RU2698389C1 - Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud - Google Patents
Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2698389C1 RU2698389C1 RU2018137899A RU2018137899A RU2698389C1 RU 2698389 C1 RU2698389 C1 RU 2698389C1 RU 2018137899 A RU2018137899 A RU 2018137899A RU 2018137899 A RU2018137899 A RU 2018137899A RU 2698389 C1 RU2698389 C1 RU 2698389C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- clay
- neoinvert
- wells
- inhibitor
- Prior art date
Links
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)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Изобретение относится к области бурения, строительства скважин, а именно к высокоингибированным безглинистым эмульсионным буровым растворам для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях, скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и аномально низким пластовым давлением (АНПД), наклонно-направленных и горизонтальных скважин, боковых стволов, сложенных как крепкими, так и неустойчивыми, трещиноватыми с большим углом залегания, склонными к осыпям и обвалам, набуханию, диспергированию и кавернообразованию породами, а также скважин с высокими забойными температурами (до 150°С), а также для первичного вскрытия продуктивных коллекторов.The invention relates to the field of drilling, well construction, and in particular to highly inhibited clayless emulsion drilling fluids for drilling wells in difficult geological conditions, wells with abnormally high reservoir pressure (AAP) and abnormally low reservoir pressure (ANP), directional and horizontal wells, sidetracks, composed of both strong and unstable, fractured with a large angle of inclination, prone to talus and landslides, swelling, dispersion and cavern formation by rocks as well as wells with high bottomhole temperatures (up to 150 ° C), as well as for the initial opening of productive reservoirs.
Предшествующий уровень техникиState of the art
Одной из основных проблем, возникающих при строительстве скважин, особенно в сложных геолого-технических условиях, является сохранение устойчивости ствола на протяжении всего периода строительства скважины. Потеря устойчивости глинистых пород обуславливается физико-механическими факторами, такими как ослабление несущей способности в приствольной зоне, и физико-химическими факторами, связанными с взаимодействием бурового раствора с породами стенок скважины. При этом решающее влияние на устойчивость стенок скважины оказывают процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействия буровых растворов с комплексом вскрываемого бурением массива горных пород.One of the main problems encountered during well construction, especially in difficult geological and technical conditions, is to maintain wellbore stability throughout the entire well construction period. The loss of stability of clay rocks is caused by physical and mechanical factors, such as weakening of bearing capacity in the near-stem zone, and physico-chemical factors associated with the interaction of the drilling fluid with the rocks of the borehole walls. Moreover, the processes of hydrodynamic and physico-chemical interaction of drilling fluids with a complex of rock mass revealed by drilling have a decisive influence on the stability of well walls.
Одним из условий успешного бурения пологих и горизонтальных скважин является использование буровых растворов с оптимальными реологическими свойствами, достаточными для обеспечения качественной очистки ствола скважины от выбуренной породы, транспортирования ее на поверхность, но при этом предупреждающими возникновение больших избыточных гидравлических сопротивлений.One of the conditions for successful drilling of shallow and horizontal wells is the use of drilling fluids with optimal rheological properties, sufficient to ensure high-quality cleaning of the wellbore from cuttings, transporting it to the surface, but at the same time preventing the occurrence of large excess hydraulic resistance.
Наиболее серьезные проблемы, связанные с неустойчивостью ствола скважины, возникают при вскрытии интервалов, представленных не набухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, характеризующимися пониженной прочностью, особенно при вскрытии данных пород под большим зенитным углом (70° и более).The most serious problems associated with borehole instability arise when opening the intervals represented by non-swelling highly lithified mudstones and shales, characterized by reduced strength, especially when opening these rocks at a large zenith angle (70 ° or more).
Такой раствор также должен обладать высокими ингибирующими свойствами по отношению к породам разреза, слагающим стенки скважины, обеспечивая их устойчивость на протяжении всего периода строительства, высокими смазочными свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, капсулирующими свойствами для предотвращения диспергирования шлама в процессе транспортировки его на поверхность; низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.Such a solution should also have high inhibitory properties with respect to the cut rocks composing the well walls, ensuring their stability throughout the entire construction period, high lubricating properties to improve the working conditions of the rock cutting tool at the bottom, and encapsulating properties to prevent dispersion of the sludge during its transportation to surface; low surface tension of the filtrate at the border with the hydrocarbon fluid to prevent changes in the reservoir properties of the reservoir when the filtrate of the drilling fluid penetrates into the reservoir.
В состав такого бурового раствора должны включаться реагенты, формирующие низкопроницаемый кольматационный экран в призабойной зоне пласта, который к периоду освоения скважины может быть легко разрушен за счет биологической или химической деструкции, тем самым обеспечивая восстановление проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. В настоящее время в отечественной и зарубежной практике строительства скважин в качестве таких реагентов используют полисахаридные полимеры (крахмал, биополимеры, эфиры целлюлозы).The composition of such a drilling fluid should include reagents that form a low-permeable mud screen in the bottomhole formation zone, which can be easily destroyed by the biological or chemical destruction by the period of well development, thereby ensuring restoration of the permeability of the bottomhole formation zone. At present, polysaccharide polymers (starch, biopolymers, cellulose ethers) are used as such reagents in domestic and foreign practice in well construction.
В большинстве случаев, предотвратить возникновение проблем, связанных с неустойчивостью ствола скважины, позволяет использование буровых растворов на углеводородной или синтетической основе.In most cases, the use of hydrocarbon-based or synthetic-based drilling fluids helps prevent problems associated with borehole instabilities.
Для бурения скважин в осложненных условиях и при вскрытии продуктивных пластов в условиях наклонно-направленных и горизонтальных скважин используются также буровые растворы на углеводородной основе (РУО), в том числе обращенные (обратные или инвертные) эмульсии типа «вода в масле». Поскольку дисперсионной средой таких систем является инертная по отношению к глинам углеводородная фаза, основным преимуществом растворов на нефтяной основе является их высокая ингибирующая способность по отношению к глинистым породам разреза, а также сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Кроме того, РУО характеризуются высокой смазочной способностью.Hydrocarbon-based drilling fluids, including reverse (inverse or invert) water-in-oil emulsions, are also used for drilling wells in difficult conditions and when opening productive formations in conditions of directional and horizontal wells. Since the dispersion medium of such systems is a hydrocarbon phase inert to clay, the main advantage of oil-based solutions is their high inhibitory ability with respect to clay rocks of the section, as well as maintaining the reservoir properties of the reservoir. In addition, CBR are characterized by high lubricity.
Основными недостатками РУО являются их экологическая опасность и высокая пожароопасность. Кроме того, сложность управления свойствами РУО, повышение плотности в процессе бурения ввиду высоких структурно-реологических показателей, а также трудности в интерпретации результатов ГИС, основанных на электропроводности, ограничивают применение РУО.The main disadvantages of CBR are their environmental hazard and high fire hazard. In addition, the complexity of managing CBM properties, increasing density during drilling due to high structural and rheological parameters, as well as difficulties in interpreting GIS results based on electrical conductivity, limit the use of CBM.
С целью устранения этих недостатков разрабатываются эмульсионные буровые растворы типа «масло в воде» со свойствами, близкими к свойствам РУО. В качестве дисперсной фазы в этих системах могут использоваться как нефтепродукты (нефть, дизтопливо), так и другие углеводородсодержащие продукты.In order to eliminate these shortcomings, emulsion drilling fluids of the oil-in-water type are developed with properties similar to those of CBR. As the dispersed phase in these systems, both petroleum products (oil, diesel fuel) and other hydrocarbon-containing products can be used.
Из патента RU 2645012, опубл. 15.02.2018 известно применение безглинистого биополимерного бурового раствора, содержащего ингибитор гидратации глин, включающего воду, биополимер ксантанового ряда, модифицированный крахмал, соль калия, карбонатный утяжелитель и комплексный ингибитор, включающий углеводородную фазу, ингибитор набухания глинистых материалов, формиат калия, эмульгатор прямых эмульсий. В качестве ингибитора набухания глинистых материалов используют прямую эмульсию содержащую насыщенный водный раствор формиата калия, углеводородную фазу - дизельные или минеральные или синтетические масла, эмульгатор - оксиэтилированные спирты и/или алкилфенолы и битумную эмульсию, модифицированную методом сульфирования. Однако, раствор имеет низкие триботехнические свойства, высокие концентрации в системах буровых растворов для достижения заявленных ингибирующих свойств, недостаточную термостабильность, невозможность использования ингибитора в системах буровых растворов при первичном вскрытии продуктивных коллекторов по причине наличия в рецептуре битумной эмульсии.From patent RU 2645012, publ. 02/15/2018 it is known to use a clayless biopolymer drilling fluid containing a clay hydration inhibitor, including water, a xanthan biopolymer, modified starch, a potassium salt, a carbonate weighting agent and a complex inhibitor that includes a hydrocarbon phase, a clay swelling inhibitor, potassium formate, direct emulsion emulsifier. A direct emulsion containing a saturated aqueous solution of potassium formate, a hydrocarbon phase using diesel or mineral or synthetic oils, an emulsifier using ethoxylated alcohols and / or alkyl phenols, and a bitumen emulsion modified by sulfonation are used as an inhibitor of clay material swelling. However, the solution has low tribological properties, high concentrations in drilling fluid systems to achieve the stated inhibitory properties, insufficient thermal stability, the inability to use an inhibitor in drilling fluid systems during the initial opening of productive reservoirs due to the presence of bitumen emulsion in the formulation.
Из патента RU 2655276, опубл. 24.05.2018, известен утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор, содержащий формиат натрия, полисахарид ксанатанового типа «StabVisco-F», модифицированный крахмал «МК-3», гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11, смазывающую добавку «Экстра-С» и воду. А так же утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель до плотности 1900-2600 кг/м3 сверх 100 мас. %.From patent RU 2655276, publ. 05/24/2018, a weighted mineralized clay-free drilling fluid is known that contains sodium formate, StabVisco-F xanthan polysaccharide, modified MK-3 starch, GKZh-11 hydrophobizing fluid, lubricating Extra-S additive and water. And also a weighting additive - galena weighting agent up to a density of 1900-2600 kg / m 3 in excess of 100 wt. %
Известен способ приготовления эмульсионного безглинистого бурового раствора, согласно которому осуществляют приготовление двух растворов - на углеводородной основе и водной основе, и их смешение между собой путем введения раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, при этом в качестве раствора на углеводородной основе используют раствор сложного эфира ненасыщенной жирной кислоты и многоатомного спирта в нефтепродукте, в качестве раствора на водной основе готовят водный раствор смеси карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и полиэтиленоксида (при этом перед их введением в водный раствор готовят отдельно водный раствор КМЦ и водный раствор полиэтиленоксида), при этом исходные компоненты берут в следующем соотношении, в мас. %: углеводородный продукт (нефть, дизтопливо) - 5,0-20,0; ПАВ-эмульгатор на основе сложного эфира жирной кислоты и многоатомного спирта (например, эмультал, пентол, украмин) - 0,1-3,0; КМЦ - 0,1-3,0; полиэтиленоксид - 0,01-1,0 и воду - остальное (см., например, авт. свид. СССР №1361165, кл. С09К 7/02, от 1985 г.). При необходимости указанный раствор может содержать соль и утяжелитель.There is a method of preparing an emulsion clay-free drilling fluid, according to which two solutions are prepared - hydrocarbon-based and water-based, and mixed together by introducing a water-based solution into a hydrocarbon-based solution, using a complex solution as a hydrocarbon-based solution unsaturated fatty acid ester and polyhydric alcohol in an oil product, an aqueous solution of a mixture of carboxymethyl cellulose (CMC) and polyethylene oxide (in this case, before introducing them into the aqueous solution, an aqueous CMC solution and an aqueous solution of polyethylene oxide are prepared separately), while the starting components are taken in the following ratio, in wt. %: hydrocarbon product (oil, diesel fuel) - 5.0-20.0; A surfactant emulsifier based on a fatty acid ester and a polyhydric alcohol (for example, emulsion, pentol, ukraine) - 0.1-3.0; CMC - 0.1-3.0; polyethylene oxide - 0.01-1.0 and water - the rest (see, for example, ed. certificate of the USSR No. 1361165, class C09K 7/02, from 1985). If necessary, this solution may contain salt and a weighting agent.
Эмульсионный буровой раствор, приготовленный по указанному способу, характеризуется высокой стабильностью эмульсии во времени, низкими значениями показателя фильтрации и высокими показателями устойчивости глинистых пород при контакте с фильтратом бурового раствора.Emulsion drilling fluid prepared by the specified method is characterized by high stability of the emulsion over time, low values of the filtration rate and high stability of clay rocks in contact with the filtrate of the drilling fluid.
Недостатками бурового раствора, приготовленного по указанному известному способу, являются предельно высокие структурно-реологические показатели, низкая капсулирующая способность по отношению к выбуренной породе, неудовлетворительные для бурения пологих и горизонтальных скважин показатели «нелинейности» (n=0,6-0,7) и коэффициента консистенции, что способствует возникновению избыточных гидравлических сопротивлений, и отрицательно влияет на очистную способность бурового раствора.The disadvantages of the drilling fluid prepared by the specified known method are extremely high structural and rheological parameters, low encapsulating ability in relation to the cuttings, unsatisfactory indicators for the drilling of shallow and horizontal wells (n = 0.6-0.7) and consistency coefficient, which contributes to the emergence of excessive hydraulic resistance, and negatively affects the cleaning ability of the drilling fluid.
Кроме того, недостатком является и сложность технологии приготовления, так как перед смешиванием углеводородной и водной фаз все компоненты, за исключением нефтепродукта, должны быть отдельно приготовлены в виде пресных водных растворов определенной концентрации, а ПАВ с нефтепродуктом также готовится в отдельной емкости. Такая технология потребует наличия нескольких дополнительных емкостей на скважине, а в зимнее время и обеспечения их обогрева с целью предупреждения замерзания водных растворов, что приведет к значительному удорожанию стоимости буровых работ.In addition, the disadvantage is the complexity of the preparation technology, since before mixing the hydrocarbon and aqueous phases, all components, with the exception of the oil product, must be separately prepared in the form of fresh aqueous solutions of a certain concentration, and surfactants with the oil product are also prepared in a separate container. Such a technology will require the availability of several additional tanks at the well, and in winter time, and their heating to prevent freezing of aqueous solutions, which will lead to a significant increase in the cost of drilling operations.
Наиболее близким к заявляемому буровому раствору является эмульсионный биополимерный буровой раствор, известный из патента RU 2255105, опубл. 27.06.2005, приготовленный путем введения раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, при этом в качестве раствора на углеводородной основе готовят углеводородный раствор биополимера, в качестве раствора на водной основе готовят водный раствор смеси щелочного ПАВ - стабилизатора эмульсии на основе оксиэтилированных этанолов и/или гликолей с биополимером. В качестве углеводородной жидкости используют нефтепродукты и/или высшие спирты. В буровой раствор дополнительно вводят гелеобразователь - формиат калия и водорастворимый силикат.Closest to the claimed drilling fluid is an emulsion biopolymer drilling fluid, known from patent RU 2255105, publ. 06/27/2005, prepared by introducing a water-based solution into a hydrocarbon-based solution, wherein a hydrocarbon-based biopolymer solution is prepared as a hydrocarbon-based solution, an aqueous solution of a mixture of an alkaline surfactant - an emulsion stabilizer based on ethoxylated ethanols is prepared and / or glycols with a biopolymer. As the hydrocarbon liquid, petroleum products and / or higher alcohols are used. A gelling agent, potassium formate and water-soluble silicate, is additionally introduced into the drilling fluid.
Благодаря тому, что водный раствор содержит смесь щелочного ПАВ-стабилизатора эмульсии на основе оксиэтилированных этанолов и/или гликолей с биополимером, обеспечивается повышение смазочной и ингибирующей способности, улучшение капсулирующих свойств полученного бурового раствора.Due to the fact that the aqueous solution contains a mixture of an alkaline surfactant-stabilizer emulsion based on ethoxylated ethanols and / or glycols with a biopolymer, an increase in lubricating and inhibitory properties and an improvement in the encapsulating properties of the obtained drilling fluid are provided.
Однако, технология приготовления достаточно усложнена, раствор имеет низкие тиксотропные свойства, а кроме того, из-за наличия в составе силиката калия, его не рекомендуется использовать при первичном вскрытии продуктивных коллекторов.However, the preparation technology is rather complicated, the solution has low thixotropic properties, and in addition, due to the presence of potassium silicate, it is not recommended to use it during the initial opening of productive collectors.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка высокоингибированного термостабильного утяжеленного эмульсионного безглинистого бурового раствора на основе прямой эмульсии с низким содержанием твердой фазы, улучшенными структурно-реологическими свойствами: высокая триботехнические свойства, низкая прихватоопасность, высокая ингибирующая способность, высокая термостабильность, низкая коррозионная активность,The task to which the claimed technical solution is directed is to develop a highly inhibited thermostable weighted heavy emulsion clay-free drilling mud based on direct emulsion with a low solids content, improved structural and rheological properties: high tribological properties, low tack hazard, high inhibitory ability, high thermal stability, low corrosive activity
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Технический результат, достигаемый заявленным изобретением: экологическая безопасность, высокие триботехнические свойства, низкие фильтрационные свойства, высокая термостабильность, высокая стабильность раствора во времени (сут), высокие технико-экономические показатели бурения, а именно увеличение скорости бурения и проходки на долото, и как следствие, снижение сроков строительства скважины.The technical result achieved by the claimed invention: environmental safety, high tribotechnical properties, low filtration properties, high thermal stability, high stability of the solution in time (days), high technical and economic performance of drilling, namely an increase in the speed of drilling and penetration on the bit, and as a result , reduction in the construction time of the well.
Эмульсионный буровой раствор предназначен для бурения и закачивания вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных скважин и боковых стволов, сложенных как крепкими, так и неустойчивыми, трещиноватыми с большим углом залегания, склонными к осыпям и обвалам, набуханию, диспергированию и кавернообразованию породами, а также скважин с высокими забойными температурами (до 150°С).Emulsion drilling fluid is designed for drilling and pumping vertical, directional, horizontal wells and sidetracks, composed of both strong and unstable, fractured with a large angle of inclination, prone to talus and collapses, swelling, dispersion and cavern formation of rocks, as well as wells with high bottomhole temperatures (up to 150 ° C).
Указанный технический результат достигается применением высокоингибированного безглинистого эмульсионного бурового раствора для бурения в сложных горногеологических условиях, скважин с АВПД и АНПД, а также для первичного вскрытия продуктивных коллекторов, включающего водную фазу, полисахаридный полимер - биополимер ксантанового типа и модифицированный крахмал, углеводородную основу - смесь продуктов олигомеризации олефинов, минеральных дистилятных и остаточных базовых масел марки «Neoinvert Oil», эмульгатор на основе жирных кислот «NeoInvert K», ингибитор набухания глинистых материалов смесь полигликолей и алифатических амидов со слабокатионными свойствами «Ингидол А», ингибитор и термостабилизатор полисахаридного полимера - формиат калия, регулятора рН - гидроксид натрия, карбонатный утяжелитель - микрокальцит с размером частиц 5-100 мкм, и технологические добавки - пеногаситель и бактерицид, при следующем соотношении компонентов, в мас.%:The specified technical result is achieved by the use of a highly inhibited clayless emulsion drilling fluid for drilling in difficult geological conditions, wells with AAPD and ANPD, as well as for the initial opening of productive reservoirs, including the aqueous phase, a polysaccharide polymer - xanthan-type biopolymer and modified starch, hydrocarbon-based product mixture oligomerization of olefins, mineral distillate and residual base oils of the brand "Neoinvert Oil", emulsifier based on fatty acids "NeoInv ert K, an inhibitor of clay swelling, a mixture of polyglycols and aliphatic amides with weak cationic properties, Ingidol A, an inhibitor and thermal stabilizer of a polysaccharide polymer — potassium formate, a pH regulator — sodium hydroxide, a carbonate weighting agent — microcalcite with a particle size of 5-100 microns, and technological additives - antifoam and bactericide, in the following ratio of components, in wt.%:
и баритовый концентрат - в качестве дополнительного утяжелителя до плотности 1400-1500 кг/м3 сверх 100 мас. %.and barite concentrate - as an additional weighting agent up to a density of 1400-1500 kg / m 3 in excess of 100 wt. %
Буровой раствор, применяемый при бурении пород с высокой степенью разупрочнения, а так же для повышение общего ингибирования системы, может дополнительно содержать в качестве ингибитора набухания глинистых материалов смесь модифицированных гильсонитов и битумов марки «Ингидол ГГЛ» в количестве до 1,7 мас. %.The drilling fluid used in drilling rocks with a high degree of softening, as well as to increase the overall inhibition of the system, may additionally contain a mixture of modified gilsonites and bitumens of the brand “Ingidol GGL” as an inhibitor of clay materials in an amount of up to 1.7 wt. %
Буровой раствор, применяемый в качестве дополнительного утяжелителя при бурении скважин с АВПД, может дополнительно содержать в качестве утяжелителя, термостабилизатора и консерванта формиат натрия в количестве до 12 мас. %.The drilling fluid used as an additional weighting agent when drilling wells with AVPD may additionally contain sodium formate in an amount of up to 12 wt.% As a weighting agent, heat stabilizer, and preservative. %
Вышеуказанное техническое решение осуществляется за счет использования следующих компонентов.The above technical solution is carried out through the use of the following components.
Биополимер ксантанового ряда - ксантановая камедь, например, Ectazan С, FLOXANN и др., обеспечивает в системе необходимые структурно-реологические свойства, улучшает выносную и удерживающую способность, а также высокие показатели ВНСС.The xanthan gum biopolymer - xanthan gum, for example, Ectazan C, FLOXANN, etc., provides the necessary structural and rheological properties in the system, improves the outflow and retention ability, as well as high VNSS values.
В качестве биополимера ксантанового типа возможно использование биополимеров таких марок, как Ectazan С, FLOXANN, Xantan gum и др.As a xanthan type biopolymer, it is possible to use biopolymers of such brands as Ectazan C, FLOXANN, Xantan gum, etc.
Биополимеры (т.н. ХВ POLYMER) марок Ectazan С и Xantan gum (производитель HAIHUA INDUSTRY GROUP (Китай), сертификат соответствия Системы ТЭКСЕРТ на ТЭКСЕРТ CN.03-19.H08513, выданный ОС «Нефтепромхим». Ectazan С - очищенный ксантановый биополимер, является высокомолекулярным биополимером и, в основном, используется в качестве модификатора вязкости, а также хорошего удерживающего агента в буровых растворах на пресной воде и соленой воде, а также в качестве загустителя кислот при кислотных обработках. Xantan gum - ксантановая камедь, ксантан, ксантановая смола, ксантановый биополимер, ксантановый загуститель для буровых растворов, синонимы и международные названия Е415, XANTHAN GUM, XANPLEX, XANPOL, Ziboxan, Zibozan и др.Biopolymers (so-called ХВ POLYMER) of Ectazan С and Xantan gum brands (manufacturer HAIHUA INDUSTRY GROUP (China), TEXERT System certificate of compliance with TEXERT CN.03-19.H08513 issued by OS Neftepromkhim. Ectazan C - purified xanthan biopolymer is a high molecular weight biopolymer and is mainly used as a viscosity modifier, as well as a good retention agent in drilling fluids in fresh water and salt water, as well as an acid thickener in acid treatments. Xantan gum - xanthan gum, xanthan gum, xanthan gum xanthan biofields mer, xanthan thickener for drilling fluids, synonyms and international names E415, XANTHAN GUM, XANPLEX, XANPOL, Ziboxan, Zibozan and others.
Крахмал модифицированный (МК) - термостабильный понизитель фильтрации, предназначен для снижения фильтрации в системе бурового раствора со степенью минерализации до насыщения. Отличается высокой стабилизирующей способностью, повышенной стойкостью к био-, термо-, механодеструкции.Modified starch (MK) is a thermostable filtration reducer designed to reduce filtration in a drilling fluid system with a degree of mineralization to saturation. It is characterized by high stabilizing ability, increased resistance to bio-, thermo-, mechanical degradation.
Комплексный ингибитор «Ингидол ГГЛ» (ТУ 2458-131-14023401-2016) - реагент содержит ультрадисперсный гильсонит, модифицированные битумы, а также композицию гликолей, производных жирных кислот и других компонентов. Предназначен для применения в нефтяной и газовой промышленности, в буровых растворах при строительстве и ремонте скважин, с целью ингибирования глинистых пород, микрокольматирования стенок скважины и снижения внутрискважинных сил трения. Обеспечивает высокий кольматационный эффект, что подтверждается снижением фильтрации (особенно при повышенных температурах). Обеспечивает образование тонкой, эластичной фильтрационной корки, способствующей снижению триботехнических и антиприхватных свойств бурового раствора. Наличие гильсонита и асфальтенов в составе «Ингидола ГГЛ» блокирует микротрещины аргиллитов, также препятствует процессам диффузии, капиллярной пропитки и поверхностной гидратации глинистых минералов, что снижает сроки их обводненности, соответственно, обеспечивая повышенную устойчивость ствола скважины.The complex inhibitor "Ingidol GGL" (TU 2458-131-14023401-2016) - the reagent contains ultrafine gilsonite, modified bitumen, as well as a composition of glycols, derivatives of fatty acids and other components. Designed for use in the oil and gas industry, in drilling fluids during construction and repair of wells, with the goal of inhibiting clay rocks, microcolmating the walls of the well and reducing downhole friction forces. Provides high colmatization effect, as evidenced by a decrease in filtration (especially at elevated temperatures). Provides the formation of a thin, elastic filter cake, which contributes to the reduction of tribological and anti-seizing properties of the drilling fluid. The presence of gilsonite and asphaltenes in the composition of Ingidol GGL blocks mudstone microcracks and also impedes diffusion, capillary impregnation and surface hydration of clay minerals, which reduces the terms of their water cut and, accordingly, provides increased stability of the wellbore.
Ингибитор «Ингидол А» (ТУ 2458-018-14023401-2010) - представляет собой композицию амидов алифатического ряда со слабокатионными свойствами и полигликолей, является органическим ингибитором набухания глин, "цементирующих" аргиллитоподобные и алевролитистые отложения и применяется в минерализованных или соленасыщенных буровых растворах на водной основе, применение «Ингидол А» препятствует диспергированию глинистого "цемента" и предотвращает осыпи стенок скважины, сложенных аргиллитами и алевролитами ("шоколадными" глинами).The inhibitor "Ingidol A" (TU 2458-018-14023401-2010) - is a composition of aliphatic amides with low cationic properties and polyglycols, is an organic inhibitor of clay swelling, "cementing" argillite-like and siltstone deposits and is used in mineralized or saline saturated drilling water-based, the use of "Ingidol A" prevents the dispersion of clay "cement" and prevents scattering of the walls of the well, composed of mudstones and siltstones ("chocolate" clays).
Комплексный термостабильный эмульгатор для бурения на растворах на углеводородной основе (РУО) «NeoInvert K» (ТУ 2458-037-14023401-2012) - продукт на основе жирных кислот. Солестойкий эмульгатор предназначен для образования и сохранения однородной дисперсионной среды. Согласно классификации по размеру частиц, эмульсию на основе «NeoInvert K» можно отнести к миниэмульсиям: 400 нм>d>100 нм. Согласно правилу Банкрофта, непрерывной становится та фаза, в которой эмульгатор лучше растворим. «NeoInvert K» лучше растворим в водной фазе, поэтому в системах с «Neoinvert K» водная фаза непрерывна (образуется прямая эмульсия). Механизмы устойчивости эмульсий на основе «NeoInvert K»: электростатический, стерический, осмотический. Основной фактор обеспечения устойчивости прямой эмульсии на основе «NeoInvert K» - структурно-механический барьер (СМБ). Прямая эмульсия на основе «NeoInvert K» для дополнительной стабилизации использует микродисперсные частицы, присутствующие в растворе (бентонит, микромрамор и пр.) То есть, эмульсия на основе «NeoInvert K» - это «эмульсия Пикеринга». Эмульсии Пикеринга представляют собой дисперсии, стабилизированные, помимо основного эмульгатора, твердыми частицами, закрепленными на границе масло-вода.The complex thermostable emulsifier for drilling on hydrocarbon-based fluids (CBR) "NeoInvert K" (TU 2458-037-14023401-2012) is a product based on fatty acids. The salt-resistant emulsifier is designed to form and preserve a homogeneous dispersion medium. According to the classification according to particle size, an emulsion based on "NeoInvert K" can be attributed to miniemulsions: 400 nm> d> 100 nm. According to the Bancroft rule, the phase in which the emulsifier is better soluble becomes continuous. NeoInvert K is better soluble in the aqueous phase; therefore, in systems with Neoinvert K the aqueous phase is continuous (direct emulsion forms). The stability mechanisms of emulsions based on "NeoInvert K": electrostatic, steric, osmotic. The main factor ensuring the stability of a direct emulsion based on NeoInvert K is the structural-mechanical barrier (SMB). A direct emulsion based on NeoInvert K uses microdispersed particles present in the solution (bentonite, micromarble, etc.) for additional stabilization. That is, an emulsion based on NeoInvert K is a Pickering emulsion. Pickering emulsions are dispersions stabilized, in addition to the main emulsifier, by solid particles fixed at the oil-water interface.
Состав для приготовления буровых эмульсий «Neoinvert ОН» (ТУ 2458-134-14023401-2016) - предназначен для применения в нефтяной и газовой промышленности для приготовления буровых растворов на углеводородной основе (дисперсионная среда). Представляет собой смесь продуктов олигомеризации олефинов и минеральных дистилятных и остаточных базовых масел.The composition for the preparation of drilling emulsions "Neoinvert OH" (TU 2458-134-14023401-2016) - is intended for use in the oil and gas industry for the preparation of drilling fluids based on hydrocarbon (dispersion medium). It is a mixture of olefin oligomerization products and mineral distillate and residual base oils.
Пеногаситель - например, Росфлок ПГ, Defomex, Гаспен-Силшон - представляет собой реагент на основе модифицированных силиконов с добавлением с добавлением поверхностно-активных веществ. Предназначен для эффективного удаления и предотвращения пенообразования. В качестве пеногасителя возможно использование марок Росфолк ПГ (ТУ 2458-010-22361394-2007), Гаспен-Силикон (ТУ 2458-039-14023401-2012), Defomex (Lamberti, Италия) и др.Defoamer - for example, Rosflock PG, Defomex, Gaspen-Silshon - is a reagent based on modified silicones with the addition of surfactants. Designed to effectively remove and prevent foaming. As an antifoam, it is possible to use the brands Rosfolk PG (TU 2458-010-22361394-2007), Gaspen-Silicone (TU 2458-039-14023401-2012), Defomex (Lamberti, Italy), etc.
Бактерицид - например, Биоцидол, Росфлок БЦД - представляет собой композицию на основе четвертичных аммониевых соединений. Предназначен для предотвращения бактериального разложения используемых в рецептуре полисахаридных реагентов, а также для подавления жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, вызывающих коррозию оборудования. В качестве бактерицида используют Биоциодол (ТУ 2458-008-14023401-2012), Росфлок БЦД (ТУ 2458-012-22361394-2009) и др.A bactericide - for example, Biocidol, Rosflock BCD - is a composition based on Quaternary ammonium compounds. Designed to prevent bacterial decomposition of polysaccharide reagents used in the formulation, as well as to inhibit the activity of sulfate-reducing bacteria that cause equipment corrosion. Biociodol (TU 2458-008-14023401-2012), Rosflock BTsD (TU 2458-012-22361394-2009), etc. are used as a bactericide.
Формиат калия - представляет собой калиевую соль муравьиной кислоты. Используется в качестве органического ингибитора гидратации, набухания и дезинтеграции сланцев глинистых минералов, а также для повышения термостабильности полисахаридных составляющих системы.Potassium formate - is a potassium salt of formic acid. It is used as an organic inhibitor of hydration, swelling and disintegration of shale of clay minerals, as well as to increase the thermal stability of the polysaccharide components of the system.
Формиат натрия - представляет собой натриевую соль муравьиной кислоты. Используется по мере необходимости в качестве органического утяжелителя при бурении с высокими плотностями для снижения инертной твердой фазы а также дополнительного термостабилизатора.Sodium formate - is a sodium salt of formic acid. It is used as necessary as an organic weighting agent when drilling with high densities to reduce the inert solid phase and also an additional thermal stabilizer.
Микрокальцит (Ca2CO3) - представляет собой продукт измельчения и тонкого помола (определенной фракции в мкм) природного мрамора. Применяется в качестве кольматационного наполнителя для создании на стенках скважины низкопроницаемого кольматационного экрана.Microcalcite (Ca 2 CO 3 ) - is a product of grinding and fine grinding (a certain fraction in microns) of natural marble. It is used as a mud filler to create a low permeable mud screen on the well walls.
Каустичесая coda (NaOH) - гидроксид натрия предназначен для регулирования рН.Caustic coda (NaOH) - sodium hydroxide is designed to regulate pH.
Концентрат баритовый (BaSO4) - природный сульфат бария. Применяется по мере необходимости в качестве дополнительного инертного утяжелителя.Barite concentrate (BaSO 4 ) - natural barium sulfate. It is used as necessary as an additional inert weighting agent.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Приготовление заявляемой системы осуществляется в следующем соотношении. В стакан объемом 1000 мл вводим 36,25 мас. % водной фазы при температуре 25°С. При скорости лабораторного перемешивателя 700-800 об/мин в воду поочередно вводим следующий компонентный состав: бактерицид Биоцидол в количестве 0,1 мас. %, ингибитор Ингидол ГГЛ в количестве 0,73 мас. %, затем ингибитор Ингидол А в количестве 0,73 мас. %, каустическую соду в количестве 0,15 мас. %, затем биополимерную составляющую Ectazan С в количестве 0,25 мас. %, затем модифицированный крахмал (МК) в количестве 2,3 мас. %, пеногаситель Росфлок ПГ в количестве 0,1 мас. %, эмульгатор Neoinvert К в количестве 1,2 мас. %), затем вводим под перемешиватель Neoinvert Oil в количестве 12,68 мас. %, вводим формиат калия в количестве 20 мас. %, вводим формиат натрия в количестве 14,71 мас. %, вводим разнофракционный микрокальцит с размером зерна 5, 10, 40, 60, 100 мкм в количестве 10,8 мас. %. Фракции микрокальцита подбирают под пористость и проницаемость вскрываемых бурением коллекторов с помощью лицензионного программного обеспечения.The preparation of the inventive system is carried out in the following ratio. In a glass volume of 1000 ml, we introduce 36.25 wt. % aqueous phase at a temperature of 25 ° C. At a laboratory stirrer speed of 700-800 rpm, the following component composition is introduced into the water alternately: the bactericide Biocidol in an amount of 0.1 wt. %, inhibitor Ingidol GHL in the amount of 0.73 wt. %, then the inhibitor Ingidol A in the amount of 0.73 wt. %, caustic soda in an amount of 0.15 wt. %, then the biopolymer component of Ectazan C in an amount of 0.25 wt. %, then modified starch (MK) in an amount of 2.3 wt. %, antifoam Rosflock PG in the amount of 0.1 wt. %, emulsifier Neoinvert K in an amount of 1.2 wt. %), then enter under the mixer Neoinvert Oil in the amount of 12.68 wt. %, we introduce potassium formate in an amount of 20 wt. %, we introduce sodium formate in an amount of 14.71 wt. %, we introduce different-fraction microcalcite with a grain size of 5, 10, 40, 60, 100 microns in an amount of 10.8 wt. % Microcalcite fractions are selected for the porosity and permeability of the reservoirs uncovered by drilling using licensed software.
При бурении скважин с АВПД в рецептуру системы по мере необходимости добавляют реагенты утяжелители такие как, формиат натрия и концентрат баритовый до плотности 1400-1500 кг/м3 сверх 100 мас. %.When drilling wells with AVPD, weighting agents such as sodium formate and barite concentrate up to a density of 1400-1500 kg / m 3 in excess of 100 wt. %
После приготовления измеряем технологические параметры бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°С.After preparation, we measure the technological parameters of the drilling fluid using certified measurement methods at a temperature of (20 ± 2) ° С.
Плотность бурового раствора определяют с помощью пикнометра. Для определения условной вязкости используем вискозиметр Марша. Для определения фильтрации используют фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа.The density of the drilling fluid is determined using a pycnometer. To determine the conditional viscosity, we use a Marsh viscometer. To determine the filtration, a filter press with a filtration area of 45.8 ± 0.6 cm 2 is used , which provides a pressure drop across the filter element of 0.1 and 0.7 MPa.
Реологические свойства определяют при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра при t-49°C, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Влияние высокой температуры и давления на фильтрационные свойства определяли с помощью прибора НТНР рабочее давление 500 фунтов/кв.дюйм (psi).Rheological properties are determined using an 8-speed rotational viscometer at t-49 ° C, equipped with coaxial measuring cylinders. The influence of high temperature and pressure on the filtration properties was determined using an NTNR instrument operating pressure of 500 psi (psi).
Максимальная температура 185°F (85°С). Площадь фильтрации 3.5 кв. дюйма (22.6 см2). Влияние высоких температур на технологические свойства системы за определенный период времени определяли при помощи ячеек старения помещаемых в вальцовую печь при t-140°С.Maximum temperature 185 ° F (85 ° C). Filtration area 3.5 sq. inches (22.6 cm 2 ). The influence of high temperatures on the technological properties of the system for a certain period of time was determined using aging cells placed in a roller furnace at t-140 ° C.
Триботехнические свойства определяли с помощью прибора КТК-2 а также прибора для определения предельного давления и смазывающей способности. Ингибирующие свойства определяли с помощью прибора определения ингибирующей способности в динамических условиях Swell Metr. Показатель LSRV с помощью вискозиметра Брукфильда.Tribological properties were determined using the KTK-2 device as well as a device for determining the ultimate pressure and lubricity. Inhibitory properties were determined using a Swell Metr dynamic inhibitor. Brookfield viscometer LSRV.
Диспергирующая способность бурового раствора определялись в камере старения с вращением по методике HOT-ROLL DISPERSION TEST на глинистых минералах Алымской (1986-1988 м) и Ханты-Мансийской (1640-1645 м) свиты при температуре 110°С в течение 16 часов диспергирования в среде эмульсионного бурового раствора. Величина выхода (диспергирования) глинистых минералов Алымской (1986-1988 м) и Ханты-Мансийской (1640-1645 м) свиты в среде эмульсионного бурового раствора соответственно составляет 74,6% и 85,6%. В сравнении в среде бурового раствора на углеводородной основе составляет 94,5% и 98,2%, в среде бурового раствора на водной основе с асфальтенами и ЧГПА составляет 56,3% и 65,6%.The dispersing ability of the drilling fluid was determined in an aging chamber with rotation according to the HOT-ROLL DISPERSION TEST method on clay minerals of the Alymskaya (1986-1988 m) and Khanty-Mansiysk (1640-1645 m) formations at a temperature of 110 ° C for 16 hours of dispersion in the medium emulsion drilling fluid. The yield (dispersion) of clay minerals of the Alymskaya (1986-1988 m) and Khanty-Mansiysk (1640-1645 m) formations in the medium of an emulsion drilling fluid is 74.6% and 85.6%, respectively. Compared to the hydrocarbon-based drilling fluid medium, it is 94.5% and 98.2%; in the water-based drilling fluid medium with asphaltenes and CHPA it is 56.3% and 65.6%.
Ингибирующие свойства буровых растворов определялись по методике оценки в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 Приложение 8 «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов» в сравнении 3% водным раствором хлористого калия на эталонных глинистых столбиках. Буровые растворы сравниваются между собой по величине показателя увлажняющей способности (П0) - чем меньше этот показатель, тем выше ингибирующая способность бурового раствора. В основу методики положено свойство глинистых минералов адсорбировать (поглощать, впитывать) на своей поверхности жидкую водную фазу и растворенные в ней органические и минеральные вещества. Замедление адсорбции горными породами ствола скважины жидкой фазы буровых растворов, применяемых при строительстве скважины, является одним из эффективных направлений в комплексе мероприятий по увеличению продолжительности устойчивого состояния стенок скважины в первую очередь в интервале залегания глинистых минералов. Чем меньше скорость адсорбции глинистыми минералами компонентов жидкой фазы буровых растворов, тем продолжительнее устойчивость ствола скважины. Для сравнительной оценки ингибирующих по отношению к глинам свойств буровых растворов и технологических жидкостей используются эталонные цилиндрические образцы (столбики) массой ≈20 г, спресованные из высокоактивного (с содержанием монтмориллонита не менее 80%) бентонитового порошка, помещаемые в среду исследуемого ингибирующего раствора. В качестве исходного глинопорошка для эталонных глинистых образцов применен немодифицированный бентонитовый порошок марки ПБТ-1 из глин Таганского месторождения с содержанием монтмориллонита свыше 90% (ТУ 2164-001-50655195-2006).The inhibitory properties of drilling fluids were determined by the evaluation method in accordance with RD 39-00147001-773-2004 Appendix 8 “Methodology for assessing the inhibitory properties of drilling fluids” in comparison with a 3% aqueous solution of potassium chloride on reference clay columns. Drilling fluids are compared with each other in terms of the index of moisturizing ability (P 0 ) - the lower this indicator, the higher the inhibitory ability of the drilling fluid. The methodology is based on the property of clay minerals to adsorb (absorb, absorb) on its surface a liquid aqueous phase and organic and mineral substances dissolved in it. Slowing down the adsorption by the rocks of the borehole of the liquid phase of the drilling fluids used in the construction of the well is one of the effective areas in the package of measures to increase the duration of the steady state of the walls of the well, primarily in the interval of occurrence of clay minerals. The lower the rate of adsorption by the clay minerals of the components of the liquid phase of the drilling fluids, the longer the stability of the wellbore. For a comparative assessment of the mud-inhibiting properties of drilling fluids and process fluids, reference cylindrical samples (columns) weighing ≈20 g, compressed from highly active (with montmorillonite content of at least 80%) bentonite powder, placed in the medium of the inhibitory fluid under study are used. Unmodified PBT-1 grade bentonite powder from clays of the Tagansky deposit with a content of montmorillonite over 90% was used as the initial clay powder for reference clay samples (TU 2164-001-50655195-2006).
Исследованные буровые растворы характеризуются следующими показателями: эмульсионный буровой раствор по изобретению П0=-0,045 см/час, буровой раствор на углеводородной основе РУО П0=-0,08 см/час, буровой раствор на водной основе с асфальтенами и ЧГПА П0=-0,055 см/час. Эмульсионный буровой раствор по изобретению относится к высокоингибирующим буровым растворам с минимальным воздействием жидкой фазы на глинистые минералы.The studied drilling fluids are characterized by the following indicators: emulsion drilling mud according to the invention P 0 = -0.045 cm / h, hydrocarbon-based drilling mud RUO P 0 = -0.08 cm / h, water-based drilling mud with asphaltenes and CHPA P 0 = -0.055 cm / hour. The emulsion drilling fluid of the invention relates to highly inhibited drilling fluids with minimal exposure to clay minerals.
Примеры осуществления изобретенияExamples of carrying out the invention
Сущность предлагаемого изобретения поясняется примерами из Таблицы 2.The essence of the invention is illustrated by examples from Table 2.
В таблице 2 приведены данные о компонентном составе заявляемого эмульсионного бурового раствора.Table 2 shows data on the component composition of the inventive emulsion drilling fluid.
В примере 6 компонентный состав отличается тем, что для увеличение плотности при бурении скважин с АВПД в качестве утяжелителя используют концентрат баритовый в количестве 31 мас. %, сверх 100 мас. %.In example 6, the component composition is characterized in that for increasing the density when drilling wells with AVPD, barite concentrate in an amount of 31 wt. %, in excess of 100 wt. %
В примере 7 компонентный состав отличается тем, что для стабилизации ствола скважины при бурении интервалов с высокой степенью разупрочнения пород (глинистых минералов), увеличена концентрация консолидатора Ингидол ГГЛ до 1,5 мас. %. Увеличение концентрации необходимо для стабилизацииIn example 7, the component composition is characterized in that in order to stabilize the wellbore during drilling intervals with a high degree of softening of rocks (clay minerals), the concentration of the consolidator Ingidol GGL is increased to 1.5 wt. % An increase in concentration is necessary for stabilization.
В примере 8 компонентный состав отличается тем, что для улучшения триботехнических свойств, стабилизации вскрываемых глинистых минералов с высокой степенью разупрочнения, а также скважин с АВПД, увеличена концентрация следующий компонентов: консолидатора Ингидол ГГЛ, углеводородной основы, концентрата баритового Увеличение концентраций вышеуказанный компонентов выходит за рамки 100 мас. %.In example 8, the component composition is different in that in order to improve tribotechnical properties, stabilize exposed clay minerals with a high degree of softening, as well as wells with AED, the concentration of the following components is increased: consolidator Ingidol GGL, hydrocarbon base, barite concentrate Increase in concentrations of the above components is beyond 100 wt. %
В таблице 3 приведены данные о показателях свойств заявленного эмульсионного бурового раствора. Замер реологических параметров производился при температуре 49°С.Table 3 shows data on the properties of the claimed emulsion drilling fluid. Measurement of rheological parameters was carried out at a temperature of 49 ° C.
В таблице 4 приведены сравнительные данные свойств заявленного бурового раствора и раствора, известного из патента RU 2255105.Table 4 shows comparative data on the properties of the claimed drilling fluid and fluid known from patent RU 2255105.
Ингибирующие свойства микроэмульсии первого рода, содержащей в качестве дисперсионной среды насыщенный водный раствор формиата калия, близки к углеводородным системам. Поэтому, данная прямая микроэмульсия является прямым экологически безопасным конкурентом РУО.The inhibitory properties of a microemulsion of the first kind containing a saturated aqueous solution of potassium formate as a dispersion medium are close to hydrocarbon systems. Therefore, this direct microemulsion is a direct environmentally friendly competitor to CBR.
Удельный вес прямой микроэмульсии, утяжеленной формиатом калия, без твердой фазы составляет 1400 кг/м3. Это обеспечивает оптимальные гидравлические параметры промывки скважин для достижения высокой механической скорости бурения в глинисто-аргиллитовых разрезах. Кроме того, минимизация концентрации твердой фазы в составе эмульсионного бурового раствора обеспечивает отсутствие на стенках скважины трудноудаляемой фильтрационной корки, что способствует повышению эффективности первичного вскрытия низкопроницаемых продуктивных коллекторов, а также улучшает качество крепления обсадных колонн в ММП, интервалах с высоким поровым давлением, а также в слабосцементированных глинисто-песчаных и глинисто-карбонатных породах.The specific gravity of a direct microemulsion weighted with potassium formate without a solid phase is 1400 kg / m 3 . This provides optimal hydraulic parameters for flushing wells to achieve high mechanical drilling speeds in clay-mudstone sections. In addition, minimization of the concentration of the solid phase in the composition of the emulsion drilling fluid ensures that there is no hard-to-remove filter cake on the borehole walls, which increases the efficiency of the initial opening of low-permeability productive reservoirs, and also improves the quality of the casing strings in the permafrost, high pore pressure intervals, and also in weakly cemented clay-sand and clay-carbonate rocks.
Течение прямой микроэмульсии, утяжеленной формиатом калия, описывается псевдопластической реологической моделью, которая обеспечивает оптимальные выносящие и удерживающие свойства системы.The course of a direct microemulsion, weighted with potassium formate, is described by a pseudoplastic rheological model, which provides optimal carrying and holding properties of the system.
Структурно-механические характеристики микроэмульсии формируются за счет утяжеленной формиатом калия водной макрофазы, что обеспечивает устойчивость системы к биодеградации. Частицы выбуренной глинистой породы в среде формиатной микроэмульсии лишены липкости, что минимизирует опасность образования сальников.The structural and mechanical characteristics of the microemulsion are formed due to the weighted aqueous macrophase of potassium formate, which ensures the system's resistance to biodegradation. Drilled clay particles in the formate microemulsion are devoid of stickiness, which minimizes the risk of gland formation.
Формиатная микроэмульсия является инертной к действию полиминеральных кислых пластовых вод, и сохраняет свою структуру и свойства при бурении в пористых аргиллитах и хемогенных породах.Formate microemulsion is inert to the action of polymineral acidic formation water, and retains its structure and properties when drilling in porous mudstones and chemogenic rocks.
Прямая микроэмульсия практически безопасна для окружающей среды (4 класс опасности) и не требует, в отличие от инвертных эмульсий (РУО), применения термических методов утилизации бурового шлама.Direct microemulsion is practically safe for the environment (hazard class 4) and does not require, in contrast to invert emulsions (CBM), the use of thermal methods for utilizing drill cuttings.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018137899A RU2698389C1 (en) | 2018-10-26 | 2018-10-26 | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018137899A RU2698389C1 (en) | 2018-10-26 | 2018-10-26 | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2698389C1 true RU2698389C1 (en) | 2019-08-26 |
Family
ID=67733736
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018137899A RU2698389C1 (en) | 2018-10-26 | 2018-10-26 | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2698389C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738187C1 (en) * | 2020-04-21 | 2020-12-09 | Ирина Амировна Четвертнева | Emulsion drilling mud |
| CN112697572A (en) * | 2020-12-18 | 2021-04-23 | 浙江华东工程咨询有限公司 | Indoor test method suitable for argillaceous siltstone crushing |
| RU2756264C1 (en) * | 2020-09-29 | 2021-09-28 | Александр Вячеславович Занчаров | Inhibiting biopolymer solution |
| RU2757626C1 (en) * | 2021-04-30 | 2021-10-19 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» | Blocking biopolymer composition |
| CN114214049A (en) * | 2022-01-19 | 2022-03-22 | 成都理工大学 | Preparation method of solid-free tackifying workover fluid for ultra-deep ultra-high temperature oil and gas wells |
| RU2773605C1 (en) * | 2021-04-29 | 2022-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл Энерджи" | Liquid rheology modifier |
| CN115322756A (en) * | 2022-09-01 | 2022-11-11 | 陕西科技大学 | Slow-release emulsion clay anti-swelling agent and preparation method thereof |
| EP4345145A1 (en) * | 2022-09-30 | 2024-04-03 | Kemion OY | De-icing, dust binding and/or heat transfer composition |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2255105C1 (en) * | 2004-01-12 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2386656C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells |
| WO2011004163A1 (en) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsion stabilizing agents for drilling and completion fluids |
| WO2016145020A1 (en) * | 2015-03-12 | 2016-09-15 | Hercules Incorporated | An oil and gas treatment composition comprising hydroxyethyl cellulose and crosslinked polyvinylpyrrolidone |
| RU2612040C2 (en) * | 2014-10-22 | 2017-03-02 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Polymer-emulsion drilling mud |
| RU2655276C1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted mineralized clayless drilling mud |
-
2018
- 2018-10-26 RU RU2018137899A patent/RU2698389C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2255105C1 (en) * | 2004-01-12 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2386656C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells |
| WO2011004163A1 (en) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsion stabilizing agents for drilling and completion fluids |
| RU2612040C2 (en) * | 2014-10-22 | 2017-03-02 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Polymer-emulsion drilling mud |
| WO2016145020A1 (en) * | 2015-03-12 | 2016-09-15 | Hercules Incorporated | An oil and gas treatment composition comprising hydroxyethyl cellulose and crosslinked polyvinylpyrrolidone |
| RU2655276C1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted mineralized clayless drilling mud |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738187C1 (en) * | 2020-04-21 | 2020-12-09 | Ирина Амировна Четвертнева | Emulsion drilling mud |
| RU2756264C1 (en) * | 2020-09-29 | 2021-09-28 | Александр Вячеславович Занчаров | Inhibiting biopolymer solution |
| CN112697572A (en) * | 2020-12-18 | 2021-04-23 | 浙江华东工程咨询有限公司 | Indoor test method suitable for argillaceous siltstone crushing |
| CN112697572B (en) * | 2020-12-18 | 2023-08-29 | 浙江华东工程咨询有限公司 | Indoor test method suitable for crushing argillaceous siltstone |
| RU2773605C1 (en) * | 2021-04-29 | 2022-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл Энерджи" | Liquid rheology modifier |
| RU2757626C1 (en) * | 2021-04-30 | 2021-10-19 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» | Blocking biopolymer composition |
| CN114214049A (en) * | 2022-01-19 | 2022-03-22 | 成都理工大学 | Preparation method of solid-free tackifying workover fluid for ultra-deep ultra-high temperature oil and gas wells |
| RU2787698C1 (en) * | 2022-05-16 | 2023-01-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь") | Technological liquid for fixing unstable clay-argillite deposits in oil and gas wells |
| CN115322756A (en) * | 2022-09-01 | 2022-11-11 | 陕西科技大学 | Slow-release emulsion clay anti-swelling agent and preparation method thereof |
| EP4345145A1 (en) * | 2022-09-30 | 2024-04-03 | Kemion OY | De-icing, dust binding and/or heat transfer composition |
| RU2806691C1 (en) * | 2023-02-09 | 2023-11-03 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2698389C1 (en) | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud | |
| US5635458A (en) | Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks | |
| US6291405B1 (en) | Glycol based drilling fluid | |
| US9932510B2 (en) | Lost-circulation materials of two different types of fibers | |
| US9840652B2 (en) | Water-based drilling fluid with cyclodextrin shale stabilizer | |
| Khodja et al. | Drilling fluid technology: performances and environmental considerations | |
| EP0134084B1 (en) | Well drilling and production fluids employing parenchymal cell cellulose | |
| US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| US20100081584A1 (en) | Compositions and Methods for Treatment of Well Bore Tar | |
| RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
| MX2014008749A (en) | A drilling fluid containing a surfactant having a high boiling point and a long chain tail group and a method of using the fluid. | |
| US20090291859A1 (en) | Drilling fluid additive | |
| Deville | Drilling fluids | |
| EA003014B1 (en) | Fluid for drilling and servicing a well, method for drilling or servicing a well in a subterranean formation | |
| US20030083206A1 (en) | Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| EA010638B1 (en) | Water-based drilling fluids using latex additives | |
| Mech et al. | Formulation of a rice husk based non-damaging drilling fluid and its effect in shale formations | |
| US3738934A (en) | Oil base drilling fluid composition and process | |
| AU2018342586B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| WO2020102149A1 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2255105C1 (en) | Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer | |
| RU2738187C1 (en) | Emulsion drilling mud | |
| US20240010902A1 (en) | Environmentally acceptable wellbore stability additive | |
| RU2777003C1 (en) | Highly inhibition drilling fluid |