RU2179568C1 - Clayless drilling mud for productive stratum opening - Google Patents
Clayless drilling mud for productive stratum opening Download PDFInfo
- Publication number
- RU2179568C1 RU2179568C1 RU2001105882A RU2001105882A RU2179568C1 RU 2179568 C1 RU2179568 C1 RU 2179568C1 RU 2001105882 A RU2001105882 A RU 2001105882A RU 2001105882 A RU2001105882 A RU 2001105882A RU 2179568 C1 RU2179568 C1 RU 2179568C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- biopolymer
- starch
- water
- polyglycol
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение касается бурения нефтяных и газовых скважин, в частности, безглинистых буровых растворов, используемых для бурения и заканчивания скважин, в том числе горизонтальных и боковых стволов. The invention relates to the drilling of oil and gas wells, in particular, clay-free drilling fluids used for drilling and completion, including horizontal and sidetracks.
Безглинистые растворы на основе различных полимеров находят широкое применение для бурения и заканчивания скважин. Основное их преимущество - это отсутствие в них твердой (глинистой) фазы, обуславливающей образование фильтрационной корки, а в пористой среде коллектора - трудноудаляемой зоны кольматации. Но, с другой стороны, отсутствие глинистой корки при использовании безглинистого полимерного раствора приводит к проникновению в коллектор больших объемов фильтрата, что вызывает значительное повышение водонасыщенности призабойной зоны продуктивного пласта и ухудшение фазовой проницаемости для нефти. Non-clay solutions based on various polymers are widely used for drilling and completion of wells. Their main advantage is the absence of a solid (clay) phase in them, which causes the formation of a filter cake, and in a porous medium of a collector - a hard-to-remove zone of mudding. But, on the other hand, the absence of a clay crust when using a non-clay polymer solution leads to the penetration of large volumes of filtrate into the reservoir, which causes a significant increase in the water saturation of the bottom-hole zone of the reservoir and the deterioration of phase permeability to oil.
Для качественного вскрытия продуктивных пластов большое значение имеет и тип полимера, используемого в качестве полимерной основы для приготовления безглинистого полимерного раствора (БПР). Первоначально для указанной цели в основном применяли акриловые (ПАА, гипан, метас, HP и др.) и целлюлозосодержащие (КМЦ, ОЭЦ, ПАЦ и др.) полимеры, которые практически не подвержены кислотной и биологической деструкции. For high-quality opening of productive formations, the type of polymer used as the polymer base for the preparation of clay-free polymer solution (BPR) is of great importance. Initially, acrylic (PAA, hypane, metas, HP, etc.) and cellulose-containing (CMC, OEC, PAC, etc.) polymers, which are practically not subject to acid and biological degradation, were mainly used for this purpose.
Например, в авт.св. 1654327, кл. С 09 К 7/02, 1991г. защищен "Безглинистый буровой раствор", содержащий в качестве полимерной основы гидролизат сополимера акрилонитрила с метилакрилатом, а в качестве комплексообразователя - соль сернокислого алюминия [Аl2(SO4)3] или хлористого магния (MgCl2) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Гидролизат сополимера акролонитрила с метилакрилатом - 0,3 - 0,5
Комплексообразователь - 0,05 - 0,2
Вода - Остальное
Хотя целью данного изобретения является сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта в результате образования кольматационного экрана повышенной прочности, однако указанный полимерный экран также будет препятствовать освоению скважины и притоку нефти в скважину. Тем более, как уже отмечалось выше, акриловые полимеры практически не поддаются кислотному и биологическому разложению.For example, in St. 1654327, class S 09
The hydrolyzate of the copolymer of acrolonitrile with methyl acrylate - 0.3 - 0.5
Complexing agent - 0.05 - 0.2
Water - Else
Although the purpose of this invention is to preserve the reservoir properties of the reservoir as a result of the formation of a high-strength mud screen, the polymer screen will also impede well development and oil flow into the well. Moreover, as already noted above, acrylic polymers are practically not susceptible to acid and biological decomposition.
Поэтому в авт.св. СССР 1724671, кл. С 09 К 7/02, 1992г. защищен "Состав для вскрытия продуктивного пласта", в котором в качестве полимерной основы взята комбинация целлюлозосодержащего полимера (КМЦ) и полисахаридного полимера (крахмала), которые в большей степени подвержены кислотному и биологическому разложению, чем акриловые полимеры. Кроме того, для снижения поверхностного натяжения фильтрата в раствор дополнительно водят ПАВ (сульфанол, ОП-10 и др.). Компонентный состав указанного раствора следующий, мас.%:
КМЦ - 0,2 - 1,0
Крахмал - 0,05 - 3,0
Хлористый калий (или хлористый натрий, или хлористый кальций) - 1,0 - 20
ПАВ - 0,1 - 0,5
Вода - Остальное
Недостатки данного раствора
1. Сравнительно низкие значения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости (β), характеризующие качество вскрытия продуктивного пласта. 2. Сравнительно низкие смазочные и противоприхватные свойства, особенно важные для бурения горизонтальных и боковых стволов. 3. Низкие значения удельного электрического сопротивления, что влияет на качество геофизических исследований. 4. Фильтрат раствора не обладает гидрофобизирующей способностью.Therefore, in St. USSR 1724671, class S 09 K 7/02, 1992 protected "Formation for the opening of the reservoir", in which the polymer base is a combination of cellulose-containing polymer (CMC) and polysaccharide polymer (starch), which are more susceptible to acid and biological degradation than acrylic polymers. In addition, surfactants (sulfanol, OP-10, etc.) are additionally added to the solution to reduce the surface tension of the filtrate. The composition of the specified solution is the following, wt.%:
CMC - 0.2 - 1.0
Starch - 0.05 - 3.0
Potassium chloride (or sodium chloride, or calcium chloride) - 1.0 - 20
Surfactant - 0.1 - 0.5
Water - Else
The disadvantages of this solution
1. The relatively low values of the recovery coefficient of the initial permeability (β), characterizing the quality of the opening of the reservoir. 2. Relatively low lubricating and anti-seizing properties, especially important for drilling horizontal and sidetracks. 3. Low values of electrical resistivity, which affects the quality of geophysical surveys. 4. The filtrate of the solution does not have a hydrophobic ability.
Наиболее близким из аналогов является безглинистый буровой раствор, содержащий крахмал и крахмал, модифицированный бактериями рода Xanthomonas - биополимер, карбонатный утяжелитель, спирт и поверхностно-активное вещество (см, например, US 4422947, С 09 К 7/02, опубл. 27.12.1983, 7с.)
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта в результате кислотной деструкции полимерной основы раствора, низкого показателя фильтрации раствора в динамических условиях и инверсии смачиваемости пористой среды коллектора при одновременном повышении биологической (ферментативной) устойчивости полимерной основы раствора в процессе бурения.The closest of the analogues is a clay-free drilling fluid containing starch and starch, modified by bacteria of the genus Xanthomonas - biopolymer, carbonate weighting agent, alcohol and surfactant (see, for example, US 4422947, 09
The technical result of the present invention is to increase the recovery coefficient of the initial permeability of the reservoir as a result of acid destruction of the polymer base of the solution, low rate of filtration of the solution in dynamic conditions and inversion of the wettability of the porous medium of the reservoir while increasing the biological (enzymatic) stability of the polymer base of the solution during drilling.
Этот технический результат достигается тем, что безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий крахмал, биополимер, карбонатный утяжелитель, спирт, поверхностно-активное вещество и воду, содержит в качестве спирта полигликоль, в качестве поверхностно-активного вещества - ПКД-515 и дополнительно смазочную добавку - реагент ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом-оксалем при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Крахмал - 1,0 - 1,5
Биополимер - 0,2 - 0,3
Карбонатный утяжелитель - 5 - 10
Полигликоль - 3 - 5
Указанное поверхностно-активное вещество - 1,5 - 2,0
Указанная смазочная добавка - 0,5 - 1,0
Вода - Остальное
Выбор в качестве полимерной основы заявляемого раствора крахмала и биополимера обусловлен их хорошей кислотной и биологической разлагаемостью. Кроме того, биополимер придает раствору ярко выраженные псевдопластичные свойства, что способствует хорошему выносу выбуренной породы, особенно из горизонтального ствола. Соотношение крахмала и биополимера в полимерной основе составляет (3-7):1.This technical result is achieved by the fact that the clay-free drilling fluid for opening productive formations containing starch, a biopolymer, a carbonate weighting agent, alcohol, a surfactant and water contains polyglycol as alcohol, PKD-515 as a surfactant, and additionally lubricant additive - DSB-4TT reagent - a condensation product of monoethanolamine and crude tall oils mixed with kerosene, monoethanolamine and flotation reagent-oxal in the following ratio of ingredients, wt.%:
Starch - 1.0 - 1.5
Biopolymer - 0.2 - 0.3
Carbonate weighting agent - 5 - 10
Polyglycol - 3 - 5
The specified surfactant is 1.5 - 2.0
Specified lubricant additive - 0.5 - 1.0
Water - Else
The choice of the inventive starch solution and biopolymer as the polymer base is due to their good acid and biological degradability. In addition, the biopolymer gives the solution pronounced pseudoplastic properties, which contributes to the good removal of cuttings, especially from a horizontal trunk. The ratio of starch and biopolymer in a polymer base is (3-7): 1.
В качестве крахмала можно использовать различные его марки, в частности марки ФИТО-РК, выпускаемого по ТУ-2483-002-41668452-97. As a starch, you can use its various brands, in particular the brand FITO-RK, manufactured according to TU-2483-002-41668452-97.
Известная область применения - в качестве стабилизатора и понизителя фильтрации буровых растворов. Known area of application - as a stabilizer and reducing agent for drilling fluid filtration.
В качестве биополимера применяются порошкообразные полимеры производства зарубежных фирм, например, марки Кем-Х (американская фирма Kem-Tron). As a biopolymer, powdered polymers manufactured by foreign companies, for example, the Kem-X brand (the American company Kem-Tron), are used.
Известная область его применения - в качестве стабилизатора и понизителя фильтрации буровых растворов. A known area of its application is as a stabilizer and reducing agent for drilling mud filtration.
Полигликоль, представляющий собой смесь многоатомных спиртов-гликолей, выпускается в ОАО "Салаватнефтеоргсинтез" (г. Салават, Башкортостан) по ТУ 38. 31214-88. Он представляет собой смесь многоатомных спиртов-гликолей следующего состава, мас.%:
Диэтиленгликоль - 15 - 20
Триэтиленгликоль - 25 - 30
Тетраэтиленгликоль - 35 - 40
Пентпэтиленгликоль - 0 - 15
Смолистые вещества - 5 - 10
Известная область применения полигликоля - в качестве компонента котельного топлива и в производстве незамерзающей охлаждающей жидкости.Polyglycol, which is a mixture of polyhydric alcohols-glycols, is produced at OAO Salavatnefteorgsintez (Salavat, Bashkortostan) in accordance with
Diethylene glycol - 15 - 20
Triethylene glycol - 25 - 30
Tetraethylene glycol - 35 - 40
Pentpetylene glycol - 0 - 15
Resinous substances - 5 - 10
A known field of application of polyglycol is as a component of boiler fuel and in the production of non-freezing coolant.
Смазочный реагент ДСБ-4ТТ выпускается опытным заводом Института проблем нефтехимпереработки (г. Уфа, Башкортостан) по ТУ 2415-003-00151816-98. Он содержит следующие компоненты, мас.%:
Продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел - 10 - 30
Керосин - 5 - 10
Моноэтаноламин - 1,0 - 1,5
- Флотореагент-оксаль - Остальное
Безглинистый раствор обладает неожиданным эффектом - бактерицидным действием на биоразлагаемые крахмал и биополимер благодаря наличию в растворе полигликоля, а также низким показателем фильтрации в динамических условиях благодаря наличию в растворе карбонатного утяжелителя.The lubricant reagent DSB-4TT is produced by the pilot plant of the Institute for Petroleum Refining Problems (Ufa, Bashkortostan) in accordance with TU 2415-003-00151816-98. It contains the following components, wt.%:
The condensation product of monoethanolamine and crude tall oils - 10 - 30
Kerosene - 5 - 10
Monoethanolamine - 1.0 - 1.5
- Flotoreagent Oxal - Else
A clay-free solution has an unexpected effect - a bactericidal effect on biodegradable starch and biopolymer due to the presence of polyglycol in the solution, as well as a low filtration rate under dynamic conditions due to the presence of a carbonate weighting agent in the solution.
Пример приготовления заявляемого безглинистого полимерного раствора в лабораторных условиях
В 888 г воды затворяют 10 г крахмала (например, марки ФИТО-РК) и 2 г биополимера (например, марки "Кем-Х") при соотношении 5:1 и перемешивают до полного растворения. Затем в полимерный раствор последовательно вводят при перемешивании 30 г полигликоля, 5 г ДСБ-4ТТ и 15г ПКД-515. В последнюю очередь вводят 50г карбонатного утяжелителя, и после перемешивания раствор считается готовым.An example of the preparation of the inventive non-clay polymer solution in the laboratory
In 888 g of water, 10 g of starch (for example, the FITO-RK brand) and 2 g of biopolymer (for example, the Kem-X brand) are mixed at a ratio of 5: 1 and mixed until completely dissolved. Then, 30 g of polyglycol, 5 g of DSB-4TT and 15 g of PKD-515 are successively introduced into the polymer solution with stirring. Lastly, 50 g of a carbonate weighting agent is introduced, and after mixing, the solution is considered ready.
В лабораторных условиях проведены сравнительные эксперименты с заявляемым раствором и с раствором, принятым за прототип предлагаемого изобретения (по патенту 2061731). In laboratory conditions, comparative experiments were carried out with the inventive solution and with the solution adopted as a prototype of the invention (patent 2061731).
В табл. 1 приведены данные о компонентных составах исследованных растворов. In the table. 1 shows data on the component compositions of the investigated solutions.
Причем растворы 1-6 включают заявляемые компоненты, но в каждом из указанных растворов отсутствует один из компонентов. Растворы 7-9 содержат все необходимые компоненты в заявляемых пределах, а растворы 10-11 содержат компоненты раствора-прототипа (по патенту РФ 2061731) в минимально и максимально заявленных пределах. Moreover, solutions 1-6 include the claimed components, but in each of these solutions one of the components is missing. Solutions 7-9 contain all the necessary components within the claimed limits, and solutions 10-11 contain the components of the prototype solution (according to the patent of the Russian Federation 2061731) in the minimum and maximum declared limits.
В табл. 2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов. In the table. 2 provides information on the technological parameters of the investigated solutions.
Как следует из анализа данных табл.2, отсутствие в составе заявляемого раствора карбонатного утяжелителя (раствор 1), образующего на поверхности фильтрации тонкую малопроницаемую полимерно-карбонатную корку, приводит к значительному повышению показателя фильтрации раствора в динамических условиях, хотя в статических условиях он имеет низкое значение. Отсутствие в составе заявляемого раствора полигликоля (раствор 2) приводит к ухудшению его ингибирующих свойств, оцениваемых показателем увлажняющей способности (П0). Этот показатель важен для предотвращения набухания глинистых минералов, содержащихся в породах коллектора. Желательно, чтобы его значения были менее 4 см/ч. Если в составе раствора отсутствует гидрофобизирующее ПАВ комплексного действия ПКД-515 (раствор 3), то фильтрат раствора имеет высокое межфазное поверхностное натяжение (σ), что может привести к образованию стойких эмульсий в коллекторе и к снижению его проницаемости.As follows from the analysis of the data in Table 2, the absence of a carbonate weighting agent (solution 1) in the composition of the inventive solution, which forms a thin low-permeable polymer-carbonate crust on the filtration surface, leads to a significant increase in the filtration rate of the solution under dynamic conditions, although under static conditions it has a low value. The absence in the composition of the inventive solution of polyglycol (solution 2) leads to a deterioration in its inhibitory properties, evaluated by the moisturizing ability index (P 0 ). This indicator is important for preventing the swelling of clay minerals contained in reservoir rocks. It is desirable that its values are less than 4 cm / h. If the solution does not contain a hydrophobizing surfactant of the complex action PKD-515 (solution 3), then the filtrate of the solution has a high interfacial surface tension (σ), which can lead to the formation of persistent emulsions in the collector and to a decrease in its permeability.
Отсутствие в составе раствора смазочной добавки ДСБ-4ТТ (раствор 4) приводит к ухудшению его смазочных и противоприхватных свойств, что может вызвать серьезные осложнения, особенно при бурении горизонтальных скважин и боковых стволов. Отсутствие в составе раствора одного из заявляемых стабилизаторов, например крахмала (раствор 5) или биополимера (раствор 6), сказывается на увеличении показателя фильтрации, особенно, в динамических условиях. The absence of DSB-4TT lubricant additive (solution 4) in the solution leads to a deterioration in its lubricating and anti-seizing properties, which can cause serious complications, especially when drilling horizontal wells and sidetracks. The absence of one of the claimed stabilizers in the solution, for example starch (solution 5) or biopolymer (solution 6), affects the increase in the filtration rate, especially under dynamic conditions.
Только наличие в составе всех заявляемых компонентов позволяет получить безглинистый полимерный раствор с наилучшими технологическими параметрами (раствор 7-9): оптимальными вязкостными и структурно-механическими свойствами, низким показателем фильтрации (особенно в динамических условиях), хорошими смазочными, противоизносными и ингибирующими свойствами, а фильтрат его - низкими значениями поверхностного натяжения. Only the presence of all the claimed components in the composition allows to obtain a clay-free polymer solution with the best technological parameters (solution 7-9): optimal viscosity and structural-mechanical properties, low filtration rate (especially under dynamic conditions), good lubricating, anti-wear and inhibitory properties, and its filtrate - low values of surface tension.
Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов производилась с помощью стандартных приборов и стандартных методик (см., например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам, М.: Недра, 1979г.). Evaluation of the main technological parameters of the studied solutions was carried out using standard instruments and standard techniques (see, for example, Ryazanov Y. A. Reference on drilling fluids, M .: Nedra, 1979).
Смазочные (J) и потивоприхватные (S) свойства раствора замеряли с помощью прибора "Lubricity Tester" американской фирмы "Farm Instrument Co". Методикой предусмотрены замеры силы тока (амперы), которая коррелирует с коэффициентом трения при взаимодействии под определенной нагрузкой металлической пары "вращающееся кольцо - неподвижная призма" в среде исследуемого раствора. Чем меньше сила тока, тем лучше смазочные свойства раствора. The lubricating (J) and sweat-absorbing (S) properties of the solution were measured using a Lubricity Tester of the American company Farm Instrument Co. The technique provides for measurements of current strength (amperes), which correlates with the coefficient of friction when interacting under a certain load of a metal pair of "rotating ring - fixed prism" in the medium of the test solution. The lower the current, the better the lubricating properties of the solution.
Противоизносные свойства (S) оценивали на том же приборе по величине площади "пятна" износа (мм2), образующегося на неподвижной призме при трении об ее поверхность вращающегося кольца. Чем меньше площадь "пятна" износа, тем лучше противоизносные свойства раствора и прочнее смазочная пленка, образующаяся на поверхности металла.The antiwear properties (S) were evaluated on the same device by the size of the area of the wear "spot" (mm 2 ) formed on a fixed prism during friction on its surface of the rotating ring. The smaller the area of the “spot” of wear, the better the anti-wear properties of the solution and the stronger the lubricating film formed on the metal surface.
Ингибирующая способность раствора оценивалась по показателю увлажняющей способности (П0), определяемому в соответствии с РД 39-2-813-82 (Краснодар, ВНИИКрнефть, 1985 г.). Чем меньше значения П0, тем лучше ингибирующие свойства раствора. Оценка поверхностного межфазного натяжения фильтрата раствора производилась на сталагмометре УфНИИ.The inhibitory ability of the solution was evaluated by the indicator of moisturizing ability (P 0 ), determined in accordance with RD 39-2-813-82 (Krasnodar, VNIIKrneft, 1985). The lower the values of P 0 , the better the inhibitory properties of the solution. Assessment of the surface interfacial tension of the solution filtrate was carried out on a stalagmometer UfNII.
Кроме того, в лабораторных условиях произведена оценка влияния исследуемых растворов на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости естественных кернов Арланского месторождения Башкортостана, отобранных из терригенных отложений угленосной свиты. In addition, in laboratory conditions, the influence of the studied solutions on the recovery coefficient of the initial permeability of natural cores of the Arlan field of Bashkortostan taken from terrigenous sediments of the coal-bearing suite was evaluated.
Образцы керна отбирались правильной формы, без трещин, с близкими значениями пористости и проницаемости. Образцы помещались в аппарат Сокслетта и экстрагировали спиртобензольной смесью от углеводородов, затем отмывали дистиллированной водой от минеральных солей и потом подвергали термической обработке в сушильном шкафу при температуре 105oС до постоянного веса образца. Образцы имели гидрофильный характер смачиваемости, т.е. хорошо смачивались водой.Core samples were taken of the correct form, without cracks, with close values of porosity and permeability. The samples were placed in a Soxhlett apparatus and extracted with an alcohol-benzene mixture from hydrocarbons, then they were washed with distilled water from mineral salts and then subjected to heat treatment in an oven at a temperature of 105 o C to constant weight of the sample. The samples had a hydrophilic wettability, i.e. well wetted with water.
В экспериментах в качестве модели нефти использовали очищенный керосин и пластовую воду угленосной свиты Арланского месторождения с плотностью 1,18 г/см3, общей минерализацией 236 г/л.In the experiments, refined kerosene and produced water from the coal-bearing formation of the Arlansky field with a density of 1.18 g / cm 3 and a total salinity of 236 g / l were used as an oil model.
На боковой поверхности образца керна выпиливали канавку, в которую укладывался тонкий многожильный провод (типа МГТФ по ТУ 16-505.185-71) с двумя электродами. Затем канавку заливали клеем "Момент". A groove was cut out on the side surface of the core sample into which a thin stranded wire (type MGTF according to TU 16-505.185-71) with two electrodes was laid. Then the groove was filled with glue "Moment".
У образцов предварительно определяли начальную пористость по воздуху (Кпор) согласно стандартной методике (см. "Методические рекомендации по исследованию пород - коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами". М. : ВНИИГНИ, 1978, 391с). Затем образец керна помещали в кернодержатель, создавали гидрообжим и фильтровали через керн пластовую воду (10-12 поровых объемов) до установления постоянного расхода. Затем пластовую воду из образца вытесняли керосином в обратном направлении для создания в керне определенной водонефтенасыщенности, моделирующей реальный коллектор, рассчитывали первоначальное значение коэффициента проницаемости (Kпр1) и фиксировали величину удельного электрического сопротивления (УЭС1). Далее через керн прокачивали исследуемый раствор в первоначальном направлении, имитируя первичное вскрытие продуктивного пласта, и прокачивали керосин в обратном направлении, имитируя процесс освоения скважины. Тот и другой процесс продолжался до установления постоянного расхода и установления постоянных значений УЭС2.Initial air porosity (K pore ) was preliminarily determined for the samples according to the standard method (see "Methodological recommendations for the study of rocks — oil and gas reservoirs by physical and petrographic methods." M.: VNIIGNI, 1978, 391с). Then, the core sample was placed in the core holder, hydraulic crimping was created and the produced water (10-12 pore volumes) was filtered through the core until a constant flow rate was established. Then, the produced water from the sample was displaced by kerosene in the opposite direction to create a certain water saturation in the core simulating a real reservoir, the initial value of the permeability coefficient (K CR1 ) was calculated and the value of specific electrical resistance (ESR 1 ) was recorded. Then, the test solution was pumped through the core in the initial direction, simulating the initial opening of the reservoir, and kerosene was pumped in the opposite direction, simulating the well development process. The one and the other process continued until the establishment of a constant flow rate and the establishment of constant values of resistivity 2 .
После прокачки керосина определяли коэффициент конечной проницаемости керна по керосину (Kпр1) и рассчитывали коэффициент восстановления первоначальной проницаемости (β1):
Затем камеру прибора вместо керосина заполняли 15%-ным раствором соляной кислоты (НСl), прокачивали ее через керн в количестве 3-4-х поровых объемов и оставляли под давлением на реакцию в течение 4-х часов. Далее снова в обратном направлении фильтровали керосин до установления постоянного режима фильтрации и вновь рассчитывали коэффициент восстановления проницаемости (β2).
В табл. 3 приведены результаты проведенных исследований.After pumping kerosene, the coefficient of final core permeability for kerosene (K CR1 ) was determined and the recovery coefficient of the initial permeability (β 1 ) was calculated:
Then, instead of kerosene, the chamber of the device was filled with a 15% solution of hydrochloric acid (HCl), it was pumped through a core in an amount of 3-4 pore volumes and left under pressure for a reaction for 4 hours. Then, kerosene was again filtered in the opposite direction until a constant filtration regime was established, and the permeability restoration coefficient (β 2 ) was calculated again.
In the table. 3 shows the results of studies.
Как следует из анализа данных табл. 3, после прокачки через керн раствора, не содержащего карбонатный утяжелитель (раствор 1), в результате отсутствия фильтрационной корки, в пористую среду керна поступает значительное количество полимерной основы (крахмал+биополимер), которая не до конца растворяется при кислотной обработке. В результате коэффициент восстановления проницаемости (β) сравнительно невысокий, хотя инверсия смачиваемости пористой среды керна имеет место, о чем можно судить по резкому увеличению удельного электрического сопротивления (УЭС) с 0,86 до 10,4 Ом•м. После прокачки растворов, не содержащих один из компонентов, входящих в заявляемый раствор (растворы 2-6), значения Р примерно одинаковые (на уровне 70-75%), как и значения УЭС2 (примерно на уровне 9,4-10,5 Ом•м). Наилучшие значения показателя β, отмечаются после прокачки через керн заявляемого раствора (растворы 7-9), особенно после кислотной обработки.As follows from the analysis of the data table. 3, after pumping through a core a solution that does not contain a carbonate weighting agent (solution 1), as a result of the absence of a filter cake, a significant amount of the polymer base (starch + biopolymer) enters the porous medium of the core, which does not completely dissolve during acid treatment. As a result, the permeability recovery coefficient (β) is relatively low, although the wettability inversion of the porous core medium takes place, which can be judged by a sharp increase in the electrical resistivity (resistivity) from 0.86 to 10.4 Ohm • m. After pumping solutions that do not contain one of the components included in the inventive solution (solutions 2-6), the P values are approximately the same (at the level of 70-75%), as well as the resistivity values of 2 (approximately at the level of 9.4-10.5 Ohm • m). The best values of β are noted after pumping through the core of the inventive solution (solutions 7-9), especially after acid treatment.
После воздействия не керн раствором-прототипом (растворы 10-11) инверсии смачиваемости его пористой среды практически не наступает, о чем свидетельствуют низкие значения УЭС2. В результате этого, а также отсутствия фильтрационной корки коэффициент 3 также имеет сравнительно низкие значения, которые практически не увеличиваются после кислотной обработки.After exposure to non-core solution of the prototype (solutions 10-11), the inversion of the wettability of its porous medium practically does not occur, as evidenced by the low values of resistivity 2 . As a result of this, as well as the absence of a filter cake, the
Для оценки бактерицидного воздействия полигликоля на полимерную основу заявляемого раствора замерили параметры после приготовления у раствора 2 из табл. 1 и раствора 7 из той же таблицы. Затем указанные растворы выдерживали при постоянной температуре (+25oС) в течение 1 месяца, затем их перемешивали и вновь замеряли параметры. В табл. 4 приведены результаты указанных опытов.To assess the bactericidal effect of polyglycol on the polymer base of the inventive solution, we measured the parameters after preparation in
Данные табл. 4 свидетельствуют о том, что если в заявляемый раствор не вводить полигликоль (раствор 2), то в нем отмечается биологическая деструкция полимерной основы (крахмал+биополимер). В результате раствор темнеет, у него появляется запах, существенно снижается вязкость и резко увеличивается показатель фильтрации, особенно в динамических условиях (ПФД).The data table. 4 indicate that if polyglycol is not added to the inventive solution (solution 2), then it indicates the biological degradation of the polymer base (starch + biopolymer). As a result, the solution darkens, it smells, the viscosity decreases significantly and the filtration rate sharply increases, especially under dynamic conditions (PF D ).
В то же время раствор, содержащий полигликоль (раствор 7), после указанной выдержки практически не изменил своих параметров, что свидетельствует о бактерицидной способности полигликоля. At the same time, the solution containing polyglycol (solution 7), after the indicated exposure, practically did not change its parameters, which indicates the bactericidal ability of the polyglycol.
Таким образом, предложенный раствор обладает следующими технико-экономическими преимуществами по сравнению с раствором-прототипом:
- обладает высокими ингибирующими свойствами, что предупредит набухание глинистых минералов стенки скважин и коллектора;
- обладает низким показателем фильтрации в динамических условиях, что позволит предотвратить увеличение водонасыщенности призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта;
- фильтрат раствора имеет низкое межфазное поверхностное натяжение, что предотвратит образование стойких эмульсий в призабойной зоне пласта;
- фильтрат раствора обладает гидрофобизирующей способностью, что вызовет инверсию смачиваемости пористой среды коллектора с гидрофильной на гидрофобную и улучшит тем самым фазовую проницаемость для нефти.Thus, the proposed solution has the following technical and economic advantages compared with the solution of the prototype:
- has high inhibitory properties, which will prevent the swelling of clay minerals of the walls of the wells and the reservoir;
- has a low rate of filtration in dynamic conditions, which will prevent an increase in water saturation of the bottomhole zone during the opening of the reservoir;
- the solution filtrate has a low interfacial surface tension, which will prevent the formation of persistent emulsions in the bottomhole formation zone;
- the solution filtrate has a hydrophobic ability, which will cause an inversion of the wettability of the porous medium of the reservoir from hydrophilic to hydrophobic and thereby improve the phase permeability for oil.
В результате отмеченных преимуществ применение предложенного раствора позволит существенно улучшить качество вскрытия продуктивных пластов и улучшить их нефтеотдачу. As a result of the noted advantages, the use of the proposed solution will significantly improve the quality of the opening of productive formations and improve their oil recovery.
Claims (1)
Крахмал - 1,0-1,5
Биополимер - 0,2-0,3
Карбонатный утяжелитель - 5-10
Полигликоль - 3-5
Указанное поверхностно-активное вещество - 1,5-2,0
Указанная смазочная добавка - 0,5-1,0
Вода - ОстальноеNon-clay drilling mud for opening productive formations containing starch, biopolymer, carbonate weighting agent, alcohol, surfactant and water, characterized in that it contains polyglycol as alcohol, and as a surfactant - water-repellent surfactant - PCD -515 and additionally a lubricant additive - DSB-4TT reagent - a condensation product of monoethanolamine and crude tall oils mixed with kerosene, monoethanolamine and flotation reagent-oxal in the following ratio units, wt. %:
Starch - 1.0-1.5
Biopolymer - 0.2-0.3
Carbonate weighting agent - 5-10
Polyglycol - 3-5
The specified surfactant is 1.5-2.0
The specified lubricant additive is 0.5-1.0
Water - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001105882A RU2179568C1 (en) | 2001-03-02 | 2001-03-02 | Clayless drilling mud for productive stratum opening |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001105882A RU2179568C1 (en) | 2001-03-02 | 2001-03-02 | Clayless drilling mud for productive stratum opening |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2179568C1 true RU2179568C1 (en) | 2002-02-20 |
Family
ID=20246775
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001105882A RU2179568C1 (en) | 2001-03-02 | 2001-03-02 | Clayless drilling mud for productive stratum opening |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2179568C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA013303B1 (en) * | 2006-11-03 | 2010-04-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Methods to enhance the pneumatic handling characteristics of weighting agents |
| RU2461601C1 (en) * | 2011-01-17 | 2012-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud for productive formation entering |
| WO2013066626A1 (en) * | 2011-11-01 | 2013-05-10 | Davis Robert M | Water treatment system |
| RU2647529C2 (en) * | 2012-11-12 | 2018-03-16 | ХАНТСМЭН ПЕТРОКЕМИКАЛ ЭлЭлСи | Alkylated polyetheramines as clay stabilizing agents |
| RU2772412C1 (en) * | 2021-06-28 | 2022-05-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Biopolymer drilling mud |
-
2001
- 2001-03-02 RU RU2001105882A patent/RU2179568C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA013303B1 (en) * | 2006-11-03 | 2010-04-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Methods to enhance the pneumatic handling characteristics of weighting agents |
| RU2461601C1 (en) * | 2011-01-17 | 2012-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud for productive formation entering |
| WO2013066626A1 (en) * | 2011-11-01 | 2013-05-10 | Davis Robert M | Water treatment system |
| RU2647529C2 (en) * | 2012-11-12 | 2018-03-16 | ХАНТСМЭН ПЕТРОКЕМИКАЛ ЭлЭлСи | Alkylated polyetheramines as clay stabilizing agents |
| RU2772412C1 (en) * | 2021-06-28 | 2022-05-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Biopolymer drilling mud |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2012308808B2 (en) | Method for selection of surfactants in well stimulation | |
| MX2010013998A (en) | Maintaining shale stability by pore plugging. | |
| CN109996930A (en) | The method of processing well bottom chronostratigraphic zone | |
| CA3043973A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty diol rheology modifiers | |
| RU2179568C1 (en) | Clayless drilling mud for productive stratum opening | |
| RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
| RU2648379C1 (en) | Polysalt biopolymer mud flush poly-s | |
| RU2278890C1 (en) | Drilling mud for exposing producing formation with low formation pressions | |
| Setiati et al. | The potential of polymer for enhanced oil recovery process on oil refinery: A literature research | |
| US9051507B2 (en) | Completion fluid | |
| CN105694841B (en) | The preparation method of oil recovery load fluid inorganic agent | |
| RU2263701C2 (en) | Hydrocarbon-based drilling fluid | |
| RU2242492C2 (en) | Drilling fluid for drilling in collapsing rocks and exposing productive formations | |
| RU2142978C1 (en) | Lubricating composition of water-based drilling mud | |
| RU2168531C1 (en) | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations | |
| Jenks et al. | Fluid Flow Within a Porous Medium Near a Diamond Core Bit | |
| CN110511735A (en) | High-viscosity strong-corrosion acid liquor system for tight oil reservoir | |
| RU2327726C2 (en) | Thin clay drilling mud | |
| RU2174996C2 (en) | Drilling mud | |
| WO2001033039A1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| RU2170243C1 (en) | Lubricating additive for water-based drilling mud | |
| RU2213761C2 (en) | Emulsion drilling fluid | |
| US20200199437A1 (en) | Drilling fluid for hydrocarbon wells and manufacturing process thereof | |
| EP0764709B1 (en) | Silicone based fluids for drilling applications | |
| RU2255105C1 (en) | Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070303 |