Биополимерные растворы для бурения реферат

Обновлено: 06.07.2024

Буровой раствор (Drilling fluid) — это сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения.

Качество строительства скважин, в т. ч. и качество вскрытия продуктивного пласта, во многом зависит от применяемого бурового раствора, поскольку буровой раствор - 1 я технологическая жидкость, вступающая во взаимодействие с вновь вскрываемой породой.

10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов 0 - 1200 м);
5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В процессе бурения необходимо производить контроль реолологических параметров бурового раствора с целью предупреждения обвалов стенок и размыва устья скважины.
После утяжеления раствора за счет выбуренной породы до необходимой плотности необходимо обеспечить качественную очистку бурового раствора.
В случаи поглощения бурового раствора применять вязкие пачки с наполнителем (кордовое волокно, резиновая крошка, древесные опилки, ореховая скорлупа).
Перед спуском обсадной колонны рекомендуется обработать буровой раствор смазывающей добавкой FK-Lube или иными смазывающими добавками.

Бентонит - структурообразователь, регулятор реологии и понизитель водоотдачи бурового раствора, коркообразующий компонент.
Ca(CO₃)2 - кольматант мелкого и среднего помола, применяемый для образования тонкой фильтрационной корки и утяжеления раствора.
Сода каустическая - регулятор рН.
Desco CF - разжижитель применяемый для всех типов глинистых растворов.
Гаммаксан - биополимер.
FK-Lube - смазывающая добавка для снижения сил трения и крутящего момента при бурении наклоннонаправленых горизонтальных скважин, для профилактики дифференциального прихвата.
ПЭС-1 - универсальный жидкий пеногаситель.
ПАЦ НВ - применяется для снижения показателей фильтрации буровых растворов.
ПАЦ НВ- подходит для снижения водоотдачи безглинистых и малоглинистых растворов. Эффективно регулирует реологические вязкостные характеристики буровых растворов.
REATROL - модифицированных крахмал.
Сода кальцинированная - предназначена для снижения жесткости воды затворения путем осаждения катионов кальция.
Сода бикарбонат - предназначен для снижения рН раствора и осаждения кальция при загрязнении цементом.
Известь гашенная - ингибитор набухания и диспиргирования глинистых пород (катионнообменные процессы с участием ионов кальция Ca++); регулятор уровня pH высококальциевых растворов, нейтрализатор CO₂ .
Atren-Bio - бактерицид.
IKD - смесь неионогеновых ПАВ; препятствует налипанию частиц породы на элементы КНБК и сетки вибросит.
КМЦ 600- применяется для снижения фильтрации бурового раствора с увеличением вязкостных характеристик.
NaCl - применяется для искусственной минерализации раствора, стабилизирует стенки скважины, путем фиксации ионов натрия на местах катионного обмена в глинистых минералах и таким образом переводит их в более стабильную ненабухающую форму.

персонал должен работать в спецодежде, перчатках, респираторах, фартуках,
помещение должно быть хорошо проветриваемым и освещенным.

В процессе бурения на репрессии с промывкой любым типом бурового раствора в околоскважинной зоне формируется зона кольматации и зона проникновения фильтрата, физико-химический состав и глубина которых определяют как устойчивость приствольной зоны, так и снижение гидропроводности и фазовой проницаемости продуктивного пласта.

На основе анализа фундаментальных исследований в области химии и биохимии углеводов, обобщения практики бурения скважин в качестве полимерных реагентов для регулирования фильтрационных и реологических свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов используются полисахариды.

Основной причиной выбора полисахаридов является их способность к химической и биологической деструкции, за счет чего обеспечивается возможность разрушения и удаления кольматационного слоя, образующегося в процессе бурения, и практически полное восстановление коллекторских свойств пласта.

Разработана технология получения комплексных полисахаридных реагентов с использованием ингибиторов термоокислительной деструкции, в качестве которых использованы водорастворимые силикаты, бораты щелочных металлов, формиаты натрия и калия.

Комплексные реагенты содержат также гидрофобизирующие добавки на основе калиевых солей жирных кислот и неионогенного ПАВ.

Применение этих реагентов обеспечивает сохранение регламентированных реологических и фильтрационных свойств полисахаридных систем при t =90-1800 о C в течение длительного времени (исследования проводились в течение 45 суток).

На основе этих реагентов предлагается ряд рецептур безглинистых и малоглинистых буровых растворов для различных условий бурения, особенности состава и свойств которых приведены ниже.

Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПМГ) для бурения надпродуктивного интервала

В качестве основного средства промывки скважины при бурении надпродуктивного интервала наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины.

Высокопроницаемые водоносные пласты, неизолированные к моменту первичного вскрытия продуктивного пласта, требуют больших затрат обрабатывающих реагентов, завышения сверх необходимого его структурных показателей, добавления в раствор кольматантов, оказывающих отрицательное влияние на качество вскрытия пласта.

Реагент-гидрофобизатор Синтал выполняет роль стабилизатора неустойчивых отложений, кольматирующей, гидрофобизирующей и смазывающей добавки.

Дополнительная кольматация водоносных пластов и упрочнение стенок скважины достигается водорастворимыми силикатами (силикаты натрия, калия или их смеси).

Применение полианионной целлюлозы в сочетании с Синтал и силикатами обеспечивает буровому раствору необходимые реологические характеристики.

С использованием гидравлических программ (программа Landmark) рассчитываются оптимальные показатели реологических свойств раствора для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин.

Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама.

Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам.

Буровой раствор характеризуется низкими значениями показателя фильтрации (Ф = 2,0-8,0 см 3 по АРI), регулируемыми в широком диапазоне реологическими показателями (η=10-40 мПа*с; τ0=25-180,0 дПа ), низким коэффициентом трения (Ктр = 0,07-0,1 по API).

Положительно то, что этот раствор легко модифицируется в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода крахмала, карбоната кальция и биополимера.

Раствор БР-ПМГ успешно применяли при проводке скважин в неустойчивых глинизированных отложениях значительной протяженности с зенитным углом 50-70º с сохранением номинального диаметра скважин при бурении пологих и горизонтальных участков ствола скважины, в тч при бурении дополнительных стволов на месторождениях Пермской области, при этом исключается необходимость установки цементных мостов в верейском горизонте, которые при бурении по традиционной технологии были обязательны.

В настоящее время этот раствор применяется на месторождениях республики Коми, Казахстана.

Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивного пласта

Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта.

В лаборатории разработано несколько типов безглинистых систем на основе полисахаридов (ББР), которые предназначены для вскрытия продуктивных пластов.

Методически выбор компонентного состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии.

Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения.

Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения.

Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды.

В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР.

БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ББР-СКП

Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КС1, силикаты и др.) обеспечивает устойчивость глинистых отложений и предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора.

Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой.

БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР РЕОГЕЛЬ

Для бурения пологих и горизонтальных участков ствола скважины разработана оригинальная рецептура безглинистого бурового раствора на основе отечественных полисахаридных реагентов и комплексообразователя - система РЕОГЕЛЬ, проявляющая при определенном сочетании реагентов вязко-упругие свойства, что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способность.

Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения (в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов).

Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным.

Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов.

ПОЛИМЕР-ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ЭМУЛГЕЛЬ

Для строительства скважин в сложных гидрогеологических и технико-технологических условиях (например, при бурении через кыновские аргиллиты, глауконитовые глины) при необходимости решения основной проблемы сохранения устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечения выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины разработан полимер-эмульсионный буровой раствор ЭМУЛГЕЛЬ.

Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок (KCl, силикаты, CaCl2).

Разработан комплексный реагент на основе ОЭЦ и продукта модификации жировых гудронов на основе минерального сырья, позволяющий обеспечить необходимые фильтрационные и реологические показатели высокоминерализованного бурового раствора плотностью кг/м 3 .

За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах.

В состав раствора входят полисахаридные реагенты - регуляторы реологических и фильтрационных свойств, ингибиторы набухания и диспергирования глин, эмульгатор, углеводородная среда, при необходимости - кислоторастворимый кольматант.

Этот раствор может быть использован и для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта, т. к. по своим физико-химическим и технологическим показателям отвечает требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта.

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Для ведения работ в условиях АВПД традиционно используют глинистые буровые растворы, содержащие в качестве добавок баритовый, железистый и другие утяжелители. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения.

Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов (особенно низкопроницаемых, трещиноватых и трещино-поровых коллекторов) и требует дополнительных дорогостоящих операций по восстановлению проницаемости пласта.

Снижение проницаемости призабойной зоны коллектора после первичного вскрытия изменяется в интервале 30 - 70%.

Безглинистые буровые растворы, плотность которых регулируется концентрацией водорастворимых солей и кислоторастворимых утяжелителей, имеют принципиальное преимущество перед глинистыми при заканчивании скважин за счет исключения из состава кольматанта, трудноудаляемого из ПЗП при освоении.

Дополнительным преимуществом таких буровых растворов является более высокое качество крепления скважин.

Разработаны утяжеленные безглинистые буровые растворы плотностью до 1600 кг/м 3 на основе пластовой воды, растворов неорганических солей (хлориды натрия, калия, кальция, магния) и карбоната кальция для доутяжеления.

Оптимизация реологических и фильтрационных свойств этих растворов проводится комплексом полисахаридных реагентов.

Буровые растворы плотностью 1600 - 2200 кг/м 3 на основе бромидов кальция, цинка или их смесей обеспечивают относительно высокое качество вскрытия продуктивного пласта и возможность почти полного восстановления проницаемости ПЗП (до 70 - 90%), но область их применения ограничивается низкой термобарической устойчивостью и экологической опасностью.

Высокую плотность растворов могут обеспечивать не только неорганические соли, но и органические, в частности, формиаты щелочных металлов.

Формиаты обладают рядом преимуществ по сравнению с тяжелыми неорганическими солями, и в частности, экологической безопасностью, высокой ингибирующей способностью по отношению к глинистым сланцам, повышением термостабильности полисахаридных реагентов, низкой коррозионной активностью, совместимостью с пластовыми флюидами, снижением коэффициента трения буровых растворов.

Разработаны технологические жидкости на основе формиатов, которые содержат комплекс полисахаридных реагентов для регулирования фильтрационных, реологических, псевдопластичных и капсулирующих свойств и мраморную крошку для временной кольматации ПЗП.

Предлагается несколько рецептур:

- Системы без твердой фазы на основе формиата натрия (r = 1300 кг/м 3 ), формиата калия (r = 1670 кг/м 3 ), формиатов калия и цезия (r = 2200 кг/м 3 );

- Системы с частичной заменой формиатов на кислоторастворимый карбонатный утяжелитель (r = 1800 кг/м3). В качестве утяжелителя использовали мраморную крошку;

- Системы с пониженным содержанием кислотонерастворимой твердой фазы (r = 2200 кг/м 3 ). Для доутяжеления используется барит, Магбар, сидерит (карбонат железа), гематит.

не ужесточаются требования со стороны природоохранных организаций, так как при их использовании и при использовании совместно с другими компонентами бурового раствора не образуется экологически опасных отходов;

появляется возможность многократного и многоцелевого использования бурового раствора ввиду его высокой ферментативной устойчивости и устойчивости к термоокислительной деструкции;

для приготовления и очистки бурового раствора в процессе бурения не требуется дополнительного оборудования буровых установок;

буровой раствор на основе формиатов может быть использован в качестве жидкости глушения или жидкости перфорации, т. к. он не оказывает отрицательного влияния на коллектор.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ПОЛИСАХАРИДОВ

С использованием безглинистых и малоглинистых буровых растворов на основе полисахаридных реагентов в гг в Пермском Прикамье пробурено более 300 скважин, в тч пологие и горизонтальные скважины.

Растворы применялись также в ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, и КРС (п. Самарский), Удмуртии, республиках Коми и Казахстан.

Анализ результатов применения буровых растворов на основе полисахаридов при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин позволил отметить следующие преимущества предлагаемых систем буровых растворов:

- Высокие ингибирующие и низкие фильтрационные характеристики растворов позволили сохранить устойчивость стенок ствола скважины на весь период бурения. Каротажный материал (каверномер) показал, что средний диаметр скважин в интервале залегания терригенных отложений близок к номинальному.

- Поддержание реологических характеристик на уровне проектных значений обеспечило высокую выносную и удерживающую способности безглинистых буровых растворов, что позволило избежать осложнений в процессе бурения, связанных с зашламлением ствола скважины при зенитных углах 30-700.

- Вскрытие продуктивного пласта проходит без остановок в бурении, так как раствор ББР-ПМГ, используемый для бурения надпродуктивного интервала, совместим с безглинистыми буровыми растворами, используемыми для вскрытия продуктивного пласта, в тч для горизонтальных участков стволов скважины.

Поэтому для проводки горизонтального участка и первичного вскрытия продуктивного пласта не требуется сброс циркулирующей в скважине промывочной жидкости и, соответственно, сократились временные затраты по приготовлению раствора.

- Использование растворов позволило повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности и низкого значения коэффициента трения.

- Проведенные гидродинамические исследования коллекторских свойств продуктивного пласта показали отсутствие загрязнения ПЗП (фильтрационно-емкостные характеристики призабойной и удаленной зон продуктивного пласта практически одинаковы); после освоения скважин полученные дебиты соответствовали или превышали проектные, время освоения сократилось в 1,5-2 раза, при этом освоение скважины проходит, как правило, без дополнительных воздействий на пласт.

Развитие химической промышленности и вместе с ней разработка высокомолекулярных соединений, полимеров способствовали их применению при строительстве скважин.

Первый полимерсодержащий буровой раствор был применен в США в середине 50-х годов прошлого столетия. Он состоял из бентонитового порошка, полимера (сополимер винилацетата и малеиновой кислоты) и кальцинированной соды [2]. Полимер обладал флокулирующими и загущающими свойствами. В России в 1934 г., по предложению В.С. Баранова и З.П. Букса, использованы гуматные реагенты (УЩР), которые по современным представлениям являются полимерами с широким диапазоном молекулярных весов, образованных конденсированными ядрами и боковыми цепями с функциональными группами [3]. За рубежом гуматные реагенты получили распространение лишь после Второй мировой войны, хотя первый патент на применение гуматов для обработки буровых растворов был выдан в США еще в 1935 г.

Наиболее широко в нашей стране полимерсодержащие буровые растворы начали применять в первой половине 1970-х гг. Этому в немалой степени способствовали работы Б.А. Андрессона, О.К. Ангелопуло, Р.С. Ахмадеева, Г.Д. Дедусенко, Э.Г. Кистера, Г.В. Конесова, Я.М. Курбанова, М.И. Липкеса, Р.Р. Лукманова, М.Р. Мавлютова, К.Л. Минхайрова, В.П. Овчинникова, А.И. Пенькова, У.А. Скальской, М.К. Турапова, А.У. Шарипова, И.Ю. Хариева и многих др.

Например, использование рецептур с добавками полимерных реагентов (КМЦ) и органосиликата натрия ГКЖ-10, 11 [4] для гидрофобизации выбуренной породы и понижения вязкости глинистых растворов позволило улучшить состояние стенок скважин, ограничить содержание нефти в растворе и, соответственно, повысить качество цементирования скважин.

Решение проблемы сокращения сроков строительства скважины, снижения осложнений и других вопросов обусловило применение полимерглинистых буровых растворов с добавками акриловых полимеров, в основе защитного действия которых лежат ряд физических и химических явлений, связанных со структурой полимера, его концентрацией, а также характером взаимодействия с дисперсионной средой и дисперсной фазой.

Следует отметить, что многие исследователи в области буровых растворов не делают четкого разграничения между полимерами, полисахаридами, биополимерами, модифицированными полимерами при анализе и сравнении полимеров различных классов. Иногда можно встретить определение КМЦ как биополимера, или, например, считают, что биополимерные компоненты буровых растворов (биополимеры), – это только микробные полисахариды, продуцируемые на углеводах. Такое мнение ошибочно. Классификационная схема полимеров, предлагаемая нами, представлена на рис. 3.

Безглинистые полимерные системы наиболее полно отвечают требованиям промывки скважин, в том числе с горизонтальными стволами, и находят все большее применение в буровой практике. Данным системам свойственно изменение в широком диапазоне реологических свойств, что обеспечивает эффективную работу породоразрушающего инструмента за счет резкого снижения вязкости при высоких скоростях сдвига и мгновенной фильтрации, а в то же время – достаточно высокую выносящую способность бурового раствора за счет тиксотропного восстановлении структуры в режиме низких скоростей сдвига. Безглинистые полимерные системы способны снижать гидравлическое сопротивление в трубном пространстве при турбулентном режиме, уменьшая тем самым гидродинамическое давление и негативное воздействие на пласт. Благодаря вязкоупругим свойствам они могут увеличивать фильтрационное сопротивление пористой среды, снижая возможность гидроразрыва пласта.

При разработке рецептуры безглинистого бурового раствора основной задачей является выбор полимерного реагента, способного в процессе строительства скважины обеспечить формирование кольматационного экрана в ПЗП, который деструктурируется после окончания строительства скважины, тем самым обеспечивая восстановление фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

Производство водорастворимых простых эфиров целлюлозы достигает около 380 тыс. т/год, из которых 180 тыс. т/год составляет КМЦ. Остальное приходится на другие водорастворимые эфиры целлюлозы, в том числе: 114 тыс. т/год – метилцеллюлоза и ее производные, 65 тыс. т/год – гидроксиэтилцеллюлоза и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза. Наблюдается их ежегодный прирост, составляющий около 2%. Полимер КМЦ является самым распространенным реагентом для обработки буровых растворов. Одновременно активно применяется крахмал. В состав рецептур буровых растворов его впервые ввели в 1933 г. в штате Техас – для снижения фильтрации минерализованного раствора. Эволюционное развитие крахмальных реагентов в буровых растворах шло в направлении их модифицирования как путем тщательно дозированной клейстеризации и конденсации, так и регулируемой деполимиризацией с помощью некоторых реагентов. Известны различные методы модификации крахмала – путем декстринизации кислотой, фосфатирования, окисления, обработкой ферментами, аминами, альдегидами и т.д. [3]. Низкая биостойкость крахмала способствовала созданию на его основе химических реагентов, обладающих устойчивостью к биодеструкции. Известно применение в качестве ингибиторов деструкции крахмала экстрактов дуба, ели, ивы и сульфита натрия, фенолформальдегидной смолы, этаноламина. Мировым лидером по производству крахмальных реагентов из картофеля является компания AVEBE (Нидерланды), фирменными марками которой являются Flocgel, Stabilosе, Borhamyl.

Сегодня широко известны системы буровых растворов на основе биополимера – ксантан: системы Flo-Pro фирмы M-I Drilling Fluids Co и ANCO-2000, компании ANCOR Drilling Fluids.

Таким образом, представленный обзор о применении полимерных буровых растворов в практике бурения нефтяных и газовых скважин свидетельствует об эволюционном совершенствовании рецептур в части их технологичности и сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов. Наряду с усложнением рецептур за счет большого количества реагентов и удорожанием, тем не менее при использовании безглинистых полимерных растворов достигаются высокие технико-экономические показатели бурения. Это благодаря комплексу положительных свойств: сравнительно слабых реологических, удовлетворительных смазывающих, ингибирующих, флокулирующих и других, которые можно регулировать в зависимости от конкретных горно-геологических условий.

You are using an outdated browser. Please upgrade your browser to improve your experience.

Зарегистрировать авторство

Полная стоимость депонирования произведения с выдачей свидетельства составляет 1200 рублей

Выберите вид интеллектуальной разработки:

БИОПОЛИМЕРНЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР

Для просмотра информации о патентах вам необходимо зарегистрироваться и оплатить 30-ти дневный доступ. Разовый платеж составит 149 рублей (НДС не облагается).

Утяжеленный буровой раствор

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к утяжеленным буровым растворам, используемым при бурении скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений АВПД. Технический результат - повышение эффективности бурения скважин в условиях АВПД. Утяжеленный буровой.

Устройство для очистки скважины от песчаной пробки

Изобретение относится к эксплуатации и ремонту скважин и может быть использовано для очистки скважин от песчаных пробок и шлама с применением колтюбинговых труб. Обеспечивает сочетание ударного и вращательного воздействия на сильно сцементированные участки песчаной пробки, надежность работы и.

Жидкость для глушения скважин без твердой фазы

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям для глушения скважин без твердой фазы, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического. Технический результат - повышение.

Устройство для герметизации устья скважины при спуске-подъеме труб

Изобретение относится к области строительства газовых и газоконденсатных скважин и предназначено для герметизации устья скважин при спуске-подъеме насосно-компрессорных и обсадных труб большого диаметра под давлением. Устройство содержит корпус с фланцевыми соединениями на концах, который.

Пенообразующий состав для глушения скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к пенообразующим составам - ПОС, и может быть использовано для глушения скважин при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений - АНПД. Техническим результатом является повышение эффективности.

Установка для обогрева превентора в зимний период в зоне многолетнемерзлых пород

Изобретение относится к буровой технике. Обеспечивает расширение технологических возможностей установки и экологичность проведения работ. Сущность изобретения: установка содержит узел генерации газового потока, представленный в виде компрессора, и систему нагрева газового потока. Система.

Электрический очиститель диэлектрических жидкостей и газов

Изобретение относится к устройствам для очистки диэлектрических жидкостей и газов от частиц твердой дисперсной фазы с помощью силовых электрических полей и может быть использовано в газодобывающей, химической, металлургической промышленности, а также в авиационной отрасли. Изобретение повышает.

Способ изоляции водопроницаемого пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водонасыщенных интервалов пласта, и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах в скважинах. В способе изоляции водопроницаемого пласта, заключающемся в создании изоляционного экрана путем.

Безглинистый буровой раствор

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к безглинистым буровым растворам (БГБР), используемым для бурения скважин, в том числе наклонно-направленных и горизонтальных, а также боковых стволов в условиях низких пластовых давлений. Технический результат изобретения.

Установка для определения герметичности резьбового соединения обсадных труб в процессе спуска в скважину

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и предназначено для определения герметичности резьбового соединения обсадных труб в процессе спуска. Обеспечивает повышение надежности конструкции, сокращение сроков проведения процесса опрессовки и безопасность установки. Установка.

Задвижка

Изобретение относится к трубопроводной арматуре и предназначено для перекрытия потока транспортируемой среды. Задвижка содержит полый корпус с внутренней кольцевой проточкой в нижней части, запорный элемент с установленной в нем пружиной и подвижный шток. Шток жестко связан с запорным.

Буферная жидкость, используемая при герметизации скважины подземного резервуара, заполненного рассолом

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к буферным жидкостям, используемым при герметизации скважин подземных резервуаров в каменной соли. Технический результат - повышение эффективности герметизации скважины подземного резервуара, заполненного рассолом, за счет.

Биополимерные промывочные жидкости

Биополимеры — это природные или биосинтетические (продуцируемые микробными штаммами) высокомолекулярные соединения, являющиеся основой всех живых организмов и растений. К биополимерам относятся белки, нуклеиновые кислоты, полисахариды и их производные. Известны также смешанные биополимеры , например липопротеиды (комплексы, содержащие белки и липиды), гликопротеиды (соединения, в молекулах которых олиго- или полисахаридные цепи ковалентно связаны с пептидными цепями белка), липоволисахариды (соединения, молекулы которых построены из липида, олиго-и полисахарида).

Природные биополимеры

Наиболее распространенным природным биополимером является целлюлоза и ее производные, относящиеся к полисахаридам и составляющие основную часть клеточных стенок растений.

К природным биополимерам также относятся биогенные материалы или полимеры биологического происхождения, включающие торфо-, ило-, лигносодержащие материалы и продукты их переработки. В результате переработки (окислительно-гидролитической деструкции) биогенного сырья получаются эффективные компоненты для биополимерных жидкостей, представляющие собой полиоксикарбоновые и поликсифенольные кислоты или соли указанных кислот.

По сравнению с биосинтетическими полимерами природные биополимеры относительно недорогие из-за упрощенной технологии их изготовления и доступности. Основным сырьевым источником для изготовления предлагаемых биополимеров являются целлюлоза и ее производные, содержащиеся в многотоннажных отходах деревообрабатывающей промышленности (лигносодержащие компоненты), в илах, сапропелях, торфах, осадках очистных сооружений и т. д.

По экологическим характеристикам природные биополимеры не уступают биосинтетическим. Отработанные буровые биополимерные жидкости не требуют специализированной утилизации, так как органические компоненты, проникающие в почву, обогащают ее, подвергаясь биологическому разложению при контакте с микрофлорой почв. При этом, в отличие от дорогостоящих биосинтетических полимерных жидкостей, природные биополимеры имеют больший рабочий ресурс, вследствие их повышенной физико-химической и биологической стабильности вне контакта с почвами

Преимущества биополимерных жидкостей

Полимерные жидкости из биогенного сырья обладают повышенными антикоррозионными и ингибирующими, по отношению к глинистым породам, свойствами, повышают выход глинистых растворов (не менее чем на 5%) и понижают показатель фильтрации необработанных глинистых растворов (в 2—3 раза). Предлагаемые биополимеры содержат от 50 до 100% основного вещества. Готовый продукт представлен в виде сухого порошка от темно-коричневого до черного цвета, расфасован в мешки, хорошо растворим в воде и не требует дополнительных затрат при перевозках и приготовлении буровых растворов .

Комплекс положительных экономических, технологических и экологических параметров, присущих биополимерным жидкостям из биогенного сырья, позволяет использовать их при бурении скважин различного назначения.

Читайте также: