RU2303047C1 - Highly inhibited drilling - Google Patents
Highly inhibited drilling Download PDFInfo
- Publication number
- RU2303047C1 RU2303047C1 RU2006116111/03A RU2006116111A RU2303047C1 RU 2303047 C1 RU2303047 C1 RU 2303047C1 RU 2006116111/03 A RU2006116111/03 A RU 2006116111/03A RU 2006116111 A RU2006116111 A RU 2006116111A RU 2303047 C1 RU2303047 C1 RU 2303047C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- potassium
- drilling fluid
- oil
- drilling
- nitrate
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 24
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 15
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000010439 graphite Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- XTIIITNXEHRMQL-UHFFFAOYSA-N tripotassium methoxy(trioxido)silane Chemical compound [K+].[K+].[K+].CO[Si]([O-])([O-])[O-] XTIIITNXEHRMQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 4
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 3
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- DTLKWZKUAHYQGX-UHFFFAOYSA-N polyanine Natural products CC1CCC2(NC1)OC3CC4C5CCC6CC(CCC6(C)C5CCC4(C)C3C2C)OC7OC(CO)C(O)C(OC8OCC(O)C(O)C8O)C7OC9OCC(O)C(O)C9O DTLKWZKUAHYQGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910000604 Ferrochrome Inorganic materials 0.000 claims description 3
- -1 bisophytite Chemical compound 0.000 claims description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims 4
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 abstract 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 7
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Medicines Containing Material From Animals Or Micro-Organisms (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин, в частности, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в наклонном интервале.The invention relates to the field of drilling oil and gas wells, in particular, represented by powerful deposits of highly viscous clay, prone to swelling, including with a change in the integrity of the wellbore, especially in an inclined interval.
Известны буровые растворы, обладающие смазывающей способностью и оказывающие влияние на уменьшение степени набухания, обладающие крепящими свойствами и способствующие уменьшению прихвато- и сальникообразования, а также образованию желобов (Бочко Э.А. и др. Упрочнение неустойчивых горных пород при бурении скважин. - М., «Недра», 1979; Заявка на изобретение RU 93029190 А от 1996.04.10. «Буровой раствор для предупреждения прихватов и сальникообразования БУР-2»; Изобретение SU 1051104 А от 30.10.1983. «Буровой раствор»; Патент на изобретение №2158287 от 27 октября 2000 г. «Буровой раствор»).Drilling fluids are known that have lubricity and have an effect on reducing the degree of swelling, which have fastening properties and contribute to the reduction of tack and gland formation, as well as the formation of gutters (Bochko E.A. et al. Hardening of unstable rocks during well drilling. - M. , "Nedra", 1979; Application for invention RU 93029190 A dated 1996.04.10. "Drilling fluid for preventing sticking and gland formation BUR-2"; Invention SU 1051104 A dated 10.30.1983. "Drilling fluid"; Patent for invention No. 2158287 October 27, 2000 “Drilling fluid”).
К недостаткам вышеуказанных растворов можно отнести то, что эти растворы не обладают достаточной степенью ингибирования, то есть добиться формирования качественной полимерглинистой корки на стенках ствола скважины не представляется возможным.The disadvantages of the above solutions include the fact that these solutions do not have a sufficient degree of inhibition, that is, it is not possible to achieve the formation of a high-quality polymer clay crust on the walls of the wellbore.
Известен буровой раствор, взятый за прототип, «Буровой раствор для предупреждения прихватов и сальникообразования БУР-6». Заявка на изобретение RU 94005919 А1 от 1997.04.10, состоящий из бентонитовой глины, электролита, реагентов - регуляторов вязкости, СНС и водоотдачи, маслосодержащей присадки СКБВ, барита, остальное - вода. Недостатком этого бурового раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве смазывающего, не решает проблему удержания ствола скважины в вертикальном положении, особенно если разрез представлен вязкими, неустойчивыми, пластичными, склонными к набуханию глинистыми отложениями, и не решает проблему установления осмотического равновесия либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.Known drilling fluid, taken as a prototype, "Drilling fluid to prevent sticking and gland formation BUR-6." The application for the invention RU 94005919 A1 of 1997.04.10, consisting of bentonite clay, electrolyte, reagents - viscosity regulators, SNA and fluid loss, oil-containing additives SCBV, barite, the rest is water. The disadvantage of this drilling fluid is that, being good as a lubricant, it does not solve the problem of keeping the wellbore upright, especially if the section is viscous, unstable, ductile, clay deposits prone to swelling, and does not solve the problem of establishing osmotic equilibrium either creating conditions when osmosis will be directed from the reservoir to the well.
Задачей изобретения является улучшение качества раствора за счет повышения его крепящего действия по отношению к неустойчивым породам, слагающими разрез скважины, и установление осмотического равновесия либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.The objective of the invention is to improve the quality of the solution by increasing its fastening action in relation to unstable rocks that make up the well section, and establishing osmotic equilibrium or creating conditions when the osmosis will be directed from the formation into the well.
Поставленная задача решается тем, что высокоингибированный буровой раствор для бурения скважин, включающий бентонитовую глину, полианиновую целлюлозу, хлористый калий, феррохромлингносульфонат, маслосодержащую присадку, барит и воду, дополнительно содержит метилсиликат калия, ацетат калия, кальцинированную соду, бишофит, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, пеногаситель, графит, а в качестве маслосодержащей присадки содержит фосфатидный концентрат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the highly inhibited drilling fluid for drilling wells, including bentonite clay, polyanine cellulose, potassium chloride, ferrochrome lingosulfonate, an oil-containing additive, barite and water, additionally contains potassium methyl silicate, potassium acetate, calcined soda, penitriofluorosulfite, bisenofisulfite, bisenofisulfite, bisulfofluoric acid, bisulfofluorosulfite, bisoformitic acid, bisulfofenitric acid graphite, and as an oil-containing additive contains a phosphatide concentrate, in the following ratio of components, wt.%:
Бентонитовая глина 4-10Bentonite clay 4-10
Полианиновая целлюлоза 1-2Polyanine pulp 1-2
Ацетат калия 0,5-1,5Potassium Acetate 0.5-1.5
Хлористый калий 1-5Potassium chloride 1-5
Феррохромлингносульфонат 1-3Ferrochromlingosulfonate 1-3
Метилсиликат калия 0,5-1,5Potassium methyl silicate 0.5-1.5
Бишофит 2-5Bischofite 2-5
Кальцинированная сода 0,1-0,5Soda ash 0.1-0.5
Графит 0,5-1Graphite 0.5-1
Пеногаситель 0,5-1Defoamer 0.5-1
Барит 0,5-10Barite 0.5-10
Фосфатидный концентрат 0,5-1Phosphatide Concentrate 0.5-1
Нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,02-0,03Nitrilotrimethylphosphonic acid 0.02-0.03
Вода - ОстальноеWater - Else
В таблице 1 представлены составы бурового раствора.Table 1 presents the composition of the drilling fluid.
Предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибиторный раствор, обладающий высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами.A complex, multicomponent, high molecular weight inhibitory solution with high lubricating, filtration, and fixing properties with qualitative rheological parameters is proposed.
Улучшение качества раствора возможно за счет повышения его крепящего действия. Достигается это за счет введения в раствор реагентов-ингибиторов набухания глин - метилсиликата калия (СН3SiO2К), ацетата калия (СН3СООК), хлористого калия (KCl), феррохромлигносульфоната (ФХЛС), бишофита (MgCl·6H2O).Improving the quality of the solution is possible by increasing its fastening action. This is achieved by introducing clay swelling inhibitor reagents into the solution — potassium methyl silicate (CH 3 SiO 2 K), potassium acetate (CH 3 SOOC), potassium chloride (KCl), ferrochrome lignosulfonate (PCF), bischofite (MgCl · 6H 2 O) .
Предполагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. В начале приготавливается глинистая суспензия, которая обрабатывается понизителем фильтрации. Все остальные химреагенты вводятся в раствор в растворенном виде в желобную систему непосредственно по циклу как раздельно, так и совместно. По мере обогащения бурового раствора выбуренной породой производят обработку его фосфоновыми комплексонами в виде водного раствора. Конкретная величина обработок определяется непосредственно на буровой путем лабораторного анализа, исходя из параметров промывочной жидкости, требований ГТН к буровому раствору и типа применяемых реагентов. Для обеспечения качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы необходимо применять четырехступенчатую систему очистки с наличием центрифуги. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам на приборах. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагетами после 3-4-ступенчатой очистки.Estimated drilling fluid is prepared directly in the field, using existing equipment. All necessary chemicals are pre-imported to the rig. At the beginning, a clay suspension is prepared, which is treated with a filtration reducer. All other chemicals are introduced into the solution in dissolved form into the groove system directly in a cycle, both separately and together. As the drilling fluid is enriched with cuttings, it is treated with phosphonic complexones in the form of an aqueous solution. The specific value of the treatments is determined directly at the drilling site by laboratory analysis, based on the parameters of the flushing fluid, the requirements of the design specification for the drilling fluid and the type of reagents used. To ensure high-quality cleaning of drilling fluid from cuttings, it is necessary to use a four-stage cleaning system with a centrifuge. Determination of the rheological characteristics of the drilling fluid is carried out according to standard methods on the instruments. Drilling fluid must be treated with recommended chemical reagents after 3-4-step cleaning.
Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируется ранее пассивными участками глин. Адсорбция на глинистых частицах катион ингибирующего реагента снижает набухаемость глин, повышает устойчивость к увлажнению.The inhibition mechanism is as follows: when inhibitory additives are introduced into the drilling fluid, a physicochemical effect of clay and a cation occurs, which replaces free, negatively charged sections in the crystal lattice of clay particles. During cation exchange, it is activated earlier by passive clay sites. Adsorption on clay particles of a cation inhibitory reagent reduces the swelling of clays, increases resistance to moisture.
Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации до 2-4 см3/30 мин. Это условие выполнения с помощью ПАЦ-85/700.One of the main conditions for maintaining stability of the borehole walls to provide a lowest possible index filtration to 2-4 cm 3/30 min. This condition is fulfilled with the help of PAC-85/700.
Установлено, что основную роль в интенсификации процесса деформирования глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе скважина-пласт, сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальным, с точки зрения устойчивости стенок скважины, являются случаи, когда в системе скважина-пласт устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче поддерживать параметры последнего в заданных пределах, чем бороться с осложнениями ствола скважины. Следовательно, устойчивость глин будет зависеть от правильно выбранных химреагентов и, в первую очередь, от ингибирующего раствора. Это и есть первоочередная задача, требующего решения.It was established that the main role in the intensification of the clay deformation process is played not by the initial moisture, but by the saturation of the mud with the filtrate under the action of repression on the formation. The absorption of the mud filtrate occurs not so much under the influence of the pressure drop in the well-formation system, but as a result of the physicochemical action developing in the clay rock itself. The most optimal, from the point of view of the stability of the walls of the well, are cases when an osmotic equilibrium is established in the well-formation system, or osmosis is directed from the formation to the well. Despite the fact that in the case of the action of osmosis from the formation into the well, a change in the parameters of the drilling fluid occurs, it is much easier to maintain the parameters of the latter within specified limits than to deal with complications of the wellbore. Consequently, clay stability will depend on correctly selected chemicals and, first of all, on the inhibitory solution. This is the primary task that needs to be addressed.
Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород представленные неустойчивыми, высокопластичными глинами и сооружать скважины, имеющие не только вертикальный профиль, но и наклонный.The use of the proposed solution allows you to drill rock intervals represented by unstable, highly plastic clay and build wells that have not only a vertical profile, but also inclined.
Применяемые для ингибирования указанные реагенты позволяют осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель рН-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности.The reagents used for inhibition allow controlled coagulation, to maintain the pH of the medium within the required limits, to regulate the structural-rheological, filtration parameters and the optimal level of lyophilism.
Технический результат - улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на водной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и как результат - отсутствие образования желобов.The technical result is an improvement in the fastening, lubricating and anti-seizing properties of a water-based drilling fluid while improving the recovery coefficient of the initial permeability by increasing the inhibitory and hydrophobizing ability of the mud filtrate and, as a result, the absence of gutters.
Выполненные лабораторные исследования позволили установить, что применение пяти именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиливается ингибирующая составляющая промывочной жидкости, при этом каждый реагент дополняет друг друга, усиливая крепящие свойства бурового раствора. Кроме того, за счет подбора химреагентов в таком составе происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, а это способствует снижению гидратации и набухания, уменьшает выпучивание и обвалы пород.Laboratory studies have made it possible to establish that the use of five precisely such clay swelling inhibitors simultaneously in one solution made it possible to achieve a synergistic effect, i.e. the inhibitory component of the flushing fluid is enhanced, with each reagent supplementing each other, enhancing the fastening properties of the drilling fluid. In addition, due to the selection of chemicals in this composition, sodium cations are displaced from clay deposits, sodium clay is converted to calcium, and this helps to reduce hydration and swelling, reduces bulging and rock collapse.
Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+ возрастает от 800 до 1200 мг/л ионов. Это свидетельствует о том, то осмотический процесс направлен из пласта в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: кi ср=1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом происходит увеличение количества осмотически активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита.The advantage of the solution of the developed formulation is that as a result of its interaction with the studied clays, the concentration of K + ions increases from 800 to 1200 mg / l of ions. This indicates that the osmotic process is directed from the reservoir to the well with a relatively low value of the isotonic coefficient: to i cf = 1.31. The presence of potassium and magnesium ions in the solution promotes an increase in the isotonic coefficient to 4.7. Thus, an increase in the number of osmotically active particles in solution occurs due to dissociation of the electrolyte.
Применение этого раствора позволяет успешно сооружать скважины глубиной до 3000 м на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями.The use of this solution allows you to successfully build wells up to 3000 m deep in areas represented by unstable, highly plastic clay deposits.
Оптимальным является буровой раствор №10, имеющий параметры: плотность - 2,1 г/см3, вязкость - 40 с, водоотдача - 3 см3 за 30 мин.The optimal drilling fluid is No. 10, which has the following parameters: density - 2.1 g / cm 3 , viscosity - 40 s, water loss - 3 cm 3 in 30 minutes.
Высокоингибированный буровой растворTable 1
Highly inhibited drilling fluid
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006116111/03A RU2303047C1 (en) | 2006-05-10 | 2006-05-10 | Highly inhibited drilling |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006116111/03A RU2303047C1 (en) | 2006-05-10 | 2006-05-10 | Highly inhibited drilling |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2303047C1 true RU2303047C1 (en) | 2007-07-20 |
Family
ID=38431085
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006116111/03A RU2303047C1 (en) | 2006-05-10 | 2006-05-10 | Highly inhibited drilling |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2303047C1 (en) |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2369625C2 (en) * | 2007-12-10 | 2009-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling agent for deviating holes |
| CN101429424B (en) * | 2008-12-15 | 2011-01-12 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | Di-kalium ion-polymer drilling fluid with strong rejection capability |
| RU2417302C1 (en) * | 2009-09-08 | 2011-04-27 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Procedure preventing strap of upper part of drill string |
| RU2461600C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Loaded drilling mud |
| RU2577049C1 (en) * | 2012-02-14 | 2016-03-10 | Родиа Операсьон | Novel clay-swelling inhibitor, compositions containing said inhibitor and methods using said inhibitor |
| RU2582197C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-04-20 | Александр Александрович Третьяк | Drilling mud |
| RU2598102C2 (en) * | 2012-07-20 | 2016-09-20 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Improved clay, clay shale inhibition agent and application method |
| RU2601636C2 (en) * | 2012-06-25 | 2016-11-10 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Amines of glycolic esters for use as agents for prevention of dispersion of plate and clay rocks for drilling industry |
| CN108913107A (en) * | 2018-07-24 | 2018-11-30 | 裴文韬 | A kind of preparation method of high temperature resistant long acting fluid loss additive |
| RU2700132C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-09-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Weighted drilling fluid |
| RU2708849C1 (en) * | 2019-01-24 | 2019-12-12 | Александр Александрович Третьяк | Nanostructured high-inhibited drilling fluid |
| RU2710654C1 (en) * | 2019-04-03 | 2019-12-30 | Александр Александрович Третьяк | Highly inhibited invert drilling agent |
| RU2730145C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method |
| RU2768340C1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-03-23 | Александр Яковлевич Третьяк | High-cation-inhibited drilling mud |
| RU2768357C1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-03-23 | Александр Александрович Третьяк | Emulsion-inhibited reverse-invert drilling mud |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU93029190A (en) * | 1993-06-11 | 1996-04-10 | Э.А. Оголихин | BUR-2 DRILLING SOLUTION FOR PREVENTION OF PRIMING AND SEALING |
| US5858928A (en) * | 1994-11-28 | 1999-01-12 | Rhone-Poulenc Chimie | Gel of an apolar medium, its use for the preparation of water-based drilling fluids |
| RU2158287C2 (en) * | 1998-03-30 | 2000-10-27 | Новочеркасский государственный технический университет | Drilling mud |
| RU2222566C1 (en) * | 2002-08-26 | 2004-01-27 | Закрытое акционерное общество "ИКФ-Сервис" | Drilling mud |
-
2006
- 2006-05-10 RU RU2006116111/03A patent/RU2303047C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU93029190A (en) * | 1993-06-11 | 1996-04-10 | Э.А. Оголихин | BUR-2 DRILLING SOLUTION FOR PREVENTION OF PRIMING AND SEALING |
| US5858928A (en) * | 1994-11-28 | 1999-01-12 | Rhone-Poulenc Chimie | Gel of an apolar medium, its use for the preparation of water-based drilling fluids |
| RU2158287C2 (en) * | 1998-03-30 | 2000-10-27 | Новочеркасский государственный технический университет | Drilling mud |
| RU2222566C1 (en) * | 2002-08-26 | 2004-01-27 | Закрытое акционерное общество "ИКФ-Сервис" | Drilling mud |
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2369625C2 (en) * | 2007-12-10 | 2009-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling agent for deviating holes |
| CN101429424B (en) * | 2008-12-15 | 2011-01-12 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | Di-kalium ion-polymer drilling fluid with strong rejection capability |
| RU2417302C1 (en) * | 2009-09-08 | 2011-04-27 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Procedure preventing strap of upper part of drill string |
| RU2461600C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Loaded drilling mud |
| US9637681B2 (en) | 2012-02-14 | 2017-05-02 | Rhodia Operations | Agent for inhibiting the swelling of clays, compositions comprising said agent and methods implementing said agent |
| RU2577049C1 (en) * | 2012-02-14 | 2016-03-10 | Родиа Операсьон | Novel clay-swelling inhibitor, compositions containing said inhibitor and methods using said inhibitor |
| RU2601636C2 (en) * | 2012-06-25 | 2016-11-10 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Amines of glycolic esters for use as agents for prevention of dispersion of plate and clay rocks for drilling industry |
| RU2598102C2 (en) * | 2012-07-20 | 2016-09-20 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Improved clay, clay shale inhibition agent and application method |
| RU2582197C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-04-20 | Александр Александрович Третьяк | Drilling mud |
| CN108913107A (en) * | 2018-07-24 | 2018-11-30 | 裴文韬 | A kind of preparation method of high temperature resistant long acting fluid loss additive |
| RU2700132C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-09-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Weighted drilling fluid |
| RU2708849C1 (en) * | 2019-01-24 | 2019-12-12 | Александр Александрович Третьяк | Nanostructured high-inhibited drilling fluid |
| RU2710654C1 (en) * | 2019-04-03 | 2019-12-30 | Александр Александрович Третьяк | Highly inhibited invert drilling agent |
| RU2730145C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method |
| RU2768340C1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-03-23 | Александр Яковлевич Третьяк | High-cation-inhibited drilling mud |
| RU2768357C1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-03-23 | Александр Александрович Третьяк | Emulsion-inhibited reverse-invert drilling mud |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2303047C1 (en) | Highly inhibited drilling | |
| EP2398866B1 (en) | Defluidizing lost circulation pills | |
| BR112013024918B1 (en) | composition for a solid-free drilling fluid system and method of drilling or repairing oil wells | |
| EA030815B1 (en) | Oil absorbent oilfield materials as additives in oil-based drilling fluid applications | |
| RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
| RU2582197C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| RU2648379C1 (en) | Polysalt biopolymer mud flush poly-s | |
| RU2710654C1 (en) | Highly inhibited invert drilling agent | |
| US2140183A (en) | Method of treating wells | |
| US2543868A (en) | Sealing of porous formations | |
| RU2148702C1 (en) | Method for drilling unstable clayey depositions in bore-hole | |
| Simpson | Drilling fluids-today and tomorrow | |
| RU2614839C1 (en) | Cationic drilling fluid with enhanced both inhibits and studs properties | |
| RU2612040C2 (en) | Polymer-emulsion drilling mud | |
| RU2483091C1 (en) | Drilling fluid for flushing of long-distance steeply inclined wells under conditions of permafrost and highly colloidal clay rocks, and its application method | |
| RU2768340C1 (en) | High-cation-inhibited drilling mud | |
| RU2602280C1 (en) | Peat alkaline drilling mud for opening producing reservoir | |
| CN101717622A (en) | Lubricating inhibitor for drilling fluid and preparation method thereof and drilling fluid containing lubricating inhibitor for drilling fluid | |
| RU2107708C1 (en) | Reagent for treating drilling muds | |
| RU2156859C2 (en) | Well completion method | |
| RU2753910C1 (en) | Method for drilling and primary opening of productive layers | |
| RU2103311C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2708849C1 (en) | Nanostructured high-inhibited drilling fluid | |
| RU2738187C1 (en) | Emulsion drilling mud |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080511 |