RU2492207C1

RU2492207C1 - Drilling mud

Info

Publication number: RU2492207C1
Application number: RU2012115028/03A
Authority: RU
Inventors: Миталим Магомед-Расулович Гайдаров; Зариф Закиевич Шарафутдионов; Андрей Атласович Хуббатов; Дмитрий Георгиевич Солнышкин; Увайс Умарович Ахмадов
Priority date: 2012-04-16
Filing date: 2012-04-16
Publication date: 2013-09-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: drilling mud contains, wt %: clay powder 3.3-5.3; VPK-402 1.4-2.4; liquid paraffin C₁₀-C₁₆ 5.3-8.8; defoaming agent MAS-200 - 0.06-0.2; water - balance.

EFFECT: increased inhibiting ability in respect to clays, reduced filtration parameter, higher salt and heat resistance.

2 cl, 3 tbl

Description

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях высоких забойных температур до 220°C.The invention relates to water-based drilling fluids and can find application in the construction of oil and gas wells, mainly when drilling unstable clay rocks and salt deposits at high bottomhole temperatures up to 220 ° C.

Из уровня техники известен раствор на водной основе, содержащий 35% глины, 0,2% хромпика с добавлением лигносульфонатов и акрилатов, обладающий высокой термостойкостью (Кистер Э.Г., Химическая обработка буровых растворов, М., Недра, 1972, с.283-285, табл.22). Однако раствор обладает низкими ингибирующими свойствами, а введение даже небольших количеств электролитов приводит к ухудшению его показателей. Известный раствор также имеет высокое значение показателя фильтрации при забойных температурах более 90-100°C.The prior art water-based solution containing 35% clay, 0.2% chromic peak with the addition of lignosulfonates and acrylates, which has high heat resistance (Kister E.G., Chemical treatment of drilling fluids, M., Nedra, 1972, p. 283 -285, table 22). However, the solution has low inhibitory properties, and the introduction of even small amounts of electrolytes leads to a deterioration in its performance. The known solution also has a high value of the filtration rate at bottomhole temperatures of more than 90-100 ° C.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому буровому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и стабилизатор глин ВПК-402 (описан в RU 2148702 C1, E21B 33/13, С09К 7/02, 10.05.2000).The closest technical solution to the proposed drilling fluid is a drilling fluid comprising water, clay powder and clay stabilizer VPK-402 (described in RU 2148702 C1, E21B 33/13, C09K 7/02, 05/10/2000).

Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам, высокое значение показателя фильтрации, низкая соле- и термоустойчивость.A disadvantage of the known composition is the low inhibitory ability with respect to clays, a high value of the filtration rate, low salt and heat resistance.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно, повышение ингибирующей способности к глинам, снижение показателя фильтрации, повышение соле- и термоустойчивости.The technical result to which this invention is directed is to eliminate these drawbacks, namely, increasing the clay inhibitory ability, decreasing the filtration rate, and increasing the salt and thermal stability.

Для получения дополнительного технического результата, повышения плотности, буровой раствор утяжеляется баритовым концентратом.To obtain an additional technical result, increase the density, the drilling fluid is weighted with barite concentrate.

Технический результат предлагаемого изобретения достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок и полиэлектролит ВПК-402, дополнительно содержится жидкий парафин C₁₀-C₁₆ и пеногаситель MAC-200 при следующем соотношении компонентов, масс.%:The technical result of the invention is achieved due to the fact that the drilling fluid, including water, clay powder and polyelectrolyte VPK-402, additionally contains liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ and antifoam MAC-200 in the following ratio, wt.%:

ГлинопорошокClay powder 3,3-5,3;3.3-5.3; ВПК-402VPK-402 1,4-2,4;1.4-2.4; жидкий парафин C₁₀-C₁₆ liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ 5,3-8,8;5.3-8.8; Пеногаситель MAC-200Antifoam MAC-200 0,06-0,2;0.06-0.2; ВодаWater остальное.rest.

Кроме жидкого парафина C₁₀-C₁₆ можно использовать или многоатомный спирт, или талловое масло, или смесь таллового масла с многоатомным спиртом.In addition to liquid paraffin C ₁₀ -C _16, you can use either polyhydric alcohol, or tall oil, or a mixture of tall oil with polyhydric alcohol.

В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор с плотностью от 1000 до 2200 кг/м3. В качестве утяжелителя может применяться, в частности, барит. Причем экспериментальные данные (см. табл.3) позволяют судить о том, что показатели фильтрации в условиях воздействия температуры до и после термостатирования не меняются в зависимости от наличия или отсутствия утяжелителя.In the present invention, the claimed qualitative and quantitative composition of the components allows to obtain a drilling fluid with a density of from 1000 to 2200 kg / m3. In particular, barite can be used as a weighting agent. Moreover, the experimental data (see Table 3) make it possible to judge that the filtration indices do not change under the influence of temperature before and after thermostating, depending on the presence or absence of a weighting agent.

Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 3,3% до 5,3%. С ухудшением марки глинопорошка концентрация увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе, не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.The optimum concentration of clay powder depends on its brand. In the proposed drilling fluid can be used bentonite clay powder of any of the grades PBMA, PBMB, PBMV, PBMG, which is produced in accordance with TU 2164-004-0013836-2006 "Clay powder", except modified with anionic polymers. For PBMV grade clay powder, the concentration is from 3.3% to 5.3%. As the grade of clay powder worsens, the concentration increases, and with an increase in quality, the concentration decreases. Brand, i.e. the grade of clay powder, in the proposed composition, does not significantly affect the technological parameters of the solution, but characterizes its consumption.

Полиэлектролит ВПК - 402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмоний-хлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.VPK polyelectrolyte - 402 is a high molecular weight cationic polymer with a linear cyclic structure, obtained by radical polymerization of dimethyldiallylammonium chloride monomer, which, in turn, is made from allyl chloride and dimethylamine by heating in an alkaline medium. The structural formula of VPK-402 is presented from repeating monomer units.

Полиэлектролит ВПК-402 представляет собой однородную по консистенции жидкость без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3·10⁵. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 10⁴ до 10⁶.VPK-402 polyelectrolyte is a liquid with a uniform consistency without impurities from colorless to yellow. The molecular weight of the polymer is approximately 3 · 10 ⁵ . In a marketable product, the molecular weight of VPK-402 can vary from 10 ⁴ to 10 ⁶ .

Пеногаситель MAC-200 - термостойкий реагент, который нашел широкое применение при бурении скважин на нефть и газ и может быть использован при бурении скважин на термальные воды и перегретый пар. Пеногаситель MAC-200 представляет собой высокодисперсный пирогенный кремнезем (аэросил) с модифицированной поверхностью. Основой аэросила является чистая аморфная непористая двуокись кремния в виде мелкодисперсных частиц сферической формы, сохраняющая работоспособность в диапазоне температур от - 40° до 250°C.The antifoam MAC-200 is a heat-resistant reagent that has been widely used in drilling oil and gas wells and can be used in drilling wells for thermal water and superheated steam. Antifoam MAC-200 is a highly dispersed fumed silica (Aerosil) with a modified surface. The basis of aerosil is pure amorphous non-porous silicon dioxide in the form of finely dispersed particles of a spherical shape, which maintains its operability in the temperature range from - 40 ° to 250 ° C.

В предлагаемом буровом растворе, в отличие от существующих, предусматривается использование катионного полимера ВПК-402 в такой концентрации, при которой обеспечивается управление полярностью связей молекул воды, что приводит к формированию устойчивого водо-катионнополимерного каркаса и снижению показателя фильтрации. Цикличность и катионный заряд в каждом мономерном звене полимера придают полимеру высокую термо- и солеустойчивость. При этом одновременно повышаются ингибирующие свойства раствора. Использование в указанных концентрациях катионного полимера в составе бурового раствора исключительно меняет межчастичное взаимодействие в растворе за счет изменения полярности связей воды. Водная фаза, поляризованная катионным полимером, практически не реагирует на ввод электролитов с одно- и поливалентными катионами вплоть до насыщения. Таким образом, при вскрытии солевых отложений предлагаемый раствор не требует дополнительной обработки и перерасхода материалов, особенно понизителей фильтрации. При увеличении забойной температуры в процессе углубления необходимо произвести несложную химобработку, которая заключается во вводе жидкого парафина C₁₀-C₁₆ в указанном количестве. Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ в составе бурового раствора входит в ячейки сформированного водо-катионнополимерного каркаса и тем самым повышает их устойчивость настолько, что они сохраняются в виде структур даже при 200°-220°C. Выбор жидкого парафина от C₁₀ до C₁₆ объясняется следующим: с уменьшением длины цепи менее C₁₀ возрастает пожароопасность, а с увеличением более C₁₆ наблюдается возрастание вязкости вплоть до непрокачиваемого состояния.In the proposed drilling fluid, unlike the existing ones, it is planned to use the VPK-402 cationic polymer in such a concentration that the polarity of the bonds of the water molecules is controlled, which leads to the formation of a stable water-cationic polymer skeleton and a decrease in the filtration rate. The cyclicity and cationic charge in each monomer unit of the polymer give the polymer high thermal and salt tolerance. At the same time, the inhibitory properties of the solution increase simultaneously. The use of cationic polymer in the indicated concentrations in the composition of the drilling fluid exclusively changes the interparticle interaction in the solution by changing the polarity of the water bonds. The aqueous phase polarized by the cationic polymer practically does not respond to the introduction of electrolytes with monovalent and polyvalent cations up to saturation. Thus, when opening the salt deposits of the proposed solution does not require additional processing and cost overrun of materials, especially filter reducing agents. When the bottomhole temperature increases during the deepening process, it is necessary to carry out a simple chemical treatment, which consists in introducing the liquid C ₁₀ -C ₁₆ paraffin in the specified amount. C ₁₀ -C ₁₆ liquid paraffin as part of the drilling fluid enters the cells of the formed water-cation-polymer skeleton and thereby increases their stability so much that they remain in the form of structures even at 200 ° -220 ° C. The choice of liquid paraffin from C ₁₀ to C ₁₆ is explained by the following: with a decrease in the chain length less than C ₁₀ , the fire hazard increases, and with an increase in more than C _{16 an} increase in viscosity is observed up to the non-pumpable state.

Предлагаемый буровой раствор отличается от известных простотой состава, управлением технологическими показателями, ингибирующими свойствами, соле- и термоустойчивостью и низкими значениями показателя фильтрации при забойных высокотемпературных условиях.The proposed drilling fluid differs from the known simplicity of the composition, management of technological parameters, inhibitory properties, salt and thermal stability and low values of the filtration rate under downhole high-temperature conditions.

Изобретение поясняется Таблицами 1, 2, и 3.The invention is illustrated in Tables 1, 2, and 3.

В таблице 1 отражаются результаты исследований по влиянию концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых пород в сравнении с известным раствором.Table 1 shows the results of studies on the effect of the concentration of VPK-402 on the stability of swelling clay rocks in comparison with the known solution.

В таблице 2 приведены технологические показатели буровых растворов: показателей фильтрации (ПФ), пластической вязкости (η_пл) и динамического напряжения сдвига (τ₀) до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C. В таблице 2 также приведены показатели буровых растворов, включающих в качестве добавки такие соли, как NaCl, CaCl₂, Al₂(SO₄)₃.Table 2 shows the technological parameters of drilling fluids: filtration (PF), plastic viscosity (η _PL ) and dynamic shear stress (τ ₀ ) before and after temperature control, which was carried out for 36 hours at 220 ° C. Table 2 also shows the performance of drilling fluids, including salts such as NaCl, CaCl ₂ , Al ₂ (SO ₄ ) ₃ as an additive.

В таблице 3 приведены результаты экспериментальных исследований, отражающие изменение показателей фильтрации (ПФ), в условиях воздействия температуры до и после термостатирования, которое проводилось в течение 36 часов при 220°C.Table 3 shows the results of experimental studies that reflect the change in the filtration indices (PF) under the influence of temperature before and after thermostating, which was carried out for 36 hours at 220 ° C.

В таблицах 1, 2, 3 приведены примеры, подтверждающие осуществление изобретения. Аналогичные результаты были получены для многоатомных спиртов, таллового масла и их смесей.In tables 1, 2, 3 are examples confirming the implementation of the invention. Similar results were obtained for polyhydric alcohols, tall oil and mixtures thereof.

Из таблиц 1-3 следует, что при содержании ВПК-402 ниже 1,4% показатель фильтрации ПФ [см³ за 30 мин] более 10 см³ (табл.2, п.2), а после термостатирования ПФ имеет неприемлемые значения (табл.2, пп.2, 3), и при этом устойчивость глин не обеспечивается (табл.1, п.3). Причем эксперименты проводились при температуре 25°C и ΔP=0,75 МПа.From tables 1-3 it follows that when the VPK-402 content is below 1.4%, the PF filtration rate [cm ³ for 30 min] is more than 10 cm ³ (Table 2, p. 2), and after thermostatic control the PF has unacceptable values ( table 2, paragraphs 2, 3), and the stability of clays is not provided (table 1, paragraph 3). Moreover, the experiments were carried out at a temperature of 25 ° C and ΔP = 0.75 MPa.

Таким образом, минимально допустимое содержание ВПК-402 в предлагаемом растворе составляет 1,4%, что приводит к снижению показателя фильтрации, позволяет управлять реологическими свойствами и сохранить устойчивость глинистых пород.Thus, the minimum permissible content of VPK-402 in the proposed solution is 1.4%, which leads to a decrease in the filtration rate, allows you to control the rheological properties and maintain the stability of clay rocks.

Повышение термостойкости до 220°C и снижение показателя фильтрации в забойных условиях обеспечивается вводом жидких парафинов C₁₀-C₁₆. При уменьшении жидкого парафина C₁₀-C₁₆ (менее 5,3%) (табл.2, п.3) показатель фильтрации после термостатирования увеличивается, а при увеличении жидкого парафина C₁₀-C₁₆ (более 8,8%) (табл.2, п.7) наблюдается перерасход при незначительном изменении показателя фильтрации.An increase in heat resistance to 220 ° C and a decrease in the filtration rate in downhole conditions are ensured by the introduction of C ₁₀ -C ₁₆ liquid paraffins. With a decrease in C ₁₀ -C ₁₆ liquid paraffin (less than 5.3%) (Table 2, Clause 3), the filtration rate after temperature control increases, and with a increase in C ₁₀ -C ₁₆ liquid paraffin (more than 8.8%) (Table .2, p. 7) there is an overspending with a slight change in the filtration rate.

Дополнительно проверялась термостойкость утяжеленного раствора путем термостатирования при 220°C в течение 36 часов. Буровой раствор при указанных концентрациях компонентов в составе раствора полностью восстанавливается после термостатирования при 220°C (табл.2, п.4-7). Кроме того, при содержании в составе раствора жидкого парафина C₁₀-C₁₆ снижается показатель фильтрации при высоких забойных температурах, например при 130°C и 220°C (табл.3).Additionally, the thermal stability of the weighted solution was checked by temperature control at 220 ° C for 36 hours. Drilling fluid at the indicated concentrations of the components in the composition of the solution is completely restored after temperature control at 220 ° C (table 2, p. 4-7). In addition, when C ₁₀ -C ₁₆ liquid paraffin is contained in the solution, the filtration rate decreases at high bottomhole temperatures, for example, at 130 ° C and 220 ° C (Table 3).

Предлагаемый буровой раствор обладает повышенной устойчивостью к солевой агрессии: добавка солей натрия, кальция, алюминия и др. практически не влияет на технологические показатели бурового раствора (табл.2, п.п.8-10 и табл.3, п.7).The proposed drilling fluid has a high resistance to salt aggression: the addition of sodium, calcium, aluminum and other salts practically does not affect the technological parameters of the drilling fluid (Table 2, items 8-10 and Table 3, item 7).

Данный буровой раствор может быть приготовлен, например, следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его полного распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ВПК-402 и жидкий парафин C₁₀-C₁₆, и затем вводят пеногаситель MAC-200.This drilling fluid can be prepared, for example, as follows. First, water and clay powder are mixed until it is completely dissolved, then VPK-402 and C ₁₀ -C ₁₆ liquid paraffin are added to the clay suspension, and then MAC-200 antifoam is introduced.

В случае необходимости увеличение плотности бурового раствора производится добавками барита до требуемой плотности бурового раствора.If necessary, an increase in the density of the drilling fluid is made by adding barite to the desired density of the drilling fluid.

В отличие от всех существующих буровых растворов на водной основе, используемых при строительстве скважин, pH среды практически не оказывает влияние на ингибирующие и термосолестойкие свойства, а также на технологические показатели предлагаемого бурового раствора и поэтому его регулирование не производится.Unlike all existing water-based drilling fluids used in well construction, the pH of the medium has practically no effect on the inhibitory and thermo-salt-resistant properties, as well as on the technological parameters of the proposed drilling fluid, and therefore it is not regulated.

Таблица 1Table 1 Влияние концентрации ВПК-402 на устойчивость набухающих глинистых породThe effect of the concentration of VPK-402 on the stability of swelling clay rocks №No. Состав раствораSolution composition Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 10 сутBehavior of clay samples aged in a solution medium for 10 days Известный раствор (прототип)Known solution (prototype) 1one 94,34% Вода +5,6% Глинопорошок +0,06% ВПК-40294.34% Water + 5.6% Clay powder + 0.06% VPK-402 набухание и разрушениеswelling and destruction 22 94,1%) Вода +5,6% Глинопорошок +0,3% ВПК-40294.1%) Water + 5.6% Clay powder + 0.3% VPK-402 набухание и разрушениеswelling and destruction Предлагаемый растворSuggested Solution 33 87%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С₁₀-С₁₆ +0,1% МАС-20087%) Water + 4.1% Clay powder + 1.3% VPK-402 + 7.5% Liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.1% MAC-200 незначительное набуханиеslight swelling 4four 86,8%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,4% ВПК-402 +7,5% Жидкий парафин С₁₀-С₁₆ +0,2% МАС-20086.8%) Water + 4.1% Clay powder + 1.4% VPK-402 + 7.5% Liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 набухание отсутствуетno swelling 55 86,7%) Вода +4,1% Глинопорошок +1,6% ВПК-402 +7,4% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆+ 0,2% МАС-20086.7%) Water + 4.1% Clay powder + 1.6% VPK-402 + 7.4% Liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 Набухание отсутствуетNo swelling 66 86,6% Вода +3,9% Глинопорошок +2,1% ВПК-402 +7,2%о Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-20086.6% Water + 3.9% Clay powder + 2.1% VPK-402 + 7.2% o Liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 набухание отсутствуетno swelling 77 86,5% Вода +3,9% Глинопорошок +2,4% ВПК-402 +7% Жидкий парафин С₁₀-С₁₆ +0,2% МАС-20086.5% Water + 3.9% Clay powder + 2.4% VPK-402 + 7% Liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 набухание отсутствуетno swelling

Таблица 2table 2 Технологические показатели буровых растворов до и после термостатированияTechnological parameters of drilling fluids before and after temperature control №No. Состав раствора, масс.%The composition of the solution, wt.% Добавка соли, %The addition of salt,% ПФPF Показатели раствораSolution indicators при 25°Cat 25 ° C при 82°Cat 82 ° C η_пл η _pl τ₀ τ ₀ η_пл η _pl τ₀ τ ₀ 1one 94,1% Вода +5,6% Глинопорошок+0,3% ВПК-40294.1% Water + 5.6% Clay powder + 0.3% VPK-402 7575 1010 17,117.1 66 11,711.7 после термостатирования при 220°C в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours >100> 100 раствор расслоилсяthe solution is stratified 22 94% Вода +4,5% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +0,2% МАС-20094% Water + 4.5% Clay powder + 1.3% VPK-402 + 0.2% MAS-200 11eleven 18eighteen 5,45,4 1313 3,73,7 после термостатирования при 220°C в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours >40> 40 1616 3,43.4 99 2,82,8 Предлагаемый растворSuggested Solution 33 89,74% Вода +4,3% Глинопорошок +1,3% ВПК-402 +4,6% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,06% МАС-20089.74% Water + 4.3% Clay powder + 1.3% VPK-402 + 4.6% Liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.06% MAC-200 77 20twenty 5,75.7 14fourteen 4,44.4 после термостатирования при 220°С в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours 2525 1616 5,45,4 1212 4,44.4 4four 89,94% Вода +3,3% Глинопорошок +1,4% ВПК +5,3% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,06% МАС-20089.94% Water + 3.3% Clay powder + 1.4% MIC + 5.3% Liquid Paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.06% MAC-200 4four 2828 8,48.4 15fifteen 6,26.2 после термостатирования при 220°С в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours 66 1616 5,45,4 1212 4,44.4 55 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-20087% Water + 4.1% Clay powder + 1.8% MIC + 6.9% Liquid Paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 3,53,5 4040 8,48.4 1616 6,26.2 после термостатирования при 220°С в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours 4,54,5 2323 5,85.8 1313 4,84.8 66 85,1% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +8,8% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-20085.1% Water + 4.1% Clay powder + 1.8% MIC + 8.8% Liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 33 4444 9,69.6 1616 6,66.6 после термостатирования при 220°С в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours 4four 2525 6,26.2 15fifteen 5,25.2 77 82% Вода +3,8% Глинопорошок +1,7% ВПК +12,3% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-20082% Water + 3.8% Clay powder + 1.7% MIC + 12.3% Liquid Paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 33 5555 10,810.8 2525 9,49,4 после термостатирования при 220°C в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours 4four 3838 10,210,2 2424 8,88.8 88 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-20087% Water + 4.1% Clay powder + 1.8% MIC + 6.9% Liquid Paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 30% NaCl30% NaCl 4four 3535 8,28.2 18eighteen 5,85.8 после термостатирования при 220°C в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours 55 2626 6,26.2 1616 5,25.2 99 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-20087% Water + 4.1% Clay powder + 1.8% MIC + 6.9% Liquid Paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 30% CaCl₂ 30% CaCl ₂ 4four 4848 7,47.4 2626 5,85.8 после термостатирования при 220°С в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours 66 4646 6,46.4 2222 6,06.0 1010 87% Вода +4,1% Глинопорошок +1,8% ВПК +6,9% Жидкий парафин C₁₀-C₁₆ +0,2% МАС-20087% Water + 4.1% Clay powder + 1.8% MIC + 6.9% Liquid Paraffin C ₁₀ -C ₁₆ + 0.2% MAC-200 15% Al₂(SO₄)315% Al ₂ (SO ₄ ) 3 4four 3838 6,46.4 2323 6,46.4 после термостатирования при 220°C в течение 36 чafter temperature control at 220 ° C for 36 hours 4,54,5 4444 8,48.4 2626 7,87.8

Claims

1. A drilling fluid comprising water, clay powder, VPK-402 polyelectrolyte, characterized in that the solution further comprises C ₁₀ -C ₁₆ liquid paraffin and MAC-200 antifoam in the following ratio, wt.%:
Clay powder 3.3-5.3 VPK-402 1.4-2.4 Liquid paraffin C ₁₀ -C ₁₆ 5.3-8.8 Antifoam MAC-200 0.06-0.2 Water Rest

2. The solution according to claim 1, characterized in that the solution additionally contains a weighting agent, which is used as barite, taken in the amount necessary to obtain a drilling fluid of the estimated density.