RU2277572C1 - High-mineralization clayless drilling mud - Google Patents
High-mineralization clayless drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2277572C1 RU2277572C1 RU2004135683/03A RU2004135683A RU2277572C1 RU 2277572 C1 RU2277572 C1 RU 2277572C1 RU 2004135683/03 A RU2004135683/03 A RU 2004135683/03A RU 2004135683 A RU2004135683 A RU 2004135683A RU 2277572 C1 RU2277572 C1 RU 2277572C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling mud
- drilling
- properties
- mineralization
- sulfacell
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к высокоминерализованным безглинистым буровым растворам для вскрытия продуктивных коллекторов, а также при бурении глин, склонных к разупрочнению при бурении растворами на водной основе и при проводке скважин в соленосных пластах.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to highly mineralized clay-free drilling fluids for opening productive reservoirs, as well as when drilling clay, prone to softening when drilling with water-based solutions and when drilling wells in saline formations.
Известен безглинистый буровой раствор системы "Flo-Pro" /фирма M-I Drilling Fluids/, включающий мас.%, в качестве стабилизатора - оксид магния - 0,4, регулятора реологических свойств - биополимер Flo-Vis Plus - 0,5, модифицированный крахмал Flo-Trol - 1,2, жидкий бактерицид M-I Cide - 0,05, наполнитель - мраморный порошок - 9,0, утяжелитель-хлорид калия - 3,0, воду - остальное.Known clay-free drilling fluid system "Flo-Pro" / company MI Drilling Fluids /, including wt.%, As a stabilizer - magnesium oxide - 0.4, a regulator of rheological properties - Biopolymer Flo-Vis Plus - 0.5, modified starch Flo -Trol - 1.2, liquid bactericide MI Cide - 0.05, filler - marble powder - 9.0, weighting agent-potassium chloride - 3.0, water - the rest.
Однако при бурении скважин в карбонатных породах этот раствор неудовлетворительно очищается от выбуренной породы, что приводит к быстрому абразивному износу как забойного, так и бурового оборудования на поверхности, а также этот раствор химически агрессивен по отношению к оборудованию и экологически опасен по отношению к окружающей среде.However, when drilling wells in carbonate rocks, this solution is unsatisfactorily cleaned of drill cuttings, which leads to rapid abrasive wear of both bottomhole and drilling equipment on the surface, and this solution is chemically aggressive with respect to equipment and environmentally hazardous to the environment.
Наиболее близким аналогом является технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях АВПД и повышенных температур, включающая полисахаридный реагент или смесь полисахаридных реагентов, мас.%: 0,1 - 7,0, в качестве утяжелителя - соль муравьиной кислоты щелочного метала 45,0 - 83, 0 и воду остальное (патент RU 2215016 С1, С 09 К 7/02, 27.10.2003). The closest analogue is the technological fluid for drilling, completion and overhaul of oil and gas wells in the conditions of high pressure and high temperatures, including a polysaccharide reagent or a mixture of polysaccharide reagents, wt.%: 0.1 - 7.0, as a weighting agent - formic salt alkaline metal acids 45.0 - 83, 0 and the rest water (patent RU 2215016 C1, 09 K 7/02, 10.27.2003).
Известная технологическая жидкость не обеспечивает требуемые флоккулирующие свойства раствора.Known process fluid does not provide the required flocculating properties of the solution.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является создание бурового раствора для сохранения первоначальных коллекторских свойств продуктивного пласта, сохранение от разуплотнения массива горных пород, как песчаника, так и глинистых, обеспечение свойств раствора для качественного выноса бурового шлама с забоя, обеспечение высокой механической скорости бурения и увеличение стойкости забойного оборудования.The task to which the claimed technical solution is directed is to create a drilling fluid to preserve the initial reservoir properties of the reservoir, to keep the rock mass, both sandstone and clay, from decompression, to ensure the properties of the solution for high-quality removal of drill cuttings from the bottom, to ensure high mechanical drilling speeds and increased durability of downhole equipment.
Техническим результатом является обеспечение высоких флоккулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке.The technical result is the provision of high flocculating properties of the solution to remove sludge during cleaning.
Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств сульфацелл при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 9-30, сульфацелл 2-3, мраморный порошок 0-12, вода остальное. Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор может дополнительно содержать в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,2-0,4 мас.% от массы бурового раствора. Highly mineralized clay-free drilling fluid, including sodium formate, marble powder and water as a stabilizer and weighting agent, contains sulfacelles as a regulator of the rheological and filtration properties of the following ratio, wt.%: Sodium formate 9-30, sulfacell 2-3, marble powder 0-12, the rest is water. Highly mineralized clay-free drilling fluid may additionally contain as an antifoam MAC 200, dissolved in diesel fuel in a ratio of 1:20, in an amount of 0.2-0.4 wt.% By weight of the drilling fluid.
Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая: сульфацелл придает раствору необходимые реологические свойства и регулирует водоотдачу, а с добавкой формиата натрия эти свойства могут измениться, поэтому концентрации сульфацелла 2-3% можно считать оптимальной. С увеличением концентрации формиата натрия усиливаются тиксотропные свойства и полученный раствор лучше очищается от выбуренной породы, при этом получаемый эффект существует до концентрации формиата натрия 30%. При этом, вводя пеногаситель MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, удается регулировать процесс пенообразования, где оптимальный эффект достигается при концентрации 0,2- 0,4%.The causal relationship between the essential features and the technical result achieved is as follows: sulfacell gives the solution the necessary rheological properties and regulates water loss, and with the addition of sodium formate, these properties can change, so the concentration of sulfacell 2-3% can be considered optimal. With an increase in the concentration of sodium formate, the thixotropic properties are enhanced and the resulting solution is better cleaned of the cuttings, while the resulting effect exists up to a concentration of sodium formate of 30%. At the same time, introducing the antifoam MAC 200, dissolved in diesel fuel in a ratio of 1:20, it is possible to regulate the foaming process, where the optimal effect is achieved at a concentration of 0.2-0.4%.
Состав раствора включает формиат натрия (ТУ У 3.50-14308351-13 0-99), массовая доля 88%, массовая доля воды 0,66%. Известен как хороший пластификатор и консервант, применяется в строительстве и других отраслях народного хозяйства. Раствор содержит также сульфацелл (ТУ 6-55221-1473-97), производитель "Спецбурматериалы", г. Москва, пеногаситель MAC 200 (ТУ 39-08-125-77), представляющий собой высокодисперсный пирогенный гидрофобизированный кремнезем, производитель "Спецбурматериалы", г. Москва. В раствор входит также мраморный, например, марки МР-2 (микромрамор молотый ТУ 5716-002-369-45182-2003).The composition of the solution includes sodium formate (TU U 3.50-14308351-13 0-99), mass fraction 88%, mass fraction of water 0.66%. Known as a good plasticizer and preservative, it is used in construction and other sectors of the economy. The solution also contains sulfacell (TU 6-55221-1473-97), manufacturer of Special Burmaterials, Moscow, antifoam MAC 200 (TU 39-08-125-77), which is a highly dispersed fumed hydrophobized silica, manufacturer of Special Burmaterial, Moscow. The solution also includes marble, for example, grade MP-2 (ground micromarble TU 5716-002-369-45182-2003).
Раствор готовят следующим образом.The solution is prepared as follows.
На требуемый объем высокоминерализованного безглинистого бурового раствора набирается техническая вода. Через глиномешалку, по циклу, не через скважину, вводят до 3% сульфацелла. В технической /обсадной/ колонне производят замену жидкости на приготовляемый раствор. Через скважину вводят 9% формиата натрия, доводя до необходимой плотности высокоминерализованный безглинистый буровой раствор, при этом достигается насыщение формиатом натрия до 30%, а плотность возрастает до 1210 кг/м3. При необходимости при вскрытии проницаемых горных пород добавляется до 12% мраморного порошка, плотность возрастает до 1300 кг/м3. Толщину фильтрационной корки можно регулировать подбором мраморного порошка разной степенью дисперсности. При приготовлении замеряют стандартные параметры раствора, например, такие как: плотность, условная вязкость, динамические напряжения сдвига, пластическая вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, водородный показатель среды, толщина фильтрационной корки, липкость и т.п.Industrial water is collected at the required volume of highly mineralized clay-free drilling fluid. Through the clay mixer, in a cycle, not through a well, up to 3% sulfacell is introduced. In the technical / casing / string, the fluid is replaced with the prepared solution. 9% sodium formate is injected through the well, bringing to the required density a highly mineralized clay-free drilling fluid, while sodium formate is saturated to 30%, and the density increases to 1210 kg / m 3 . If necessary, when opening permeable rocks, up to 12% of marble powder is added, the density increases to 1300 kg / m 3 . The thickness of the filter cake can be controlled by the selection of marble powder with different degrees of dispersion. During preparation, standard solution parameters are measured, for example, such as: density, conditional viscosity, dynamic shear stresses, plastic viscosity, static shear stress, fluid loss, pH of the medium, filter cake thickness, stickiness, etc.
В соответствии с приведенным примером были приготовлены различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.In accordance with the above example, various versions of the solution were prepared, differing in the quantitative content of the ingredients.
Состав и свойства этих растворов приведены в таблице.The composition and properties of these solutions are shown in the table.
Проведенные испытания показывают, что изменение содержания ингредиентов в меньшую сторону (состав №1) не обеспечивает необходимых технологических параметров, а в большую сторону (состав №10) экономически не выгодно, так как повышенный расход реагентов не приводит к ожидаемому эффекту, а при концентрации формиата натрия 31% свойства, обеспечиваемые действием сульфацелла, полностью прекращаются.The tests performed show that changing the content of ingredients down (composition No. 1) does not provide the necessary technological parameters, and upward (composition No. 10) is not economically profitable, since the increased consumption of reagents does not lead to the expected effect, and at a formate concentration Sodium 31% properties provided by the action of sulfacell completely cease.
Таблица
Table
Кг/м3 Density
Kg / m 3
вязкость, секConditional
viscosity, sec
вязкость,
мПа·сPlastic
viscosity,
MPa · s
дПаCSN
dpa
см3/30 минWater loss
cm 3/30 min
порошок МР-2Marble
MP-2 powder
МАС 200Antifoam agent
MAC 200
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004135683/03A RU2277572C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | High-mineralization clayless drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004135683/03A RU2277572C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | High-mineralization clayless drilling mud |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2277572C1 true RU2277572C1 (en) | 2006-06-10 |
Family
ID=36712905
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004135683/03A RU2277572C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | High-mineralization clayless drilling mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2277572C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2737823C1 (en) * | 2020-01-09 | 2020-12-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Управляющая компания "Татбурнефть" (ООО "УК "Татбурнефть") | Mudmax inhibited drilling mud |
-
2004
- 2004-12-06 RU RU2004135683/03A patent/RU2277572C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2737823C1 (en) * | 2020-01-09 | 2020-12-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Управляющая компания "Татбурнефть" (ООО "УК "Татбурнефть") | Mudmax inhibited drilling mud |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107801398B (en) | Date seed powder as fluid loss additive for drilling fluids | |
EP1114116B1 (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability | |
US2094316A (en) | Method of improving oil well drilling muds | |
CA2280713C (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids | |
CA2088581C (en) | Completion and workover fluid for oil and gas wells | |
RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
WO2004069939A2 (en) | Stabilized colloidal and colloidal-like systems | |
CN104046339A (en) | Drilling fluid for reducing formation damage, and drilling fluid used in coal-bed gas development drilling | |
RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
RU2277572C1 (en) | High-mineralization clayless drilling mud | |
RU2186819C1 (en) | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) | |
RU2277571C1 (en) | Clayless drilling mud | |
RU2168531C1 (en) | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations | |
RU2277570C1 (en) | Salt-tolerant drilling mud for exposing producing formations | |
RU2374292C2 (en) | Inhibiting drill fluid | |
RU2277569C1 (en) | Drilling mud | |
RU2291182C1 (en) | Weighted drilling fluid for exposing producing formations | |
US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
RU2238297C1 (en) | Hydrophobic emulsion drilling fluid and a method for preparation thereof | |
WO2005097937A1 (en) | Stabilized colloidal and colloidal-like systems | |
US11230911B2 (en) | Wellbore servicing fluid and methods of making and using same | |
RU2753910C1 (en) | Method for drilling and primary opening of productive layers | |
RU2348670C1 (en) | Clay-free drilling fluid | |
RU2107708C1 (en) | Reagent for treating drilling muds | |
RU2211238C1 (en) | Clayless drilling mud |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081207 |