RU2640449C1

RU2640449C1 - Drilling mud

Info

Publication number: RU2640449C1
Application number: RU2016141235A
Authority: RU
Inventors: Юрий Митрофанович Федорчук; Николай Владимирович Замятин; Ольга Николаевна Русина; Маржан Ануарбековна Саденова; Николай Николаевич Воронков; Станислав Викторович Рябцев; Владимир Сергеевич Хорев; Владимир Владиславович Матвиенко
Priority date: 2016-10-19
Filing date: 2016-10-19
Publication date: 2018-01-09

Abstract

FIELD: chemistry.

SUBSTANCE: obtaining a drilling mud with the following properties: density 1.16-1.17 g/cm³, viscosity 43 cP, conditional viscosity 43 s/l. The drilling mud contains, wt %: fluoroanhydrite 16.7-24.4; xanthan gum 0.15-0.16; sucrose 0.85-0.99; water - the rest.

EFFECT: expansion of the arsenal of means.

3 ex

Description

Изобретение относится к составам для бурения скважин, а именно к водным буровым составам для бурения скважин, содержащим природные возобновляемые ресурсы - органические соединения, и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.The invention relates to compositions for drilling wells, namely, water drilling compositions for drilling wells containing natural renewable resources - organic compounds, and can be used in the oil and gas industry.

Известен буровой раствор (RU 2235751 С1, МПК 7 C09K 7/02, опубл. 10.09.2004), содержащий в качестве структурообразователя глину, а в качестве стабилизатора карбоксиметилцеллюлозу КМЦ при следующем соотношении компонентов, мас. %:Known drilling fluid (RU 2235751 C1, IPC 7 C09K 7/02, publ. 09/10/2004) containing clay as a builder, and as a stabilizer CMC carboxymethyl cellulose in the following ratio of components, wt. %:

ГлинаClay 5-105-10 Реагент стабилизатор - КМЦ-900Reagent stabilizer - KMC-900 0,2-0,30.2-0.3 KClKcl 3-53-5 Флокулянт - унифлок или праестолFlocculant - uniflock or praestol 0,001-0,0040.001-0.004 ДСБ-4ТТПDSB-4TTP 0,3-0,50.3-0.5 КОНKOH 0,2-0,30.2-0.3 КССБ-2МKSSB-2M 0,2-0,30.2-0.3 БаритBarite 30-6530-65 ВодаWater остальноеrest

Недостатками такого раствора являются сложный состав и повышенная водоотдача, что может вызвать заклинивание бура во время процесса бурения скважины.The disadvantages of this solution are the complex composition and increased water loss, which can cause jamming of the drill during the drilling process.

Известен буровой раствор (SU 1776689 А1, МПК 5 C09K 7/02, опубл. 23.11.1992), содержащий в качестве стабилизаторов карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу или оксиэтилцеллюлозу при следующем соотношении компонентов, мас. %:Known drilling fluid (SU 1776689 A1, IPC 5 C09K 7/02, publ. 11/23/1992) containing as stabilizers carboxymethyl cellulose, carboxymethyloxyethyl cellulose or hydroxyethyl cellulose in the following ratio, wt. %:

Бентонитовый глинопорошокBentonite Clay Powder 1,0-4,01.0-4.0 Акриловый полимерAcrylic polymer 0,1-0,40.1-0.4 Хлорид калияPotassium chloride 1,0-2,01.0-2.0 КарбоксиметилцеллюлозаCarboxymethyl cellulose 0,1-0,20.1-0.2 КарбоксиметилоксиэтилцеллюлозаCarboxymethyloxyethyl cellulose или оксиэтилцеллюлозаor hydroxyethyl cellulose 0,05-0,200.05-0.20 Баритовый утяжелительBarite weighting agent 30,0-70,030.0-70.0 ВодаWater остальноеrest

Недостатком этого раствора является высокая водоотдача и низкое статическое напряжение сдвига, а также сложный состав и соответственно более трудоемкий и длительный по времени процесс приготовления раствора. Высокая водоотдача может вызвать заклинивание бура во время процесса бурения скважины.The disadvantage of this solution is the high water loss and low static shear stress, as well as the complex composition and, accordingly, the more laborious and time-consuming process of preparing the solution. High yield can cause jamming of the drill during the drilling process.

Известен буровой раствор (RU 2103313 С1, МПК 6 C09K 7/02, опубл. 27.01.1998), содержащий в качестве структурообразователя глину, а в качестве стабилизатора полиакриламид со следующим содержанием компонентов, мас. %:Known drilling fluid (RU 2103313 C1, IPC 6 C09K 7/02, publ. 01/27/1998) containing clay as a builder, and as a stabilizer polyacrylamide with the following components, wt. %:

ГлинаClay 40-6040-60 ПолиакриламидPolyacrylamide 0,0180.018 Кальцинированная содаSoda ash 0,50.5 ВодаWater остальноеrest

Недостаткам этого бурового раствора является его нестабильность, что требует частых добавлений того или другого необходимого реагента. А это вызывает, в свою очередь, нарушение химического равновесия процессов кристаллизации двуводного гипса.The disadvantages of this drilling fluid is its instability, which requires frequent additions of one or another necessary reagent. And this, in turn, causes a violation of the chemical equilibrium of the crystallization of two-water gypsum.

Известен буровой раствор (RU 2521259 C1, МПК C09K 8/36 (2006.01), опубл. 27.06.2014), выбранный в качестве прототипа, содержащий углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, минеральные соли, стабилизатор и воду. В качестве углеводородной фазы и поверхностно-активных веществ содержит добавку МУЛЬТИОЛ, в качестве стабилизатора - МУЛЬТИСТАР и ксантановую камедь и дополнительно гидроксид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:Known drilling fluid (RU 2521259 C1, IPC C09K 8/36 (2006.01), publ. 06/27/2014), selected as a prototype, containing the hydrocarbon phase and surfactants, weighting agent, mineral salts, stabilizer and water. It contains MULTIOL as an hydrocarbon phase and surfactants, MULTISTAR and xanthan gum as an stabilizer, and additional sodium hydroxide in the following ratio of components, wt. %:

Реагент МУЛЬТИОЛReagent MULTIOL 8,5-258.5-25 Стабилизатор МУЛЬТИСТАРSTABILIZER MULTISTAR 1,5-2,01.5-2.0 Ксантановая камедьXanthan gum 0,2-0,50.2-0.5 Карбонат кальцияCalcium carbonate 5-205-20 Хлорид магнияMagnesium chloride 4-154-15 Гидроксид натрияSodium hydroxide 1-21-2 ВодаWater остальноеrest

Этот буровой раствор имеет сложный состав.This drilling fluid has a complex composition.

Предлагаемый буровой раствор расширяет арсенал средств, используемых для приготовления водных составов для бурения скважин.The proposed drilling fluid expands the arsenal of tools used for the preparation of aqueous compositions for drilling wells.

Буровой раствор аналогично приведенному прототипу содержит утяжелитель, ксантановую камедь в качестве стабилизатора и воду.Drilling fluid similar to the above prototype contains a weighting agent, xanthan gum as a stabilizer and water.

Согласно изобретению в качестве утяжелителя и структурообразователя содержит фторангидрит крупностью менее 40 мкм, а в качестве стабилизатора ксантановую камедь и сахарозу при следующем соотношении компонентов, мас. %:According to the invention, as a weighting agent and structurant, it contains fluorohydrite with a particle size of less than 40 microns, and as a stabilizer, xanthan gum and sucrose in the following ratio of components, wt. %:

ФторангидритFluorohydrite 16,7-24,416.7-24.4 Ксантановая камедьXanthan gum 0,15-0,160.15-0.16 СахарозаSucrose 0,85-0,990.85-0.99 ВодаWater остальноеrest

Компоненты, входящие в состав предлагаемого бурового раствора в заявленном соотношении, обеспечивают технические характеристики, свойственные водным буровым растворам. Фторангидрит обладает как структурообразующими свойствами, так и пластифицирующими и вяжущими. Во время бурения фторангидрит пластифицирует и регулирует плотность раствора, а после оседания на стенках, схватываясь, выкристаллизовываясь в виде двуводного гипса, при этом захватывая попутно частички кремнезема, глины и другие минералы, перекрывает водоносные слои. Ксантановая камедь и сахароза являются стабилизаторами (загустителями), позволяющими регулировать вязкостные свойства бурового раствора в требуемых значениях. Сахароза в указанном количестве вводится дополнительно в буровой раствор для уменьшения расхода более дорогой ксантановой камеди.The components that make up the proposed drilling fluid in the stated ratio, provide the technical characteristics inherent in aqueous drilling fluids. Fluorohydrite has both structure-forming properties, as well as plasticizing and astringent. During drilling, fluorohydrite plasticizes and regulates the density of the solution, and after settling on the walls, grasping, crystallizing in the form of two-water gypsum, while simultaneously capturing particles of silica, clay and other minerals, overlaps the aquifers. Xanthan gum and sucrose are stabilizers (thickeners), allowing you to adjust the viscosity properties of the drilling fluid in the required values. Sucrose in the indicated amount is additionally added to the drilling fluid to reduce the consumption of more expensive xanthan gum.

При использовании фторангидрита с крупностью гранул выше 40,0 мкм раствор расслаивается, и значения по вязкости и условной вязкости увеличиваются, что приводит к ухудшению очистки забоя, снижению механической скорости бурения и росту гидравлических сопротивлений в скважине.When using fluorohydrite with a grain size greater than 40.0 μm, the solution is stratified, and the viscosity and conditional viscosity values increase, which leads to poor bottom hole cleaning, lower mechanical drilling speed and increased hydraulic resistance in the well.

Плотность получаемого бурового раствора составляет 1,16-1,17 г/см³, его вязкость - 43 сР, а условная вязкость - 43 с/л.The density of the resulting drilling fluid is 1.16-1.17 g / cm ³ , its viscosity is 43 cP, and the nominal viscosity is 43 s / l.

Пример 1. В 82,15 г воды при перемешивании добавили 16,7 г фторангидрита (максимальный размер частиц 40,0 мкм), 0,16 г ксантановой камеди и 0,99 г сахарозы. После введения каждого компонента раствор перемешивали лабораторной мешалкой 10 мин до полного растворения всех водорастворимых компонентов.Example 1. In 82.15 g of water, 16.7 g of fluorohydrite (maximum particle size 40.0 μm), 0.16 g of xanthan gum and 0.99 g of sucrose were added with stirring. After the introduction of each component, the solution was stirred with a laboratory stirrer for 10 minutes until all water-soluble components were completely dissolved.

Фторангидрит нужной крупности подготовили в пневмоизмельчителе.Fluorohydrite of the desired size was prepared in a pneumatic grinder.

Полученную суспензию перемешивали в течение 10 мин.The resulting suspension was stirred for 10 minutes.

Технологические свойства полученного бурового раствора определили с помощью стандартных приборов согласно методике РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых растворов». Плотность этого бурового раствора составила 1,16 г/см³, вязкость - 43 сР, условная вязкость - 43 с/л, что соответствует технологическим требованиям, предъявляемым к буровым растворам.The technological properties of the obtained drilling fluid were determined using standard instruments according to the method RD 39-2-645-81 “Method for monitoring the parameters of drilling fluids”. The density of this drilling fluid was 1.16 g / cm ³ , the viscosity was 43 cP, the nominal viscosity was 43 s / l, which corresponds to the technological requirements for drilling fluids.

Пример 2. В 79,5 г воды при перемешивании добавили 19,4 г фторангидрита (максимальный размер частиц 1,0 мкм), 0,16 г ксантановой камеди и 0,94 г сахарозы. После введения каждого компонента раствор перемешивали лабораторной мешалкой 10 мин до полного растворения всех водорастворимых компонентов.Example 2. In 79.5 g of water, 19.4 g of fluorohydrite (maximum particle size 1.0 μm), 0.16 g of xanthan gum and 0.94 g of sucrose were added with stirring. After the introduction of each component, the solution was stirred with a laboratory stirrer for 10 minutes until all water-soluble components were completely dissolved.

После перемешивания буровой раствор обладал следующими техническими свойствами: плотность 1,16 г/см³, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л.After mixing, the drilling fluid had the following technical properties: density 1.16 g / cm ³ , viscosity 43 cP, nominal viscosity 43 s / l.

Пример 3. В 74,6 г воды при перемешивании добавили 24,4 г фторангидрита (максимальный размер частиц 0,5 мкм), 0,15 г ксантановой камеди и 0,85 г сахарозы. После введения каждого компонента раствор перемешивали лабораторной мешалкой 10 мин до полного растворения всех водорастворимых компонентов.Example 3. To 74.6 g of water, 24.4 g of fluorohydrite (maximum particle size 0.5 μm), 0.15 g of xanthan gum and 0.85 g of sucrose were added with stirring. After the introduction of each component, the solution was stirred with a laboratory stirrer for 10 minutes until all water-soluble components were completely dissolved.

После перемешивания на протяжении 10 минут буровой раствор обладал следующими техническими свойствами: плотность 1,17 г/см³, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л.After mixing for 10 minutes, the drilling fluid had the following technical properties: density 1.17 g / cm ³ , viscosity 43 cP, nominal viscosity 43 s / l.

Claims

A drilling fluid containing a weighting agent, xanthan gum as a stabilizer and water, characterized in that it contains fluorohydrite with a particle size of less than 40 microns as a weighting agent and a structurant, and xanthan gum and sucrose as a stabilizer in the following ratio, wt.%:

Fluorohydrite 16.7-24.4 Xanthan gum 0.15-0.16 Sucrose 0.85-0.99 Water rest