RU2738055C1 - Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров - Google Patents
Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров Download PDFInfo
- Publication number
- RU2738055C1 RU2738055C1 RU2020109656A RU2020109656A RU2738055C1 RU 2738055 C1 RU2738055 C1 RU 2738055C1 RU 2020109656 A RU2020109656 A RU 2020109656A RU 2020109656 A RU2020109656 A RU 2020109656A RU 2738055 C1 RU2738055 C1 RU 2738055C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cleaning
- formation zone
- tubing string
- bottomhole formation
- solution
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к технологическим жидкостям для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров. Технический результат - комплексное воздействие, универсальность, срок хранения не менее чем у известных технологических жидкостей, применяемых в указанных выше областях. По первому варианту технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров содержит, %: бензин 20-50; керосин 20-50; нефтяной дистиллят высокоароматический 10-50; терпены и пинены 10-50; изопропиловый спирт 0-15; кетоны 0-1,5. По второму варианту технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров содержит, %: уайт-спирит 40-70; терпены и пинены 13,5-50; изопропиловый спирт 0-15; кетоны 0-1,5. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности, при бурении неустойчивых глинистых пород, а также при бурении горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения.
Уровень техники
Известен катионный буровой раствор (RU 2614838 C1, C09K 8/24, 2015.10.12) включающий воду, глинопорошок, полидадмах, крахмал или декстрин, отличающийся тем, что в качестве дополнительного структурообразователя раствор содержит катионный полимер Росфлок КФ при следующем соотношении компонентов, мас.%: Глинопорошок 3-5, полидадмах 1,05-2,10, росфлок кф 0,5-2, крахмал или декстрин 0,5-3,0, вода остальное.
Недостатком данного раствора является использование в качестве структурообразователя глинопорошка в комплексе с полидадмах, что может приводить к нестабильным структурно-реологическими параметрам и седиментационной неустойчивости раствора. Отсутствие водорастворимой соли в качестве дополнительного ингибитора говорит о недостаточных ингибирующих свойствах раствора. Также в этом растворе не используются хитозан и поливинилпирролидон.
Известен катионноингибирующий буровой раствор (патент RU 2567580 С1, C09K 8/24, 10.11.2015) включающий воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), отличающийся тем, что раствор дополнительного содержит биополимер Биоксан при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 5-8, полидадмах 5-6, биополимер биоксан 0,05-0,2, вода остальное.
Недостаток известного состава заключается в низких крепящих свойствах бурового раствора, а также в высоких показателях пластической вязкости, вследствие использования глинопорошка в качестве структурообразователя, что может создавать высокие гидравлические сопротивления, отрицательно влияющие на работу всего бурового оборудования. Также в этом растворе не используются хитозан и поливинилпирролидон.
Наиболее близким по сущности решением является буровой раствор, раскрытый в RU2602262C1, C09K8/24, опубл. 10.11.2016. Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С. Технический результат изобретения - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины при одновременном увеличении ингибирующих свойств раствора. Катионный буровой раствор включает мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-3,50; катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; поливинилпирролидон 0,3-3,0; воду остальное.
Недостатком данного раствора является использование в качестве структурообразователя глинопорошка в комплексе с полидадмах, что может приводить к нестабильным структурно-реологическим параметрам и седиментационной неустойчивости раствора.
Раскрытие изобретения.
В одном аспекте изобретения раскрыт ингибирующий буровой раствор, включающий воду, крахмальный реагент, структурообразующий биополимер, водорастворимую соль, водный раствор полидадмаха отличающийся тем, что дополнительно содержит в качестве ингибитора глин хитозан, в качестве крепящего агента поливинилпирролидон при следующем соотношении компонентов, мас.%: крахмальный реагент 1,5-3, структурообразующий биополимер 0,2-0,5, водорастворимая соль 3-30, полидадмах 1-5, хитозан 0,1-1, поливинилпирролидон 0,1-1, воду остальное.
В дополнительных аспектах раскрыто, что в качестве водорастворимой соли используют хлорид калия, хлорид натрия, формиат натрия, формиат калия или их смеси; буровой раствор дополнительно содержит карбонатный микрокольматант в количестве 3-20 мас.%; в качестве карбонатного микрокольматанта используют мраморную крошку, мел или микрокальцит.
Основными задачами, решаемыми заявленным изобретением, являются улучшение крепящих, ингибирующих и эксплуатационных свойств бурового раствора.
Технический результат, достигаемый решением, заключается в обеспечении высоких ингибирующих свойств раствора, повышении крепящих свойств раствора, улучшении эксплуатационных характеристик раствора.
Технический результат достигается тем что, высокоэффективный ингибирующий буровой раствор, включающий воду, крахмальный реагент, структурообразующий биополимер, водорастворимую соль, водный раствор полидадмаха дополнительно содержит в качестве ингибитора глин хитозан, в качестве крепящего агента поливинилпирролидон при следующем соотношении компонентов,мас.%: крахмальный реагент 1,5-3, структурообразующий биополимер 0,2-0,5, водорастворимая соль 3-30, полидадмах 1-5, хитозан 0,1-1, поливинилпирролидон 0,1 -1, карбонатный микрокольматант 3-20, воду - остальное.
Осуществление изобретения.
Крахмальный реагент в заявляемом составе используется в качестве понизителя фильтратоотдачи. В качестве крахмального реагента может использоваться пищевой и технический крахмал, модифицированный крахмал, декстрин. Концентрация крахмального реагента в предлагаемом составе находится в диапазоне 1,5-3%. При снижении концентрации реагента ниже 1,5 мас.% не обеспечивается приемлемое снижение показателя фильтрации, а повышение концентрации выше 3 мас.% экономически нецелесообразно и не приводит к дальнейшему снижению показателя фильтрации.
В качестве структурообразующего биополимера в предлагаемом составе используется ксантановая камедь. Растворы, содержащие ксантановую камедь, проявляют тиксотропные и псевдопластичные свойства, что положительно сказывается на эксплуатационных свойствах раствора.
Использование водорастворимой соли в составе предлагаемого раствора позволяет получить дополнительный ингибирующий эффект, а также позволяет обеспечить совместимость полимерных компонентов раствора. Требуемое содержание водорастворимой соли по настоящему изобретению находится в диапазоне 3-30 мас.% или до достижения максимального предела растворимости соли. При уменьшении концентрации соли ниже заявленного значения не будет достигнут технический результат предлагаемого состава. Повышение концентрации соли выше 30мас.% нецелесообразно ввиду ухудшения эксплуатационных характеристик раствора.
Полидадмах в предлагаемом составе используется в качестве основного ингибитора набухания глин. Полидадмах представляет собой органический полимер с высоким катионным зарядом, необходимым для стабилизации неустойчивых глинистых пород. Может применяться в порошкообразной форме или в виде водного раствора концентрации 30-40 мас.%. Концентрация полидадмаха в предлагаемом составе находится в диапазоне 1-5% масс. При снижении концентрации полидадмаха ниже 0,5 мас.% не обеспечивается достаточного ингибирующего эффекта согласно экспериментальным данным, а повышение концентрации выше 6 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.
Хитозан в предлагаемом составе используется в качестве дополнительного ингибитора глин. Молекула хитозана содержит в себе большое количество свободных аминогрупп, что позволяет ему связывать ионы водорода и приобретать избыточный положительный заряд. Хитозан имеет более низкую молекулярную массу чем полидадмах, что позволяет достичь дополнительный ингибирующий эффект, за счет создания более плотной пленки на поверхности породы. Концентрация хитозана в предлагаемом составе находится в диапазоне 0,1-1% мас. При снижении концентрации хитозана ниже 0,1 мас.% не обеспечивается дополнительный ингибирующий эффект, а повышение концентрации выше 1 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.
Использование поливинилпирролидона (повидон) в предлагаемом составе обусловлено его крепящими свойствами. Повидон представляет собой водорастворимый полимер, составленный из мономерных единиц N-винилпирролидона. Важной особенностью высокомолекулярного поливинилпирролидона является его высокая адсорбционная способность и склонность к комплексообразованию, что улучшает крепящие и эксплуатационные свойства раствора. Концентрация повидона в предлагаемом составе находится в диапазоне 0,1-1% мас. При снижении концентрации повидона ниже 0,1мас.% не обеспечивается надежного крепящего эффекта, а повышение концентрации выше 6 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.
Карбонатный кольматант используется в качестве утяжелителя и реагента, который участвует в формировании фильтрационной корки, снижающей водоотдачу раствора. Концентрация карбонатного кольматанта в предлагаемом составе находится в диапазоне 3-20% мас.
В одном из вариантов осуществления предлагаемый буровой раствор может быть приготовлен следующим образом. В воду последовательно при перемешивании добавляют крахмал, ксантановую камедь, водорастворимую соль, полидадмах, хитозан, повидон, карбонатный кольматант.
Рецептуры растворов для тестирования приведены в таблице 1.
Были проведены исследования следующих эксплуатационных характеристик бурового раствора согласно ГОСТ 33213-2014 - пластическая вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига, показатель фильтрации. Результаты тестирования приведены в таблице 2.
Оценку ингибирующей и крепящей способности проводили по следующей методике. Шлам, просеянный до фракции 3-5 мм, в количестве 40 грамм ставится на горячую прокатку с раствором в объеме 200 мл на 16 часов при температуре 80 оС. После прокатки шлам отмывается от раствора рассолом хлорида натрия. Затем на приборе BulkHardnessTester (производитель Ofite) замеряется объемная прочность шлама. Затем шлам высушивается до постоянной массы и взвешивается. Высокие значения на тестере объемной твердости говорят о высокой ингибирующей способности, а большое количество шлама оставшиеся после горячей прокатки подтверждает хорошие крепящие свойства раствора. Результаты данных тестов приведены в таблице 2.
Таблица 1. Примеры рецептур растворов по предлагаемому изобретению.
| Реагент | Раствор № | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |
| Вода, мас.% | 86,4 | 74,6 | 72,6 | 64,4 | 63,6 | 62,6 | 62,6 | 61,6 | 61,6 | 60,6 | 77,8 | 54,5 |
| Крахмальный реагент, мас.% | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |
| Ксантановый биополимер, мас.% | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,2 | 0,5 |
| Хлорид калия, мас.% | 8 | 8 | 8 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 3 | 0 |
| Хлорид натрия, мас.% | - | - | - | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 0 | 30 |
| Полидадмах, мас.% | 3 | 4 | 5 | 3 | 3 | 3 | 4 | 4 | 5 | 5 | 5 | 1 |
| Хитозан, мас.% | 0,1 | 0,5 | 1 | 0,1 | 0,5 | 1 | 0,5 | 1 | 0,5 | 1 | 1 | 1 |
| Повидон, мас.% | 0,1 | 0,5 | 1 | 0,1 | 0,5 | 1 | 0,5 | 1 | 0,5 | 1 | 1 | 1 |
| Карбонатный микрокольматант, мас.% | 0 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
Таблица 2. Параметры растворов
| Параметр | Раствор № | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |
| Фильтрация, см3/30 мин, 49°С | 4,1 | 3,4 | 2,9 | 3,8 | 3,6 | 3,3 | 3,4 | 3,1 | 3,2 | 2,9 | 3,2 | 3,1 |
| Пластическая вязкость, сП, 49°С | 17 | 19 | 22 | 18 | 18 | 19 | 22 | 23 | 25 | 26 | 18 | 20 |
| ДНС, фунт/100 фут², 49°С | 16 | 18 | 19 | 16 | 17 | 17 | 18 | 19 | 21 | 23 | 17 | 18 |
| СНС, фунт/100 фут², 49°С | 4/5 | 4/5 | 5/6 | 4/5 | 4/5 | 4/5 | 4/5 | 4/5 | 5/6 | 5/6 | 3/4 | 4/5 |
| Масса сухого шлама после термостатирования при 80°С в течение 16 ч, г | 31,2 | 33,4 | 35,2 | 32,5 | 33,8 | 35,2 | 34,6 | 35,9 | 35,6 | 36,4 | 35,4 | 30,2 |
| Показатель объемной твердости, фунт-сила/дюйм2 | 24,1 | 26,8 | 28,1 | 25,2 | 26,3 | 26,9 | 27,8 | 28,4 | 28,2 | 29,6 | 28,6 | 20,8 |
Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации изложенной в описании и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.
Признаки, упомянутые в различных зависимых пунктах формулы, а также реализации раскрытые в различных частях описания могут быть скомбинированы с достижением полезных эффектов, даже если возможность такого комбинирования не раскрыта явно.
Claims (12)
1. Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров, представляющая собой следующее соотношение компонентов, %:
бензин 20-50
керосин 20-50
нефтяной дистиллят высокоароматический 10-50
терпены и пинены 10-50
изопропиловый спирт 0-15
кетоны 0-1,5
2. Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров, представляющая собой следующее соотношение компонентов, %:
уайт-спирит 40-70
терпены и пинены 13,5-50
изопропиловый спирт 0-15
кетоны 0-1,5
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020109656A RU2738055C1 (ru) | 2020-03-05 | 2020-03-05 | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020109656A RU2738055C1 (ru) | 2020-03-05 | 2020-03-05 | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2738055C1 true RU2738055C1 (ru) | 2020-12-07 |
Family
ID=73792371
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020109656A RU2738055C1 (ru) | 2020-03-05 | 2020-03-05 | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2738055C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169752C2 (ru) * | 1995-10-03 | 2001-06-27 | Нор Индастриз, Инк. | Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта |
| WO2010146514A1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Asphaltene removal composition and methods |
| RU2415900C2 (ru) * | 2005-05-10 | 2011-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием |
| RU2482152C1 (ru) * | 2011-11-24 | 2013-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта |
| RU2547187C1 (ru) * | 2011-02-15 | 2015-04-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ |
| RU2675832C2 (ru) * | 2013-08-07 | 2018-12-25 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта |
-
2020
- 2020-03-05 RU RU2020109656A patent/RU2738055C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169752C2 (ru) * | 1995-10-03 | 2001-06-27 | Нор Индастриз, Инк. | Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2415900C2 (ru) * | 2005-05-10 | 2011-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием |
| WO2010146514A1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Asphaltene removal composition and methods |
| RU2547187C1 (ru) * | 2011-02-15 | 2015-04-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ |
| RU2482152C1 (ru) * | 2011-11-24 | 2013-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта |
| RU2675832C2 (ru) * | 2013-08-07 | 2018-12-25 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11795369B2 (en) | Crosslinked synthetic polymer-based reservoir drilling fluid | |
| US7207387B2 (en) | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores | |
| US7517835B2 (en) | Surfactant-polymer compositions for enhancing the stability of viscoelastic-surfactant based fluid | |
| RU2160759C2 (ru) | Водный буровой или коллекторный раствор, способ бурения ствола скважины (варианты) | |
| US6465587B1 (en) | Polymeric fluid loss additives and method of use thereof | |
| US4480693A (en) | Fluid loss control in oil field cements | |
| US10487258B2 (en) | Synthetic polymer based fluid loss pill | |
| RU2468057C2 (ru) | Ингибирующий буровой раствор | |
| NO314411B1 (no) | Fremgangsmåte og vannbasert fluid for regulering av dispergeringen av fastestoffer ved oljeboring | |
| WO2005035931A2 (en) | Thermal stability agent for maintaining viscosity and fluid loss properties in drilling fluids | |
| CN100357387C (zh) | 对储层渗透率和裂缝导流能力伤害低的水基压裂液 | |
| US10308866B2 (en) | Synergistic effect of cosurfactants on the rheological performance of drilling, completion and fracturing fluids | |
| US7196039B2 (en) | Methods of reducing fluid loss in a wellbore servicing fluid | |
| FR2986797A1 (fr) | Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procedes mettant en oeuvre ledit agent. | |
| US6642183B1 (en) | Lubricating method for silicate drilling fluids | |
| JPS6164783A (ja) | 増粘された固形物不含水性ブラインおよび重質の固形物不含水性ブラインの増粘方法 | |
| FR2986798A1 (fr) | Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procedes mettant en oeuvre ledit agent | |
| RU2738055C1 (ru) | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров | |
| CN115551969B (zh) | 具有改进的滤失和增粘性能的钻井液 | |
| RU2738048C1 (ru) | Ингибирующий буровой раствор | |
| RU2318855C2 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
| RU2327725C2 (ru) | Ингибирующий буровой раствор для глинистых пород | |
| RU2291182C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2630007C2 (ru) | Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин | |
| US20030078169A1 (en) | Thermal extenders for well fluid applications |