RU2232178C2 - Буровой раствор - Google Patents
Буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2232178C2 RU2232178C2 RU2002120545/03A RU2002120545A RU2232178C2 RU 2232178 C2 RU2232178 C2 RU 2232178C2 RU 2002120545/03 A RU2002120545/03 A RU 2002120545/03A RU 2002120545 A RU2002120545 A RU 2002120545A RU 2232178 C2 RU2232178 C2 RU 2232178C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer
- solution
- drilling fluid
- drilling
- clay
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
Abstract
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, применяемым при вскрытии продуктивной толщи. Техническим результатом является сокращение потерь раствора при бурении, повышение качества вскрытия продуктивного пласта. Буровой раствор, включающий в качестве основы глинистый раствор, кальцинированную соду, карбоксиметилцеллюлозу и полимер полиакриламидного ряда, в качестве указанного полимера содержит “зашитый” водонабухающий акриламид АК-639. 1 табл.
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, применяемым при вскрытии продуктивной толщи.
Известны различные буровые растворы на основе глинистого материала [К.В.Иогансон. Спутник буровика, с. 107-109, табл. 89]. Они наиболее распространены в практике бурения скважин.
Недостатком буровых глинистых растворов является то, что глинистая дисперсная фаза, попадая в продуктивный пласт, закупоривает его. Удаление глинистых частиц из пласта производится с помощью кислот. Однако глинистый материал плохо поддается разрушению. Поэтому продуктивный пласт после вскрытия его с помощью глинистого раствора остается поврежденным и плохо осваивается.
Наиболее близким аналогом к заявленному изобретению является буровой раствор, включающий в качестве основы глинистый раствор, кальцинированную соду, карбоксиметилцеллюлозу, полимер полиакриламидного ряда (патент США №4500436, С 09 К 7/02, 19.02.1985).
Водорастворимые полимеры имеют молекулярные цепочки линейного типа, из-за этого полимерные растворы этого типа глубоко проникают в проницаемые породы, образуя в приствольной части скважины глубокий кольматационный слой, что снижает продуктивность пласта. Чтобы снизить проникновение раствора в пласт, в него вводят наполнители типа мелкой резиновой крошки и т.п., что также только частично предохраняет пласт от загрязнения. А внедрившиеся в породу частицы наполнителя уже не удается извлечь или разрушить.
Другим недостатком полимерного раствора на основе водорастворимых полимеров является его способность образовывать на поверхности очистных устройств типа вибросит устойчивые плотные пленки. При бурении во время круговой циркуляции такие пленки не позволяют произвести полную очистку бурового раствора от разбуренной породы. При этом часть бурового раствора не успевает пройти через вибросито и теряется. Потери раствора превышают 10% от объема циркулирующего раствора, если процесс бурения длится более 2 часов.
Техническим результатом изобретения является сокращение потерь раствора при бурении, повышение качества вскрытия продуктивного пласта.
Буровой раствор, включающий в качестве основы глинистый раствор, кальцинированную соду, карбоксиметилцеллюлозу и полимер полиакриламидного ряда, в качестве указанного полимера содержит “зашитый” водонабухающий акриламид АК-639.
Водонабухающий полимер (ВНП) АК-639 - зашитый полимер, понижает концентрацию глины в буровом растворе и снижает его плотность. Сущность изобретения заключается в следующем.
В буровой раствор вводится вместо водорастворимого полимера с линейной конфигурацией молекулярных цепочек зашитый полимер ВНП со способностью отбирать из раствора свободную воду и не способный образовывать на очистительном устройстве - вибросите пленку.
Дополнительные преимущества предлагаемого раствора:
- под действием кислоты ВНП легко разрушается;
- из-за своей "зашитой" структуры частицы ВНП ограничены в проникновении в глубину пласта;
- применение ВНП удешевляет стоимость бурового раствора, т.к. его стоимость меньше ПАА на 20-30%.
Полимер АК-639, применяемый для добавки в раствор в качестве ВНП, представляет собой порошок белого цвета с размером частиц не более 1,5-2 мм, плотность 1150 г/см3. Производитель ВНП на основе АК-639 - Саратовский филиал НИИ полимеров.
ВНП АК-639 поглощает воду до определенного предела, оставаясь после этого насыщенным гелем, не переходя в текучий раствор. Молекулярное строение частицы ВНП представляется единой макромолекулой с упругой скрученной сеткой.
Состав бурового раствора приготавливается по обычной схеме путем смешения двух порций: первая порция глинистый раствор, вторая - полимерный раствор. Глинистый раствор приготавливается по стандартной схеме, отработанной в производстве его приготовления на глинозаводах. Схема приготовления нового бурового раствора сохраняется прежней, но в порцию полимерного раствора вводится в водном растворе КМЦ и кальцинированной соды водонабухающий полимер ВНП.
В таблице приведены данные сравнения буровых растворов с добавкой водорастворимого линейного полимера полиакриламидного ряда типа праестол и буровых растворов с добавкой "зашитых" водонабухающих полимеров.
Пример выполнения.
На глинозаводе в одной емкости приготавливается глинистый буровой раствор. В другой емкости приготавливается полимерный раствор на основе кальцинированной соды, КМЦ и ВНП.
Соотношение объем их приготовления сокращается таким же, как в таблице. Затем растворы перемешиваются и доставляются на буровую. По такой схеме производится обеспечение раствором на буровых Татарстана.
Claims (1)
- Буровой раствор, включающий в качестве основы глинистый раствор, кальцинированную соду, карбоксиметилцеллюлозу и полимер полиакриламидного ряда, отличающийся тем, что в качестве указанного полимера он содержит “зашитый” водонабухающий акриламид АК-639.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002120545/03A RU2232178C2 (ru) | 2002-07-29 | 2002-07-29 | Буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002120545/03A RU2232178C2 (ru) | 2002-07-29 | 2002-07-29 | Буровой раствор |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002120545A RU2002120545A (ru) | 2004-01-20 |
RU2232178C2 true RU2232178C2 (ru) | 2004-07-10 |
Family
ID=33412718
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002120545/03A RU2232178C2 (ru) | 2002-07-29 | 2002-07-29 | Буровой раствор |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2232178C2 (ru) |
-
2002
- 2002-07-29 RU RU2002120545/03A patent/RU2232178C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Регламент на заканчивание скважин строительством РД 39-0147585-232-01. - Бугульма, 2001. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2002120545A (ru) | 2004-01-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN1063474C (zh) | 封堵地下岩层用封堵液 | |
US7140439B2 (en) | Zeolite-containing remedial compositions | |
RU2422487C2 (ru) | Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе | |
EP1466073B1 (en) | Lost circulation compositions | |
US6983799B2 (en) | Method of using a swelling agent to prevent a cement slurry from being lost to a subterranean formation | |
EP2324094B1 (en) | Thermoplastic cellulosic fiber blends as lost circulation materials | |
CN1062949A (zh) | 选择性降低地下水渗透性的方法 | |
US6562762B2 (en) | Method of and composition for reducing the loss of fluid during well drilling, completion or workover operations | |
RU2443856C2 (ru) | Композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц | |
CN1788066A (zh) | 预防或处理井漏的油井处理方法 | |
US20050059556A1 (en) | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations | |
CN87101793A (zh) | 采用延迟聚合物凝胶的采油方法 | |
CN1064729A (zh) | 增加液烃回收的方法 | |
EP1114116A1 (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability | |
EA022202B1 (ru) | Способы и скважинные флюиды на водной основе для уменьшения поглощения скважинного флюида и поглощения фильтрата | |
CN1089296A (zh) | 环境上安全的钻井液 | |
CN1890345A (zh) | 在钻井使用流体内减少流体损失的方法 | |
US10072198B2 (en) | Self sealing fluids | |
RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
RU2232178C2 (ru) | Буровой раствор | |
US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
US20200308468A1 (en) | Cross-linked levan blends as lost cirulation materials | |
US11472996B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
EP2142615B1 (en) | Fluid pressure transmission pill | |
CN1300313A (zh) | 钻井液 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070730 |