RU2798347C1 - Pseudoplastic drilling fluid for improving wellbore cleaning and drilling method using it (variants) - Google Patents
Pseudoplastic drilling fluid for improving wellbore cleaning and drilling method using it (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2798347C1 RU2798347C1 RU2022108143A RU2022108143A RU2798347C1 RU 2798347 C1 RU2798347 C1 RU 2798347C1 RU 2022108143 A RU2022108143 A RU 2022108143A RU 2022108143 A RU2022108143 A RU 2022108143A RU 2798347 C1 RU2798347 C1 RU 2798347C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- annulus
- polycationic
- sodium
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 110
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 98
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 10
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims abstract description 9
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 claims abstract description 6
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 229910052939 potassium sulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 235000011151 potassium sulphates Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 2
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 2
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 2
- OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L potassium sulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 2
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 20
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 2
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSDWBNJEKMUWAV-UHFFFAOYSA-N Allyl chloride Chemical compound ClCC=C OSDWBNJEKMUWAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- -1 magnesium cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920000371 poly(diallyldimethylammonium chloride) polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000003223 protective agent Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000000196 viscometry Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Группа изобретений относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение для бурения нефтяных и газовых скважин с большими диаметрами долот, преимущественно в глинистых отложениях.SUBSTANCE: group of inventions relates to water-based drilling fluids and can be used for drilling oil and gas wells with large bit diameters, mainly in clay deposits.
Неудовлетворительная очистка ствола скважины является причиной многих инцидентов и осложнений при строительстве скважин. Фактически, 30% прихватов в вертикальных и 80% в горизонтальных скважинах, происходит из-за неудовлетворительной очистки ствола скважины.Poor wellbore cleaning is the cause of many incidents and complications during well construction. In fact, 30% of sticking in vertical and 80% in horizontal wells is due to poor hole cleaning.
Одно из основных требований к реологии - это обеспечение качественной и своевременной очистки ствола скважины от шлама, особенно в условиях увеличения механической скорости бурения и потери устойчивости стенок ствола скважины при бурении глинистых пород с большими диаметрами долот.One of the main requirements for rheology is to ensure high-quality and timely cleaning of the wellbore from cuttings, especially in the conditions of an increase in the mechanical speed of drilling and loss of stability of the wellbore walls when drilling clay rocks with large bit diameters.
Бурение надсолевого комплекса в Прикаспийской впадине осуществляется большими диаметрами долот, где скорость восходящего потока жидкости в затрубье недостаточна для обеспечения выноса шлама на поверхность. Зачастую это приводит к осложнениям и инцидентам из-за зашламления ствола скважины и бурового раствора, выносу «шламовых пробок» в желобную систему, сальникообразованию. Так, при высоких осевых нагрузках на долото, разбуривание слабопрочных глинистых пород вызывает повышение скоростей бурения в начале рейса долота, но затем вследствие обильного накопления выбуренной породы на забое резко снижаются темпы углубления скважины. Выбуренная порода накапливается на забое из-за неудовлетворительной очистки ствола. Низкая выносящая способность гидродинамического потока жидкости в затрубье может привести к тому, что на забое образуется до 85-95% крупного шлама, на измельчение которого требуется до 50-75% мощности, подводимой к буровому долоту. Все это в итоге приводит к наработке раствора и потере устойчивости ствола скважины. Кроме того, увеличение содержания твердой фазы в буровом растворе ведет к резкому снижению буримости горных пород, возрастанию абразивного износа бурового инструмента, что снижает его работоспособность и долговечность. При таких условиях бурения трудно получить высокие технико-экономические показатели, поскольку такой режим бурения неэффективен.Drilling of the post-salt complex in the Caspian depression is carried out with large diameter bits, where the velocity of the upward fluid flow in the annulus is insufficient to ensure the removal of cuttings to the surface. Often this leads to complications and incidents due to sludge in the wellbore and drilling fluid, the removal of "sludge plugs" into the gutter system, and stuffing box formation. So, at high axial loads on the bit, the drilling of weak clay rocks causes an increase in drilling speeds at the beginning of the bit run, but then, due to the abundant accumulation of cuttings at the bottom, the rate of well deepening sharply decreases. Drilled rock accumulates at the bottomhole due to poor hole cleaning. The low carrying capacity of the hydrodynamic fluid flow in the annulus can lead to the fact that up to 85-95% of large cuttings are formed at the bottomhole, the grinding of which requires up to 50-75% of the power supplied to the drill bit. All this eventually leads to fluid production and loss of wellbore stability. In addition, an increase in the content of the solid phase in the drilling fluid leads to a sharp decrease in the drillability of rocks, an increase in the abrasive wear of the drilling tool, which reduces its performance and durability. Under such drilling conditions, it is difficult to obtain high technical and economic indicators, since such a drilling mode is inefficient.
В верхних интервалах надсолевого комплекса имеется значительный резерв, который может быть реализован в виде увеличения механической скорости и улучшения состояния ствола скважины за счет повышения эффективности выноса шлама на поверхность путем управления реологических показателей гидродинамического потока жидкости в затрубье.In the upper intervals of the post-salt complex, there is a significant reserve, which can be realized in the form of an increase in mechanical velocity and improvement of the wellbore condition by increasing the efficiency of cuttings removal to the surface by controlling the rheological parameters of the hydrodynamic fluid flow in the annulus.
Улучшение выносящей способности бурового раствора на практике осуществляется путем регулирования реологических показателей - условной вязкости (УВ), пластической вязкости (ПВ) и динамического напряжения сдвига (ДНС).Improving the carrying capacity of the drilling fluid in practice is carried out by adjusting the rheological parameters - conditional viscosity (HC), plastic viscosity (PV) and dynamic shear stress (DNS).
В проектных решениях при бурении надсолевого комплекса Прикаспийской впадины, например, на Астраханском газоконденсатном месторождении приняты следующие значения реологических показателей: УВ 30-50 с, ПВ 15-25 мПа*с, ДНС 6-15 Па. Обеспечить очистку ствола скважины при бурении в надсолевом комплексе за счет проектных значений реологических показателей не удается, а их увеличение малоэффективно.In the design solutions for drilling the post-salt complex of the Caspian depression, for example, at the Astrakhan gas condensate field, the following values of rheological parameters are taken: HC 30-50 s, PV 15-25 mPa*s, BPS 6-15 Pa. It is not possible to ensure the cleaning of the wellbore when drilling in the post-salt complex due to the design values of rheological parameters, and their increase is ineffective.
Несмотря на достигнутые успехи в технологии бурения нефтяных и газовых скважин следует отметить низкую эффективность применяемых буровых растворов при бурении интервалов глинистых пород с большими диаметрами долот, а именно, низкие механические скорости и технико-экономические показатели бурения из-за неудовлетворительного выноса шлама на поверхность.Despite the successes achieved in the technology of drilling oil and gas wells, it should be noted the low efficiency of the drilling fluids used in drilling intervals of clayey rocks with large bit diameters, namely, low mechanical speeds and technical and economic indicators of drilling due to unsatisfactory removal of cuttings to the surface.
Причиной этому является необоснованный выбор проектных реологических показателей бурового раствора. На самом деле, необходимо регламентировать реологические показатели гидродинамического потока жидкости в затрубье при реальной фактической скорости его движения, а не реологические показатели бурового раствора при заданных скоростях деформации, например, при 600 об/мин и 300 об/мин (или 1022 с-1 и 511 с-1) которые, очевидно, не имеют никакого отношения к потоку жидкости в кольцевом пространстве при бурении интервалов глинистых пород с большими диаметрами долот.The reason for this is the unreasonable choice of the design rheological parameters of the drilling fluid. In fact, it is necessary to regulate the rheological parameters of the hydrodynamic fluid flow in the annulus at the actual actual speed of its movement, and not the rheological parameters of the drilling fluid at given strain rates, for example, at 600 rpm and 300 rpm (or 1022 s -1 and 511 s -1 ) which obviously have nothing to do with fluid flow in the annulus when drilling shale intervals with large bit diameters.
Очевидно, актуальные реологические показатели должны рассчитываться, исходя из фактического движения промывочной жидкости в кольцевом пространстве, т.е. выбор значений напряжение сдвига и эффективной вязкости должен осуществляться строго по фактическим скоростям восходящего потока раствора в затрубье, следовательно, актуальные реологические показатели характеризуют гидродинамический поток жидкости в кольцевом пространстве.Obviously, the actual rheological parameters must be calculated based on the actual movement of the flushing fluid in the annulus, i.e. the choice of values of shear stress and effective viscosity should be carried out strictly according to the actual speeds of the upward flow of the solution in the annulus, therefore, the actual rheological parameters characterize the hydrodynamic fluid flow in the annulus.
Скорость сдвига раствора при известных значениях восходящей скорости гидродинамического потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве νm можно определить по формуле [1]The shear rate of the solution at known values of the upward velocity of the hydrodynamic flow of the flushing fluid in the annular space ν m can be determined by the formula [1]
где n - показатель нелинейности псевдопластичной жидкости, Dc - диаметр ствола, Dт - наружный диаметр бурильных труб.where n is the non-linearity index of the pseudoplastic fluid, D c is the borehole diameter, D t is the outer diameter of the drill pipes.
Откуда, находим диапазон оборотов прибора вискозиметра, соответствующий скорости сдвига гидродинамического потока жидкости в кольцевом пространстве. И далее, значения актуальных реологических показателей - напряжения сдвига и эффективной вязкости при фактической скорости восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве.From where, we find the range of revolutions of the viscometer device corresponding to the shear rate of the hydrodynamic fluid flow in the annular space. And further, the values of the actual rheological indicators - shear stress and effective viscosity at the actual speed of the upward fluid flow in the annulus.
На примере Астраханского газоконденсатного месторождения рассмотрим влияние актуальных реологических показателей гидродинамического потока жидкости в затрубье -напряжение сдвига и эффективной вязкости на очистку ствола скважины от выбуренной и обвальной породы при бурении интервалов с большими диаметрами.On the example of the Astrakhan gas condensate field, we will consider the effect of actual rheological indicators of the hydrodynamic fluid flow in the annulus - shear stress and effective viscosity on cleaning the wellbore from cuttings and landslides when drilling intervals with large diameters.
Строительство эксплуатационных скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении начинается с бурения под кондуктор и 1-ую техническую колонну большими диаметрами, по мере углубления диаметр ствола уменьшается и в завершающей стадии вскрытие и бурение продуктивного горизонта осуществляется на малом диаметре долота, который соответствует дебиту (табл. 1).The construction of production wells at the Astrakhan gas condensate field begins with drilling for a conductor and the 1st technical string with large diameters, as the wellbore deepens, the diameter of the wellbore decreases and, at the final stage, the opening and drilling of the productive horizon is carried out at a small diameter of the bit, which corresponds to the flow rate (Table 1) .
Скважины с большими и малыми диаметрами условно делятся по геометрическим характеристикам кольцевого пространства. Под геометрическими характеристиками кольцевого пространства понимают отношение площадей поперечных сечений ствола (Sст) и бурильной колонны (Sбк), т.е. Sст/Sбк=(D/d)2. Данное отношение показывает во сколько раз площадь поперечного сечения ствола больше площади поперечного сечения бурильной колонны, или «размер сечения между сечения бурильной колонной и стенкой ствола скважины, когда сечения бурильная колонна находится на стенке скважины, т.е. при эксцентричном расположении сечения бурильной колонны в стволе скважины», который назван гидравлическим диаметром скважины (ГДС). ГДС является безразмерной величиной.Wells with large and small diameters are conditionally divided according to the geometric characteristics of the annulus. Under the geometric characteristics of the annular space understand the ratio of the cross-sectional areas of the wellbore (S st ) and drill string (S bk ), i.e. S st / S bk \u003d (D / d) 2 . This ratio shows how many times the cross-sectional area of the wellbore is greater than the cross-sectional area of the drill string, or "the size of the section between the drill string section and the borehole wall when the drill string cross-section is on the borehole wall, i.e. with an eccentric arrangement of the section of the drill string in the wellbore, which is called the hydraulic diameter of the well (HDD). GDS is a dimensionless quantity.
Исходя из мирового и отечественного опыта бурения, к интервалам с большим диаметром можно условно отнести участки ствола скважины с ГДС>3,75. Практически все скважины при бурении на нефть и газ в начальной стадии бурения - под кондуктор, 1-ую техническую колонну начинаются с больших диаметров с ГДС>3,75.Based on the world and domestic drilling experience, large-diameter intervals can conditionally include wellbore sections with GDS>3.75. Almost all wells when drilling for oil and gas at the initial stage of drilling - under the conductor, the 1st technical string starts with large diameters with GDS> 3.75.
Бурение интервалов под кондуктор 1-й и 2-й технической колонны на Астраханском газоконденсатном месторождении производится диаметрами долот 508 мм, 393,7 мм и 295,3 мм, где ГДС составляет соответственно 13,2, 7,9 и 5,41. В надсолевых глинистых отложениях при бурении под кондуктор и 1-ю техническую колонну существуют проблемы, связанные с неудовлетворительной транспортировкой шлама на поверхность из-за низких скоростей восходящего потока раствора в кольцевом пространстве. При бурении солевого интервала из-за высокой плотности бурового раствора и достаточной скорости восходящего потока проблемы, связанные с транспортировкой шлама отсутствуют.Drilling of intervals for the conductor of the 1st and 2nd technical strings at the Astrakhan gas condensate field is carried out with bit diameters of 508 mm, 393.7 mm and 295.3 mm, where the GDR is 13.2, 7.9 and 5.41, respectively. In post-salt shale formations, when drilling under the conductor and the 1st technical column, there are problems associated with unsatisfactory transportation of cuttings to the surface due to low speeds of the upward flow of the solution in the annulus. When drilling a salt interval, due to the high density of the drilling fluid and sufficient upflow velocity, there are no problems associated with the transportation of cuttings.
Интервалы под эксплуатационную колонну и открытый ствол с ГДС<3,25 условно относятся к малым диаметрам. Тогда все интервалы с ГДС=3,25-3,75 можно условно отнести к средним диаметрам. При бурении интервалов скважин со средними диаметрами вопросы транспортировки шлама решаются легче.The intervals for the production casing and the open hole with GDS<3.25 are conventionally referred to as small diameters. Then all intervals with GDS=3.25-3.75 can be conditionally attributed to the average diameters. When drilling intervals of wells with medium diameters, the issues of cuttings transportation are solved more easily.
Проектная максимальная механическая скорость в проблемных интервалах с большими диаметрами составляет 5-7 м/час, однако временами механическая скорость доходит до 25 м/час и более. В этих случаях значительно усложняется своевременный вынос выбуренной и обвальной породы на поверхность, несмотря на соблюдение проектных реологических показателей бурового раствора - значения динамического напряжения сдвига, условной вязкости и пластической вязкости.The design maximum ROP in problem intervals with large diameters is 5-7 m/h, but at times the ROP reaches 25 m/h or more. In these cases, the timely removal of drilled and landslide rock to the surface becomes much more difficult, despite compliance with the design rheological parameters of the drilling fluid - the values of dynamic shear stress, conditional viscosity and plastic viscosity.
При существующем режиме промывки - подаче насосов, скорости восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве для улучшения качества очистки ствола скважины необходимо увеличить актуальные реологические показатели гидродинамического потока жидкости в кольцевом пространстве, а не условную вязкость, пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, показатель τо/η и др. показатели бурового раствора.With the existing flushing regime - pumping, upward flow rate of fluid in the annular space, to improve the quality of cleaning the wellbore, it is necessary to increase the actual rheological indicators of the hydrodynamic fluid flow in the annular space, and not the conditional viscosity, plastic viscosity, dynamic shear stress, index τ about /η and other indicators of drilling mud.
1. Бурение под кондуктор. При проектной производительности насосов Q=55-60 л/с крайне сложно обеспечить очистку ствола скважины из-за низкой скорости восходящего потока в кольцевом пространстве, равной 0,2-0,3 м/с, что соответствует диапазону скоростей сдвига 10,22-17,03 с-1. Актуальными реологическими показателями гидродинамического потока жидкости в затрубье являются напряжение сдвига и эффективная вязкость в соответствующем диапазоне скоростей сдвига. Неудовлетворительная транспортировка шлама приводит к зашламлению ствола, к периодическим накоплениям «шламовых пробок» в стволе скважины, которые временами выносятся потоком жидкости в затрубье и перекрывают желобную систему, приводя к переливам (потерям) бурового раствора. На очистку желобной системы от «шламовых пробок» тратится значительное время, в среднем от 10 до 20 часов. Для повышения выносящей способности потока жидкости в затрубье производят увеличение реологических показателей гидродинамического потока. Напряжение сдвига гидродинамического потока при скоростях сдвига 10,22-17,03 с-1 для обеспечения удовлетворительной транспортировки шлама на поверхность необходимо поддерживать не менее 10 Па (табл. 2). При этом разность скоростей восходящего потока и проскальзывания составить 0,15-0,20 м/с.
Дальнейшее увеличение напряжения сдвига не целесообразно. В диапазоне скоростей сдвига 10,22-17,03 с-1 увеличение значений напряжения сдвига приводит к пропорциональному росту эффективной вязкости. Видимо, благодаря вкладу эффективной вязкости наблюдается улучшение выноса шлама, однако оценить долю этого вклада не представляется возможным.A further increase in the shear stress is not advisable. In the range of shear rates of 10.22-17.03 s -1 , an increase in shear stress values leads to a proportional increase in effective viscosity. Apparently, due to the contribution of effective viscosity, an improvement in sludge removal is observed, however, it is not possible to estimate the share of this contribution.
Следовательно, управляя актуальными реологическими показателями гидродинамического потока жидкости возможно более эффективно решать проблему с выносом шлама при использовании высокоингибирующих и углеводородных промывочных жидкостей.Therefore, by controlling the actual rheological parameters of the hydrodynamic fluid flow, it is possible to more effectively solve the problem of cuttings removal when using highly inhibiting and hydrocarbon drilling fluids.
2. Бурение под 1-ую техническую колонну. При проектной производительности насосов Q=55-60 л/с скорость восходящего потока в кольцевом пространстве составляет 0,4-0,5 м/с, что соответствует диапазону скоростей сдвига 17,03-34,07 с-1. Следовательно, в данном интервале бурения актуальными реологическими показателями гидродинамического потока жидкости в затрубье являются напряжение сдвига и эффективная вязкость в соответствующем диапазоне скоростей сдвига. Напряжение сдвига при скоростях сдвига 17,03-34,07 с-1 для обеспечения удовлетворительной транспортировки шлама на поверхность необходимо повысить и поддерживать не менее 10 Па и 12-14 Па соответственно при механических скоростях до 20 м/ч и до 30 м/ч (табл. 3).2. Drilling for the 1st technical column. With the design capacity of the pumps Q=55-60 l/s, the upward flow velocity in the annular space is 0.4-0.5 m/s, which corresponds to the shear rate range of 17.03-34.07 s -1 . Therefore, in a given drilling interval, the actual rheological indicators of the hydrodynamic fluid flow in the annulus are the shear stress and effective viscosity in the corresponding range of shear rates. Shear stress at shear rates of 17.03-34.07 s -1 to ensure satisfactory transport of sludge to the surface must be increased and maintained at least 10 Pa and 12-14 Pa, respectively, at mechanical speeds up to 20 m/h and up to 30 m/h (Table 3).
Дальнейшее увеличение напряжение сдвига не целесообразно. При значениях напряжения сдвига 10-18 Па наблюдается удовлетворительный вынос шлама на поверхность, даже при скорости механического бурения 20-25 м/час.Further increase in shear stress is not advisable. At shear stress values of 10-18 Pa, a satisfactory removal of cuttings to the surface is observed, even at a mechanical drilling speed of 20-25 m/h.
Благодаря пропорциональному увеличению эффективной вязкости и ее вкладу в очистку ствола скважины происходит удовлетворительный вынос шлама на поверхность.Due to the proportional increase in the effective viscosity and its contribution to the cleaning of the wellbore, a satisfactory removal of cuttings to the surface occurs.
Таким образом, для улучшения транспортировки шлама на поверхность рекомендованы актуальные реологические показатели гидродинамического потока жидкости в затрубье при бурении под кондуктор и 1-ю техническую колонну в реальных условиях, в отличие от реологических показателей раствора, которые никакого отношения к потоку жидкости в кольцевом пространстве не имеют.Thus, in order to improve cuttings transportation to the surface, the actual rheological indicators of the hydrodynamic fluid flow in the annulus are recommended when drilling under the conductor and the 1st technical string in real conditions, in contrast to the rheological indicators of the mud, which have nothing to do with the fluid flow in the annulus .
Комментарии к существующим и актуальным реологическим показателям. Из проведенного анализа следует, что до настоящего времени выносящую способность жидкости определяют не корректно.Comments on existing and current rheological indicators. It follows from the analysis that the carrying capacity of a liquid has not yet been determined correctly.
Во-первых, гидродинамический поток жидкости в затрубье рассматривается как движущийся поток жидкости при постоянных скоростях деформации при 600 об/мин и 300 об/мин. На этом основаны проектные реологические показатели - пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, условная вязкость, показатель τo/η и др.First, the hydrodynamic fluid flow in the annulus is considered as a moving fluid flow at constant strain rates at 600 rpm and 300 rpm. Design rheological indicators are based on this - plastic viscosity, dynamic shear stress, conditional viscosity, index τ o /η, etc.
Во-вторых, не учитывают гидравлические характеристики сечения скважины и реальную скорость движения потока жидкости в затрубье.Secondly, they do not take into account the hydraulic characteristics of the well section and the actual velocity of the fluid flow in the annulus.
Следовательно, проектные реологические показатели раствора характеризуют течение жидкости при скоростях деформации, не имеющие никакого отношения к характеристикам гидродинамического потока жидкости в затрубье, особенно при промывке скважин с большими диаметрами долот.Therefore, the design rheological parameters of the fluid characterize the fluid flow at strain rates that have nothing to do with the characteristics of the hydrodynamic fluid flow in the annulus, especially when flushing wells with large bit diameters.
Для повышения эффективности очистки шлама из ствола скважины, предлагаются, актуальные реологические показатели гидродинамического потока жидкости в затрубье и нормируемые диапазоны их значений, а также технология управления этих реологических показателей. Актуальные реологические показатели характеризуют гидродинамический поток жидкости в затрубье, и, следовательно, отвечают за вынос шлама из ствола скважины на поверхность.To improve the efficiency of cuttings cleaning from the wellbore, the actual rheological indicators of the hydrodynamic fluid flow in the annulus and the normalized ranges of their values, as well as the technology for controlling these rheological indicators, are proposed. Actual rheological parameters characterize the hydrodynamic fluid flow in the annulus, and, therefore, are responsible for the removal of cuttings from the wellbore to the surface.
Актуализация реологических показателей гидродинамического потока жидкости в затрубье для бурения верхних интервалов с большими диаметрами долот является весьма существенным резервом для повышения технико-экономических показателей (ТЭП) бурения и снижения осложнений.Updating the rheological parameters of the hydrodynamic fluid flow in the annulus for drilling the upper intervals with large bit diameters is a very significant reserve for improving the technical and economic indicators (TEP) of drilling and reducing complications.
Известны буровые растворы с высокими ингибирующими и крепящими свойствами (A.M. Гайдаров, А.А. Хуббатов, Д.В. Храброе, Р.А. Жирнов, А.В. Сутырин, М.М-Р. Гайдаров/ Поликатионные системы Катбурр - новое направление в области буровых растворов// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2017. - №7 -С. 36-49.)Drilling fluids with high inhibitory and fixing properties are known (A.M. Gaidarov, A.A. Khubbatov, D.V. Khrabroe, R.A. Zhirnov, A.V. Sutyrin, M.M. R. Gaidarov / Catburr polycationic systems - new direction in the field of drilling fluids // Construction of oil and gas wells on land and at sea. - 2017. - No. 7 - P. 36-49.)
Недостатком известных составов является низкая их выносящая способность, приводящая к эрозии стенок, сальникообразованиям, прихватам, нарушению устойчивости ствола скважины и т.д.A disadvantage of the known compositions is their low carrying capacity, which leads to wall erosion, stuffing box formation, sticking, wellbore instability, etc.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является глинистые и безглинистые составы, включающие воду, глинопорошок или мел или асбест, катионный полимер полиэлектролит, совместимые полимеры анионного и неионного типа и другие вспомогательные компоненты (М.М-Р. Гайдаров, А.А. Хуббатов, A.M. Гайдаров, Д.В. Храбров, Р.А. Жирнов, А.В. Сутырин / Поликатионные буровые растворы Катбурр и перспективы их использования // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2019. - №7-С. 19-25).The closest technical solution to the proposed one is clay and clay-free compositions, including water, clay powder or chalk or asbestos, a cationic polyelectrolyte polymer, compatible anionic and nonionic polymers and other auxiliary components (M.M. R. Gaidarov, A.A. Khubbatov, A.M. Gaidarov, D.V. Khrabrov, R.A. Zhirnov, A.V. Sutyrin / Katburr polycationic drilling fluids and prospects for their use // Construction of oil and gas wells onshore and offshore - 2019. - No. 7-C .19-25).
Наибольшее применение среди поликатионных буровых рвастворов нашли ингибирующие составы для бурения глинистых отложений, включающие глинопорошок 3-8%, катионный полимер 0,6-2,5%, крахмал 0,5-3%, биополимер 0,05-0,5%, кольматант мел 0-10% и более, гидрофобный кольматант 0-10% и более, соль 0-5% и более//многоатомные спирты, аминоспирты, полисахариды, смазывающие добавки, кольматанты, утяжелители и т.д. Реологические показатели ингибирующих составов зависят от типа соли и ее концентрации, так в данном составе допускается отсутствие соли, что чревато потерей седиментационной устойчивости системы, неуправляемостью выносящей способности и реологических показателей.The most widely used among polycationic drilling fluids are inhibitory compositions for drilling clay deposits, including clay powder 3-8%, cationic polymer 0.6-2.5%, starch 0.5-3%, biopolymer 0.05-0.5%, chalk colmatant 0-10% or more, hydrophobic colmatant 0-10% or more, salt 0-5% or more The rheological indicators of inhibitory compositions depend on the type of salt and its concentration, so the absence of salt is allowed in this composition, which is fraught with a loss of sedimentation stability of the system, uncontrollable carrying capacity and rheological indicators.
Следовательно, недостатком известных глинистых и безглинистых составов является низкая выносящая способность при бурении большими диаметрами долот или низкие значения реологических показателей при малых скоростях деформации бурового раствора, вследствие чего имеют место эрозия стенок в слабосцементированных глинистых породах, сальникообразования (вынос «шламовых пробок»), прихваты, нарушение устойчивости ствола скважины и т.д. Это создает определенные проблемы при проходке большими диаметрами долот в неустойчивых глинистых отложениях.Therefore, the disadvantage of the known clay and clay-free compositions is the low carrying capacity when drilling with large bit diameters or low values of rheological parameters at low drilling fluid deformation rates, as a result of which wall erosion occurs in weakly cemented clay rocks, gland formation (removal of "sludge plugs"), sticking , wellbore stability disturbance, etc. This creates certain problems when driving with large diameter bits in unstable clay deposits.
Техническим результатом, на достижение которого направлена данная группа изобретений, является устранение указанного недостатка, а именно, повышение выносящей способности гидродинамического потока жидкости за счет увеличения его актуальных реологических показателей, и стабилизация стенок ствола скважины при бурении глинистых отложений с большим диаметром долот.The technical result, which this group of inventions is aimed at, is the elimination of this disadvantage, namely, increasing the carrying capacity of the hydrodynamic fluid flow by increasing its actual rheological parameters, and stabilizing the walls of the wellbore when drilling clay deposits with a large diameter of the bits.
Управление актуальными реологическими показателями гидродинамического потока жидкости в затрубье осуществляется путем контролируемого дозирования низкомолекулярных электролитов для диссоциации или растворения, образуемых полиэлектролитных комплексов, при следующем соотношении пороговых концентраций электролитов в количестве от массы поликатионного бурового раствора, мас.%:Management of the actual rheological parameters of the hydrodynamic fluid flow in the annulus is carried out by controlled dosing of low molecular weight electrolytes for dissociation or dissolution of the formed polyelectrolyte complexes, with the following ratio of threshold concentrations of electrolytes in the amount of the weight of the polycationic drilling fluid, wt.%:
- в глинистых составах (с глинопорошком):- in clay compositions (with clay powder):
- хлорид натрия 0,45 моль/л (или 2,63%) или- sodium chloride 0.45 mol/l (or 2.63%) or
- нитрат натрия 0,34 моль/л (или 2,89%) или- sodium nitrate 0.34 mol/l (or 2.89%) or
- бромид натрия 0,34 моль/л (или 3,50%) или- sodium bromide 0.34 mol/l (or 3.50%) or
- формиат натрия 0,75 моль/л (или 5,10%) или- sodium formate 0.75 mol/l (or 5.10%) or
- сульфат натрия 0,45 моль/л (или 6,39%) или- sodium sulfate 0.45 mol/l (or 6.39%) or
- ацетат натрия 1,00 моль/л (или 8,20%) или- sodium acetate 1.00 mol/l (or 8.20%) or
- хлорид калия 0,42 моль/л (или 3,12%) или- potassium chloride 0.42 mol/l (or 3.12%) or
- сульфат калия 0,40 моль/л (или 6,96%) или- potassium sulfate 0.40 mol/l (or 6.96%) or
- хлорид аммония 0,42 моль/л (или 2,25%) или- ammonium chloride 0.42 mol/l (or 2.25%) or
- ацетат аммония 0,85 моль/л (или 6,55%) или- ammonium acetate 0.85 mol/l (or 6.55%) or
- хлорид магния 0,15 моль/л (или 1,43%) или- magnesium chloride 0.15 mol/l (or 1.43%) or
- хлорид кальция 0,15 моль/л (или 1,67%) или- calcium chloride 0.15 mol/l (or 1.67%) or
- бромид кальция 0,15 моль/л (или 3,00%);- calcium bromide 0.15 mol/l (or 3.00%);
- в безглинистых составах (без глинопорошка):- in clay-free compositions (without clay powder):
- хлорид натрия 0,30 моль/л (или 1,76% ды) или- sodium chloride 0.30 mol/l (or 1.76% di) or
- нитрат натрия 0,26 моль/л (или 2,21%) или- sodium nitrate 0.26 mol/l (or 2.21%) or
- бромид натрия 0,23 моль/л (или 2,37%) или- sodium bromide 0.23 mol/l (or 2.37%) or
- формиат натрия 0,44 моль/л (или 3,00%) или- sodium formate 0.44 mol/l (or 3.00%) or
- сульфат натрия 0,20 моль/л (или 2,84%) или- sodium sulfate 0.20 mol/l (or 2.84%) or
- ацетат натрия 0,45 моль/л (или 3,69%) или- sodium acetate 0.45 mol/l (or 3.69%) or
- хлорид калия 0,26 моль/л (или 1,94%) или- potassium chloride 0.26 mol/l (or 1.94%) or
- сульфат калия 0,20 моль/л (или 3,48%) или- potassium sulfate 0.20 mol/l (or 3.48%) or
- хлорид аммония 0,26 моль/л (или 1,39%) или- ammonium chloride 0.26 mol/l (or 1.39%) or
- ацетат аммония 0,42 моль/л (или 3,24%) или- ammonium acetate 0.42 mol/l (or 3.24%) or
- хлорид магния 0,075 моль/л (или 0,71%) или- magnesium chloride 0.075 mol/l (or 0.71%) or
- хлорид кальция 0,09 моль/л (или 1,00%) или- calcium chloride 0.09 mol/l (or 1.00%) or
- бромид кальция 0,10 моль/л (или 2,00%).- calcium bromide 0.10 mol/l (or 2.00%).
Таким образом, повышение выносящей способности гидродинамического потока жидкости за счет увеличения его актуальных реологических показателей производится путем контролируемого дозирования низкомолекулярных электролитов, причем для каждой соли имеется своя пороговая концентрация.Thus, an increase in the carrying capacity of the hydrodynamic fluid flow by increasing its actual rheological parameters is carried out by controlled dosing of low molecular weight electrolytes, and each salt has its own threshold concentration.
Способ бурения с применением поликатионного бурового раствора обеспечивает достижение того же вышеуказанного технического результата и иллюстрируется таблицами 2 и 3.The drilling method using a polycationic drilling fluid achieves the same technical result above and is illustrated in tables 2 and 3.
В качестве защитных реагентов в поликатионных буровых растворах используются катионные полимеры (полидадмахи и его сополимеры, полиамины), неионные и анилнные полимеры.Cationic polymers (polydadmachy and its copolymers, polyamines), non-ionic and anyl polymers are used as protective agents in polycationic drilling fluids.
Полидадмах (полидиаллилдиметиламмоний хлорид) синтезируется из аллилхлорида и диметиламина:Polydadmah (polydiallyldimethylammonium chloride) is synthesized from allyl chloride and dimethylamine:
Полимеризация происходит циклическим путем с образованием следующей структуры:Polymerization occurs in a cyclic way with the formation of the following structure:
Реагент может быть представлен в виде порошка или в жидкой форме с концентрацией активного вещества от 20 до 40 масс. %. Продукт смешивается с водой при любых пропорциях. Молекулярная масса от 10 тыс. до 1 млн. Катионный заряд расположен на вторичной цепи.The reagent can be presented in the form of a powder or in liquid form with an active substance concentration of 20 to 40 wt. %. The product mixes up with water at any proportions. Molecular weight is from 10 thousand to 1 million. The cationic charge is located on the secondary chain.
Катионный полимер полидадмах и его сополимеры с малеиновым ангидридом и акриламидом выпускаются под торговыми марками Силфок2540, Силфок2540С, Силфок2540 В, Силфок2540СЦ в ООО «Силвер», г. Стерлитамак. ТУ продукта ТУ 2227-001-92802291-2013.The cationic polymer polydadmah and its copolymers with maleic anhydride and acrylamide are marketed under the trademarks Silfok2540, Silfok2540C, Silfok2540V, Silfok2540STs at OOO Silver, Sterlitamak. Product specifications TU 2227-001-92802291-2013.
В товарном продукте молекулярная масса реагентов может изменяться в пределах от (4÷6)*104 до 1*106.In a commercial product, the molecular weight of the reagents can vary from (4÷6)*10 4 to 1*10 6 .
Полиамины (полиэпихлоргидриндиметиламин, полиЭПИ-ДМА) синтезируется путем реакции конденсации первичных или вторичных аминов с эпихлоргидрином:Polyamines (polyepichlorohydrindimethylamine, polyEPI-DMA) are synthesized by the condensation reaction of primary or secondary amines with epichlorohydrin:
Реагент представлен в жидком виде с концентрацией активного вещества от 30 до 50%. Продукт смешивается с водой при любых пропорциях.The reagent is presented in liquid form with an active substance concentration of 30 to 50%. The product mixes up with water at any proportions.
Молекулярная масса от 10 тыс.до 1 млн. Катионный заряд расположен на главной цепи. В товарном продукте обнаруживаются вещества, которые используются при синтезе полимера или появляются в результате гидролиза.Molecular weight is from 10 thousand to 1 million. The cationic charge is located on the main chain. Substances that are used in the synthesis of the polymer or appear as a result of hydrolysis are found in the commercial product.
В настоящее время в ООО «Силвер», г. Стерлитамак налажен выпуск полиаминов.At present, LLC "Silver", Sterlitamak, has launched the production of polyamines.
В товарном продукте молекулярная масса полиаминов может изменяться в пределах от 4*104 до (2÷4)*105.In a commercial product, the molecular weight of polyamines can vary from 4*10 4 to (2÷4)*10 5 .
В буровом растворе с содержанием катионного полимера (или сополимера) и анионного полимера происходит образование нерастворимых полиэлектролитных комплексов, что приводит к падению реологических показателей. Особенно при этом наблюдается уменьшение эффективной вязкости и напряжение сдвига при низких скоростях сдвига. Фазовый переход из нерастворимого состояния полиэлектрлитных комплексов в растворимое сопровождается увеличением реологических показателей, возрастает эффективная вязкость и напряжение сдвига при низких скоростях сдвига.In a drilling fluid containing a cationic polymer (or copolymer) and an anionic polymer, insoluble polyelectrolyte complexes are formed, which leads to a drop in rheological parameters. Especially in this case, a decrease in effective viscosity and shear stress is observed at low shear rates. The phase transition from the insoluble state of polyelectrolyte complexes to the soluble state is accompanied by an increase in rheological parameters, an increase in effective viscosity and shear stress at low shear rates.
Концентрация низкомолекулярного электролита, при которой достигается стабилизация реологических показателей, а именно эффективной вязкости и напряжение сдвига при низких скоростях сдвига соответствует растворимости полиэлектрлитных комплексов.The concentration of a low molecular weight electrolyte at which stabilization of rheological parameters is achieved, namely, effective viscosity and shear stress at low shear rates, corresponds to the solubility of polyelectrolyte complexes.
Концентрация соли, при которой достигается стабилизация реологических характеристик при низких скоростях сдвига, например, при 5,11 с-1, 10,22 с-1 и 17,03 с-1, принята за пороговую концентрацию, при которой достигается растворение полиэлектролитного комплекса и проявление псевдопластических свойств поликатионного бурового раствора.The salt concentration at which stabilization of rheological characteristics is achieved at low shear rates, for example, at 5.11 s -1 , 10.22 s -1 and 17.03 s -1 , is taken as the threshold concentration at which dissolution of the polyelectrolyte complex is achieved and manifestation of pseudoplastic properties of polycationic drilling fluid.
Предлагаемая методика вискозиметрии для оценки растворимости полиэлектролитного комплекса в поликатионном буровом растворе с содержанием катионного Полидадмаха и анионного биополимера, основанная на определении эффективной вязкости и напряжение сдвига при скоростях сдвига 5,11 с-1, и/или 10,22 с-1 и/или 17,03 с-1 является вполне обоснованной и информативной.The proposed viscometry method for evaluating the solubility of a polyelectrolyte complex in a polycationic drilling fluid containing cationic Polydadmach and an anionic biopolymer, based on the determination of effective viscosity and shear stress at shear rates of 5.11 s -1 and / or 10.22 s -1 and / or 17.03 s -1 is quite reasonable and informative.
Содержание низкомолекулярных электролитов является одним из необходимых условий получения псевдопластичных буровых растворов, содержащих катионные и анионные полимеры.The content of low molecular weight electrolytes is one of the necessary conditions for obtaining pseudoplastic drilling fluids containing cationic and anionic polymers.
Ввод анионного биополимера в буровой раствор, содержащий катионный полимер, на практике осуществляется в сухом или жидком виде.The introduction of an anionic biopolymer into a drilling fluid containing a cationic polymer is in practice carried out in dry or liquid form.
При вводе в жидком виде, предварительно растворенного в воде биополимера, происходит:When a biopolymer, previously dissolved in water, is introduced in liquid form, the following occurs:
- мгновенное образование нерастворимого полиэлектролитного комплекса в пресной системе (недостаточно соленой) с образованием хлопьев различной формы, реологические показатели жидкости падают, наблюдается осаждение полиэлектролитного комплекса, седиментация твердой фазы, расслоение и дестабилизация системы;- instantaneous formation of an insoluble polyelectrolyte complex in a fresh system (not sufficiently salty) with the formation of flakes of various shapes, the rheological parameters of the liquid fall, precipitation of the polyelectrolyte complex, sedimentation of the solid phase, stratification and destabilization of the system;
- образование растворимого полиэлектрлитного комплекса в соленой системе, реологические показатели жидкости возрастают, повышается седиментационная устойчивость твердой фазы, снижается расслоение, и система проявляет высокую стабильность.- the formation of a soluble polyelectrolyte complex in the salt system, the rheological parameters of the liquid increase, the sedimentation stability of the solid phase increases, the separation decreases, and the system exhibits high stability.
При вводе биополимера в сухом виде наблюдается:When the biopolymer is introduced in dry form, the following is observed:
- биополимер не растворяется в пресной системе (недостаточно соленой), катионный полимер «прилипает» на поверхность порошка биополимера и блокирует его растворение, реологические показатели жидкости не меняются, свойства и показатели раствора сохраняются практически без изменения;- the biopolymer does not dissolve in a fresh system (not salty enough), the cationic polymer "sticks" to the surface of the biopolymer powder and blocks its dissolution, the rheological parameters of the liquid do not change, the properties and parameters of the solution remain practically unchanged;
- биополимер растворяется в соленой системе, образуется растворимый полиэлектролитный комплекс, реологические показатели системы повышаются, возрастает седиментационная устойчивость.- the biopolymer dissolves in the salt system, a soluble polyelectrolyte complex is formed, the rheological parameters of the system increase, and sedimentation stability increases.
Учитывая вышесказанное, объектом исследования были выбраны безглинистые и глинистые буровые растворы, близкие по составу с базовыми растворами, применяемыми на Астраханском газоконденсатном месторождении, содержащие рабочие концентрации катионного полимера и биополимера.Considering the above, clay-free and clay drilling fluids were chosen as the object of study, similar in composition to the base fluids used at the Astrakhan gas condensate field, containing working concentrations of a cationic polymer and a biopolymer.
Результаты исследований отражены в Таблицах 4 и 5 и на Рисунках 1-6.The research results are shown in Tables 4 and 5 and in Figures 1-6.
В качестве солей исследованы наиболее распространенные электролиты. В промысловых условиях, когда концентрации компонентов в составе поликатионного бурового раствора постоянно меняются, а их поддержание производится по технологическим показателям и свойствам, установить точные концентрации компонентов в рабочей жидкости не всегда возможно и вряд ли это необходимо.The most common electrolytes have been studied as salts. In field conditions, when the concentrations of components in the composition of the polycationic drilling fluid are constantly changing, and their maintenance is carried out according to technological indicators and properties, it is not always possible and hardly necessary to establish the exact concentrations of components in the working fluid.
Изменение концентрации солей, от начальной, при которой начинается растворение полиэлектролитного комплекса, до пороговой концентрации, происходит в очень узком диапазоне. Поэтому, не столь важно, выявление границ этого узкого диапазона концентраций солей, более важным является установление величины пороговой концентрации. По величине пороговой концентрации выбирается рабочая концентрация, причем нижняя граница рабочей концентрации должна превышать пороговую. Выбор рабочей концентрации соли с превышением над пороговой, т.е. с запасом, связано с постоянно меняющимся составом рабочей жидкости и очень узким диапазоном концентраций переходной зоны из растворимого состояния полиэлектролитного комплекса в нерастворимое и наоборот.The change in salt concentration, from the initial one, at which the dissolution of the polyelectrolyte complex begins, to the threshold concentration, occurs in a very narrow range. Therefore, it is not so important to identify the boundaries of this narrow range of salt concentrations; it is more important to establish the value of the threshold concentration. The working concentration is selected according to the threshold concentration, and the lower limit of the working concentration must exceed the threshold. The choice of working salt concentration in excess of the threshold, i.e. with a margin, due to the constantly changing composition of the working fluid and a very narrow range of concentrations of the transition zone from the soluble state of the polyelectrolyte complex to the insoluble state and vice versa.
Очевидно, что при выборе рабочей концентрации необходимо учитывать геологический разрез скважины - литологию, термобарические условия и т.д. В противном случае, при возникновении непредвиденных случаев, например, при попадании пресной воды в раствор, при проходке толщ глинистых отложений за счет течения ионообменных процессов, при попадании цемента в раствор и т.д. возможно резкое ухудшение свойств и показателей бурового раствора за счет перехода полиэлектролитного комплекса в нерастворимое состояние. В любом случае, запас соли в составе раствора минимизирует вероятность перехода полиэлектролитного комплекса из растворимого в нерастворимое состояние.Obviously, when choosing a working concentration, it is necessary to take into account the geological section of the well - lithology, thermobaric conditions, etc. Otherwise, in the event of unforeseen cases, for example, when fresh water enters the solution, when driving clay deposits due to the flow of ion-exchange processes, when cement enters the solution, etc. a sharp deterioration in the properties and indicators of the drilling fluid is possible due to the transition of the polyelectrolyte complex to an insoluble state. In any case, the salt content in the solution minimizes the probability of the transition of the polyelectrolyte complex from a soluble to an insoluble state.
Выражая концентрацию соли в моль/л можно определить ее «химическую» эффективность по растворяющей способности полиэлектролитного комплекса в глинистых и безглинистых буровых растворах.By expressing the salt concentration in mol/l, it is possible to determine its “chemical” efficiency by the dissolving power of the polyelectrolyte complex in clay and clay-free drilling fluids.
В реальных промысловых условиях добавки солей осуществляют в процентах от объема бурового раствора или воды (или массы воды), поэтому с практической стороны, удобнее пользоваться процентным соотношением от объема бурового раствора.In real field conditions, salt additions are carried out as a percentage of the volume of drilling fluid or water (or mass of water), therefore, from a practical point of view, it is more convenient to use a percentage of the volume of drilling fluid.
Краткое описание чертежей:Brief description of drawings:
Фиг. 1 - Зависимость эффективной вязкости глинистого поликатионного раствора при скорости сдвига 5,11 с-1 от содержания солей натрия;Fig. 1 - Dependence of the effective viscosity of the clay polycationic solution at a shear rate of 5.11 s -1 on the content of sodium salts;
Фиг. 2 - Зависимость эффективной вязкости безглинистого поликатионного раствора при скорости сдвига 5,11 с-1 от содержания солей натрия;Fig. 2 - Dependence of the effective viscosity of the clay-free polycationic solution at a shear rate of 5.11 s -1 on the content of sodium salts;
Фиг. 3 - Зависимость эффективной вязкости глинистого поликатионного раствора при скорости сдвига 5,11 с-1 от содержания солей калия и аммония;Fig. 3 - Dependence of the effective viscosity of the clay polycationic solution at a shear rate of 5.11 s -1 on the content of potassium and ammonium salts;
Фиг. 4 - Зависимость эффективной вязкости безглинистого поликатионного раствора при скорости сдвига 5,11 с-1 от содержания солей калия и аммония;Fig. 4 - Dependence of the effective viscosity of the clay-free polycationic solution at a shear rate of 5.11 s -1 on the content of potassium and ammonium salts;
Фиг. 5 - Зависимость эффективной вязкости глинистого поликатионного раствора при скорости сдвига 5,11 с-1 от содержания солей магния и кальция;Fig. 5 - Dependence of the effective viscosity of the clay polycationic solution at a shear rate of 5.11 s -1 on the content of magnesium and calcium salts;
Фиг. 6 - Зависимость эффективной вязкости безглинистого поликатионного раствора при скорости сдвига 5,11 с-1 от содержания солей магния и кальция.Fig. 6 - Dependence of the effective viscosity of the clay-free polycationic solution at a shear rate of 5.11 s -1 on the content of magnesium and calcium salts.
Предлагаемый буровой раствор готовят таким образом, чтобы концентрация соли в растворе была достаточной, как для растворения полиэлектролитного комплекса, так и для придания псевдопластичных характеристик рабочей жидкости.The proposed drilling fluid is prepared in such a way that the salt concentration in the solution is sufficient both to dissolve the polyelectrolyte complex and to impart pseudoplastic characteristics to the working fluid.
Группа изобретений поясняется с помощью Таблиц 4 и 5 и Фиг. 1-6, откуда следует, что для растворения полиэлектролитного комплекса и создания псевдопластичных поликатионных буровых растворов необходимо дозировать концентрацию электролитов:The group of inventions is explained using Tables 4 and 5 and FIG. 1-6, whence it follows that in order to dissolve the polyelectrolyte complex and create pseudoplastic polycationic drilling fluids, it is necessary to dose the concentration of electrolytes:
- в глинистых составах:- in clay compositions:
- хлорид натрия 0,45 моль/л (или 2,63%);- sodium chloride 0.45 mol/l (or 2.63%);
- нитрат натрия 0,34 моль/л (или 2,89%);- sodium nitrate 0.34 mol/l (or 2.89%);
- бромид натрия 0,34 моль/л (или 3,50%);- sodium bromide 0.34 mol/l (or 3.50%);
- формиат натрия 0,75 моль/л (или 5,10%);- sodium formate 0.75 mol/l (or 5.10%);
- сульфат натрия 0,45 моль/л (или 6,39%);- sodium sulfate 0.45 mol/l (or 6.39%);
- ацетат натрия 1,00 моль/л (или 8,20%);- sodium acetate 1.00 mol/l (or 8.20%);
- хлорид калия 0,42 моль/л (или 3,12%);- potassium chloride 0.42 mol/l (or 3.12%);
- сульфат калия 0,40 моль/л (или 6,96%);- potassium sulfate 0.40 mol/l (or 6.96%);
- хлорид аммония 0,42 моль/л (или 2,25%);- ammonium chloride 0.42 mol/l (or 2.25%);
- ацетат аммония 0,85 моль/л (или 6,55%);- ammonium acetate 0.85 mol/l (or 6.55%);
- хлорид магния 0,15 моль/л (или 1,43%);- magnesium chloride 0.15 mol/l (or 1.43%);
- хлорид кальция 0,15 моль/л (или 1,67%);- calcium chloride 0.15 mol/l (or 1.67%);
- бромид кальция 0,15 моль/л (или 3,00%);- calcium bromide 0.15 mol/l (or 3.00%);
- в безглинистых составах;- in clay-free compositions;
- хлорид натрия 0,30 моль/л (или 1,76%);- sodium chloride 0.30 mol/l (or 1.76%);
- нитрат натрия 0,26 моль/л (или 2,21%);- sodium nitrate 0.26 mol/l (or 2.21%);
- бромид натрия 0,23 моль/л (или 2,37%);- sodium bromide 0.23 mol/l (or 2.37%);
- формиат натрия 0,44 моль/л (или 3,00%);- sodium formate 0.44 mol/l (or 3.00%);
- сульфат натрия 0,20 моль/л (или 2,84%);- sodium sulfate 0.20 mol/l (or 2.84%);
- ацетат натрия 0,45 моль/л (или 3,69%);- sodium acetate 0.45 mol/l (or 3.69%);
- хлорид калия 0,26 моль/л (или 1,94%);- potassium chloride 0.26 mol/l (or 1.94%);
- сульфат калия 0,20 моль/л (или 3,48%);- potassium sulfate 0.20 mol/l (or 3.48%);
- хлорид аммония 0,26 моль/л (или 1,39%);- ammonium chloride 0.26 mol/l (or 1.39%);
- ацетат аммония 0,42 моль/л (или 3,24%);- ammonium acetate 0.42 mol/l (or 3.24%);
- хлорид магния 0,075 моль/л (или 0,71%);- magnesium chloride 0.075 mol/l (or 0.71%);
- хлорид кальция 0,09 моль/л (или 1,00%);- calcium chloride 0.09 mol/l (or 1.00%);
- бромид кальция 0,10 моль/л (или 2,00%).- calcium bromide 0.10 mol/l (or 2.00%).
Получение псевдопластичного поликатионного состава жидкости, другими словами означает управление актуальными реологическими показателями гидродинамического потока жидкости в затрубье путем контролируемого дозирования низкомолекулярных электролитов для растворения, образуемых полиэлектролитных комплексов.Obtaining a pseudoplastic polycationic liquid composition, in other words, means managing the actual rheological parameters of the hydrodynamic fluid flow in the annulus by controlled dosing of low molecular weight electrolytes for dissolution of the formed polyelectrolyte complexes.
Уменьшение пороговых концентраций для безглинистых поликатионных буровых растворов, в сравнении с глинистыми, наблюдается для всех исследованных солей в сторону уменьшения.A decrease in the threshold concentrations for clay-free polycationic drilling fluids, in comparison with clay ones, is observed for all the studied salts in the direction of decrease.
Следует отметить, при увеличении концентраций низкомолекулярных электролитов значительно выше пороговой наблюдается усиление разжижающей способности для всех солей, особенно для солей 2-х валентных катионов кальция и магния в безглинистых и глинистых растворах при концентрации более 2 моль/л.It should be noted that with an increase in the concentration of low molecular weight electrolytes significantly above the threshold, an increase in the diluting ability is observed for all salts, especially for salts of 2-valent calcium and magnesium cations in clay-free and clay solutions at a concentration of more than 2 mol/l.
Разжижение поликатионного раствора за счет увеличение содержания низкомолекулярных электролитов можно предотвратить путем повышения концентрации биополимера, что позволит управлять реологическими показателями гидродинамического потока жидкости в затрубье.Liquefaction of the polycationic solution due to an increase in the content of low molecular weight electrolytes can be prevented by increasing the concentration of the biopolymer, which will make it possible to control the rheological parameters of the hydrodynamic fluid flow in the annulus.
Результаты промысловых испытаний технологии управления реологическими показателями гидродинамического потока жидкости в затрубье при бурении эксплуатационных скважин №№544, 632, 449, 533 на Астраханском газоконденсатном месторождении подтвердили высокую эффективность разработки, а именно обеспечено 2-3 кратное увеличение механической скорости бурения и стабилизация стенок скважин при бурении глинистых отложений с большим диаметром долота. Средняя механическая скорость бурения по скважинам №544, 632, 449, 533 соответственно составили 12,7 м/ч, 8,8 м/ч, 9,7 м/ч и 10,7 м/ч при средней механической скорости в надсолевых отложениях 4,2 м/ч.The results of field tests of the technology for controlling the rheological parameters of the hydrodynamic fluid flow in the annulus during the drilling of production wells No. 544, 632, 449, 533 at the Astrakhan gas condensate field confirmed the high efficiency of development, namely, a 2-3-fold increase in the ROP and stabilization of the well walls with drilling clay deposits with a large bit diameter. The average ROP for wells No. 544, 632, 449, 533 respectively amounted to 12.7 m/h, 8.8 m/h, 9.7 m/h and 10.7 m/h at an average ROP in post-salt deposits 4.2 m/h.
Хорошая транспортировка шлама на поверхность и удовлетворительное состояние ствола скважины при механической скорости бурения 20-25 м/ч и подаче буровых насосов 55-60 л/с обеспечивается за счет актуальных реологических показателей потока жидкости в затрубье.Good transportation of cuttings to the surface and a satisfactory condition of the wellbore at a mechanical drilling speed of 20-25 m/h and a flow of drilling pumps of 55-60 l/s is ensured by the actual rheological indicators of the fluid flow in the annulus.
Высокие значения актуальных реологических показателей в пределах удовлетворительного выноса шлама на поверхность оказывают стабилизирующее действие на устойчивость ствола скважины.High values of actual rheological parameters within the limits of satisfactory removal of cuttings to the surface have a stabilizing effect on the stability of the wellbore.
Таким образом, применение псевдопластичного поликатионного бурового раствора обеспечивает улучшение ТЭП бурения и повышение качества строительства скважин в сравнении с обычными поликатионными модификациями, особенно при бурении интервалов глинистых отложений с большими диаметрами долот.Thus, the use of a pseudoplastic polycationic drilling fluid provides an improvement in the TEC of drilling and an increase in the quality of well construction in comparison with conventional polycationic modifications, especially when drilling shale intervals with large bit diameters.
Claims (16)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2798347C1 true RU2798347C1 (en) | 2023-06-21 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445336C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid on synthetic basis |
| RU2501828C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Alcohol drilling fluid |
| RU2651652C1 (en) * | 2017-04-17 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cation drilling mud for unstable clay rocks drilling |
| RU2661955C1 (en) * | 2017-07-03 | 2018-07-23 | Юрий Александрович Кулышев | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
| US20190202997A1 (en) * | 2016-09-21 | 2019-07-04 | S.P.C.M. Sa | Method of preparation of cationic polymers with reduced halides content |
| RU2738048C1 (en) * | 2020-05-19 | 2020-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью МИРРИКО | Inhibiting drilling fluid |
| RU2740459C1 (en) * | 2019-11-11 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Thermosaline-resistant drilling fluid |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445336C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid on synthetic basis |
| RU2501828C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Alcohol drilling fluid |
| US20190202997A1 (en) * | 2016-09-21 | 2019-07-04 | S.P.C.M. Sa | Method of preparation of cationic polymers with reduced halides content |
| RU2651652C1 (en) * | 2017-04-17 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cation drilling mud for unstable clay rocks drilling |
| RU2661955C1 (en) * | 2017-07-03 | 2018-07-23 | Юрий Александрович Кулышев | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
| RU2740459C1 (en) * | 2019-11-11 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Thermosaline-resistant drilling fluid |
| RU2738048C1 (en) * | 2020-05-19 | 2020-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью МИРРИКО | Inhibiting drilling fluid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20170369767A1 (en) | Multi-functional hybrid fracturing fluid system | |
| CN101775273B (en) | High-temperature resistance base fluid for well cementing of oil gas well, preparation method and application thereof | |
| CN108587578B (en) | A kind of water-base drilling fluid and its preparation method and application | |
| CN106221684A (en) | Closure drilling fluid and the preparation method by force that a kind of carbonaceous mudstone is anti-collapse | |
| CN104927805A (en) | High-density water-based drilling fluid applicable to continental deposit sensitive shale formation | |
| CN103013461B (en) | White asphalt for drilling fluid and method for preparing white asphalt for drilling fluid | |
| CN108822811A (en) | A kind of gas well horizontal well slim-hole polyamines high inhibition caving-preventing drilling fluid and preparation method | |
| CN102220113A (en) | Solid phase-free drilling-in liquid | |
| CN105969323A (en) | High-density water-based drilling fluid for shale gas horizontal well | |
| CN103911132A (en) | Oil-based drilling fluid and its preparation method | |
| RU2798347C1 (en) | Pseudoplastic drilling fluid for improving wellbore cleaning and drilling method using it (variants) | |
| CN113637464B (en) | Anti-sloughing drilling fluid and preparation method and application thereof | |
| JP7538505B2 (en) | Drilling fluid, drilling method and drilling fluid additive | |
| CN104497996B (en) | Calcium nitrate environment-friendly drilling fluid and preparation method | |
| CN102286272A (en) | Organic amine strong-inhibition anti-sloughing drilling fluid system and preparation method thereof | |
| RU2315076C1 (en) | Heavy drilling fluid | |
| Biletski et al. | Caving control while drilling through highly dispersible clays at uranium deposits of Kazakhstan | |
| CN105298385B (en) | A kind of boring method for reinforcing mud shale with boring | |
| RU2274651C1 (en) | Polymer-clay fluid for drilling well in permafrost rock | |
| CN103742101B (en) | A kind of technique of casing off stratum | |
| CN108003852A (en) | A kind of low density annulus protection drilling fluid repeatedly used | |
| RU2507371C1 (en) | Method of horizontal well construction in sections of unstable strata (versions) | |
| CN104962253A (en) | Anti-friction silicon-based collapse prevention well drilling liquid | |
| RU2026954C1 (en) | Method for flushing of inclined and horizontal well | |
| Yalman et al. | Cost Analysis of Inhibitive Drilling Fluids |