RU2061717C1

RU2061717C1 - Drilling solution

Info

Publication number: RU2061717C1
Application number: RU93043204A
Authority: RU
Inventors: Н.И. Крысин; А.М. Нацепинская; Р.М. Минаева
Original assignee: Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1993-08-31
Filing date: 1993-08-31
Publication date: 1996-06-10

Abstract

FIELD: drilling. SUBSTANCE: proposed drilling solution contains (mass %): clay powder 60-25.), polyacryl amide 0.008-0.80, lignosulfonate reagent 1.5-4.0 and water. EFFECT: improves quality of desired product.

Description

Изобретение относится к бурению скважин на нефть, газ и воду, в частности к глинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов в условиях, осложненных осыпями и обвалами глин и аргиллитов и поступлением в ствол скважины высокоминерализованных пластовых вод. The invention relates to drilling wells for oil, gas and water, in particular clay drilling fluids used for flushing wells during drilling and the initial opening of productive formations in conditions complicated by talus and collapses of clays and mudstones and the entry of highly mineralized formation water into the wellbore.

Известен буровой раствор, содержащий бентонит, полиакриламид, воду и реагент-стабилизатор, в качестве которого используют продукт гидролиза мокрых отходов волокна нитрон с содержанием роданистого натрия 2 6 при следующем соотношении ингредиентов, мас. бентонит 2,0 5,0; полиакриламид (ПАА) 0,1 0,5; продукт гидролиза мокрых отходов волокна нитрон с содержанием роданистого натрия 2 6 0,02 0,1 и вода остальное (см. авт. св. СССР N 969709, кл. С 09 К 7/02, 1982). Known drilling fluid containing bentonite, polyacrylamide, water and a stabilizing reagent, which is used as a product of the hydrolysis of wet waste fiber nitron with a content of sodium thiocyanate 2 in the following ratio of ingredients, wt. bentonite 2.0 5.0; polyacrylamide (PAA) 0.1 0.5; the product of hydrolysis of wet waste nitron fiber with a sodium thiocyanate content of 2 6 0.02 0.1 and the rest of the water (see ed. St. USSR N 969709, class 09 K 7/02, 1982).

Указанный известный буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации, высокие структурно-механические свойства (СНС_1/10 10 40/16 84 дПа), обладает крепящими свойствами по отношению к неустойчивым глинистым отложениям.The specified known drilling fluid has low values of the filtration rate, high structural and mechanical properties (SNA _1/10 10 40/16 84 dPa), has fastening properties in relation to unstable clay deposits.

Однако этот известный буровой раствор имеет низкую устойчивость к воздействию полисолевой минерализации и уже при небольшой минерализации по хлоридам кальция или магния гидролизованный полиакриламид и щелочной реагент-стабилизатор, находящиеся в этом растворе, высаливаются и теряют свои стабилизирующие свойства, в результате чего буровой раствор теряет свои структурные свойства и у него резко возрастает фильтрация. However, this known drilling fluid has low resistance to the effects of polysalt mineralization, and even with a small mineralization with calcium or magnesium chlorides, the hydrolyzed polyacrylamide and alkaline stabilizing reagent in this solution are salted out and lose their stabilizing properties, as a result of which the drilling fluid loses its structural properties and its filtration increases dramatically.

Наиболее близким по совокупности признаков из числа известных к заявляемому техническому решению является буровой раствор, содержащий глинопорошок, ПАА, реагент-стабилизатор карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), хлористый калий и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас. глинопорошок 2,0 4,0; КМЦ 0,5 1,0; ПАА 0,1 0,3; хлористый калий 0,5 - 1,0 и вода остальное (см. авт. св. СССР N 1141109, кл. С 09 К 7/02, 1982). The closest set of features from among those known to the claimed technical solution is a drilling fluid containing clay powder, PAA, a stabilizing reagent-stabilizer carboxymethyl cellulose (CMC), potassium chloride and water in the following ratio of ingredients, wt. clay powder 2.0 4.0; CMC 0.5 1.0; PAA 0.1 0.3; potassium chloride 0.5 - 1.0 and the rest water (see ed. St. USSR N 1141109, class 09 K 7/02, 1982).

Указанный известный буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации, высокие ингибирующие свойства по отношению к глинистым породам, слагающим стенки скважины, устойчив к воздействию полисолевой минерализации, т.е. сохраняет низкие значения показателя фильтрации и после ввода 12 хлорида кальция. Said well-known drilling fluid has low values of the filtration index, high inhibitory properties with respect to clay rocks composing the well walls, and is resistant to polysalt mineralization, i.e. keeps the filtration rate low even after entering 12 calcium chloride.

Однако этот известный буровой раствор имеет низкие структурно-механические свойства и низкую выносную способность, что может привести к накоплению выбуренной породы на забое скважины, вызвать осложнения, связанные с затяжками и прихватами инструмента. Кроме того, регулирование фильтрационных и реологических свойств этого известного бурового раствора достигается только при повышенном расходе дорогостоящих полимерных реагентов -- ПАА и КМЦ. However, this known drilling fluid has low structural and mechanical properties and low carrying capacity, which can lead to the accumulation of cuttings at the bottom of the well, causing complications associated with tightening and tacking of the tool. In addition, the regulation of filtration and rheological properties of this well-known drilling fluid is achieved only with increased consumption of expensive polymer reagents - PAA and CMC.

Заявляемое изобретение решает техническую задачу повышения структурно-механических свойств бурового раствора при одновременном снижении расхода полиакриламида. The claimed invention solves the technical problem of increasing the structural and mechanical properties of the drilling fluid while reducing the consumption of polyacrylamide.

Поставленная техническая задача достигается тем, что известный буровой раствор, включающий глинопорошок, полиакриламид, реагент-стабилизатор и воду, в качестве реагента-стабилизатора содержит лигносульфонатный раствор при следующем соотношении ингредиентов, мас. The stated technical problem is achieved in that the known drilling fluid, including clay powder, polyacrylamide, stabilizing reagent and water, contains a lignosulfonate solution as a stabilizing reagent in the following ratio of ingredients, wt.

Глинопорошок 6,0 25,0
Полиакриламид 0,008 0,08
Лигносульфонатный реагент 1,5 4,0
Вода Остальное.Clay Powder 6.0 25.0
Polyacrylamide 0.008 0.08
Lignosulfonate reagent 1.5 4.0
Water The rest.

Благодаря введению в буровой раствор, содержащий глинопорошок, ПАА, реагент-стабилизатор и воду, в качестве реагента-стабилизатора лигносульфонатного реагента в предложенном количественном соотношении ингредиентов, оказалось возможным повысить его структурно-механические свойства при одновременном сокращении расхода дорогостоящего полимера ПАА. Thanks to the introduction of a lignosulfonate reagent and water into the drilling fluid containing clay powder, PAA, a stabilizing reagent and water as a stabilizing reagent in the proposed quantitative ratio of ingredients, it was possible to increase its structural and mechanical properties while reducing the consumption of expensive PAA polymer.

Это обусловлено, по-видимому, тем, что при смешивании водных растворов глины и ПАА в предложенном их количественном соотношении происходит повышенная адсорбция ПАА на глине с образованием глино-полимерных соединений, а при последующем вводе в эту смесь лигносульфонатного реагента последний взаимодействует с функциональными группами ПАА, в результате чего резко возрастают структурно-механические свойства бурового раствора и одновременно повышается устойчивость глино-полимерных соединений к полисолевой агрессии. This is apparently due to the fact that when water solutions of clay and PAA are mixed in the proposed quantitative ratio, there is an increased adsorption of PAA on clay with the formation of clay-polymer compounds, and when the lignosulfonate reagent is subsequently introduced into this mixture, the latter interacts with the functional groups of PAA As a result, the structural and mechanical properties of the drilling fluid sharply increase and at the same time the resistance of clay-polymer compounds to polysalt aggression is increased.

Заявляемое сочетание ингредиентов и их количественное соотношение неизвестно ни из патентной, ни из научно-технической литературы. Следовательно: предлагаемое техническое решение отвечает критериям "новизна". The claimed combination of ingredients and their quantitative ratio is unknown neither from the patent nor from the scientific and technical literature. Therefore: the proposed technical solution meets the criteria of "novelty."

Кроме того, из существующего уровня техники неизвестно, что совокупность входящих в предлагаемый буровой раствор ингредиентов с очевидностью обеспечивает достижение поставленной технической задачи, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого бурового раствора критерию "изобретательский уровень". In addition, from the current level of technology it is not known that the combination of ingredients included in the proposed drilling fluid obviously achieves the technical task, which allows us to conclude that the proposed drilling fluid meets the criterion of "inventive step".

Наряду с указанным, предлагаемое техническое решение отвечает критерию "промышленная применимость", т. к. предлагаемый буровой раствор может быть использован при строительстве скважин на предприятиях нефтедобывающей промышленности уже в настоящее время. Along with the above, the proposed technical solution meets the criterion of "industrial applicability", because the proposed drilling fluid can be used in the construction of wells at the enterprises of the oil industry already at present.

Для получения заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
техническая вода жесткость на более 5 мг-экв/л;
пластовая вода плотностью 1180 кг/м и общей минерализации 261,4 г/л при следующем содержании ионов, г/л: Ca⁺² 31,6; Mg⁺² 4,54; Na⁺ + K⁺ 61,22; Cl^- 163,61; SO $\binom{2-}{4}$ 0,207; HCO $\binom{-}{3}$ 0,256;
глинопорошок по ОСТ 39-202-86;
лигносульфонаты технические по ТУ 13-0281036-1090;
конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) ТУ 39-094-75;
полиакриламид (ПАА): Dk-Drill A-15 японского производства, POLYKEMD американского производства и FINNPOL 320 финского производства;
флотореагент Т-80 по ТУ 38-103429-80, пеногаситель.To obtain the inventive drilling fluid in laboratory conditions, the following substances were used:
process water hardness of more than 5 mEq / l;
formation water with a density of 1180 kg / m and a total salinity of 261.4 g / l with the following ion content, g / l: Ca ⁺² 31.6; Mg ⁺² 4.54; Na ⁺ + K ⁺ 61.22; Cl ^- 163.61; SO $\binom{2-}{4}$ 0.207; Hco $\binom{-}{3}$ 0.256;
clay powder according to OST 39-202-86;
technical lignosulfonates according to TU 13-0281036-1090;
condensed sulphite-alcohol bard (KSSB) TU 39-094-75;
polyacrylamide (PAA): Japanese-made Dk-Drill A-15, US-made POLYKEMD and FINNPOL 320 Finnish-made;
flotation agent T-80 according to TU 38-103429-80, antifoam.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером. The essence of the invention is illustrated by the following example.

Пример. Для приготовления заявляемого бурового раствора 61 г альметьевского глинопорошка, модифицированного кальцинированной содой, смешивали с 139 г технической воды на лабораторной мешалке в течение 30 мин, затем добавляли 4 г 0,5-ного раствора ПАА и перемешивали на миксере "Воронеж" в течение 6 мин, затем добавляли лигносульфонатный реагент, в частности 24 г 25 -ного раствора КССБ, и полученную смесь перемешивали 15 минут на лабораторной мешалке, получив в результате готовый буровой раствор. Затем в готовый буровой раствор добавили 24 г пластовой воды в качестве фактора воздействия на него полисолевой минерализации. В результате был получен предлагаемый буровой раствор со следующим содержанием ингредиентов, мас. глинопорошок 23,8; ПАА 0,008; КССБ 2,38 и вода остальное. Example. To prepare the claimed drilling fluid, 61 g of Almetyevsk clay powder modified with soda ash were mixed with 139 g of industrial water on a laboratory mixer for 30 minutes, then 4 g of a 0.5-PAA solution was added and mixed on a Voronezh mixer for 6 minutes , then a lignosulfonate reagent, in particular 24 g of a 25-solution of KSSB, was added, and the resulting mixture was stirred for 15 minutes on a laboratory mixer, resulting in a prepared drilling fluid. Then, 24 g of produced water was added to the prepared drilling fluid as a factor in the influence of polysalt mineralization on it. As a result, the proposed drilling fluid was obtained with the following content of ingredients, wt. clay powder 23.8; PAA 0.008; KSSB 2.38 and the rest is water.

Для облегчения процесса приготовления предлагаемого бурового раствора после добавки лигносульфонатного реагента рекомендуется вводить пеногаситель. To facilitate the preparation of the proposed drilling fluid after adding the lignosulfonate reagent, it is recommended to introduce an antifoam.

Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным содержанием ингредиентов и видами лигносульфонатного реагента
КССБ или ЛСТ.Similarly prepared other compositions of the inventive drilling fluid with different contents of ingredients and types of lignosulfonate reagent
KSSB or LST.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого бурового раствора: плотность (ρ, кг/см³), условную вязкость (УВ₁₀₀, с), показатель фильтрации (Ф, см³ за 30 мин), статические напряжения сдвига (СНС_1/10, дПА), динамическое напряжение сдвига (t_o, дПА), пластическую вязкость (η, мПА•с), рН жесткость фильтрата бурового раствора (Ж, мг-экв/л), стабильность (С, г/см³) и суточный отстой (О,).In the course of laboratory tests, the following properties of the proposed drilling fluid were determined: density (ρ, kg / cm ³ ), conditional viscosity (HC ₁₀₀ , s), filtration rate (Ф, cm ³ in 30 min), static shear stresses (СНС _1/10 , DPA), dynamic shear stress (t _o , DPA), plastic viscosity (η, MPA • s), pH rigidity of the mud filtrate (W, mEq / l), stability (C, g / cm ³ ) and daily sucks (Oh,).

Данные об ингредиентном составе и о показателях свойств заявляемого и известного (по прототипу) буровых растворов приведены в таблице. Data on the ingredient composition and on the properties of the claimed and known (prototype) drilling fluids are given in the table.

Данные проведенных исследований показывают, что заявляемый буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации (Ф 3,0 10,0 см³ за 30 мин), высокие структурно-механические свойства (СНС_1/10 33 75 / 35 109 дПА, h= 10 22 мПа•с, τ_o 64,5 141 дПа) и высокую стабильность (С 0 г/см³) в условиях воздействия высокой минерализации при содержании в растворе 5 25 об. пластовой воды). ТТТ1The data of the studies show that the inventive drilling fluid has low values of the filtration rate (F 3.0 10.0 cm ³ for 30 min), high structural and mechanical properties (SNA _1/10 33 75/35 109 dPA, h = 10 22 MPa • s, τ _o 64.5 141 dPa) and high stability (C 0 g / cm ³ ) under conditions of high mineralization with a content of 5 25 vol. formation water). TTT1

Claims

A drilling fluid containing clay powder, polyacrylamide, a stabilizing reagent and water, characterized in that it contains a lignosulfonate reagent as a stabilizing reagent in the following ratio of starting ingredients, wt.

Clay Powder 6.0 25.0
Polyacrylamide 0.008 0.08
Lignosulfonate reagent 1.5 4.0
Water Else