RU2683448C1 - Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure - Google Patents
Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2683448C1 RU2683448C1 RU2018105244A RU2018105244A RU2683448C1 RU 2683448 C1 RU2683448 C1 RU 2683448C1 RU 2018105244 A RU2018105244 A RU 2018105244A RU 2018105244 A RU2018105244 A RU 2018105244A RU 2683448 C1 RU2683448 C1 RU 2683448C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- additive
- drilling fluid
- mineralized
- weighting
- weighted
- Prior art date
Links
Images
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
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов при разведочном бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to drilling fluids used for opening productive formations during exploratory drilling under conditions characterized by high bottomhole temperatures and abnormally high reservoir pressures.
Для вскрытия продуктивных пластов в условиях высоких забойных температур и аномально высоких пластовых давлений необходимо использование буровых растворов высокой плотности, сохраняющих в забойных условиях оптимальные технологические свойства, обеспечивающие профилактику осложнений при бурении и сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их первичном вскрытии.To open productive formations at high bottomhole temperatures and abnormally high formation pressures, it is necessary to use high-density drilling fluids that preserve optimal technological properties in the bottomhole conditions, which prevent the complications during drilling and preserve the filtration-capacitive properties of productive formations during their initial opening.
Известен солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий, в качестве утяжелителя формиат натрия, полимер, в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду при следующем соотношении компонентов, масс. %: формиат натрия - 9-44, полимер Fito-PK - 3-5, мраморный порошок - 0-10, вода - остальное [RU №2277570, С1 (2006.01), C09K 8/04, опубл. 10.06.2006]. Известный раствор обеспечивает высокие флокулирующие свойства для удаления шлама при очистке и отличается высокой термостойкостью.Known salt-resistant drilling fluid for opening productive formations containing, as a weighting agent sodium formate, a polymer, as a filler - marble powder and water in the following ratio of components, mass. %: sodium formate - 9-44, Fito-PK polymer - 3-5, marble powder - 0-10, water - the rest [RU No. 2277570, C1 (2006.01), C09K 8/04, publ. 06/10/2006]. The known solution provides high flocculating properties for removing sludge during cleaning and is characterized by high heat resistance.
Существенным недостатком является недостаточная стабильность структурно-реологических свойств раствора, особенно при воздействии высоких температур. К тому же ограничен верхний предел значений плотности (1300-1420 кг/м3) и невозможность ее увеличения в следствии низкой седиментационной устойчивости.A significant drawback is the lack of stability of the structural and rheological properties of the solution, especially when exposed to high temperatures. In addition, the upper limit of the density values is limited (1300-1420 kg / m 3 ) and the impossibility of its increase due to low sedimentation stability.
Известен биополимерный буровой раствор, содержащий полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил - 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа - 0,2-0,5, этилендиамиды жирных кислот -продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,00, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР - 3,0-5,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, СаС12, MgCl2, бишофит - 3,0-40,0 [RU 2289603 С1, C09K 8/10 (2006.01), опубликовано 20.12.2006]. Известный раствор оказывает минимальное вредное влияние на окружающую среду.Known biopolymer drilling fluid containing a polymer filter reducing agent - polyanionic cellulose, or carboxymethyl cellulose, or carboxymethyloxyethyl cellulose, or hydroxyethyl cellulose, or hydrolyzed polyacrylonitrile - 0.1-1.0, xanthan type biopolymer - 0.2-0.5, ethylenediamides condensation product of ethylenediamine and phosphatide concentrate 0.05-3.00, alkali metal humates - carbon-alkali reagent UCHR or potassium-hydrogenate humate reagent - 3.0-5.0, alkali and / or alkaline earth metal salts - KCl, NaCl, CaCl 2 , MgCl 2 , bischofi t - 3.0-40.0 [RU 2289603 C1, C09K 8/10 (2006.01), published December 20, 2006]. Known solution has a minimal harmful effect on the environment.
Существенным недостатком данного бурового раствора является невозможность приготовления раствора плотностью выше 1,35 г/см3, что связано с природой растворимых солей. Также рассмотренный раствор обладает низкой термостойкостью, определяемой природой реагентов-стабилизаторов. Это ограничивает применимость данного раствора при аномально высоких пластовых давлениях (АВПД), где требуются растворы с большей плотностью.A significant drawback of this drilling fluid is the impossibility of preparing a solution with a density higher than 1.35 g / cm3, which is associated with the nature of soluble salts. Also, the considered solution has low heat resistance, determined by the nature of the stabilizing reagents. This limits the applicability of this solution at abnormally high reservoir pressures (AAP), where solutions with a higher density are required.
Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является буровой раствор, содержащий, мас. %: структурообразователь ксантановый биополимер К.К. Робус - 0,3-0,5, реагент-стабилизатор карбоксиметилированный крахмал 3-4, ингибитор хлорид калия 4-5, регулятор pH - кальцинированную соду - 0,5-0,7, бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катами АБ - 0,03-0,05, пеногаситель Пента-461 на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов 0,02-0,06, в качестве утяжеляющей добавки - барит 30-70 [RU №2481374 C1, С09K 8/08 (2006.01), опубл. 10.05.2013]. Известный раствор не оказывает отрицательного влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов с АВПД.Closest to the proposed composition and purpose is a drilling fluid containing, by weight. %: xanthan biopolymer K.K. Globus - 0.3-0.5, stabilizing reagent stabilizer carboxymethylated starch 3-4, potassium chloride inhibitor 4-5, pH regulator - soda ash - 0.5-0.7, bactericide alkyl dimethylbenzylammonium chloride Catami AB - 0.03- 0.05, Penta-461 antifoam based on organically modified silicones and organic components 0.02-0.06, as a weighting additive - barite 30-70 [RU No. 2481374 C1, C09K 8/08 (2006.01), publ. 05/10/2013]. Known solution does not adversely affect the reservoir properties of reservoirs with AVPD.
Недостатком данного раствора является ухудшение структурно-механических и реологических показателей бурового раствора, связанное с концентрированным загустеванием дисперсной системы при утяжелении, которое обусловлено увеличением объемного содержания утяжелителя в буровом растворе.The disadvantage of this solution is the deterioration of structural, mechanical and rheological parameters of the drilling fluid, associated with concentrated thickening of the dispersed system when weighted, which is due to an increase in the volume content of the weighting agent in the drilling fluid.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение является обеспечение сохранения фильтрационно-емкостных свойств и профилактика осложнений при бурении и первичном вскрытии продуктивных пластов в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, с целью решения задач по изучению и освоению недр.The task to which the claimed technical solution is directed is to ensure the preservation of filtration and reservoir properties and the prevention of complications during drilling and the initial opening of productive formations in conditions characterized by high bottomhole temperatures and abnormally high reservoir pressures in order to solve the problems of studying and developing subsoil.
Техническим результатом изобретения является разработка утяжеленного минерализованного бурового раствора для первичного вскрытия продуктивных пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, с оптимизированными технологическими свойствами бурового раствора, за счет применения эффективных материалов и реагентов, а также ограниченным содержанием твердой фазы.The technical result of the invention is the development of a weighted mineralized drilling fluid for the initial opening of productive formations characterized by high bottomhole temperatures and abnormally high reservoir pressures, with optimized technological properties of the drilling fluid, through the use of effective materials and reagents, as well as a limited solid content.
Указанный технический результат достигается тем, что утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением содержит формиат натрия, полисахарид ксантанового типа «Гламин», модифицированный крахмал «МК-3», жидкость гидрофобизирующую «Основа-ГС», смазывающую добавку «СМЭГ», пеногаситель Полидефом, кольматирующую добавку MP-4, воду и утяжеляющую добавку при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 37,0-40,0; полисахарид ксантанового типа 0,20-0,25; модифицированный крахмал 1,10-1,20; жидкость гидрофобизирующая 1,00-1,20; смазывающая добавка 1,25-1,50; пеногаситель 0,15-0,20; кольматирующая добавка 10,00; вода - остальное; утяжеляющая добавка - до требуемой плотности сверх 100%.The specified technical result is achieved by the fact that the weighted mineralized drilling fluid for opening productive formations with an abnormally high reservoir pressure contains sodium formate, xanthan polysaccharide type Glamine, modified starch MK-3, water-repellent fluid Osnova-GS, lubricating additive " SMEG ", defoamer Polydef, coagulating additive MP-4, water and weighting additive in the following ratio of components, wt.%: Sodium formate 37.0-40.0; xanthan polysaccharide type 0.20-0.25; modified starch 1.10-1.20; hydrophobizing liquid 1.00-1.20; lubricant additive 1.25-1.50; antifoam 0.15-0.20; mild additive 10.00; water - the rest; weighting additive - to the required density in excess of 100%.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в утяжеленном минерализованном буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить растворы высокой плотности (1550-2205 кг/м3), при этом обладающих оптимальными структурно-реологическими, фильтрационными и ингибирующими свойствами, высокой седиментационной устойчивостью, термостабильностью при температуре до 120°C, что в совокупности обеспечивает повышение эффективности геологоразведочных работ путем сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их первичном вскрытии.The achievement of the specified technical result is ensured by the selection of components (quantitative and qualitative) in the weighted mineralized drilling fluid, the combined use of which allows to obtain high density fluids (1550-2205 kg / m 3 ), while having optimal structural-rheological, filtration and inhibitory properties , high sedimentation stability, thermal stability at temperatures up to 120 ° C, which together provides an increase in the efficiency of exploration then preserve the reservoir properties of the reservoirs during their initial opening.
Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты. Формиат натрия - соль одноосновной предельной карбоновой (муравьиной) кислоты. Формиат натрия хорошо растворяется в воде с образованием «чистых» растворов высокой плотности, обеспечивает высокую ингибирующую способность, термостабильность, малую коррозионную активность буровых растворов.The following components were used to prepare the inventive drilling fluid. Sodium formate is a salt of the monobasic saturated carboxylic (formic) acid. Sodium formate dissolves well in water with the formation of “pure” high-density solutions, provides high inhibitory ability, thermal stability, low corrosion activity of drilling fluids.
Применение полисахаридных реагентов является эффективным решением для регулирования структурно-реологиченских и фильтрационных свойств минерализованных растворов. Полисахаридный реагент ксантатового типа «Гламин» по ТУ 2458-001-14023401-2008, представляет собой высокоочищенный водорастворимый ксантановый биополимер с высокой молекулярной массой, является эффективным структурообразователем буровых растворов на водной основе различной минерализации. Регулирует реологические свойства буровых растворов, обеспечивает высокую выносящую и удерживающую способности.The use of polysaccharide reagents is an effective solution for regulating the structural-rheological and filtration properties of mineralized solutions. Glamin xanthate polysaccharide reagent according to TU 2458-001-14023401-2008, is a highly purified water-soluble xanthan biopolymer with a high molecular weight, is an effective structure-forming agent for water-based drilling fluids of various salinity. Regulates the rheological properties of drilling fluids, provides high tensile and retention capabilities.
Для регулирования фильтрационных свойств безглинистых, в том числе минерализованных, буровых растворов широко применяются полимеры-стабилизаторы на основе крахмала. «МК-3» - модифицированный крахмальный реагент, представляет собой порошок бело-желтого цвета, предназначен для снижения фильтрации пресных, средне- и высокоминерализованных растворов, в том числе при высоких температурах. Реагент легко растворяется в воде любой минерализации.Starch-based stabilizing polymers are widely used to control the filtration properties of clay-free, including mineralized, drilling fluids. MK-3 is a modified starch reagent, it is a white-yellow powder, designed to reduce the filtration of fresh, medium and highly mineralized solutions, including at high temperatures. The reagent is easily soluble in water of any mineralization.
Жидкость гидрофобизирующая «Основа ГС» по ТУ 2458-015-82330939-2009 представляет собой композицию на основе кремнийорганических соединений. «Основа ГС» предотвращает диспергирование шлама, стабилизирует неустойчивые горные породы, склонные к осыпям и обвалам, оказывает положительное воздействие на параметры бурового раствора в условиях разбуривания активных вязкопластичных глин и условиях солевой агрессии, препятствует сальникообразованию, осложнениям при СПО, стабилизирует стенки скважины.The hydrophobizing liquid “GS Base” according to TU 2458-015-82330939-2009 is a composition based on organosilicon compounds. “Basis GS” prevents dispersion of sludge, stabilizes unstable rocks, prone to talus and collapses, has a positive effect on the parameters of the drilling fluid under conditions of drilling active viscoplastic clays and conditions of salt aggression, prevents gland formation, complications during opencasting, stabilizes the walls of the well.
Для оптимизации смазочных свойств бурового раствора используется солестойкая смазывающая добавка «СМЭГ» по ТУ 2458-007-568664391-2007, которая представляет собой смесь растительных масел (в т.ч. отработанных), модифицированных гликолями и другими техническими компонентами. Добавка, предназначенная для улучшения смазочных и противоизносных свойств буровых растворов, полностью эмульгируется в растворах, в том числе с повышенным содержанием твердой фазы.To optimize the lubricating properties of the drilling fluid, the salt-resistant lubricating additive “SMEG” is used according to TU 2458-007-568664391-2007, which is a mixture of vegetable oils (including used oils) modified with glycols and other technical components. The additive, designed to improve the lubricating and antiwear properties of drilling fluids, is completely emulsified in solutions, including those with a high solids content.
Пеногаситель Полидефом по ТУ 2637-023-97457491-2010 предназначен для предотвращения и ликвидации пенообразования буровых и технологических жидкостей при строительстве нефтяных, газоконденсатных и газовых скважин.Antifoam Polydef according to TU 2637-023-97457491-2010 is designed to prevent and eliminate foaming of drilling and process fluids in the construction of oil, gas condensate and gas wells.
МР-4 - карбонат кальция, выпускаемый по ТУ 5716-003-52817785-03, является продуктом измельчения и тонкого помола природного мрамора, применятся в качестве кольматанта для блокирования пор при вскрытии проницаемых и/или поглощающих пластов.MP-4 - calcium carbonate, produced in accordance with TU 5716-003-52817785-03, is a product of grinding and fine grinding of natural marble, and is used as a colmatant to block pores when opening permeable and / or absorbing layers.
Для утяжеления бурового раствора, в зависимости от необходимой плотности, используют сидерит (карбонат железа) или барит (сульфат бария).To weight the drilling fluid, depending on the required density, siderite (iron carbonate) or barite (barium sulfate) is used.
Сидерит (карбонат железа) - содержит от 45 до 93% FeO и от 3 до 55% СаО, кроме того, содержит примеси окислов Са, Mg, Si. Плотность сидерита составляет 3,5-3,8 г/см3, он растворяется в минеральных кислотах (горячей соляной и муравьиной), малоабразивен, экологически безопасен.Siderite (iron carbonate) - contains from 45 to 93% FeO and from 3 to 55% CaO, in addition, contains impurities of oxides of Ca, Mg, Si. The density of siderite is 3.5-3.8 g / cm3, it is soluble in mineral acids (hot hydrochloric and formic), slightly abrasive, environmentally friendly.
Сидеритовый утяжелитель, благодаря почти полному растворению в минеральных кислотах, является кислоторастворимым утяжелителем, что позволяет эффективно и легко удалять его из порового пространства продуктивного пластов в результате солянокислотной обработки, а это в свою очередь позволяет восстанавливать первоначальную проницаемость продуктивных пластов, увеличивать дебит нефтяных и газовых скважин. Сидеритовый утяжелитель обладает оптимальным гранулометрическим составом и имеет плотность выше остальных утяжелителей группы карбонатных утяжелителей.Siderite weighting agent, due to its almost complete dissolution in mineral acids, is an acid-soluble weighting agent, which allows you to effectively and easily remove it from the pore space of the productive formations as a result of hydrochloric acid treatment, and this in turn allows you to restore the original permeability of the productive formations, increase the flow rate of oil and gas wells . Siderite weighting agent has an optimal particle size distribution and has a density higher than the rest of the weighting agents of the carbonate weighting group.
Барит (сульфат бария) - минерал, содержащий 65,7% ВаО и 34,3% SO3, а также примеси Sr, Са, Ra, Fe2O3. Бывает белого, серого, красного и желтого цветов. Плотность баритовых утяжелителей находится в пределах 4,3-4,7 т/см3, твердость по шкале Мооса 2,5-3,5. Барит обладает кристаллической решеткой с прочной связью и максимально плотной упаковкой (координационное число 12). Эти кристаллические особенности обусловливают прочность и компактность структуры, ее высокую устойчивость, нерастворимость и большой удельный вес.Barite (barium sulfate) is a mineral containing 65.7% BaO and 34.3% SO3, as well as impurities Sr, Ca, Ra, Fe2O3. It happens in white, gray, red and yellow. The density of barite weighting agents is in the range of 4.3–4.7 t / cm3, and the hardness on the Mohs scale is 2.5–3.5. Barite has a crystal lattice with a strong bond and the most dense packing (coordination number 12). These crystalline features determine the strength and compactness of the structure, its high stability, insolubility and large specific gravity.
Приготовление утяжеленного минерализованного бурового раствора в лабораторных условиях осуществляли следующим образом.The preparation of weighted mineralized drilling fluid in laboratory conditions was carried out as follows.
Дисперсионную среду - минерализованный раствор готовили путем растворения формиата натрия (HCOONa) в дистиллированной воде, при помощи смесительной установки, обеспечивающей скорость вращения швеллера (8000±1600) об/мин в течение 20 минут. Полученный высокоминерализованный раствор обрабатывали полисахаридными реагентами «Гламин» и «МК-3» путем поэтапного введения реагентов в высокоминерализованную среду при перемешивании раствора на смесительной установке в течение 20 минут и оставляли на 16 часов до полного их распускания. Через 16 часов полученный структурированный раствор поочередно обрабатывали жидкостью гидрофобизирующей («Основа ГС») и смазочной добавкой («СМЭГ») при перемешивании на смесительной установке при той же скорости вращения швеллера в течение 30 минут. Поэтапное введение утяжеляющей добавки при постоянном перемешивании на смесительной установке позволяет доутяжелить минерализованный буровой раствор до требуемой плотности.A dispersion medium — a mineralized solution was prepared by dissolving sodium formate (HCOONa) in distilled water, using a mixing unit that provided the channel rotation speed (8000 ± 1600) rpm for 20 minutes. The obtained highly mineralized solution was treated with Glamin and MK-3 polysaccharide reagents by phased introduction of the reagents into the highly mineralized medium while stirring the solution in a mixing unit for 20 minutes and left for 16 hours until they were completely dissolved. After 16 hours, the obtained structured solution was alternately treated with a hydrophobizing liquid (“GS Base”) and a lubricant additive (“SMEG”) with stirring in a mixing unit at the same channel rotation speed for 30 minutes. The phased introduction of a weighting additive with constant stirring in a mixing unit allows the mineralized drilling fluid to be weighted down to the required density.
Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата аналогичным образом готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием материалов и реагентов.To identify the distinguishing features and the claimed technical result in the same way prepare different versions of the solution, differing in the quantitative content of materials and reagents.
В лабораторных условиях исследовали следующие технологические свойства бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (22±2)°C. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Для определения условной вязкости использовали вискозиметр ВБР-2. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Стабильность раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Оценка ингибирующих свойств утяжеленного минерализованного бурового раствора проводилась на тестере линейного набухания оснащенного системой сбора данных, в динамическом режиме, при температуре исследуемого раствора (22±2)°C и (80±2)°C.In laboratory conditions, the following technological properties of the drilling fluid were investigated using certified measurement methods at a temperature of (22 ± 2) ° C. The density of the drilling fluid was determined using a pycnometer. To determine the viscosity, a VBR-2 viscometer was used. To determine the filtration, a filter press was used with a filtration area of 45.8 ± 0.6 cm 2 , which ensured a pressure drop across the filter element of 0.1 and 0.7 MPa. Rheological properties were determined using an 8-speed rotational viscometer equipped with coaxial measuring cylinders. The stability of the solution was evaluated using a stability cylinder TsS-2. The inhibitory properties of the weighted mineralized drilling fluid were evaluated on a linear swelling tester equipped with a data acquisition system, in dynamic mode, at the temperature of the test fluid (22 ± 2) ° C and (80 ± 2) ° C.
В таблице представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному (таблица 2, примеры 1-6).The table shows the component composition and technological properties of the solution. Examples of preparation and testing of the compositions shown in the table are similar to those described above (table 2, examples 1-6).
Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный минерализованный буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов обладает оптимальными фильтрационными, структурно-реологическими и ингибирующими свойствами.As can be seen from the table, the claimed weighted mineralized drilling fluid through the use of modern multifunctional reagents has optimal filtration, structural-rheological and inhibitory properties.
Утяжеленный минерализованный буровой раствор при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (22±2)°C имеет плотность (ρ) от 1550-2204 кг/м3, условную вязкость (Т) от 56 до 97 с, показатель фильтрации (Ф) от 0,5 до 2,1 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC1 мин / 10 мин) от 59 до 97 и от 112 до 148 дПа соответственно, водородный показатель (pH) в пределах 9,89-10,97, пластическую вязкость (ηпл) от 73 до 111 мПа⋅с, предельное динамическое напряжение сдвига (τ0) от 107 до 152 дПа, стабильность раствора (Δρ) не более 3 кг/м3.Weighted mineralized drilling fluid at various mass ratios of components at a temperature of (22 ± 2) ° C has a density (ρ) of 1550-2204 kg / m 3 , a nominal viscosity (T) of 56 to 97 s, and a filtration index (Ф) of 0 5 to 2.1 cm 3/30 min gel strength after 1 minute and 10 minutes of rest (CHC 1 min / 10 min) from 59 to 97 and from 112 to 148 dPa respectively, the pH value (pH) in the range 9 , 89-10.97, plastic viscosity (η PL ) from 73 to 111 mPa⋅s, ultimate dynamic shear stress (τ 0 ) from 107 to 152 dPa, solution stability (Δρ) not more than 3 kg / m 3 .
Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре 120°C в течение 4-х часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (табл. 2 поз. 7-9).Studies of the influence of high temperatures were evaluated by changing the technological parameters of the inventive solution after thermostating in a roller furnace at a temperature of 120 ° C for 4 hours. The results obtained indicate the stability of the drilling fluid to high temperatures (table. 2 pos. 7-9).
Разработанные составы утяжеленных минерализованных буровых растворов обладают высокими ингибирующими свойствами, что подтверждается исследованиями. На фигуре 1 приведены результаты исследований ингибирующих свойств заявляемых составов в сравнении с дистиллированной водой. Критерием оценки являлась степень набухания образца комовой глины с выходом глинистого раствора 2,4 м3/т в среде заявляемых составов при температуре среды в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C. Полученные кривые, представленные на фигуре 1 подтверждают высокие ингибирующие свойства заявляемых составов. На фигуре 1 кривые 1 и 2 - характеризуют степень набухания образца комовой глины в среде дистиллированной воды при ее температуре в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C, а кривые 3, 4 - характеризуют степень набухания образца комовой глины в среде заявляемых составов (пример №3, 6) при ее температуре в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C.The developed compositions of weighted mineralized drilling fluids have high inhibitory properties, which is confirmed by studies. The figure 1 shows the results of studies of the inhibitory properties of the claimed compounds in comparison with distilled water. The evaluation criterion was the degree of swelling of the lump clay sample with a clay solution yield of 2.4 m 3 / t in the medium of the claimed compositions at a medium temperature in the swelling cell of (23 ± 2) ° C and (80 ± 2) ° C. The obtained curves presented in figure 1 confirm the high inhibitory properties of the claimed compounds. In figure 1, curves 1 and 2 - characterize the degree of swelling of the lump clay sample in distilled water at its temperature in the swelling cell (23 ± 2) ° C and (80 ± 2) ° C, and curves 3, 4 - characterize the degree of swelling of the sample lump clay in the environment of the claimed compositions (example No. 3, 6) at its temperature in the swelling cell (23 ± 2) ° C and (80 ± 2) ° C.
Заявляемый буровой раствор испытан на высокотемпературном вискозиметре. Полученные результаты позволяют сделать вывод о термостабильности заявляемых составов.The inventive drilling fluid is tested on a high temperature viscometer. The results obtained allow us to conclude about the thermal stability of the claimed compounds.
Совместное использование материалов и реагентов-стабилизаторов обеспечивает оптимальные ингибирующие, структурно-реологические и фильтрационные свойства, седиментационную устойчивость, а также придает заявляемому раствору термостабильность.The joint use of materials and stabilizing reagents provides optimal inhibitory, structural, rheological and filtration properties, sedimentation stability, and also gives the claimed solution thermal stability.
Утяжеленный минерализованный буровой раствор при заявляемом соотношении компонентов имеет высокую плотность при меньшем содержании утяжеляющей добавки. Ограниченное содержание твердой фазы в составе утяжеленного минерализованного бурового раствора достигается за счет использования дисперсионной среды высокой плотности, что обеспечивает оптимальные технологические свойства бурового раствора в условиях высоких пластовых давлений и температур.Weighted mineralized drilling fluid with the claimed ratio of components has a high density with a lower content of weighting additives. The limited content of the solid phase in the composition of the weighted mineralized drilling fluid is achieved through the use of a high density dispersion medium, which ensures optimal technological properties of the drilling fluid at high reservoir pressures and temperatures.
Таким образом, утяжеленный минерализованный буровой раствор отличается от прототипа более стабильными фильтрационными, структурно-реологическими, ингибирующими свойствами, в том числе в условиях высоких давлений и температур, что в совокупности обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. Данный вывод подтверждается исследованиями по оценке влияния заявляемых составов на проницаемость пород, в которых критерием оценки служил коэффициент восстановления проницаемости в зоне проникновения фильтрата бурового раствора. Для заявляемых составов коэффициент восстановления проницаемости составил от 0,94 до 0,97 д. ед. (от 94% до 97%) от первоначальных значений проницаемости кернового материала. Таким образом, проведенные исследования показывают, что исследованные составы буровых растворов сохраняют фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при их первичном вскрытии в условиях высоких пластовых давлений и температур, что обеспечит, в дальнейшем, качество получаемой геологической информации.Thus, the weighted mineralized drilling fluid differs from the prototype in more stable filtration, structural and rheological, inhibitory properties, including at high pressures and temperatures, which together ensures the preservation of the filtration-capacitive properties of the productive formations. This conclusion is confirmed by studies evaluating the influence of the claimed compositions on the permeability of the rocks, in which the permeability restoration coefficient in the zone of penetration of the mud filtrate served as the evaluation criterion. For the claimed compositions, the recovery coefficient of permeability ranged from 0.94 to 0.97 units. (from 94% to 97%) of the initial values of the permeability of the core material. Thus, the conducted studies show that the studied drilling fluid compositions retain the reservoir properties of the reservoir during their initial opening under conditions of high reservoir pressures and temperatures, which will ensure, in the future, the quality of the obtained geological information.
Заявляемые составы могут быть пригодны для вскрытия продуктивных пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.The inventive compositions may be suitable for opening productive formations characterized by high bottomhole temperatures and abnormally high formation pressures.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018105244A RU2683448C1 (en) | 2018-02-12 | 2018-02-12 | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018105244A RU2683448C1 (en) | 2018-02-12 | 2018-02-12 | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2683448C1 true RU2683448C1 (en) | 2019-03-28 |
Family
ID=66089644
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018105244A RU2683448C1 (en) | 2018-02-12 | 2018-02-12 | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2683448C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753910C1 (en) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for drilling and primary opening of productive layers |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2277570C1 (en) * | 2004-11-26 | 2006-06-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Salt-tolerant drilling mud for exposing producing formations |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2440397C1 (en) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Clay-free drilling fluid for completion of formations of controlled directional and horizontal wells in conditions of abnormally high formation pressures |
| RU2481374C1 (en) * | 2011-11-07 | 2013-05-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Clayless loaded drilling mud |
| RU2483091C1 (en) * | 2011-12-02 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid for flushing of long-distance steeply inclined wells under conditions of permafrost and highly colloidal clay rocks, and its application method |
| RU2586162C2 (en) * | 2014-11-06 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" | Clay-free inhibiting drilling mud |
-
2018
- 2018-02-12 RU RU2018105244A patent/RU2683448C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2277570C1 (en) * | 2004-11-26 | 2006-06-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Salt-tolerant drilling mud for exposing producing formations |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2440397C1 (en) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Clay-free drilling fluid for completion of formations of controlled directional and horizontal wells in conditions of abnormally high formation pressures |
| RU2481374C1 (en) * | 2011-11-07 | 2013-05-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Clayless loaded drilling mud |
| RU2483091C1 (en) * | 2011-12-02 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid for flushing of long-distance steeply inclined wells under conditions of permafrost and highly colloidal clay rocks, and its application method |
| RU2586162C2 (en) * | 2014-11-06 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" | Clay-free inhibiting drilling mud |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753910C1 (en) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for drilling and primary opening of productive layers |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2775557A (en) | Drilling muds containing acrylic acidacrylamide copolymer salts | |
| Fink | Water-based chemicals and technology for drilling, completion, and workover fluids | |
| US7786049B2 (en) | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations | |
| RU2224779C2 (en) | Hydrogen-containing drilling fluid composition | |
| US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| US3558545A (en) | Low solids drilling fluid | |
| EP1902115A1 (en) | Water swellable polymers as lost circulation control agents material | |
| RU2698389C1 (en) | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud | |
| NO327979B1 (en) | Source processing fluids and a method for increasing their thermal stability | |
| MX2011003001A (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations. | |
| NO329578B1 (en) | Invert emulsion wellbore and maintenance fluid, and method for enhancing its thermal stability | |
| RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
| RU2655276C1 (en) | Weighted mineralized clayless drilling mud | |
| WO2021007531A1 (en) | A rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems | |
| RU2369625C2 (en) | Drilling agent for deviating holes | |
| RU2683448C1 (en) | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure | |
| AU2011281375B2 (en) | Method and biodegradable water based thinner composition for drilling subterranean boreholes with aqueous based drilling fluid | |
| US3472325A (en) | Method of drilling with polymer-treated drilling fluid | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| US5658859A (en) | Pseudoplastic mixed metal layered hydroxide fluid with fluid loss additive and method of use in penetrating the earth | |
| RU2661955C1 (en) | Cation-inhibiting drilling mud (variants) | |
| RU2315076C1 (en) | Heavy drilling fluid | |
| RU2695201C1 (en) | Drill mud for primary opening of productive formation | |
| RU2687815C1 (en) | Gel-drill drilling fluid | |
| EA010638B1 (en) | Water-based drilling fluids using latex additives |