RU2139908C1

RU2139908C1 - Reagent for clay drilling fluid

Info

Publication number: RU2139908C1
Application number: RU97113732A
Authority: RU
Inventors: А.А. Анисимов; Л.И. Симоненко; Г.П. Злотников; Н.М. Гукасова; А.В. Полищук; Е.В. Погорелов
Original assignee: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий РАО "Газпром"
Priority date: 1997-07-24
Filing date: 1997-07-24
Publication date: 1999-10-20

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: this relates to drilling of oil and gas wells and namely to drilling fluids used for their washing. Reagent includes tall pitch and sodium hydroxide and additionally it includes peat. Proportion of ingredients is as follows, mass part: tall pitch 100, sodium hydroxide 4-12, peat 10-70. Reagent is produced in result of sintering of aforesaid ingredients during 1-2 h at temperature of 120-150 C. Tall pitch is distillation residue from rectification of tall oil. Used is milled commercial-grade peat with moisture content of 50-70% and with size of particles equal to 3-7 mm. Reagent is actually solid easily ground substance, readily solving in water and clayey suspensions. Recommended content of reagent for drilling fluids is 1.5-2.5% in mass of their volume. Application of aforesaid reagent results in overall improvements of inhibiting, lubricating and filtration properties of drilling fluid together with reduction of amount of reagent needed for treatment. EFFECT: higher efficiency. 2 tbl, 2 ex

Description

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к получению реагентов для буровых промывочных растворов. The invention relates to the drilling of oil and gas wells, in particular to the production of reagents for drilling drilling fluids.

Известны торфощелочные реагенты для снижения фильтрации и реологических параметров буровых растворов [1], характерные отсутствием ингибирующих свойств. Крепящими свойствами обладают реагенты на основе таллового пека и щелочи [2], но они значительно повышают вязкость и статическое напряжение сдвига буровых растворов. Known peat alkaline reagents to reduce filtration and rheological parameters of drilling fluids [1], characteristic of the absence of inhibitory properties. The reagents based on tall pitch and alkali possess fastening properties [2], but they significantly increase the viscosity and static shear stress of drilling fluids.

Наиболее близким аналогом к изобретению является реагент состава, мас.ч. :
Талловый пек - 100
Гидроксид натрия - 8-16
Лигнин - 10-60
получаемый при нагревании смеси компонентов при 150-220^oC в течение 1-2 ч [3].The closest analogue to the invention is a reagent composition, parts by weight :
Tall Pitch - 100
Sodium hydroxide - 8-16
Lignin - 10-60
obtained by heating a mixture of components at 150-220 ^o C for 1-2 hours [3].

Недостатками раствора с известным реагентом являются незначительное ингибирование диспергации и набухаемости глинистых пород, не позволяющее избежать осложнений при бурении, обусловленных неустойчивым состоянием стенок скважин, слабые смазочные свойства и повышенный расход реагента. The disadvantages of the solution with the known reagent are insignificant inhibition of dispersion and swelling of clay rocks, which does not allow to avoid complications during drilling due to the unstable condition of the walls of the wells, poor lubricating properties and increased consumption of the reagent.

Технической задачей изобретения является комплексное повышение ингибирующих и смазочных (противоприхватных) свойств бурового раствора путем уменьшения водоотдачи, толщины и липкости глинистой корки, коэффициента трения, снижения набухаемости глинистых пород при улучшении других общетехнологических свойств и сокращении расхода реагента. An object of the invention is a comprehensive increase in the inhibitory and lubricating (anti-seizing) properties of the drilling fluid by reducing the loss of water, thickness and stickiness of the clay cake, the friction coefficient, reducing the swelling of clay rocks while improving other general technological properties and reducing the consumption of reagent.

Поставленная задача решается тем, что в реагенте для глинистых буровых растворов, включающем талловый пек и гидроксид натрия и приготовленном спеканием их смеси в течение 1-2 ч, смесь содержит дополнительно торф при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:
Талловый пек - 100
Гидроксид натрия - 4-12
Торф - 10-70
а спекание осуществляют при 120-150^oC. Реагент входит в количестве 1,5-2,5% по массе от объема бурового раствора.The problem is solved in that in the reagent for clay drilling fluids, including tall oil pitch and sodium hydroxide and prepared by sintering their mixture for 1-2 hours, the mixture additionally contains peat in the following ratio of ingredients, parts by weight:
Tall Pitch - 100
Sodium hydroxide - 4-12
Peat - 10-70
and sintering is carried out at 120-150 ^o C. The reagent is included in an amount of 1.5-2.5% by weight of the volume of the drilling fluid.

Талловый пек (по ТУ 13-02810-78-84-89) - черное или темно-коричневое смолоподобное вещество является кубовым остатком ректификации таллового масла. Состоит из нейтральных и окисляемых органических веществ (48-55%), смоляных кислот (10-15%), жирных кислот (35-39%). Условная вязкость не менее 200 с; температура размягчения не менее 30^oC. Использовался талловый пек хвойных и лиственных пород Котласского ЦБК (г. Коряжма Архангельской обл).Tall pitch (according to TU 13-02810-78-84-89) - a black or dark brown resinous substance is the bottom residue of tall oil distillation. It consists of neutral and oxidizable organic substances (48-55%), resin acids (10-15%), fatty acids (35-39%). Conditional viscosity not less than 200 s; softening point is not less than 30 ^o C. Tall ash pitch of coniferous and deciduous species of the Kotlas Pulp and Paper Mill (Koryazhma, Arkhangelsk Region) was used.

Торф верховой группы фускум Пожненского месторождения (Республика Коми) содержит, %: гуминовых кислот 25,4-36,1; фульфокислот 21,0-23,0; битумов 4,2-5,3; целлюлозы 4,0-5,0; лигнина 7,0-8,0. Имеет зольность (pH) 4,2-5,0; влажность 50-70%, использовался товарный фрезерный торф с частицами 3-7 мм. Peat of the top group Fuskum of the Pozhny deposit (Komi Republic) contains,%: humic acids 25.4-36.1; sulfonic acids 21.0-23.0; bitumen 4.2-5.3; cellulose 4.0-5.0; lignin 7.0-8.0. Has an ash content (pH) of 4.2-5.0; humidity 50-70%, commercial milling peat with particles of 3-7 mm was used.

Применен натр едкий (гидроксид натрия - каустическая сода по ТУ 6-01-1306-85). Caustic soda was used (sodium hydroxide - caustic soda according to TU 6-01-1306-85).

Изобретение осуществляется следующими способами:
Пример 1. К 100 г (1 м.ч.) таллового пека, разогретого до вязкотекущего состояния (t = 70-80^oC) добавляют 8 г (0,08 м.ч.) гранулированного гидроксида натрия. Размешивают жидкую смесь, разогретую экзотермией реакции до 120^oC, механической мешалкой 10-15 мин. Не прекращая перемешивания, всыпают 40 г (0,4 м. ч. ) торфа. Повышают температуру смеси до 150^oC, размешивают смесь до гомогенности, извлекают мешалку. Смесь спекают 1-2 ч при t = 120-150^oC. Быстро охлаждают до температуры окружающей среды. Получают твердый хрупкий, хорошо растворимый продукт коричневого цвета (реагент N 5).The invention is carried out in the following ways:
Example 1. To 100 g (1 parts by weight) of tall pitch heated to a viscous state (t = 70-80 ^o C) add 8 g (0.08 parts by weight) of granular sodium hydroxide. The liquid mixture is stirred, heated by the reaction exothermy to 120 ^° C., with a mechanical stirrer for 10-15 minutes. Without stopping mixing, pour 40 g (0.4 mph) of peat. Raise the temperature of the mixture to 150 ^o C, stir the mixture until homogeneous, remove the stirrer. The mixture is sintered for 1-2 hours at t = 120-150 ^o C. Quickly cooled to ambient temperature. A hard, brittle, readily soluble brown product is obtained (reagent N 5).

Пример 2. Операции выполняют аналогично примеру 1, но используют 10 г (0,1 м. ч. ) гидроксида натрия. При этом за счет экзотермической реакции температура реакционной смеси поднимается до 130^oC. Смесь спекают при температуре 120-150^oC в течение 1 ч. После резкого охлаждения получают твердый, хорошо размалываемый продукт с высокой растворимостью (реагент N 15).Example 2. The operations are carried out analogously to example 1, but using 10 g (0.1 mh) of sodium hydroxide. In this case, due to the exothermic reaction, the temperature of the reaction mixture rises to 130 ^o C. The mixture is sintered at a temperature of 120-150 ^o C for 1 h. After sudden cooling, a solid, well-milled product with high solubility is obtained (reagent N 15).

В табл. 1 приведены данные, иллюстрирующие влияние количественного содержания ингредиентов реагента на его агрегатное состояние и некоторые свойства. In the table. 1 shows data illustrating the effect of the quantitative content of the reagent ingredients on its state of aggregation and some properties.

Для определения эффективности различных композиций заявляемого реагента их добавляли в 7%-ные суспензии бентонита в количестве 2 мас.% (в опытах NN 6, 8 - 5%) от объема. To determine the effectiveness of the various compositions of the inventive reagent, they were added in 7% suspension of bentonite in an amount of 2 wt.% (In experiments NN 6, 8 - 5%) by volume.

Были приготовлены 3 известных раствора и 21 раствор согласно изобретению с граничным и средним содержанием компонентов, а также с их содержанием выше верхнего и ниже нижнего пределов. 3 known solutions and 21 solutions according to the invention were prepared with a boundary and average content of components, as well as with their content above the upper and lower lower limits.

В табл. 2 приведены сравнительные данные о влиянии заявляемого реагента с различными количественными соотношениями ингредиентов и известного решения (прототипа) на технологические характеристики глинистых буровых растворов. Оценка аналогичных свойств была проведена в одинаковых условиях эксперимента. In the table. 2 shows comparative data on the effect of the inventive reagent with various quantitative ratios of ingredients and a known solution (prototype) on the technological characteristics of clay drilling fluids. Evaluation of similar properties was carried out under the same experimental conditions.

Диапазон содержания торфа определяли для составов реагента в опытах NN 2-12. Нижний предел содержания - 10 м.ч., т.к. ниже этой величины, точнее при отсутствии торфа в составе реагента, у растворов малоэффективно снижается фильтрация и липкость глинистой корки. Верхний предел - 70 м.ч. Выше этого предела ухудшаются смазочные свойства, интенсивно нарастает толщина фильтрационной корки; реагент неполностью растворим. The peat content range was determined for the reagent compositions in experiments NN 2-12. The lower limit is 10 mph, as below this value, more precisely, in the absence of peat in the composition of the reagent, the filtration and the stickiness of the clay crust are ineffective in solutions. The upper limit is 70 m.h. Above this limit, lubricating properties deteriorate, the thickness of the filter cake increases rapidly; the reagent is not fully soluble.

В опытах NN 13-15 определяли диапазон компонентного содержания таллового пека. Оптимальным является количество 100 м.ч. Ниже этого содержания в буровых растворах малоэффективно снижение фильтрации, коэффициента трения и набухаемости глинистых пород. Выше этого содержания у реагента проявляются ухудшенные смазочные свойства, неполная растворимость, повышенная прилипаемость к материалам тары и перемешивающего оборудования. In experiments NN 13-15, the range of the component content of tall pitch was determined. The optimal amount is 100 m.h. Below this content in drilling fluids, filtering, friction coefficient and swelling of clay rocks are ineffective. Above this content, the reagent exhibits deteriorated lubricating properties, incomplete solubility, increased adherence to packaging materials and mixing equipment.

В опытах NN 16-22 установлен диапазон содержания для гидроксида натрия. Нижний предел составляет 4 м.ч. При меньшем содержании щелочи реагент нерастворим. Верхний предел содержания - 12 м.ч. Выше этого предела реагент ухудшает смазочные свойства, усиливает набухаемость и диспергацию глинистых пород. In experiments NN 16-22, the content range for sodium hydroxide was established. The lower limit is 4 m.h. With a lower alkali content, the reagent is insoluble. The upper limit of the content is 12 m.h. Above this limit, the reagent degrades the lubricating properties, enhances the swelling and dispersion of clay rocks.

Данные (табл. 2) проведенных лабораторных испытаний свидетельствуют о том, что реагент согласно изобретению с оптимальным подбором ингредиентов (в частности, NN 4, 5) обладает значительно лучшими смазочными, противоприхватными и реологическими свойствами, эффективнее снижает фильтрацию бурового раствора и набухаемость глинистых пород, чем известные реагенты (2, 3) близкого состава и назначения. При этом более высокая технологическая эффективность достигается добавкой 2 мас. % к объему бурового раствора реагента согласно изобретению, чем 5%-ми добавки известного реагента (прототипа). The data (table. 2) of laboratory tests indicate that the reagent according to the invention with the optimal selection of ingredients (in particular, NN 4, 5) has significantly better lubricating, anti-seizing and rheological properties, more effectively reduces mud filtration and clay swelling, than the known reagents (2, 3) of similar composition and purpose. Moreover, higher technological efficiency is achieved by adding 2 wt. % by volume of the drilling fluid of the reagent according to the invention, than 5% of the additives of the known reagent (prototype).

Замена в предлагаемом решении лигнина на торф в отличие от известного придала реагенту эффективные ингибирующие и смазочные свойства. Достигнутая эффективность, вероятно, связана с образованием специфичных межмолекулярных соединений, формирующих и стабилизирующих структуру бурового раствора, и реализацией защитных адсорбционных механизмов. The replacement of lignin with peat in the proposed solution, in contrast to the known one, gave the reagent effective inhibitory and lubricating properties. The achieved efficiency is probably associated with the formation of specific intermolecular compounds that form and stabilize the structure of the drilling fluid, and the implementation of protective adsorption mechanisms.

Предлагаемый реагент придает глинистым буровым растворам новый комплекс улучшающих свойств. The proposed reagent gives clay drilling fluids a new complex of improving properties.

Заявляемое техническое решение отвечает критерию "промышленная применимость", так как предлагаемый реагент может быть получен в рамках существующих технологий лесохимических производств и применен при бурении скважин введением дозированных количеств в циркулирующий буровой раствор. The claimed technical solution meets the criterion of "industrial applicability", since the proposed reagent can be obtained in the framework of existing technologies for chemical production and is used in drilling wells by introducing dosage amounts into a circulating drilling fluid.

Использование предлагаемого технического решения позволяет применять порошковый реагент, исключающий перевозки балластной воды или разогрев смолоподобных веществ, снизить количественный расход реагентов на обработку буровых растворов и их ассортимент и при этом получить следующие преимущества буровых растворов:
- усиленные смазочные свойства, уменьшающие опасность прихвата бурового инструмента и его износ;
- снижение возможности возникновения аварийных ситуаций при разбуривании пластов и пропластков, представленных неустойчивыми пластичными глинами;
- пониженная водоотдача и предотвращение загрязнений фильтратами буровых растворов продуктивных пластов.The use of the proposed technical solution allows the use of a powder reagent that excludes the transportation of ballast water or heating of resinous substances, to reduce the quantitative consumption of reagents for processing drilling fluids and their range, and at the same time to obtain the following advantages of drilling fluids:
- enhanced lubricating properties that reduce the risk of sticking of the drilling tool and its wear;
- reducing the likelihood of emergency situations when drilling layers and interlayers represented by unstable plastic clays;
- reduced water loss and the prevention of pollution by filtrates of drilling fluids in productive formations.

Источники информации
1. Баранов В. С. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях. -М.: Гостоптехиздат, 1955, с. 59-63.Sources of information
1. Baranov V. S. Clay mud for drilling wells in complicated conditions. -M .: Gostoptekhizdat, 1955, p. 59-63.

2. Авторское свидетельство СССР N 1025714, C 09 K 7/02, 1982. 2. USSR author's certificate N 1025714, C 09 K 7/02, 1982.

3. Авторское свидетельство СССР N 1379302, C 09 K 7/00, 1985. 3. USSR Author's Certificate N 1379302, C 09 K 7/00, 1985.

Claims

Reagent for clay drilling fluids, including tall oil pitch and sodium hydroxide and prepared by sintering their mixture for 1 to 2 hours, characterized in that the mixture additionally contains peat in the following ratio of ingredients, parts by weight:
Tall Pitch - 100
Sodium hydroxide - 4 - 12
Peat - 10 - 70
and sintering is carried out at 120 - 150 ^o C.