RU2066685C1

RU2066685C1 - Drilling solution

Info

Publication number: RU2066685C1
Application number: RU93045392A
Authority: RU
Inventors: В.И. Нестеренко; Л.В. Прасс
Original assignee: Томский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1993-09-27
Filing date: 1993-09-27
Publication date: 1996-09-20

Abstract

FIELD: drilling. SUBSTANCE: proposed solution contains (mass %): clay 3.0-5.0, polyacrylamide 0.05-0.10, product of hydrolysis of waste of nitron fiber 0.1-0.2, sapropel 0.4-1.0, nitrilotrimethyl phosphonic acid 0.02-0.05 and water. EFFECT: improves quality of desired product. 1 tbl

Description

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам, применяемым при промывке скважин. The invention relates to the drilling of oil and gas wells, namely, drilling fluids used in flushing wells.

Известны полимерные малоглинистые буровые растворы, включающие бентонит, кремнийорганическую жидкость (ГКЖ-10), полиакрилат (ПАА) и воду (Рябченко В. И. Управление свойствами буровых растворов. М. Недра, 1990, с. 183). Polymer small clay drilling fluids are known, including bentonite, organosilicon fluid (GKZh-10), polyacrylate (PAA) and water (Ryabchenko V. I. Management of the properties of drilling fluids. M. Nedra, 1990, p. 183).

Недостатком данных буровых растворов является низкая устойчивость к агрессии (200 мг/л Ca²⁺; Mg²⁺).The disadvantage of these drilling fluids is their low resistance to aggression (200 mg / l Ca ²⁺ ; Mg ²⁺ ).

Наиболее близким к заявляемому изобретению по составу и технической сущности является недиспергирующий буровой раствор, содержащий глину, понизитель водоотдачи, нитрилотриметилфосфоновую кислоту и воду (авторское свидетельство СССР N 924079, кл. C 09 K 7/02, 1982). The closest to the claimed invention in composition and technical essence is a non-dispersive drilling fluid containing clay, a fluid loss reducer, nitrilotrimethylphosphonic acid and water (USSR author's certificate N 924079, class C 09 K 7/02, 1982).

Однако этот раствор не рекомендуется применять в условиях полимерной агрессии при содержании солей поливалентных металлов (кальция, магния) более 1000 мг/л. However, this solution is not recommended for use in conditions of polymer aggression when the content of salts of polyvalent metals (calcium, magnesium) is more than 1000 mg / l.

На практике для связывания агрессивных ионов Ca и Mg при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми, хлормагниевыми водами, гипсом, ангидридом и цементом применяется кальцинированная сода в сухом виде или в виде 5 10% водного раствора, имеющего сильнощелочную реакцию. Работа требует дополнительных мер предосторожности и экономических затрат. In practice, to bind aggressive Ca and Mg ions during contamination of the drilling fluid with mineralized calcium chloride, magnesium chloride water, gypsum, anhydride and cement, soda ash is used in dry form or in the form of a 5-10% aqueous solution having a highly alkaline reaction. Work requires additional precautions and economic costs.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, заключается в обеспечении устойчивости структурирующих свойств бурового раствора в условиях минеральной агрессии. The problem to which the invention is directed, is to ensure the stability of the structural properties of the drilling fluid in conditions of mineral aggression.

Глинистые буровые растворы, содержащие полимерную основу (полиакрилаты), при определенных значениях агрессивных поливалентных катионов Mg и Ca (более 1000 мг/л) теряют свое структурирующее свойство, на практике это означает быстрое разделение (гравитационное) раствора на твердую и жидкую фазы и потерю его транспортирующей способности, а также возникновение опасности заклинивания бурильных труб при остановке процесса бурения. Clay drilling fluids containing a polymer base (polyacrylates), at certain values of the aggressive polyvalent Mg and Ca cations (more than 1000 mg / l) lose their structural property, in practice this means a quick separation of the (gravitational) solution into solid and liquid phases and its loss transporting ability, as well as the risk of jamming of drill pipes when stopping the drilling process.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что в известный буровой раствор дополнительно вводят полиакриламид и сапропель, а в качестве понизителя водоотдачи используют реагент НР-5 продукт гидролиза отходов нитронного волокна. The essence of the invention lies in the fact that polyacrylamide and sapropel are additionally introduced into the well-known drilling fluid, and the HP-5 reagent, a product of the hydrolysis of nitron fiber waste, is used as a fluid loss reducer.

Буровой раствор в лабораторных условиях готовят следующим образом: вначале готовится глинистый раствор и обрабатывается полиакриламидом Дк и нитронным реагентом НР-5, а также нитрилотриметилфосфоновой кислотой для достижения общетехнологических параметров. Затем вводится предварительно диспергированный в электромешалке сапропель в необходимом количестве, и весь раствор перемешивается 15 20 минут. A drilling mud in laboratory conditions is prepared as follows: first, a clay mud is prepared and treated with polyacrylamide Dk and nitron reagent HP-5, as well as nitrilotrimethylphosphonic acid to achieve general technological parameters. Then, the sapropel previously dispersed in the electric mixer is introduced in the required amount, and the whole solution is mixed for 15 to 20 minutes.

Пример. 5 г глинопорошка перемешивают в электромешалке в 70 г воды до получения однородной глинистой суспензии. Полученную суспензию обрабатывают 0,05 г Дк и 0,1 г НР-5, для получения необходимых технологических свойств добавляют 0,02 г НТФ. После этого в раствор вводится 3 г сапропеля, предварительно диспергированного перемешиванием в электромешалке в 25 г воды (вводился сапропель естественной влажности). Example. 5 g of clay powder is mixed in an electric mixer in 70 g of water until a homogeneous clay suspension is obtained. The resulting suspension is treated with 0.05 g of Dc and 0.1 g of HP-5, to obtain the required technological properties add 0.02 g of NTF. After that, 3 g of sapropel is introduced into the solution, previously dispersed by stirring in an electric mixer in 25 g of water (sapropel of natural humidity was introduced).

Данные лабораторных испытаний о влиянии добавок сапропеля в буровые растворы с различным содержанием компонентов на их устойчивость к агрессии приведены в таблице (содержание сапропеля указано в пересчете на сухое вещество). Laboratory test data on the effect of sapropel additives in drilling fluids with different component contents on their resistance to aggression are given in the table (the sapropel content is calculated in terms of dry matter).

Как видно из таблицы, введение в буровой раствор сапропеля, предварительно диспергированного перемешиванием в электромешалке, при определенном соотношении компонентов обеспечивает требуемые технологические и реологические свойства и значительное повышение устойчивости к агрессии (приблизительно в 5 6 раз). As can be seen from the table, the introduction into the drilling fluid of sapropel, previously dispersed by mixing in an electric mixer, with a certain ratio of components provides the required technological and rheological properties and a significant increase in resistance to aggression (approximately 5 6 times).

Выбор содержания Дк Drill в пределах 0,05 0,1 и НР-5 0,1 0,2 обусловлен тем, что с уменьшением Дк Drill меньше 0,05% и НР-5 меньше 0,1 увеличивается водоотдача больше допустимого размера, а увеличение более 0,1% Дк Drill и 0,2% НР-5 приводит к увеличению вязкости бурового раствора, что в итоге сказывается на эффективности бурения. Содержание сапропеля, принятое в пределах 0,1 1,0 мас. (в пересчете на сухое вещество), выбрано с учетом технологических и реологических свойств бурового раствора (см. таблицу). The choice of the content of Drill Dc in the range of 0.05 0.1 and HP-5 0.1 0.2 is due to the fact that with a decrease in Drill Dc less than 0.05% and HP-5 less than 0.1, water loss exceeds the allowable size, and an increase of more than 0.1% Drill Dc and 0.2% HP-5 leads to an increase in drilling fluid viscosity, which ultimately affects drilling efficiency. The content of sapropel, taken in the range of 0.1 to 1.0 wt. (in terms of dry matter), selected taking into account the technological and rheological properties of the drilling fluid (see table).

Кроме достижения поставленной задачи, т.е. получения солестойкого бурового раствора, значительно (в 3 раза) сокращается расход полиакрилатов. Раствор сохранят параметры в течение нескольких месяцев и может быть применен при содержании солей Ca и Mg больше 1000 мг/л. In addition to achieving the task, i.e. obtaining salt-resistant drilling fluid, significantly (3 times) reduced consumption of polyacrylates. The solution will retain its parameters for several months and can be used when the content of Ca and Mg salts is more than 1000 mg / L.

Claims

A drilling fluid containing clay, a fluid loss reducer, nitrilotrimethylphosphonic acid and water, characterized in that it additionally contains Dk-Driff polyacrylamide and sapropel, and as a fluid loss reducer, it contains the HP-5 reagent, the product of the nitron fiber hydrolysis in the following ratio of components, wt.

Clay 3.0 5.0
Polyacrylamide Dk Driff 0.05 0.10
Reagent HP-5 product of hydrolysis of waste nitron fiber 0.1 0.2
Sapropel 0.1 1.0
Nitrilotrimethylphosphonic acid 0.02 0.05
Water Else