RU2687815C1 - Gel-drill drilling fluid - Google Patents
Gel-drill drilling fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2687815C1 RU2687815C1 RU2018106232A RU2018106232A RU2687815C1 RU 2687815 C1 RU2687815 C1 RU 2687815C1 RU 2018106232 A RU2018106232 A RU 2018106232A RU 2018106232 A RU2018106232 A RU 2018106232A RU 2687815 C1 RU2687815 C1 RU 2687815C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- anipol
- solution
- drilling fluid
- clay
- calcium carbonate
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 18
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 30
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 24
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 22
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 20
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 12
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N Butylmethacrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920001490 poly(butyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 9
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 6
- 229910000604 Ferrochrome Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 5
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 5
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 3
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 3
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 2
- 239000004117 Lignosulphonate Substances 0.000 claims 1
- 235000019357 lignosulphonate Nutrition 0.000 claims 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 abstract description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 abstract description 3
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 6
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 6
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 6
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 3
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 3
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 2
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 2
- 229910001388 sodium aluminate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N aluminum;sodium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[Na+].[Al+3] ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M chlormequat chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCl UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- BYTCDABWEGFPLT-UHFFFAOYSA-L potassium;sodium;dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Na+].[K+] BYTCDABWEGFPLT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 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
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
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)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к саморегулирующимся ингибирующим кальциевым буровым растворам, применяемым при бурении скважин в осложненных условиях. Раствор подходит для бурения в условиях осыпания глиносодержащих пород и хрупкого угля, поглощения бурового раствора, нефтегазоводопроявлений, агрессии кислых газов.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to self-regulating inhibiting calcium drilling mud used in drilling wells under complicated conditions. The solution is suitable for drilling in conditions of shedding of clay-containing rocks and brittle coal, absorption of drilling mud, oil and gas showings, and acid gas aggression.
Известны саморегулирующиеся ингибирующие кальциевые буровые растворы, содержащие в качестве источника кальция растворимые соли кальция, гипс, известь (гидроокись кальция).Known self-regulating calcium-inhibiting drilling muds containing soluble calcium salts, gypsum, lime (calcium hydroxide) as a source of calcium.
Известен алюмогипсокалиевый буровой раствор, содержащий в качестве носителей ионов кальция гипс 1,5-1,8 мас.% и известь 0,2-0,5 мас.%, в качестве стабилизатора глинистых отложений применяются алюмокалиевые квасцы (KAl(SO4)2) 0,1-0,3 мас.%, структурообразователь глинопорошок Медиум Б 1,0-4,0% масс, калия гидроксид 0,03%масс, регуляторы фильтрации Оснопак 0,1-0,4 мас.%, Амилор Р-122 1,2-3,0 мас.% (Патент РФ №2516400, МПК С09К 8/20, опубл. 20.05.2014 г).Known alumo-gypsum drilling mud containing gypsum as a carrier of calcium ions 1.5-1.8 wt.% And lime 0.2-0.5 wt.%, Potassium alum (KAl (SO4) 2) is used as a stabilizer of clay deposits. 0.1-0.3 wt.%, Structurant mud powder Medium B 1.0-4.0 wt.%, Potassium hydroxide 0.03 wt.%, Filtration regulators Osnopak 0.1-0.4 wt.%, Amilor R- 122 1.2-3.0 wt.% (RF Patent No. 2516400, IPC С09К 8/20, published on 05/20/2014).
Недостатком является то, что применение алюмокалиевых квасцов предполагает наличие в буровом растворе свободных сульфат ионов.The disadvantage is that the use of potassium alum suggests the presence of free sulfate ions in the drilling mud.
Известен буровой раствор, являющийся безглинистой соленасыщенной системой и включающий в свой состав хлористый кальций, хлористый магний и известь гидратную (Патент РФ №2521259, МПК С09К 8/36, опубл. 27.06.2014 г).Known drilling mud, which is a clay-free salt-saturated system and includes calcium chloride, magnesium chloride and hydrated lime (Patent RF №2521259, IPC SK 8/36, publ. 27.06.2014 g).
Недостатком является то, что являясь высокоминерализованной системой, раствор имеет низкое удельное электрическое сопротивление (УЭС), что не позволяет производить более качественные геофизические исследования.The disadvantage is that being a highly mineralized system, the solution has a low electrical resistivity (electrical resistivity), which does not allow for better geophysical surveys.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является известковый буровой раствор на основе коллоидной массы, содержащий щелочной электролит, гидроокись кальция, воду, разжижители КСДБ (концентрат сульфит-дрожжевой бражки), КССБ (концентрат сульфит спиртовой барды), известь, в качестве стабилизатора глин - алюминат натрия (Патент РФ №1211274, МПК С09К 7/02, опубл. 25.07.1995 г).Closest to the proposed invention is a lime drilling mud based on a colloidal mass, containing alkaline electrolyte, calcium hydroxide, water, diluents KSDB (sulphite-yeast brewer's concentrate), KSCB (sulphite-alcohol stillage concentrate), lime, as a stabilizer clay-sodium aluminate (Patent of the Russian Federation No. 1211274, IPC C09K 7/02, publ. 07/25/1995).
Недостатком изобретения является то, что содержание примесей в виде водорастворимых карбонатов в промышленном алюминате натрия требует повышенного расхода извести. Также увеличивается время приготовления бурового раствора по причине использования КСДБ, т.к. требуется предварительное затворение. Применение данного раствора ограничено температурным диапазоном до 120°С. Раствор имеет низкие реологические показатели и, как следствие, недостаточные гидроизолирующие свойства.The disadvantage of the invention is that the content of impurities in the form of water-soluble carbonates in industrial sodium aluminate requires an increased consumption of lime. Also increases the time of preparation of the drilling fluid due to the use of KSDB, because pre-mix required. The use of this solution is limited to a temperature range of up to 120 ° C. The solution has low rheological characteristics and, as a result, insufficient waterproofing properties.
Задачей предлагаемого изобретения является создание бурового раствора для бурения наклонных и горизонтальных скважин, имеющих сложную геологическую природу, связанную с наличием неустойчивых глинистых пород и зон поглощений, при достаточной выносящей и удерживающей способности, а также имеющего низкий показатель фильтрации, тонкую глинистую корку с низким коэффициентом трения и обладающего высокими ингибирующими свойствами и кольматирующей способностью.The task of the invention is the creation of drilling mud for drilling inclined and horizontal wells with complex geological nature associated with the presence of unstable clay rocks and zones of absorption, with sufficient outgoing and holding capacity, as well as having a low filtration rate, a thin mud cake with a low coefficient of friction and possessing high inhibitory properties and clogging ability.
Техническим результатом является комплексное повышение ингибирующих и гидроизолирующих свойств и устойчивость к воздействию углекислой агрессии на буровой раствор.The technical result is a complex increase in inhibiting and waterproofing properties and resistance to the effects of carbon dioxide on the drilling fluid.
Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор включает кальцинированную соду, смазывающую добавку, понизитель вязкости, пеногаситель и воду, согласно изобретению, дополнительно содержит гидроксид натрия, глинопорошок ПБМА, в качестве понизителя вязкости содержит феррохромглиносульфонат, в качестве пеногасителя - добавку БД, полианионную целлюлозу высокой и низкой вязкости АНИПОЛ для регулирования фильтрационных свойств, карбонат кальция, цемент ПЦТ-1-50, гидроксид калия и в качестве смазывающей добавки реагент БЛ-САЛТ при следующем соотношении компонентов, мас.%:This technical result is achieved in that the drilling fluid includes soda ash, lubricating additive, viscosity reducer, defoamer and water, according to the invention, additionally contains sodium hydroxide, PBMA clay powder, as a viscosity reducer contains ferrochrome glycosulphonate, as an antifoaming agent - BD additive, polyanion cellulose high and low viscosity ANIPOL for regulation of filtration properties, calcium carbonate, cement PCT-1-50, potassium hydroxide and reagent B as a lubricant additive L-SALT in the following ratio, wt.%:
Буровой раствор может содержать биополимер в концентрации 0,1% и сульфированный асфальт в концентрации 1,0%.The drilling fluid may contain biopolymer at a concentration of 0.1% and sulfonated asphalt at a concentration of 1.0%.
При вскрытии интервалов с поглощающими или водопроявляющими пластами, благодаря тиксотропным свойствам и наличию в составе раствора цемента определенной концентрации, буровой раствор создает непроницаемый экран на границе «скважина - пласт». При бурении неустойчивых глиносодержащих пород это обеспечивает стабильность ствола скважины вследствие физико-химической кольматации и изменения обменной емкости глин за счет наличия в растворе ионов кальция.At the opening of the intervals with absorbing or water-developing layers, due to the thixotropic properties and the presence of a certain concentration in the cement mortar, the drilling fluid creates an impenetrable screen at the “well-reservoir” boundary. When drilling unstable clay-containing rocks, this ensures the stability of the wellbore due to physico-chemical clogging and changes in the exchange capacity of clays due to the presence of calcium ions in the solution.
Высокое содержание свободной извести (до 20 кг/м3) предотвращает дестабилизацию бурового раствора при попадании в него углекислого газа.The high content of free lime (up to 20 kg / m 3 ) prevents destabilization of the drilling fluid when carbon dioxide enters it.
Благодаря особенностям тиксотропных свойств в состоянии покоя раствор приобретает свойства твердого тела. За счет уникальных реологических свойств, требуется минимальные затраты энергии на прокачивание раствора с одновременным созданием высокоструктурированного пристенного слоя в зоне кольматации.Due to the peculiarities of the thixotropic properties at rest, the solution acquires the properties of a solid. Due to the unique rheological properties, it requires minimal energy consumption for pumping the solution while creating a highly structured near-wall layer in the colmatage zone.
Применение бурового раствора совместно с кольмататором обеспечивает наибольшую кольматационную эффективность бурового раствора.The use of drilling fluid in conjunction with a collator provides the greatest colmatage efficiency of the drilling fluid.
В сравнении с прототипом предлагаемый буровой раствор обладает следующими преимуществами.In comparison with the prototype of the proposed drilling fluid has the following advantages.
Тиксотропные качества предлагаемого бурового раствора обеспечивают высокое качество очистки ствола скважины, высокая концентрация ионов кальция, благодаря наличию в растворе цемента, придает раствору ингибирующую способность за счет перевода пластовой глины в кальциевую форму. Раствор предотвращает эрозию стенок скважины, так как скорость потока раствора вблизи стенок скважины равна нулю (особенность тиксотропных свойств), обеспечивается длительная устойчивость к биодеструкции за счет наличия цемента, гидроксида калия и, как следствие, высокого pH, обеспечивается повышенная удерживающая способность в статическом состоянии за счет тиксотропных свойств. Высокое удельное сопротивление фильтрата позволяет качественно проводить ГИС (R>0,4 Ом*м). При приготовлении раствора используются экологически безопасные реагенты, также раствор имеет относительно низкую стоимость. Буровой раствор ГЕЛЬ-ДРИЛЛ сохраняет свою стабильность в течение нескольких недель (табл. 1).The thixotropic qualities of the proposed drilling mud provide high quality wellbore cleaning, a high concentration of calcium ions, due to the presence of cement in the solution, imparts inhibitory ability to the solution due to the conversion of reservoir clay into the calcium form. The solution prevents erosion of the borehole walls, since the flow rate of the solution near the borehole walls is zero (a feature of the thixotropic properties), provides long-term resistance to biodegradation due to the presence of cement, potassium hydroxide and, as a result, high pH, provides increased retention in a static state account thixotropic properties. High resistivity of the filtrate allows high-quality GIS (R> 0.4 Ohm * m). In preparing the solution using environmentally friendly reagents, the solution also has a relatively low cost. Drilling mud GEL-DRILL maintains its stability for several weeks (Table 1).
При приготовлении заявляемого раствора используют следующий порядок: в пресную воду вводят гидроксид натрия для создания щелочной среды и кальцинированную соду для связывания солей поливалентных металлов для более качественной гидратации глины и повышения ее активности; далее добавляют глинопорошок и перемешивают глинистую суспензию в течение 20-30 мин до полного ее диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят последовательно понизитель вязкости ФХЛС-М, пеногаситель БД, полианионную целлюлозу АНИПОЛ и осуществляют дообработку гидроксидом калия до необходимого показателя pH. После этого в раствор вводят карбонат кальция, цемент и смазочную добавку.In preparing the proposed solution, the following procedure is used: sodium hydroxide is injected into fresh water to create an alkaline environment and soda ash to bind salts of polyvalent metals in order to better hydrate the clay and increase its activity; then clay powder is added and the clay suspension is stirred for 20-30 minutes until it is completely dispersed. Then, a viscosity reducer FLCS-M, an antifoaming agent BD, polyanionic cellulose ANIPOL is introduced into the clay slurry successively, and additional treatment with potassium hydroxide is performed to the required pH. After that, calcium carbonate, cement and a lubricant additive are introduced into the solution.
Состав и свойства раствора приведены в таблице 1.The composition and properties of the solution are shown in table 1.
Ниже приведены примеры изготовления бурового раствора ГЕЛЬ-ДРИЛЛ.Below are examples of the manufacture of drilling mud GEL-DRILL.
Пример 1. В водопроводной воде растворяют 0,3% кальцинированной соды и 0,2% гидроксида натрия, далее в раствор вводят 5,0% глинопорошка ПБМА (ТУ 2164-005-04002160-2007) и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию добавляют 1,5% феррохромлигносульфоната ФХЛС-М (ТУ 2458-344-05133190-2012), добавляют 0,1% пеногаситель БД (ТУ 2458-024-501783875-2011). Затем постепенно при постоянном перемешивании вводят полианионную целлюлозу 0,2% АНИПОЛ ВВ (ТУ 2458-033-50783875-2012) и 0,3% АНИПОЛ НВ (ТУ 2458-033-50783875-2012). В стабилизированный раствор вводят 1,0%) гидроксида калия, а затем 36,00%) карбоната кальция (ТУ 2458-076-50783875-2016), 5,0% цемента ПЦТ-1-50, и 2,0% смазывающей добавки БЛ-САЛТ (ТУ 2458-012-50783875-2014). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.Example 1. In tap water, dissolve 0.3% soda ash and 0.2% sodium hydroxide, then in the solution injected with 5.0% clay powder PBMA (TU 2164-005-04002160-2007) and mix for 30 minutes with a high-speed mixer until fully dispersed clay In the resulting clay suspension add 1.5% ferrochrome lignosulfonate FHLS-M (TU 2458-344-05133190-2012), add 0.1% antifoam DB (TU 2458-024-501783875-2011). Then, with constant stirring, polyanionic cellulose is introduced with 0.2% ANIPOL BB (TU 2458-033-50783875-2012) and 0.3% ANIPOL HB (TU 2458-033-50783875-2012). 1.0% of potassium hydroxide is introduced into the stabilized solution, followed by 36.00% of calcium carbonate (TU 2458-076-50783875-2016), 5.0% PCT-1-50 cement, and 2.0% of a lubricating additive. BL-SALT (TU 2458-012-50783875-2014). After thorough mixing, the solution is considered ready.
Пример 2. В водопроводной воде растворяют 0,3% кальцинированной соды и 0,2% гидроксида натрия, далее в раствор вводят 5,0% глинопорошка ПБМА (ТУ 2164-005-04002160-2007) и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию добавляют 1,0% феррохромлигносульфоната ФХЛС-М (ТУ 2458-344-05133190-2012) и 1,0% сульфированного асфальта СУЛЬФОБИТ (ТУ 2458-036-50783875-2013), добавляют 0,1% пеногаситель БД (ТУ 2458-024-501783875-2011). Затем постепенно при постоянном перемешивании вводят 0,1% биополимер ксантанового типа (ТУ 2458-035-50783875-2013), полианионную целлюлозу 0,2% АНИПОЛ ВВ (ТУ 2458-033-50783875-2012) и 0,5% АНИПОЛ НВ (ТУ 2458-033-50783875-2012). В стабилизированный раствор вводят 1,0% гидроксида калия, а затем 33,0% карбоната кальция (ТУ 2458-076-50783875-2016), 4,0% цемента ПЦТ-1-50, и 2,0% смазывающей добавки БЛ-САЛТ (ТУ 2458-012-50783875-2014). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.Example 2. In tap water, dissolve 0.3% soda ash and 0.2% sodium hydroxide, then in the solution injected with 5.0% PBMA clay powder (TU 2164-005-04002160-2007) and mix for 30 minutes with a high-speed mixer until fully dispersed clay In the resulting clay suspension add 1.0% ferrochrome lignosulfonate FHLS-M (TU 2458-344-05133190-2012) and 1.0% sulfonated asphalt SULFOBIT (TU 2458-036-50783875-2013), add 0.1% antifoam OBD ( TU 2458-024-501783875-2011). Then, with constant stirring, 0.1% xanthan type biopolymer (TU 2458-035-50783875-2013), 0.2% ANIPOL BB polyanionic cellulose (TU 2458-033-50783875-2012) and 0.5% ANIPOL HB ( TU 2458-033-50783875-2012). 1.0% potassium hydroxide is injected into the stabilized solution, followed by 33.0% calcium carbonate (TU 2458-076-50783875-2016), 4.0% PCT-1-50 cement, and 2.0% BL- SALT (TU 2458-012-50783875-2014). After thorough mixing, the solution is considered ready.
В указанном буровом растворе используют глинопорошок 4,0-7,0%. Уменьшение содержания глины приводит к получению раствора с низкими значениями структурно-механических свойств, что приводит к выпадению утяжелителя из раствора, увеличение содержания глинистой составляющей способствует увеличению вязкости раствора, что приводит к увеличению толщины корки, прихватам, плохой проходимости.In the specified drilling mud powder of 4.0-7.0% is used. A decrease in the clay content results in a solution with low structural and mechanical properties, which leads to the weighting agent falling out of the solution, an increase in the clay component contributes to an increase in the viscosity of the solution, which leads to an increase in the crust thickness, sticking, poor permeability.
Для обеспечения устойчивости ствола скважины ингибирующая способность раствора регулируется путем ввода в раствор цемента ПЦТ-1-50 в пределах 4,0-5,0%. Цемент, являясь поставщиком ионов Са2+, ингибирует глиносодержащие породы.To ensure the stability of the wellbore, the inhibiting ability of the solution is regulated by entering into the cement solution PCT-1-50 in the range of 4.0-5.0%. Cement, being a supplier of Ca 2+ ions , inhibits clay-containing rocks.
Для поддержания pH используют гидроксид натрия (калия).Sodium (potassium) hydroxide is used to maintain pH.
Для регулирования реологических и фильтрационных свойств рекомендуется вводить феррохромлигносульфонат ФХЛС-М (ТУ 2458-344-05133190-2012) в пределах 1,0-1,5%. Однако ввод ФХЛС-М в раствор способствует его вспениванию, поэтому следует дополнительно вводить пеногаситель БД (ТУ 2458-024-501783875-2011).To regulate the rheological and filtration properties, it is recommended to add FHLS-M ferrochrome lignosulfonate (TU 2458-344-05133190-2012) in the range of 1.0-1.5%. However, the introduction of FHLS-M into the solution contributes to its foaming, therefore, the antifoam agent BD (TU 2458-024-501783875-2011) should be additionally introduced.
Для регулирования фильтрационных свойств в буровой раствор вводятся полианионная целлюлоза высокой вязкости АНИПОЛ-ВВ 0,2-0,4%) (увеличение концентрации нецелесообразно, т.к. способствует загущению раствора) и полианионная целлюлоза низкой вязкости АНИПОЛ-НВ в пределах 0,3-0,5% (уменьшение содержания АНИПОЛ-НВ до 0,2% приводит к высоким значениям показателя фильтрации).To regulate the filtration properties, polyanionic cellulose of high viscosity ANIPOL-BB 0.2-0.4% is injected into the drilling fluid (an increase in concentration is not advisable, because it thickens the solution) and polyanionic cellulose of low viscosity ANIPOL-HB within 0.3 -0.5% (a decrease in the content of ANIPOL-HB to 0.2% leads to high values of the filtration index).
Концентрация карбоната кальция обусловлена требуемой плотностью раствора. При этом концентрация карбоната кальция может изменяться в зависимости от нужной плотности раствора. Для повышения смазывающей способности бурового раствора рекомендуется вводить смазывающую добавку БЛ-САЛТ (ТУ 2458-012-50783875-2014).The concentration of calcium carbonate due to the required density of the solution. The concentration of calcium carbonate may vary depending on the desired density of the solution. To increase the lubricity of the drilling fluid, it is recommended to introduce a lubricant additive BL-SALT (TU 2458-012-50783875-2014).
Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов определяли согласно ГОСТ 33213-2014 «Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях. Растворы на водной основе». В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов:Evaluation of the main technological parameters of the studied solutions was determined according to GOST 33213-2014 “Control of parameters of drilling fluids in field conditions. Water-based solutions. In laboratory conditions, the following indicators of properties of drilling fluids were analyzed:
- плотность (ρ, г/см3) определяли на рычажных весах;- density (ρ, g / cm 3 ) was determined on the lever weights;
- условную вязкость (с/кварта) определяли на воронке Марша;- conditional viscosity (s / quart) was determined on the March funnel;
- показатель фильтрации (ПФ, см3/30 мин) определи при перепаде давления 0,7 МПа на фильтр-прессе «OFITE»;- filtering parameter (FS, cm3 / 30 min) measured at a pressure difference of 0.7 MPa in a filter press «OFITE»;
- пластическую вязкость (PV, мПа⋅с) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE»;- plastic viscosity (PV, mPa⋅s) was determined on a OFITE rotational viscometer;
- динамическое напряжение сдвига (YP, фунт/100 футов2) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE»;- dynamic shear stress (YP, lb / 100 ft 2 ) was determined on an OFITE rotational viscometer;
- статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин покоя (GEL 10 sec и GEL 10 min, фунт/100 футов2) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE»;- static shear stress for 10 s and 10 min of rest (GEL 10 sec and GEL 10 min, lb / 100 ft 2 ) was determined on a OFITE rotational viscometer;
- pH определяли pH-метром.- pH was determined by pH meter.
В таблице 3 представлены некоторые из показателей свойств буровых растворов по примерам 1 и 2.Table 3 presents some of the indicators of the properties of drilling fluids in examples 1 and 2.
Данные, приведенные в таблицах 2 и 3, показывают, что заявляемый раствор имеет невысокие значения показателя фильтрации при перепаде давления 0,7 МПа, т.е. образует прочную полимерную корку. Буровой раствор имеет высокие значения СНС, то есть он обеспечивает удержание твердой фазы во взвешенном состоянии и хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы.The data given in tables 2 and 3 show that the inventive solution has low values of filtration rate at a pressure drop of 0.7 MPa, i.e. forms a solid polymer crust. The drilling fluid has high SNS values, that is, it ensures the retention of the solid phase in suspension and good cleaning of the wellbore from cuttings.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018106232A RU2687815C1 (en) | 2018-02-19 | 2018-02-19 | Gel-drill drilling fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018106232A RU2687815C1 (en) | 2018-02-19 | 2018-02-19 | Gel-drill drilling fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2687815C1 true RU2687815C1 (en) | 2019-05-16 |
Family
ID=66578713
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018106232A RU2687815C1 (en) | 2018-02-19 | 2018-02-19 | Gel-drill drilling fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2687815C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733766C1 (en) * | 2019-10-21 | 2020-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационно-сервисная компания "Петроинжиниринг" | Drilling mud with plug-in solid phase petro plug |
| EA037804B1 (en) * | 2019-06-24 | 2021-05-24 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Inhibiting mud for drilling high-colloidal clay deposits |
| RU2804068C1 (en) * | 2023-02-15 | 2023-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Hydrogel drilling fluid |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1211274A1 (en) * | 1983-01-26 | 1995-07-25 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Lime drilling mortar |
| 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 |
| RU2303048C1 (en) * | 2005-10-05 | 2007-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Light-weight grouting mortar |
| RU2369625C2 (en) * | 2007-12-10 | 2009-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling agent for deviating holes |
| RU2521259C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling mud |
-
2018
- 2018-02-19 RU RU2018106232A patent/RU2687815C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1211274A1 (en) * | 1983-01-26 | 1995-07-25 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Lime drilling mortar |
| 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 |
| RU2303048C1 (en) * | 2005-10-05 | 2007-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Light-weight grouting mortar |
| RU2369625C2 (en) * | 2007-12-10 | 2009-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling agent for deviating holes |
| RU2521259C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling mud |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ВЕТЮГОВ А. и др. Промышленное внедрение бентонитового порошка производства НПК "Бентонит" на площадях ОАО "СИБНЕФТЬ ННГ", "Бурение и нефть", 2004, N 6, с. 24-27. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA037804B1 (en) * | 2019-06-24 | 2021-05-24 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Inhibiting mud for drilling high-colloidal clay deposits |
| RU2733766C1 (en) * | 2019-10-21 | 2020-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационно-сервисная компания "Петроинжиниринг" | Drilling mud with plug-in solid phase petro plug |
| RU2804068C1 (en) * | 2023-02-15 | 2023-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Hydrogel drilling fluid |
| RU2830707C1 (en) * | 2024-07-08 | 2024-11-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Татбурнефть" | Gypsum-lime drilling mud on sodium formate |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2802783A (en) | Drilling fluid | |
| US3852201A (en) | A clay free aqueous drilling fluid | |
| US4534870A (en) | Crosslinker composition for high temperature hydraulic fracturing fluids | |
| US7842651B2 (en) | Silicate drilling fluid composition containing lubricating agents and uses thereof | |
| NO136845B (en) | LEIRFRI BOREFLUID. | |
| US8418763B1 (en) | Self-degrading cement compositions and associated fluid loss applications | |
| CN105255460A (en) | Water-based drilling fluid suitable for shale gas development | |
| US4500436A (en) | Saltwater and hard water bentonite mud | |
| CN109021940B (en) | High-temperature high-density high-performance environment-friendly water-based drilling fluid and preparation method thereof | |
| RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
| US3108068A (en) | Water-in-oil emulsion drilling fluid | |
| RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions | |
| RU2687815C1 (en) | Gel-drill drilling fluid | |
| RU2655276C1 (en) | Weighted mineralized clayless drilling mud | |
| CN109628075A (en) | A kind of low solids fluid and preparation method thereof for shaly sandstone reservoir | |
| DE69121886T2 (en) | DISPERSING CONNECTIONS FOR USE IN DRILLING AND TREATING UNDERGROUND HOLES | |
| CN104178095A (en) | Drilling fluid and preparation method thereof | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| Liao et al. | Adsorption characteristics of PHPA on formation solids | |
| RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
| RU2235751C1 (en) | Weighted drilling mud | |
| RU2461600C1 (en) | Loaded drilling mud | |
| US2867584A (en) | Drilling fluid | |
| CN101717622A (en) | Lubricating inhibitor for drilling fluid and preparation method thereof and drilling fluid containing lubricating inhibitor for drilling fluid | |
| MX2013000415A (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore. |