透酸渗透能力评价方法 | |
| Hamida et al. | Filtration loss characteristics of aqueous waxy hull-less barley (WHB) solutions | |
| RU2658686C2 (ru) | Способ обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы | |
| US20100294497A1 (en) | Recovery of oil | |
| Cardoso et al. | Influence of polymer and surfactant on the aphrons characteristics: Evaluation of fluid invasion controlling. | |
| CN105467085A (zh) | 一种评价纳米材料封堵效果的方法 | |
| RU2261889C1 (ru) | Реагент для обработки бурового раствора | |
| EP0216661A1 (fr) | Procédé pour la prévention de la venue d'eau dans un puits producteur d'huile et/ou de gaz | |
| RU2278890C1 (ru) | Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями | |
| RU2179568C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2555975C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины | |
| RU2142978C1 (ru) | Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе | |
| RU2529080C1 (ru) | Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
| RU2242492C2 (ru) | Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов | |
| CN110511735A (zh) | 一种致密油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2174996C2 (ru) | Буровой раствор | |
| CN111577225A (zh) | 致密油藏不同矿物组分岩心co2驱提高采收率评价方法 | |
| RU2590254C1 (ru) | Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе | |
| RU2293102C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| SU1341558A1 (ru) | Способ определени кольматирующих свойств полимерного безглинистого бурового раствора | |
| RU2386666C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов | |
| RU2602280C1 (ru) | Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| Arekhov | Understanding Wettability Changes during Alkali-Polymer through Spontaneous Imbibition Data |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101027 |