RU2236429C1

RU2236429C1 - Biopolymer drilling mud

Info

Publication number: RU2236429C1
Application number: RU2002135185/03A
Authority: RU
Inventors: О.К. Ангелопуло (RU); О.К. Ангелопуло; В.И. Крылов (RU); В.И. Крылов; А.С. Легеза (RU); А.С. Легеза
Original assignee: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина
Priority date: 2002-12-26
Filing date: 2002-12-26
Publication date: 2004-09-20

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: invention relates to clay-free drilling fluids used for flushing out holes under drilling and exposing producing formations by means of vertical, deviating, or horizontal hole section. Water and xanthane biopolymer-based drilling mud containing humate reagent is characterized by, in particular, containing 0.3-0.5% of Flo-Vis as xanthane biopolymer, 10.5-15.0% of powdered coal-alkali reagent, and water.

EFFECT: decreased number of components, increased temperature resistance, simplified preparation procedure and chemical aftertreatment, and reduced expenses on the whole without deterioration in rheological and filtration characteristics.

1 tbl

Description

Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно направленным или горизонтальным участком ствола.The invention relates to the field of drilling for oil and gas, in particular non-clay drilling fluids used to flush wells during drilling and opening a reservoir with a vertical, directionally or horizontal section of the barrel.

Известен (см. Теория и практика заканчивания скважин: В 5 т. /А.И.Булатов, П.П.Макаренко и др. Под ред. А.И.Булатова, - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1997. - Т.1. - С.109-111) буровой раствор на водной основе состава: вода - 0,15 м³; Poly-Рас - 2,85 кг/м³; КОН - 0,71 кг/м³; Lube-167 - 2%; ХСД - 1,43 кг/м³; M-Igel - 28,53 кг/м³; Lo-Wate - 57,06 кг/м³. Проникновение фильтрата в пласт ограничивается за счет образования фильтрационной корки реагентами M-I Gel (бентонит), Lo-Wate (карбонат кальция) и Poly-Рас (полианионная целлюлоза), которая увеличивает твердость глинистой корки, способствует регулированию фильтратоотдачи и вязкости бурового раствора. Понизителем фильтратоотдачи и смазочной добавкой является реагент Lube-167 (модифицированный крахмал). Требуемые реологические характеристики обеспечиваются реагентом ХСД (ксантановый биополимер).Well-known (see Theory and practice of well completion: 5 tons) / A.I. Bulatov, P.P. Makarenko and others. Edited by A.I. Bulatov, - M.: Nedra Publishing House OJSC, 1997 . - T.1. - S.109-111) water-based drilling fluid composition: water - 0.15 m ³ ; Poly-Ras - 2.85 kg / m ³ ; KOH - 0.71 kg / m ³ ; Lube-167 - 2%; CDS - 1.43 kg / m ³ ; M-Igel - 28.53 kg / m ³ ; Lo-Wate - 57.06 kg / m ^{3. The} filtrate penetration into the reservoir is limited due to the formation of filtration peel reagents MI Gel (bentonite), Lo-Wate (calcium carbonate) and Poly-Ras (polyanionic cellulose), which increases the hardness of the clay peel, helps to regulate Litrate recovery and drilling fluid viscosity. Lube-167 reagent (modified starch) is a decrease in filtrate recovery and lubricant additive. The required rheological characteristics are provided by the CSF reagent (xanthan biopolymer).

Известный буровой раствор является многокомпонентным, что затрудняет приготовление, регулирование свойств раствора в процессе бурения, увеличивает его стоимость. Подверженность полисахаридных реагентов биодеструкции требует применения бактерицидов. Указанный буровой раствор имеет низкие флокулирующие свойства, что приводит к накоплению коллоидной фракции выбуренной породы в растворе, а значит к росту плотности раствора, снижению механической скорости бурения. При этом не рекомендуется при работе с данными системами буровых растворов использование песко- и илоотделителей из-за подверженности полимерных реагентов механодеструкции.Known drilling fluid is multicomponent, which complicates the preparation, regulation of the properties of the solution during drilling, increases its cost. Exposure to polysaccharide biodegradation reagents requires the use of bactericides. The specified drilling fluid has low flocculating properties, which leads to the accumulation of the colloidal fraction of the cuttings in the solution, which means an increase in the density of the solution and a decrease in the mechanical drilling speed. At the same time, it is not recommended to use sand and sludge separators when working with these systems of drilling fluids because of the susceptibility of polymer reagents to mechanical degradation.

Известен буровой раствор (см. А.И.Пеньков, Л.П.Вахрушев, В.Н.Кошелев, Е.В.Беленко, О.А.Лушпеева. Совершенствование биополимерных систем полианионными стабилизаторами буровых растворов. //Тр. института ОАО НПО "Бурение". - 1998. - с.293-298) на водной основе состава, мас.%: Кет-Х (ксантановый биополимер, структурообразователь) - 0,3; модифицированный крахмал (Hibtrol LV, понизитель фильтратоотдачи) - 1,0.Well-known drilling fluid (see A.I. Penkov, L.P. Vakhrushev, V.N. Koshelev, E.V. Belenko, O.A. Lushpeeva. Improving biopolymer systems with polyanionic stabilizers of drilling fluids. // Proc. Institute of OJSC NPO "Drilling". - 1998. - p. 293-298) water-based composition, wt.%: Ket-X (xanthan biopolymer, structurant) - 0.3; modified starch (Hibtrol LV, filtrate recovery agent) - 1.0.

Этот малокомпонентный биополимерный раствор, содержащий полианионный понизитель фильтратоотдачи, характеризуется псевдопластичной реологией и низкими фильтрационными свойствами наряду с простотой их регулирования.This small-component biopolymer solution containing a polyanionic filtrate recovery agent is characterized by pseudoplastic rheology and low filtration properties, along with their ease of regulation.

Недостатком известного бурового раствора является сравнительно невысокая ингибирующая и флокулирующая способность, что может приводить к значительному загущению растворов в процессе бурения, сопровождающемуся ростом пластической вязкости и сдвиговых характеристик, а значит гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. Кроме того, данный буровой раствор обладает малой устойчивостью к температурному воздействию.A disadvantage of the known drilling fluid is the relatively low inhibitory and flocculating ability, which can lead to significant thickening of the fluids during drilling, accompanied by an increase in plastic viscosity and shear characteristics, and hence hydraulic resistance in the circulation system. In addition, this drilling fluid has low resistance to temperature effects.

Наиболее близким к заявленному является биополимерный буровой раствор на основе воды и ксантанового полимера, содержащий в маc.%: ксантановый биополимер 0,1-0,5, гуматный реагент 1-8,10, водную фазу остальное (авторское свидетельство СССР №1808856, 15.04.1993, С 09 К 7/02).Closest to the claimed is a biopolymer drilling fluid based on water and xanthan polymer containing in wt.%: Xanthan biopolymer 0.1-0.5, humate reagent 1-8.10, the aqueous phase the rest (USSR copyright certificate No. 1808856, 15.04 .1993, C 09 K 7/02).

Технический результат изобретения - снижение количества компонентов биополимерных буровых растворов, упрощение способа приготовления, химической дообработки, снижение стоимости системы в целом без ухудшения реологических и фильтрационных показателей, повышение их термостойкости.The technical result of the invention is to reduce the number of components of biopolymer drilling fluids, simplifying the method of preparation, chemical processing, reducing the cost of the system as a whole without deterioration of rheological and filtration parameters, increasing their heat resistance.

Предлагаемый биополимерный буровой раствор на основе воды и ксантанового биополимера, содержащий гуматный реагент, отличающийся тем, что он содержит в качестве ксантанового биополимера Flo-Vis, в качестве гуматного реагента - порошкообразный углещелочной реагент ПУЩР при следующем соотношении компонентов, мас.%:The proposed biopolymer drilling fluid based on water and a xanthan biopolymer containing a humate reagent, characterized in that it contains Flo-Vis as a xanthan biopolymer, as a humate reagent - a powdered carbon-alkaline reagent PUSHR in the following ratio of components, wt.%:

Flo-Vis 0,3-0,5Flo-Vis 0.3-0.5

ПУЩР 10,5-15,0WSChR 10.5-15.0

Вода ОстальноеWater Else

Как нами установлено, указанные реагенты при найденном нами соотношении обеспечивают достижение цели.As we have established, these reagents at the ratio found by us ensure the achievement of the goal.

Пример приготовленияCooking example

Для приготовления предлагаемого бурового раствора брали 0,3 г ксантанового биополимера Flo-Vis, 10,5 г гуматного реагента-порошкообразного углещелочного реагента ПУЩР или, что также возможно, конденсированной сульфит-спиртовой барды КССБ и 89,7 г технической воды, все ингредиенты перемешивали и получали предлагаемый буровой раствор со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: ксантановый биополимер 0,3; ПУЩР или КССБ 10,5 и вода остальное.To prepare the proposed drilling fluid, 0.3 g of Flo-Vis xanthan biopolymer, 10.5 g of a humate reagent-powdered carbon-alkaline reagent PUSHR or, which is also possible, condensed sulphite-distillery stillage KSSB and 89.7 g of industrial water were taken, all the ingredients were mixed and received the proposed drilling fluid with the following ingredients, wt.%: xanthan biopolymer 0.3; PUSHCHR or KSSB 10.5 and the rest is water.

Аналогичным образом готовили другие составы предлагаемого безглинистого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов.Similarly prepared other compositions of the proposed clay-free drilling fluid with a different ratio of ingredients.

Результаты испытанийTest results

В ходе лабораторных исследований определялись следующие свойства предлагаемых буровых растворов: условная вязкость (УВ₁₀₀, с), фильтратоотдача (Ф, см³/30 мин), динамическое напряжение сдвига (τ₀, дПа), пластическая вязкость (η_пл, мПа·с), показатель консистентности (К, Па·сⁿ), показатель неньютотновского поведения (n), рН среды. Реологические показатели буровых растворов определялись методом наименьших квадратов с использованием реологических моделей Оствальда-де Ваале и Шведова-Бингама.In laboratory studies determined the following properties proposed drilling muds: relative viscosity (HC _100, s), filtratootdacha (F, ^cm3 / 30 min), the dynamic shear stress (τ ₀ dPa), plastic viscosity (η _pl mPa.s. ), an indicator of consistency (K, Pa · s ⁿ ), an indicator of non-Newtonian behavior (n), pH of the medium. Rheological parameters of drilling fluids were determined by the least squares method using rheological models of Ostwald-de-Waal and Shvedov-Bingham.

Данные о покомпонентном составе предлагаемых и известных по аналогу безглинистых биополимерных буровых растворов и показатели их свойств после приготовления и термостатирования при температуре 80°С в течение 3 ч приведены в таблице.Data on the component composition of the proposed and known by analogy clay-free biopolymer drilling fluids and indicators of their properties after preparation and temperature control at a temperature of 80 ° C for 3 hours are shown in the table.

Данные, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый безглинистый биополимерный буровой раствор при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:The data shown in the table show that the proposed clayless biopolymer drilling fluid in the following ratio of ingredients, wt.%:

Ксантановый биополимер Flo-Vis 0,3-0,5Xanthan Biopolymer Flo-Vis 0.3-0.5

Гуматный реагент ПУЩР 10,0-15,0Humate reagent ПУЩР 10.0-15.0

Вода до 100Water up to 100

имеет низкую фильтратоотдачу, снизившийся после термостатирования с 5,6 до 3,4 см³ за 30 мин в отличие от возросшей фильтратоотдачи известного раствора. Низкие по сравнению с известным раствором величины динамического напряжения сдвига и пластической вязкости, а также условной вязкости будут способствовать снижению гидравлических потерь при бурении. При этом показатели неньютоновского поведения, главным образом определяющие транспортирующую способность бурового раствора, находятся практически на одном уровне.has a low filtrate recovery, decreased after temperature control from 5.6 to 3.4 cm ³ in 30 minutes, in contrast to the increased filtrate recovery of a known solution. The low values of dynamic shear stress and plastic viscosity, as well as conditional viscosity, in comparison with the known solution will help to reduce hydraulic losses during drilling. At the same time, non-Newtonian behavior indicators, mainly determining the drilling fluid transporting ability, are practically at the same level.

Указанные технические преимущества предлагаемого бурового раствора при использовании на производстве позволят повысить проходку на долото за счет низких реологических показателей, значительно снизить стоимость бурового раствора за счет снижения расхода химреагентов, упростить процесс приготовления и дообработки бурового раствора в процессе бурения.The indicated technical advantages of the proposed drilling fluid when used in production will allow to increase penetration on the bit due to low rheological parameters, significantly reduce the cost of drilling fluid by reducing the consumption of chemicals, to simplify the process of preparation and further processing of the drilling fluid during drilling.

Claims

A biopolymer drilling fluid based on water and a xanthan biopolymer containing a humate reagent, characterized in that it contains Flo-Vis as a xanthan biopolymer and a powdered carbon-alkaline reagent (PUSHR) as a humate reagent in the following ratio of components, wt.%:

Flo-Vis 0.3-0.5

BUSH 10.5-15.0

Water Else