RU2235751C1 - Утяжеленный буровой раствор - Google Patents
Утяжеленный буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2235751C1 RU2235751C1 RU2003103734/03A RU2003103734A RU2235751C1 RU 2235751 C1 RU2235751 C1 RU 2235751C1 RU 2003103734/03 A RU2003103734/03 A RU 2003103734/03A RU 2003103734 A RU2003103734 A RU 2003103734A RU 2235751 C1 RU2235751 C1 RU 2235751C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- kssb
- clay
- solution
- reagent
- drilling mud
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении в осложненных условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально-высоких давлений и температур. Техническим результатом изобретения является улучшение качества бурового раствора путем снижения водоотдачи, а так же улучшение реологических и структурно-механических свойств раствора. Утяжеленный буровой раствор содержит, мас.%: глину 5-10, реагент стабилизатор КМЦ-900 0,2-0,3, минеральную соль - хлористый калий 3-5, гидроксид калия 0,2-0,3, пластификатор КССБ-2М 0,2-0,3, барит 30-65, смазочную добавку ДСБ-4ТТП 0,3-0,5, флокулянт - унифлок или праестол 0,001-0,004 и воду - остальное. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении в осложненных условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально высоких давлений и температур.
Известны буровые растворы, содержащие глину, хлорид калия, регулятор водоотдачи и вязкости, воду. В качестве регулятора водоотдачи и вязкости используют сульфит-спиртовую барду ССБ и КМЦ [1, 2].
Недостатком известных буровых растворов являются низкие смазочные свойства бурового раствора, высокий коэффициент сдвига корки, характеризующий липкость раствора, что приводит к возникновению больших усилий при перемещении бурильных труб, затяжкам и прихватам бурового инструмента.
Наиболее близким техническим решением является буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор, минеральную соль - КС1, CaCl2, MgCl2, NaCl2, смазочную добавку ЯМР-1, на основе экстрата смолки селективной очистки масел и дизельных фракций нефти [3].
Однако известное техническое решение для улучшения структурно-механических и реологических свойств бурового раствора требует больших расходов химреагентов. Кроме того, применение ЯМР-1 при концентрациях выше 1% повышает стоимость раствора и влияет на его токсичность.
Предлагаемое техническое решение улучшает качество бурового раствора путем снижения водоотдачи, а также улучшает структурно-механические и реологические свойства раствора.
Поставленная задача достигается тем, что утяжеленный буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, минеральную соль - хлористый калий KCl, гидроксид, пластификатор КССБ, барит, смазочную добавку и воду, содержит в качестве КМЦ - КМЦ-900, КССБ – КССБ-2М, гидроксида - гидроксид калия KOH, смазочной добавки – ДСБ-4ТТП и дополнительно флокулянт - унифлок или праестол при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина 5-10
Реагент стабилизатор КМЦ-900 0,2-0,3
КС1 3-5
Флокулянт - унифлок, праестол 0,001-0,004
ДСБ-4ТТП 0,3-0,5
КОН 0,2-0,3
КССБ-2М 0,2-0,3
Барит 30-65
Вода Остальное
В качестве стабилизатора бурового раствора используют КМЦ-900. Высокомолекулярный натрий – карбоксиметилцеллюлоза. Выпускается по ТУ 2231-057-07508003-2002. Степень полимеризации 1020, степень замещения 85, растворимость в воде 98,3%.
Праестол – порошок белого цвета на основе акриламида марки 2500, выпускается по ТУ 2216-001-40910172-98, содержание основного вещества не менее 90%. Используется как флокулянт буровых растворов.
Унифлок – водорастворимый полимерный препарат, выпускается по ТУ 6-00-0203843-24-89. Порошок желтоватого кремового цвета, насыпная плотность 1-1,2 г/см3, растворимость в воде не менее 90%. Используется как флокулянт буровых растворов, расход составляет в тысячных долях %.
В качестве регулятора щелочности бурового раствора используют гидроксид калия, для снижения коллоидной фазы – флокулянт (унифлок или праестол). Для утяжеления бурового раствора применяют барит марки КБ-3, класса Буровой раствор по ГОСТ 4682-84.
Применяемая в растворе КССБ-2М выпускается по ТУ 39-044-75 и представляет собой продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства. По внешнему виду КССБ - 2М - порошок темно-коричневого цвета. Растворимость в воде не менее 90%, плотность 1,39 г/см3, водородный показатель 7-9.
Применяемая в растворе смазочная добавка ДСБ-4ТТП на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля представляет собой жидкость темно-коричневого цвета с температурой застывания 45-48°С, относится к умеренно-опасным веществам, четвертый класс опасности по ГОСТ 12.1007 и выпускается по ТУ 38.401-66-107-99, экологически безвредна.
При приготовлении заявляемого раствора используют следующий порядок: глину затворяют пресной водой и перемешивают до полного диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят реагент-стабилизатор КМЦ - 900 и вновь перемешивают, затем вводят 10%-ный раствор КССБ - 2М. КОН и смазочную добавку. Затем перемешивают раствор в течение 30 минут и после этого вводят флокулянт и барит. Раствор вновь перемешивают и он считается готовым.
Приведем примеры приготовления заявляемого раствора в лабораторных условиях.
Пример 1. Готовят 5%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,2% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ - 2М, 0,2% КОН, после тщательного перемешивания вводят 3% КС1 и 0,3% реагента ДСБ-4ТТП. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт 0,001% и 40% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.
Пример 2. Готовят 7%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,2% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,2% КОН, после тщательного перемешивания вводят 4% КСl и 0,4% реагента ДСБ-4ТТП. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт 0,004% и 40% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.
Пример 3. Готовят 10%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,2% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,3% КОН, после тщательного перемешивания вводят 5% КС1 и 0,4% реагента ДСБ-4ТТП. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт 0,004% и 40% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.
В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.
Составы и свойства растворов приведены соответственно в таблицах 1 и 2.
В качестве реагента-стабилизатора бурового раствора используют КМЦ-900. Использование КМЦ-900 менее 0,2% приводит к увеличению водоотдачи, уменьшению вязкости и стабильности раствора. Увеличение значения более 0,3% приводит к значительному увеличению вязкости.
В качестве минеральной соли, повышающей ингибирующую способность раствора, используют хлористый калий, выпускаемый по ГОСТ 4568-74. Исследования характера взаимодействия глин с растворами солей калия показывают, что процесс набухания ускоряется с увеличением концентрации в растворе хлористого калия и закачивается через 2-4 часа при 3-5%-ной концентрации хлористого калия. В пределах этой концентрации степень набухания так же достигает минимальных значений. Дальнейшее увеличение концентрации хлористого калия до 10-30% не приводит к заметным изменениям показателей набухания, а уменьшение концентрации КСl до 1% увеличивает период набухания глин.
Оптимальное значение гидроксида калия находится в пределах от 0,2-0,3%. Уменьшение или увеличение КОН приводит соответственно к снижению или увеличению рН раствора.
В указанном буровом растворе используют бентонитовые глины в пределах 5-10%. Уменьшение содержания глины менее 5% приводит к получению малоглинистого бурового раствора, что приводит в последствии к выпадению барита. Увеличение процентного содержания глины увеличивает вязкость раствора, что приводит к увеличению корки, прихватам, плохой проходке.
В качестве смазочной добавки на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля применяют ДСБ-4ТТП. В этой добавке дорогостоящие вещества, остаточные продукты производства синтетического каучука Т-66, Т-80, таловое масло заменены полигликолем (многоатомные спирты).
Уменьшение концентрации смазочной добавки менее 0,3% в растворе приводит к уменьшению смазочной способности, в результате чего происходят прихваты и затяжки бурового инструмента. Увеличение смазочной добавки более 0,5% приводит к необоснованному увеличению затрат.
Пластификатор КССБ-2М применяется для регулирования фильтрационных и реологических свойств буровых растворов, однако добавление КССБ в глинистые растворы сопровождается образованием пены и требует применения специальных пеногасителей.
В предложенном утяжеленном буровом растворе применение КССБ-2М в пределах 0,2-0,3% не приводят к вспениванию раствора, так как высшие жирные кислоты, входящие в состав смазочной добавки ДСБ-4ТТП, образуют при умеренных температурах нейтральные соли (мыла), дегидратирующие при температуре 140-160°С. Мыла взаимодействуют с кислотами, входящими в состав КССБ-2М, и образуют эмульгаторы, препятствующие вспениванию бурового раствора.
Кроме того, аминогруппы NН2 и ОН, входящие в состав ДСБ-4ТТП, вступают в реакцию с минералами и миносульфоновыми кислотами, входящими в состав КССБ-2М, и образуют легкорастворимые соли, что приводит к значительному снижению водоотдачи, предотвращает солевую флокуляцию бентонита и сводит к минимуму возможность высокотемпературного застудневания глинистых растворов.
Использование КССБ-2М в утяжеленном буровом растворе позволяет контролировать водоотдачу следующим способом: отрицательно заряженные ионы лигносульфоната прилипают к положительно заряженным ребрам пластинчатых частиц глины, тем самым препятствуют слипанию частиц глины по типу “поверхность к ребру” и поддерживают диспергированное состояние частиц твердой фазы.
Обработанный КССБ-2М буровой раствор образует при фильтрации тонкую рыхлую корку, имеющую пониженную липкость, что снижает затяжки и прихваты бурильных колонн.
Совместное использование КССБ-2М и смазочной добавки ДСБ-4ТТП увеличивает диапазон действия обоих компонентов и снижает их расходы.
Использование предлагаемого утяжеленного бурового раствора в сложных горно-геологических условиях, например при бурении глубоких и сверхглубоких скважин с аномально высокими давлениями и температурами до +200°С, позволяет повышать качество бурового раствора путем снижения водоотдачи, а так же улучшает структурно-механические и реологические свойства раствора, что позволяет обеспечить надежность создания ствола скважины.
Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР №1399322, М.кл. С 09 К 7/02, 04.02.86.
2. Авторское свидетельство СССР №1696451, М.кл. С 09 К 7/02, 26.06.89.
3. Авторское свидетельство СССР №2027734, М.кл. С 09 К 7/06, 27.01.95.
Claims (1)
- Утяжеленный буровой раствор, содержащий глину, реагент стабилизатор - КМЦ, минеральную соль - хлористый калий KCl, гидроксид, пластификатор - КССБ, барит, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве КМЦ - КМЦ-900, КССБ - КССБ-2М, гидроксида - гидроксид калия KOH, смазочной добавки - ДСБ-4ТТП и дополнительно флокулянт - унифлок или праестол, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:Глина 5-10Реагент стабилизатор - КМЦ-900 0,2-0,3КСl 3-5Флокулянт – унифлок или праестол 0,001-0,004ДСБ-4ТТП 0,3-0,5КОН 0,2-0,3КССБ-2М 0,2-0,3Барит 30-65Вода Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003103734/03A RU2235751C1 (ru) | 2003-02-07 | 2003-02-07 | Утяжеленный буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003103734/03A RU2235751C1 (ru) | 2003-02-07 | 2003-02-07 | Утяжеленный буровой раствор |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003103734A RU2003103734A (ru) | 2004-08-10 |
RU2235751C1 true RU2235751C1 (ru) | 2004-09-10 |
Family
ID=33433483
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003103734/03A RU2235751C1 (ru) | 2003-02-07 | 2003-02-07 | Утяжеленный буровой раствор |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2235751C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451786C1 (ru) * | 2011-01-12 | 2012-05-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) | Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях |
RU2458958C1 (ru) * | 2010-12-22 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Способ обработки технологических жидкостей на водной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин |
RU2461600C1 (ru) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Утяжеленный буровой раствор |
RU2481374C1 (ru) * | 2011-11-07 | 2013-05-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Безглинистый утяжеленный буровой раствор |
-
2003
- 2003-02-07 RU RU2003103734/03A patent/RU2235751C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2458958C1 (ru) * | 2010-12-22 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Способ обработки технологических жидкостей на водной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин |
RU2451786C1 (ru) * | 2011-01-12 | 2012-05-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) | Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях |
RU2461600C1 (ru) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Утяжеленный буровой раствор |
RU2481374C1 (ru) * | 2011-11-07 | 2013-05-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Безглинистый утяжеленный буровой раствор |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7842651B2 (en) | Silicate drilling fluid composition containing lubricating agents and uses thereof | |
CN103045210B (zh) | 一种高效封堵油基钻井液及其制备方法 | |
US4637883A (en) | Fluid loss additives for oil base muds and low fluid loss compositions thereof | |
US4710586A (en) | Fluid loss additives for oil base muds and low fluid loss compositions thereof | |
WO2007041841A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
CN101200631A (zh) | 一种高性能成膜水基钻井液的制备方法 | |
US5032296A (en) | Well treating fluids and additives therefor | |
RU2481374C1 (ru) | Безглинистый утяжеленный буровой раствор | |
US4500436A (en) | Saltwater and hard water bentonite mud | |
CN1882672A (zh) | Cmc在钻孔液体中的应用 | |
US5612294A (en) | Scleroglucan based drilling mud | |
CN108276974B (zh) | 一种深水恒流变合成基钻井液 | |
RU2235751C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор | |
RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
CA2945989C (en) | Water-based drilling fluid for reducing bitumen accretion | |
RU2315076C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор | |
RU2710654C1 (ru) | Высокоингибированный инвертный буровой раствор | |
RU2700132C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор | |
RU2687815C1 (ru) | Буровой раствор гель-дрилл | |
MX2013015034A (es) | Fluidos de perforacion de base hidrocarburos que contienen fosfato de cesio. | |
NO843269L (no) | Tilsetningsblanding for borefluider | |
RU2683448C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением | |
US2679478A (en) | Drilling mud | |
US3738934A (en) | Oil base drilling fluid composition and process | |
EP3481913A1 (en) | Cross-linked levan blends as lost circulation materials |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110208 |