RU2655311C1 - Synthetic drilling solution - Google Patents
Synthetic drilling solution Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655311C1 RU2655311C1 RU2017108775A RU2017108775A RU2655311C1 RU 2655311 C1 RU2655311 C1 RU 2655311C1 RU 2017108775 A RU2017108775 A RU 2017108775A RU 2017108775 A RU2017108775 A RU 2017108775A RU 2655311 C1 RU2655311 C1 RU 2655311C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- solution
- biopolymer
- vpk
- clay powder
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 18
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 15
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 13
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 9
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 241001676573 Minium Species 0.000 claims 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 abstract description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 241000908523 Phnom Penh bat virus Species 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000009938 salting Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 27
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 4
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 2
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Substances OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 2
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 2
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 2
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 2-(oxan-2-yl)oxane Chemical compound O1CCCCC1C1OCCCC1 MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PXRKCOCTEMYUEG-UHFFFAOYSA-N 5-aminoisoindole-1,3-dione Chemical compound NC1=CC=C2C(=O)NC(=O)C2=C1 PXRKCOCTEMYUEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSDWBNJEKMUWAV-UHFFFAOYSA-N Allyl chloride Chemical compound ClCC=C OSDWBNJEKMUWAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N Butylmethacrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- KNMLNPBUGWKSFQ-UHFFFAOYSA-N iron(2+) oxygen(2-) sulfane Chemical compound [O-2].[Fe+2].S KNMLNPBUGWKSFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000575 pesticide Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920001490 poly(butyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых отложений в условиях воздействия аномальных пластовых давлений, высоких температур и сероводородной агрессии.The invention relates to water-based drilling fluids and can find application in the drilling of oil and gas wells, mainly when drilling salt deposits under conditions of abnormal formation pressure, high temperatures and hydrogen sulfide aggression.
Из уровня техники известен буровой раствор, включающий воду и глинопорошок. В качестве дополнительного загустителя и структурообразователя раствор содержит биополимер, позволяющий снизить содержание глинопорошка. Однако биополимер имеет низкую загущающую способность и подвержен биодеструкции, и без ввода бактерицидов раствор теряет свои свойства и показатели. Существенный недостаток известного бурового раствора, включающего биополимер и бактерициды, заключается в том, что бактерициды относятся к классу ядохимикатов (Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов, М.: Недра, 1972, с. 186).Drilling fluid comprising water and clay powder is known in the art. As an additional thickener and structure-forming agent, the solution contains a biopolymer, which allows to reduce the content of clay powder. However, the biopolymer has a low thickening ability and is subject to biodegradation, and without the introduction of bactericides, the solution loses its properties and characteristics. A significant drawback of the known drilling fluid, including biopolymer and bactericides, is that bactericides belong to the class of pesticides (Kister E.G. Chemical treatment of drilling fluids, M .: Nedra, 1972, p. 186).
Из уровня техники известен буровой раствор, принятый в качестве наиболее близкого аналога, прототипа, включающий мас.%: глинопорошок 2-5,46, катионный полимер ВПК-402 3-5, неионный водорастворимый эфир целлюлозы 0,2-0,5 и воду - остальное (пат. РФ №2567579 С1, кл. С09K 8/24, опубл. 10.11.2015). В качестве неионного водорастворимого эфира целлюлозы используется известный в бурении реагент - гидроксиэтилцеллюлоза ГЭЦ. Для повышения ингибирующих свойств раствора в него введены неорганические ингибиторы набухания глин - NaCl или CaCl2. Известный раствор имеет неудовлетворительные структурно-реологические показатели и показатель фильтрации при бурении в солевых отложениях. Использование известного раствора требует дополнительных периодических химических обработок для перевода в соленасыщенную систему.The prior art drilling fluid, adopted as the closest analogue of the prototype, including wt.%: Clay powder 2-5,46, cationic polymer VPK-402 3-5, non-ionic water-soluble cellulose ether 0.2-0.5 and water - the rest (Pat. RF №2567579 C1, class C09K 8/24, publ. 10.11.2015). As a non-ionic water-soluble cellulose ether, a reagent known in drilling - hydroxyethyl cellulose HEC is used. To increase the inhibitory properties of the solution, inorganic clay swelling inhibitors — NaCl or CaCl 2 — were introduced into it. The known solution has unsatisfactory structural and rheological characteristics and a filtration rate when drilling in salt deposits. The use of a known solution requires additional periodic chemical treatments to transfer to a salt-saturated system.
Приготовление соленасыщенных буровых растворов и управление их свойствами и технологическими показателями в процессе бурения имеют множество сложностей. Засолонение традиционных буровых растворов приводит к коагуляционному загущению с одновременным ухудшением всех технологических показателей до неприемлемых значений. Засолонение сменяется стабилизационным разжижением при дополнительном вводе стабилизатора. Коагуляция глинистой фазы, происходящая при засолонении, приводит к дестабилизации системы: возрастает величина показателя фильтрации, структурно-реологические показатели значительно ухудшаются и не поддаются управлению. Для стабилизации системы прибегают к разбавлению раствора и значительному повышению концентрации полимеров.The preparation of saline-saturated drilling fluids and the management of their properties and technological parameters during the drilling process have many difficulties. Salinization of traditional drilling fluids leads to coagulation thickening with simultaneous deterioration of all technological parameters to unacceptable values. Salinization is replaced by stabilization dilution with an additional stabilizer input. The coagulation of the clay phase that occurs during salinization leads to a destabilization of the system: the value of the filtration index increases, structural and rheological parameters deteriorate significantly and cannot be controlled. To stabilize the system, they resort to diluting the solution and significantly increasing the concentration of polymers.
Задача, решаемая предлагаемым изобретением, состоит в создании бурового раствора, обладающего высокой совместимостью пресной и соленой сред, и устойчивостью к воздействию различных агрессивных факторов.The problem solved by the invention is to create a drilling fluid with high compatibility fresh and salty environments, and resistance to various aggressive factors.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, состоит в снижении расхода химических реагентов при засолонении и улучшении показателя фильтрации и солестойкости раствора.The technical result to which the invention is directed is to reduce the consumption of chemical reagents during salinization and to improve the filtration rate and salinity of the solution.
Технический результат достигается за счет того, что в состав бурового раствора, включающего воду, глинопорошок, в качестве стабилизатора и бактерицида содержит катионный полимер ВПК-402, в качестве структурообразователя содержит биополимер, в качестве соли, для предотвращения растворения солей при бурении в солевом интервале, содержит NaCl, для повышения крепящих свойств дополнительно введены крахмал, смазывающая добавка СМЭГ-5, общеулучшающий реагент Т-92, в качестве биополимера используют «Биоксан», при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result is achieved due to the fact that the composition of the drilling fluid, including water, clay powder, as a stabilizer and bactericide contains a cationic polymer VPK-402, as a structure-forming agent contains a biopolymer, as a salt, to prevent the dissolution of salts during drilling in the salt interval, contains NaCl, to enhance the fastening properties, starch is additionally introduced, a lubricating additive SMEG-5, a general improving reagent T-92, “Bioxan” is used as a biopolymer, in the following ratio of components, wt.%:
Для нейтрализации сероводорода в раствор дополнительно может вводиться поглотитель сероводорода железный сурик ЖС-7 в количестве 5-7 мас.ч. на 100 мас.ч. раствора.To neutralize the hydrogen sulfide in the solution, an additional iron oxide hydrogen sulfide absorber ZhS-7 in the amount of 5-7 parts by weight can be added. per 100 parts by weight solution.
Полиэлектролит ВПК-402 высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.VPK-402 polyelectrolyte 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 полидадмах и выпускается в виде однородной по консистенции жидкости 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.The VPK-402 polyelectrolyte is a polydynamic fluid and is available in the form of a homogeneous liquid with no consistency from colorless to yellow. The molecular weight of the polymer is approximately 3 * 10 May. In a marketable product, the molecular weight of VPK-402 can vary from 10 4 to 10 6 .
В качестве глинопорошка могут использоваться различные марки: ПБМА, ГТБМБ, ПБМВ, ПБМГ, которые выпускаются в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок». Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его 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. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 2,0 до 4,0%.Various grades can be used as clay powder: PBMA, GTBMB, PBMV, PBMG, which are produced in accordance with TU 2164-004-0013836-2006 “Clay powder”. The optimum concentration of clay powder depends on its brand. With a deterioration in the grade of clay powder, its 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. For PBMV grade clay powder, the concentration is from 2.0 to 4.0%.
Повышение крепящих свойств раствора обеспечивает крахмал за счет увеличение водородных сеток между частицами неустойчивой породы. Дополнительное повышение крепящих свойств раствора производится путем ввода углеводородных компонентов, обеспечивающих заполнения ячеек водородных сеток.Improving the fastening properties of the solution provides starch due to an increase in hydrogen networks between particles of unstable rock. An additional increase in the fastening properties of the solution is made by introducing hydrocarbon components that ensure filling the cells of the hydrogen networks.
Перевод на соленасыщеный (высокоминерализованный) катионный раствор производится вводом технической соли до насыщения, что составляет в среднем около 30 мас.%.Transfer to a salt-saturated (highly mineralized) cationic solution is carried out by adding technical salt to saturation, which is on average about 30 wt.%.
Высокомолекулярный базовый загущающий биополимер «Биоксан» выпускают по ТУ 2458-025-97457491-2010. Он обладает высокими реологическими характеристиками, высокой загущающей способностью при низких концентрациях. «Биоксан» благодаря тиксотропии позволяет получать буровые растворы с исключительно низким содержанием твердой фазы и великолепными объемными и суспендирующими характеристиками. Реагент использован в растворе на водной основе в широком диапазоне pH, минерализаций и температур. Он совместим с другими реагентами предлагаемого бурового раствора.High molecular weight base thickening biopolymer "Bioxan" is produced according to TU 2458-025-97457491-2010. It has high rheological characteristics, high thickening ability at low concentrations. Thanks to thixotropy, “Bioxan” allows to obtain drilling fluids with an extremely low solids content and excellent bulk and suspending characteristics. The reagent is used in a water-based solution in a wide range of pH, mineralization and temperature. It is compatible with other reagents of the proposed drilling fluid.
Жидкая смазочная добавка СМЭГ-5 представляет собой композицию растительных и минеральных масел, модифицированных различными присадками. Смазочная добавка СМЭГ-5 обеспечивает эффективное снижение коэффициента трения и не оказывает негативного влияния на свойства буровых растворов.SMEG-5 liquid lubricant additive is a composition of vegetable and mineral oils modified with various additives. SMEG-5 lubricant additive provides an effective decrease in the coefficient of friction and does not adversely affect the properties of drilling fluids.
Вспенивание бурового раствора подавляется обработкой общеулучшающим реагентом Т-92, который также частично позволяет нейтрализовать сероводород и улучшает смазочные свойства бурового раствора, не увеличивая его структуру.Foaming of the drilling fluid is suppressed by treatment with the generally improving reagent T-92, which also partially neutralizes hydrogen sulfide and improves the lubricating properties of the drilling fluid without increasing its structure.
При необходимости плотность бурового раствора может быть повышена карбонатными утяжелителями, например, мелом, мраморной крошкой, доломитом, сидеритом, баритовым концентратом и галенитом.If necessary, the density of the drilling fluid can be increased by carbonate weighting agents, for example, chalk, marble chips, dolomite, siderite, barite concentrate and galena.
Для нейтрализации сероводорода в раствор дополнительно вводится поглотитель сероводорода ЖС-7, который применяется для охраны окружающей среды и охраны здоровья обслужающего персонала при добыче и переработке сернистых нефти и газов на весь объем бурового раствора. Выпускается ЖС-7 по ТУ 2123-004-56864391-2009.In order to neutralize hydrogen sulfide, a ZhS-7 hydrogen sulfide absorber is additionally introduced into the solution, which is used to protect the environment and protect the health of staff during the extraction and processing of sulfur dioxide and gas over the entire volume of the drilling fluid. ZhS-7 is produced according to TU 2123-004-56864391-2009.
Для достижения дополнительного технического результата для контроля pH при разбурке цементного стакана производится обработка бурового раствора лимонной или уксусной кислотой. Во избежание коррозии при снижении pH ниже 6 в процессе бурения поддержание pH в диапазоне 6,5-7 производится триэталонамином.To achieve an additional technical result for pH control when drilling a cement cup, the drilling fluid is treated with citric or acetic acid. To avoid corrosion, when the pH drops below 6 during the drilling process, the maintenance of pH in the range of 6.5-7 is carried out by triethalonamine.
Приготовить раствор можно. разбавляя катионный раствор в надсолевых отложениях рассолом хлорида натрия для снижения глинистой фазы, при этом производят насыщение хлоридом натрия всего объема раствора;You can prepare a solution. diluting the cationic solution in suprasalt deposits with brine of sodium chloride to reduce the clay phase, while saturating with sodium chloride the entire volume of the solution;
- после засолонения заготовки последовательно вводят ВПК-402, крахмал и биополимер «Биоксан»;- after salinization of the preform, VPK-402, starch and Bioxan biopolymer are successively introduced;
- после растворения полимеров и равномерного распределения вводят Т-92 и утяжеляют баритом до требуемой плотности;- after dissolution of the polymers and uniform distribution, T-92 is introduced and weighted with barite to the required density;
- полученный раствор дообрабатывают смазывающей добавкой СМЭГ;- the resulting solution is finalized with a lubricating additive SMEG;
- при необходимости плотность бурового раствора повышают карбонатными утяжелителями (мел, мраморная крошка, доломит, сидерит), баритовым концентратом и галенитом.- if necessary, the density of the drilling fluid is increased with carbonate weighting agents (chalk, marble chips, dolomite, siderite), barite concentrate and galena.
Результаты опытов и сравнений предлагаемого раствора с известным раствором приведены в таблице 1. В табл. 2 приведены данные по обработке бурового раствора и его показатели в интервале бурения 2896-3828 м.The results of experiments and comparisons of the proposed solution with a known solution are shown in table 1. In table. 2 shows the data on the processing of drilling fluid and its performance in the drilling interval of 2896-3828 m.
В таблицах 1-2 приняты следующие сокращения и обозначения: гл. - глина; БП - биополимер; крахм. - крахмал, ПФ - показатель фильтрации (см3); ηпл - пластическая вязкость (мПа⋅c); τ0 - динамическое напряжение сдвига (Па); CHC1/10 - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин, соответственно. СНС характеризует в буровых растворах статическое напряжение сдвига при остановке циркуляции, которое не позволяет выбуренной породе (шламу) выпадать из раствора, (дПа), Т - вязкость раствора (с - секунды), ρ - плотность раствора (кг/м3).In tables 1-2, the following abbreviations and symbols are used: chap. - clay; BP - biopolymer; starch. - starch, PF - an indicator of filtration (cm 3 ); mp η - plastic viscosity (mPa⋅c); τ 0 - dynamic shear stress (Pa); CHC 1/10 - static shear stress for 1 and 10 min, respectively. SSS characterizes the static shear stress in drilling fluids when the circulation is stopped, which does not allow the cuttings (sludge) to fall out of the solution, (dPa), T is the viscosity of the solution (s - seconds), ρ is the density of the solution (kg / m 3 ).
Из табл. 1 видно, что снижение концентрации реагентов ниже допустимых приводит к росту показателя фильтрации и снижению структурно-реологических показателей до не приемлемо низких значений (табл. 1, п. 3), увеличение содержания основных компонентов неэффективно (табл. 1, п. 14), так как приводит к перерасходу реагентов без уменьшения показателя фильтрации, но с увеличением структурно-реологических свойств. Согласно полученным результатам (табл. 1, пп. 4-13) видно, что синтетический буровой раствор обладает лучшими технологическими показателями до и после засолонения.From the table. 1 it can be seen that a decrease in the concentration of reagents below acceptable leads to an increase in the filtration rate and a decrease in structural and rheological parameters to unacceptably low values (Table 1, p. 3), an increase in the content of the main components is ineffective (table 1, p. 14), since it leads to overrun of reagents without reducing the filtration rate, but with an increase in structural and rheological properties. According to the results obtained (Table 1, paragraphs 4-13), it is clear that synthetic drilling mud has the best technological parameters before and after salinization.
Перед началом бурения были определены методы управления технологическими показателями предлагаемого утяжеленного соленасыщенного катионного бурового раствора в процессе бурения в случае их ухудшения. На протяжении всего процесса бурения структурно-реологические и фильтрационные показатели оставались стабильными, поэтому не производилось их регулирование (табл. 2). Предлагаемый раствор не подвергался дополнительной обработке, что привело к снижению расхода химических реагентов при засолонении. Стоит отметить, что после утяжеления СНС раствора не изменились.Before the start of drilling, methods for controlling the technological parameters of the proposed weighted saline cationic drilling fluid during drilling in the event of their deterioration were determined. Throughout the entire drilling process, the structural-rheological and filtration indices remained stable, therefore, their regulation was not carried out (Table 2). The proposed solution was not subjected to additional processing, which led to a decrease in the consumption of chemicals during salinization. It is worth noting that after weighting the SNS solution did not change.
Кроме того, промысловые испытания на скважине №939 Астраханского ГКМ показали легкость засолонения раствора и простоту управления в процессе бурения.In addition, field tests at well No. 939 of the Astrakhan gas condensate field showed ease of salinization of the solution and ease of control during drilling.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017108775A RU2655311C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Synthetic drilling solution |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017108775A RU2655311C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Synthetic drilling solution |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2655311C1 true RU2655311C1 (en) | 2018-05-25 |
Family
ID=62202528
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017108775A RU2655311C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Synthetic drilling solution |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2655311C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2801236C1 (en) * | 2022-04-19 | 2023-08-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Reagent-stabilizer and drilling fluid based on it |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2344152C1 (en) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling agent |
| RU2344153C1 (en) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling agent |
| RU2426708C1 (en) * | 2010-07-05 | 2011-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Союзгазтехнология" | Construction material |
| RU2445337C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid on hydrocarbon basis |
| RU2534286C1 (en) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Drill mud for completion, development and well-workover operations in terrigenous reservoirs |
| RU2567579C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud |
| RU2567580C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
-
2017
- 2017-03-16 RU RU2017108775A patent/RU2655311C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2344152C1 (en) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling agent |
| RU2344153C1 (en) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling agent |
| RU2445337C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid on hydrocarbon basis |
| RU2426708C1 (en) * | 2010-07-05 | 2011-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Союзгазтехнология" | Construction material |
| RU2534286C1 (en) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Drill mud for completion, development and well-workover operations in terrigenous reservoirs |
| RU2567579C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud |
| RU2567580C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ХУББАТОВ А. А. Обоснование и разработка буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе для бурения скважин в условиях повышенных температур и в неустойчивых глинистых отложениях. Авто диссертации, Санкт-Петербург, 2013. * |
| ХУББАТОВ А. А. Обоснование и разработка буровых растворов на спиртовой и углеводородной основе для бурения скважин в условиях повышенных температур и в неустойчивых глинистых отложениях. Автореферат диссертации, Санкт-Петербург, 2013. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2801235C1 (en) * | 2022-03-28 | 2023-08-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Reagent for neutralizing cement in polycationic drilling fluids |
| RU2801236C1 (en) * | 2022-04-19 | 2023-08-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Reagent-stabilizer and drilling fluid based on it |
| RU2806397C1 (en) * | 2022-10-06 | 2023-10-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Polycationic drilling fluid for drilling salt deposits |
| RU2806691C1 (en) * | 2023-02-09 | 2023-11-03 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid |
| RU2841296C1 (en) * | 2024-02-12 | 2025-06-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Emulsive polymercationic drilling mud (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2492208C2 (en) | Cation-inhibiting drilling mud | |
| RU2468057C2 (en) | Inhibiting drill fluid | |
| US10563110B2 (en) | Methods of using drilling fluid compositions with enhanced rheology | |
| RU2166074C2 (en) | Method of gas flow stabilization in water-bearing deposits of natural gas and underground gas storage | |
| RU2602262C1 (en) | Heat-resistant cationic drilling mud | |
| US3146200A (en) | Stabilized galactomannan gum solutions and process | |
| US11015106B2 (en) | Reusable high performance water based drilling fluids | |
| RU2647529C2 (en) | Alkylated polyetheramines as clay stabilizing agents | |
| EP2078066A2 (en) | Biocide for well stimulation and treatment fluids | |
| RU2534546C1 (en) | Cation-inhibiting drilling mud | |
| RU2567579C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2651652C1 (en) | Cation drilling mud for unstable clay rocks drilling | |
| RU2614839C1 (en) | Cationic drilling fluid with enhanced both inhibits and studs properties | |
| RU2633468C1 (en) | Inhibiting drilling mud (versions) | |
| WO2016105385A1 (en) | Activity enhanced scale dispersant for treating inorganic sulfide scales | |
| RU2655276C1 (en) | Weighted mineralized clayless drilling mud | |
| RU2655267C1 (en) | Cationic drilling mud | |
| RU2655311C1 (en) | Synthetic drilling solution | |
| RU2614838C1 (en) | Cationic drilling mud | |
| RU2681009C1 (en) | Hydrogelmagnium drilling solution | |
| RU2535723C1 (en) | Invert emulsion solution based on mineral oil for exposure of productive beds | |
| US20180030185A1 (en) | Addition of Monovalent Salts for Improved Viscosity of Polymer Solutions Used in Oil Recovery Applications | |
| RU2567580C1 (en) | Cation-inhibiting drilling mud | |
| RU2651657C1 (en) | Thermal resistant polycationic drill mud | |
| US2901429A (en) | Drilling fluids |