RU2459851C1 - Безглинистый буровой раствор - Google Patents
Безглинистый буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459851C1 RU2459851C1 RU2011112372/03A RU2011112372A RU2459851C1 RU 2459851 C1 RU2459851 C1 RU 2459851C1 RU 2011112372/03 A RU2011112372/03 A RU 2011112372/03A RU 2011112372 A RU2011112372 A RU 2011112372A RU 2459851 C1 RU2459851 C1 RU 2459851C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- copolymer
- drilling
- water
- drilling fluid
- fluorine
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым буровым растворам, используемым при бурении, преимущественно при вскрытии бурением продуктивных пластов в зимнее время при температуре минус 20°С. Безглинистый буровой раствор, включающий фторсодержащий сополимер акриламида и акриловой кислоты и воду, содержит сополимер общей формулы:
молекулярной массы 1,2·106 с содержанием фтора 2-4%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: указанный сополимер 0,1-0,15, вода остальное. Технический результат - стабильность рабочих параметров раствора до 100 суток при воздействии пониженных температур до минус 20°С. 2 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым буровым растворам, используемым при бурении, преимущественно при вскрытии бурением продуктивных пластов в зимнее время при температуре минус 20°С.
Известен безглинистый буровой раствор (Патент РФ №1556099, С09К 7/02, опубл. 1995), включающий акриловый полимер, соль трехвалентного металла и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения способности восстанавливать технологические свойства после удаления выбуренной породы при одновременном повышении скорости флокуляции, он дополнительно содержит эфир целлюлозы при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Акриловый полимер | 0,001-0,035 |
Соль трехвалентного металла | 0,003-0,030 |
Эфир целлюлозы | 0,100-0,300 |
Вода | остальное |
К недостаткам известного безглинистого бурового раствора можно отнести его повышенное гидродинамическое давления при циркуляции, что снижает КПД процесса промывки скважины и отрицательно сказывается на сохранении проницаемости призабойной зоны пласта.
Известен буровой раствор (Патент РФ №2243984, С09К 7/02, опубл. БИ №1, 2005 г.), содержащий оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) или карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), нефтепродукт - в качестве структурообразователя, порошкообразный высокодисперсный наполнитель с ассоциированным газом (воздух, азот) при следующем соотношении ингредиентов:
Оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) или | |
карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) | 0,2÷0,3 |
Нефтепродукт (нефть товарная, дизтопливо, масло) | 5÷30 |
ПАВ (сульфанол, ОП-10) | 0,02÷0,05 |
Высокодисперсный наполнитель (модифицированный бетонит, лигносульфанаты) | 0,9÷1 |
Газовоздушная смесь - воздух, азот (объемных) | 2÷20 |
Вода | остальное |
К недостаткам известного бурового раствора можно отнести его высокую стоимость, токсичность, пожароопасность, возможность загрязнения окружающей среды отходами бурения, проблемы безопасной их утилизации.
Известен буровой раствор (Патент РФ №2362793, С09К 8/08, опубл. БИ №21, 2009), содержащий полиакриламид, кальцинированную соду и воду, при этом он дополнительно содержит карбоксилметилцеллюлозу - КМЦ и биополимер «Сараксан» или «Сараксан-Т» при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Полиакриламид - ПАА | 0,15-0,3 |
Карбоксилметилцеллюлоза - КМЦ | 0,3-0,5 |
Кальцинированная сода Na2CO3 | 0,3-0,5 |
Биополимер - «Сараксан» или «Сараксан-Т» | 0,1-0,2 |
Вода | остальное |
Недостатками данного безглинистого бурового раствора является повышенное содержание ПАА, включение в рецептуру дорогостоящих химреагентов и невозможность его использования при пониженных температурах окружающей среды (минус 20°С).
Известен безглинистый буровой раствор (Патент US №4780517, C08F 20/58, опубл. 1988), содержащий примерно от 50 до 98 мольных процентов акриламида, около 1,9 до 49,9 мольных процентов соли щелочного металла или аммония, соли акриловой кислоты, и примерно от 0,1 до 5 моль процентов сополимеризуемых ионных поверхностно-активных веществ.
К недостаткам данного безглинистого бурового раствора можно отнести повышенное содержание полимера, необходимость введения ионных поверхностно-активных веществ.
Известен буровой раствор (Патент РФ №2301244, С09К 8/12, опубл. БИ №17, 2007), который получают путем смешивания пресной воды, солевого раствора или морской воды и примерно от 0,3 фунта примерно до 2,5 фунтов на активные соединения полимера, одного или нескольких анионных диспергированных полимеров. Анионные диспергированные полимеры состоят из от примерно 2 до примерно 98 мольных процентов одного или нескольких анионных мономеров и от примерно 98 до примерно 2 мольных процентов одного или нескольких неионных мономеров.
Недостатком данного безглинистого бурового раствора можно отнести повышенное содержание полимера, а также необходимость введения солевого раствора или морской воды.
Известен буровой раствор (Патент CN №1528797, C08F 220/56, опубл. 2004 г.), который обладает высокой эффективностью к гидрофобной ассоциации, где средняя молекулярная масса 15000,000-25000,000, обладает низкой температурой замерзания и сопротивлением к солевым отложениям, способный применяться в таких областях, как третичной добычи нефти.
К недостаткам данного бурового раствора можно отнести повышенное содержание полимера от 15 до 35%, а также не обеспечение длительного времени работы при пониженных температурах до минус 20°С.
Задача, на решение которой направлено изобретение, является разработка состава безглинистого бурового раствора, который характеризуется пониженным расходом полимера, сниженной стоимостью бурового раствора, обеспечивает длительное время стабильность рабочих параметров в обычных и сложных условиях бурения при воздействии пониженных температур (температура до минус 20°С).
Техническим результатом является получение безглинистого бурового раствора обладающего стабильностью рабочих параметров до 100 суток при воздействии пониженных температур до минус 20°С.
Технический результат достигается безглинистым буровым раствором, содержащим фторсодержащий сополимер акриламида и акриловой кислоты и воду, причем отличающийся тем, что используют сополимер общей формулы:
молекулярной массы 1,2·106 с содержанием фтора 2-4%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Указанный сополимер | 0,1-0,15 |
Вода | остальное |
Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что большее содержание ингредиентов экономически нецелесообразно, так как при увеличении содержании сополимера возрастает вязкость раствора, а температура замерзания не изменяется.
Таблица 1 | |||
Результаты проведенного анализа | |||
Концентрация фторсодержащего сополимера в растворе, мас.% | Вода, мас.% | Время истечения, с | Температура замерзания, °С |
0,6 | 99,4 | 35 | минус 20 |
0,3 | 99,7 | 21 | минус 20 |
0,15 | 99,85 | 14 | минус 20 |
0,1 | 99,9 | 10 | минус 20 |
Пример 1. Для получения фторсодержащего сополимера используется сополимер акриламида и акриловой кислоты и октофторпентан хлорсульфит, соотношение реагентов 1:4. В реактор с мешалкой вводят 1 г сополимера и добавляют 8 мл диметилформамида (ДМФА), далее добавляют 4 г октофторпентан хлорсульфита. Первые 10 минут температура реакции минус 10°С. После температуру поднимают до 40°С и проводят реакцию около 60 минут. По окончании реакции от продукта отгоняют ДМФА, отфильтровывают и сушат остаток.
Структурная формула полученного сополимера:
Молекулярная масса: 1,2·106, х=60%, y=40%. Содержание фтора 2%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Указанный сополимер | 0,1 |
Вода | 99,9 |
Температура плавления 160°С. Данные ИК-спектра: 2916 см-1, 2368 см-1, 1750 см-1, 1660 см-1, 1417 см-1, 1094 см-1.
Для приготовления бурового раствора используется вода и фторсодержащий сополимер. С целью получения однородной гелеобразной массы время приготовления раствора составляет 24 часа при постоянном перемешивании.
Пример 2. Для получения фторсодержащего сополимера используется сополимер акриламида и акриловой кислоты и октофторпентан хлорсульфит, соотношение реагентов 1:5. В реактор с мешалкой вводят 1 г сополимера и добавляют 10 мл диметилформамида (ДМФА), далее добавляют 5 г октофторпентан хлорсульфита. Первые 10 минут температура реакции минус 10°С. После температуру поднимают до 40°С и проводят реакцию около 60 минут. По окончании реакции от продукта отгоняют ДМФА, отфильтровывают и сушат остаток.
Структурная формула полученного сополимера:
Молекулярная масса: 1,2·106, х=60%, y=40%. Содержание фтора 4%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Указанный сополимер | 0,15 |
Вода | 99,85 |
Температура плавления 160°С. Данные ИК-спектра: 2916 см-1, 2368 см-1, 1750 см-1, 1660 см-1, 1417 см-1, 1094 см-1.
Для приготовления бурового раствора используется вода и фторсодержащий сополимер. С целью получения однородной гелеобразной массы время приготовления раствора составляет 24 часа при постоянном перемешивании.
Готовый для использования при бурении скважины буровой раствор имеет такие реологические характеристики:
Плотность (ρ) | 1010 кг/м3 |
Условная вязкость (В) | 10 с |
Температура замерзания | минус 20°С |
Водородный показатель | рН7 |
Испытания заявляемого бурового раствора показывают, что он является универсальным и не содержит дорогостоящих реагентов, таких как КМЦ. Раствор сохраняет свою стабильность до 100 суток, условная вязкость при этом не изменяется и составляет 10 сек (пример 1) и 14 сек (пример 2) при нормальных и при пониженных температурах (минус 20°С).
Заявляемый буровой раствор обладает комплексом полезных качеств:
- имеет высокую выносящую способность;
- сохраняет продолжительное время свою стабильность до 100 суток.
Claims (1)
- Безглинистый буровой раствор, содержащий фторсодержащий сополимер акриламида и акриловой кислоты и воду, отличающийся тем, что используют сополимер общей формулы:
молекулярной массы 1,2·106 с содержанием фтора 2-4%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Указанный сополимер 0,1-0,15 Вода Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011112372/03A RU2459851C1 (ru) | 2011-03-31 | 2011-03-31 | Безглинистый буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011112372/03A RU2459851C1 (ru) | 2011-03-31 | 2011-03-31 | Безглинистый буровой раствор |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2459851C1 true RU2459851C1 (ru) | 2012-08-27 |
Family
ID=46937793
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011112372/03A RU2459851C1 (ru) | 2011-03-31 | 2011-03-31 | Безглинистый буровой раствор |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2459851C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4780517A (en) * | 1985-08-15 | 1988-10-25 | Chevron Research Company | Surfactant-containing water thickening polymer |
US4921902A (en) * | 1984-02-02 | 1990-05-01 | The Dow Chemical Company | Hydrophobie associative composition containing a polymer of a water-soluble monomer and an amphiphilic monomer |
RU2105014C1 (ru) * | 1995-01-13 | 1998-02-20 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственное предприятие "Хемекс Дор" | Сополимер (мет)акриловой кислоты, (мет)акриламида и нитрила акриловой кислоты |
RU2243984C1 (ru) * | 2003-11-17 | 2005-01-10 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Буровой раствор |
RU2301244C2 (ru) * | 2002-06-17 | 2007-06-20 | Налко Компани | Использование анионных диспергированных полимеров в качестве модификаторов вязкости буровых растворов на водной основе |
RU2362793C2 (ru) * | 2007-10-04 | 2009-07-27 | Ринат Раисович Хузин | Буровой раствор |
-
2011
- 2011-03-31 RU RU2011112372/03A patent/RU2459851C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4921902A (en) * | 1984-02-02 | 1990-05-01 | The Dow Chemical Company | Hydrophobie associative composition containing a polymer of a water-soluble monomer and an amphiphilic monomer |
US4780517A (en) * | 1985-08-15 | 1988-10-25 | Chevron Research Company | Surfactant-containing water thickening polymer |
RU2105014C1 (ru) * | 1995-01-13 | 1998-02-20 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственное предприятие "Хемекс Дор" | Сополимер (мет)акриловой кислоты, (мет)акриламида и нитрила акриловой кислоты |
RU2301244C2 (ru) * | 2002-06-17 | 2007-06-20 | Налко Компани | Использование анионных диспергированных полимеров в качестве модификаторов вязкости буровых растворов на водной основе |
RU2243984C1 (ru) * | 2003-11-17 | 2005-01-10 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Буровой раствор |
RU2362793C2 (ru) * | 2007-10-04 | 2009-07-27 | Ринат Раисович Хузин | Буровой раствор |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8603951B2 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar | |
US20080214413A1 (en) | Water-Based Polymer Drilling Fluid and Method of Use | |
US9243180B2 (en) | Filtration control agent and a drilling fluid containing the same | |
US7786049B2 (en) | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations | |
US7328745B2 (en) | High molecular weight polyamine salts as clay stabilizing agents | |
RU2602262C1 (ru) | Термостойкий катионный буровой раствор | |
MXPA01011906A (es) | Composiciones polimericas. | |
RU2481374C1 (ru) | Безглинистый утяжеленный буровой раствор | |
RU2362793C2 (ru) | Буровой раствор | |
US4525562A (en) | Thermally stable drilling fluid additive | |
JPS5923748B2 (ja) | 水性掘さく液 | |
JPS6239622B2 (ru) | ||
RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
RU2459851C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
RU2458959C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
US20030069375A1 (en) | Polymeric, acrylamide-free water retention agent | |
GB2262285A (en) | Water soluble terpolymer | |
RU2502774C1 (ru) | Буровой раствор на углеводородной основе | |
RU2683448C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением | |
US20110224108A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
RU2630007C2 (ru) | Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин | |
RU2804720C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор | |
CN103897084B (zh) | 一种复配聚合物及其制备方法与应用 | |
US4608182A (en) | Vinyl sulfonate amide copolymer and terpolymer combinations for control of filtration in water-based drilling fluids at high temperature | |
US11834387B1 (en) | Quaternary ammonium salt and preparation method and use thereof as inhibitor, and water-based drilling fluid and use thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130401 |