RU2445337C1

RU2445337C1 - Drilling fluid on hydrocarbon basis

Info

Publication number: RU2445337C1
Application number: RU2010127571/03A
Authority: RU
Inventors: Зариф Закиевич Шарафутдинов (RU); Зариф Закиевич Шарафутдинов; Миталим Магомед-Расулович Гайдаров (RU); Миталим Магомед-Расулович Гайдаров; Андрей Атласович Хуббатов (RU); Андрей Атласович Хуббатов; Нина Викторовна Алексеева (RU); Нина Викторовна Алексеева; Андрей Витальевич Кулигин (RU); Андрей Витальевич Кулигин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Газпром"
Priority date: 2010-07-02
Filing date: 2010-07-02
Publication date: 2012-03-20
Also published as: RU2010127571A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: drilling fluid on hydrocarbon basis includes the following, wt %: liquid paraffin C₇-C₂₂ 52.7-56, organophilic clay powder 2.5-4.7, water 1.5-9.5, sodium formate or sodium acetate 1.5-4.7, asphalt mastic 5.6-7.9, glycerine ether of tall colophony 1.5-7.1, neutraliser of hydrogen sulphide 0.1-0.3, non-hydrophobisated weighting agent in quantity providing the specified density of the fluid. Non-hydrophobisated disperse chalk or barite is used as weighting agent.

EFFECT: maintaining rheologic and filtration parameters of drilling fluid at the required level.

2 cl, 4 tbl

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при высоких температурах.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to process fluids and compositions used in the construction of wells in salt deposits in the presence of hydrogen sulfide at high temperatures.

В процессе строительства скважин в условиях, характеризующихся наличием солевых толщ, сероводорода и высоких температур, применение буровых растворов без направленной химической обработки по регулированию физико-химических свойств приводит к серьезным осложнениям: образованию каверн в результате растворения и размыва солей, возрастанию вязкости раствора при проникновении газа (сероводорода), температурной деструкции раствора.During the construction of wells under conditions characterized by the presence of salt strata, hydrogen sulfide and high temperatures, the use of drilling fluids without directed chemical treatment to control the physicochemical properties leads to serious complications: the formation of caverns as a result of dissolution and erosion of salts, an increase in the viscosity of the solution when gas penetrates (hydrogen sulfide), temperature destruction of the solution.

Вопросу управления технологическими параметрами буровых растворов и предотвращения различных осложнений посвящено большое количество исследований. Однако существующие подходы к регулированию свойств промывочных жидкостей не позволяют в полной мере осуществлять управления их фильтрационными и реологическими свойствами.A large number of studies have been devoted to the management of the technological parameters of drilling fluids and the prevention of various complications. However, existing approaches to regulating the properties of washing fluids do not allow full control over their filtration and rheological properties.

Известен буровой раствор [Патент РФ 2208035 C1, C09K 7/06, 10.07.2003] на углеводородной основе, включающий синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, утяжелитель и структурообразователь, в качестве которого используют атактический полипропилен и парафин при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:A well-known drilling fluid [RF Patent 2208035 C1, C09K 7/06, 07/10/2003] on a hydrocarbon basis, including synthetic fatty acid, sodium hydroxide, weighting agent and structure former, which uses atactic polypropylene and paraffin in the following ratio of ingredients, wt.% :

Углеводородная основаHydrocarbon base 65-8065-80 Синтетическая жирная кислотаSynthetic fatty acid 0,7-2,80.7-2.8 Гидроксид натрияSodium hydroxide 0,60-2,400.60-2.40 Атактический полипропиленAtactic Polypropylene 1,4-5,01.4-5.0 ПарафинParaffin 0,70-3,00.70-3.0 УтяжелительWeighting compound остальное.rest.

Известный буровой раствор обладает улучшенными реологическими характеристиками, повышенной стабильностью и может использоваться при высоких температурах. Недостатком известного раствора является использование в качестве углеводородной основы пожароопасного дизельного топлива.Known drilling fluid has improved rheological characteristics, increased stability and can be used at high temperatures. A disadvantage of the known solution is the use of fire hazardous diesel fuel as the hydrocarbon base.

Известен эмульсионный буровой раствор [Патент РФ 2211239 С1, С09К 7/06, 27.08.2003] на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, поверхностно-активный эмульгатор - эмультал, соэмульгатор - Полисил - ДФ, минерализованную водную фазу, в качестве структурообразователя и утяжелителя содержит гидрофобизированный утяжелитель на основе дисперсного мела при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:Known emulsion drilling fluid [RF Patent 2211239 C1, C09K 7/06, 08/27/2003] on a hydrocarbon basis, including a liquid petroleum product, a surface-active emulsifier - emulsifier, coemulsifier - Polysil - DF, mineralized aqueous phase, as a builder and weighting agent contains hydrophobized weighting agent based on dispersed chalk in the following ratio of ingredients, wt.%:

Жидкий нефтепродуктLiquid oil 25-6025-60 Указанный эмульгаторSpecified Emulsifier 1,0-2,51.0-2.5 Гидрофобизированный мелWater-repellent chalk 3-103-10 Полисил - ДФPolisil - DF 0,6-1,50.6-1.5 Минерализованная водная фазаMineralized water phase остальное.rest.

Известный инвертный эмульсионный буровой раствор (ИЭБР) обладает повышенными реологическими показателями и низкой термической устойчивостью к высоким пластовым температурам. В своем составе содержит легковоспламеняющийся продукт - дизельное топливо, что может привести к возникновению пожаров на буровой площадке.The well-known invert emulsion drilling fluid (IEB) has high rheological characteristics and low thermal resistance to high formation temperatures. It contains a flammable product - diesel fuel, which can lead to fires at the drilling site.

Задача, на которую направлено заявляемое изобретение, состоит в создании бурового раствора на углеводородной основе, предназначенного для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода.The task to which the claimed invention is directed is to create a hydrocarbon-based drilling fluid intended for the construction of oil and gas wells in salt deposits in the presence of hydrogen sulfide.

Техническим результатом данного изобретения является получение бурового раствора, сохраняющего реологические и фильтрационные параметры для повышенных забойных температур на требуемом уровне (в температурном диапазоне от 60° до 150°С) при использовании негидрофобизированного утяжелителя.The technical result of this invention is to obtain a drilling fluid that preserves the rheological and filtration parameters for elevated bottomhole temperatures at the required level (in the temperature range from 60 ° to 150 ° C) when using non-hydrophobized weighting agent.

Технический результат достигается тем, что буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, в качестве которого используют жидкий парафин фракции C₇-C₂₂, органофильный глинопорошок, такой как органобентонит, воду, минерализованную солями - электролитами, такими как или формиат натрия, или ацетат натрия; содержит также негидрофобизированный утяжелитель, такой как дисперсный мел или барит, битумную мастику (БМ) совместно с эфиром глицериновым талловой канифоли (ЭГТК), нейтрализатор сероводорода при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:The technical result is achieved in that the hydrocarbon-based drilling fluid, including liquid petroleum, which is used as a liquid paraffin fraction C ₇ -C ₂₂ , organophilic clay powder, such as organobentonite, water, mineralized with salts - electrolytes, such as or sodium formate, or sodium acetate; also contains non-hydrophobized weighting agent, such as dispersed chalk or barite, bituminous mastic (BM) together with tall oil rosin glycerin ether (EHTC), a hydrogen sulfide neutralizer in the following ratio of ingredients, wt.%:

Жидкий парафин фракции C₇-C₂₂ Liquid paraffin fraction C ₇ -C ₂₂ 52,7-5652.7-56 Органофильный глинопорошокOrganophilic Clay Powder 2,5-4,72.5-4.7 ВодаWater 1,5-9,51,5-9,5 Формиат натрия, или ацетат натрияSodium Formate, or Sodium Acetate 1,5-4,71,5-4,7 БМBM 5,6-7,95.6-7.9 ЭГТКEGTK 1,5-7,11,5-7,1 Нейтрализатор сероводородаHydrogen sulfide neutralizer 0,1-0,30.1-0.3 Негидрофобизированный утяжелительNon-hydrophobized weighting compound в количестве,in quantity обеспечивающем заданную плотность раствора.providing a given density of the solution.

Буровой раствор сохраняет устойчивость в условиях действия повышенных забойных температур за счет минерализации воды солью формиатом или ацетатом натрия, при использовании негидрофобизированного утяжелителя.The drilling fluid remains stable under the action of elevated bottomhole temperatures due to the mineralization of water with sodium formate or sodium acetate, using a non-hydrophobized weighting agent.

Буровой раствор обладает возможностью управления реологическими и фильтрационными показателями за счет применения БМ и ЭГТК.Drilling fluid has the ability to control rheological and filtration performance through the use of BM and EGTK.

Буровой раствор готовят следующим образом.Drilling fluid is prepared as follows.

В отмеренное количество жидкого нефтяного продукта, такого как жидкий парафин фракции C₇-C₂₂, при постоянном перемешивании вводится органофильный глинопорошок. В образовавшуюся смесь добавляют воду, минерализованную солями - электролитами, такими как ацетат натрия, или формиат натрия. Компоненты тщательно перемешивают в течение 30 минут до распускания глинопорошка. Далее осуществляют ввод БМ и ЭГТК для достижения необходимых фильтрационных и реологических показателей соответственно.Organophilic clay powder is introduced into the measured amount of a liquid petroleum product, such as liquid paraffin of the C ₇ -C ₂₂ fraction, with constant stirring. In the resulting mixture, water is added, mineralized with salts - electrolytes, such as sodium acetate, or sodium formate. The components are thoroughly mixed for 30 minutes before the clay powder dissolves. Next, BM and EHTC are introduced to achieve the necessary filtration and rheological indicators, respectively.

Нейтрализация отрицательного воздействия сероводорода на буровой раствор достигается вводом реагентов-нейтрализаторов «ЖС-7» или «Калан» или «ПС-1», поскольку они способны растворяться в углеводородных средах, не изменяя при этом основные показатели приготавливаемого раствора.Neutralization of the negative impact of hydrogen sulfide on the drilling fluid is achieved by introducing reagents-neutralizers "ZhS-7" or "Kalan" or "PS-1", since they are able to dissolve in hydrocarbon media without changing the main parameters of the prepared solution.

Для обеспечения заданной плотности к буровому раствору добавляют негидрофобизированный утяжелитель, например дисперсный мел или барит, в количестве, обеспечивающем его заданную плотность. Ввод в раствор негидрофобизированного утяжелителя обеспечивает его седиментационную устойчивость при воздействиях повышенных пластовых температур.To ensure a given density, a non-hydrophobized weighting agent, for example, dispersed chalk or barite, is added to the drilling fluid in an amount that ensures its specified density. The introduction of a non-hydrophobized weighting agent into the solution ensures its sedimentation stability under the influence of elevated reservoir temperatures.

Для определения оптимальной рецептуры промывочной жидкости были приготовлены буровые растворы с добавлением синтетических производных углеводородов, лигносульфонатов (табл.1) и солей (табл.2).Drilling fluids with the addition of synthetic derivatives of hydrocarbons, lignosulfonates (Table 1) and salts (Table 2) were prepared to determine the optimal wash fluid formulation.

В таблице 1 приведены результаты экспериментальных исследований основных показателей буровых растворов, полученных добавлением в исходный раствор компонентов, предназначенных для снижения реологических и фильтрационных параметров, таких как талловое масло (ТМ), эфир глицериновой талловой канифоли (ЭГТК), глицерина, триэтиленгликоля или конденсированной сульфитспиртовой барды. Растворы были получены при перемешивании лопастной мешалкой с числом оборотов 5000 об/мин.Table 1 shows the results of experimental studies of the main indicators of drilling fluids obtained by adding components to the initial solution to reduce rheological and filtration parameters, such as tall oil (TM), glycerol tall oil rosin (EHTC), glycerol, triethylene glycol or condensed sulphite alcohol . The solutions were obtained with stirring with a paddle mixer with a speed of 5000 rpm.

Как видно из таблицы 1, содержание в растворе многоатомных спиртов, глицерина (пример 6) или триэтиленгликоля (ТЭГ, пример 7) и лигносульфоната (конденсированной сульфитспиртовой барды КССБ, пример 8) приводит к значительному увеличению фильтрационных показателей. Добавление в исходный раствор ЭГТК приводит к снижению реологических показателей, однако содержание в растворе только эфира не обеспечивает достаточно низкого значения фильтрации (пример 5). При содержании в растворе одновременно ЭГТК и БМ улучшаются как реологические, так и фильтрационные показатели (пример 3).As can be seen from table 1, the content in the solution of polyhydric alcohols, glycerol (example 6) or triethylene glycol (TEG, example 7) and lignosulfonate (condensed sulphite-alcohol stillage KSSB, example 8) leads to a significant increase in filtration rates. The addition of EGTK to the initial solution leads to a decrease in rheological parameters, however, the content of only ether in the solution does not provide a sufficiently low filtration value (Example 5). When both EHTK and BM are contained in the solution, both rheological and filtration indices are improved (Example 3).

Добавление в исходный раствор талового масла (пример 2) снижает показатель фильтрации, но не существенно. Сочетания талового масла и битумной мастики (пример 1) и талового масла и ЭГТК (пример 4) приводит к увеличению реологических показателей.Adding melt oil to the initial solution (Example 2) reduces the filtration rate, but not significantly. The combination of taly oil and bitumen mastic (example 1) and taly oil and EGTK (example 4) leads to an increase in rheological parameters.

В таблице 2 показано влияние различных солей на основные показатели бурового раствора. Минерализация воды солями ацетатом натрия и формиатом натрия обеспечивает снижение фильтрации раствора (таблица 2, примеры 5, 6), низкий уровень вязкостных показателей как до, так и после термостатирования раствора при 200°С (примеры 5, 6) и сохранение седиментационной устойчивости растворов, о чем свидетельствует показатель их фильтрации, не увеличивающийся после термостатирования.Table 2 shows the effect of various salts on the main parameters of the drilling fluid. Mineralization of water with salts of sodium acetate and sodium formate provides a decrease in the filtration of the solution (table 2, examples 5, 6), a low level of viscosity indicators both before and after thermostating of the solution at 200 ° C (examples 5, 6) and maintaining the sedimentation stability of solutions as evidenced by the rate of their filtration, not increasing after thermostating.

В таблице 3 приведены результаты по совместимости водорастворимых реагентов - нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами.Table 3 shows the results of the compatibility of water-soluble reagents - hydrogen sulfide neutralizers with saline solutions.

Добавленные в насыщенные растворы солей реагенты «ЖС-7», «Калан», «ПС-1» полностью растворяются и не приводят к пенообразованию (примеры 2-5, 10, 11, 14 и 15), в отличие от реагентов, вызывающих интенсивное пенообразование (примеры 1, 6-9, 12 и 13).The reagents "ZhS-7", "Kalan", "PS-1" added to saturated salt solutions completely dissolve and do not lead to foaming (examples 2-5, 10, 11, 14 and 15), in contrast to reagents that cause intense foaming (examples 1, 6-9, 12 and 13).

Перечисленные нейтрализаторы применяют для удаления сероводорода из воды.The listed neutralizers are used to remove hydrogen sulfide from water.

Химический вспомогательный продукт на основе аминов «Калан» изготавливают по ТУ 2458-001-50771613-99, зарегистрирован 11.01.2000, введен в действие 22.11.1999, Код ОКП 245854.The chemical auxiliary product based on Kalan amines is manufactured according to TU 2458-001-50771613-99, registered on January 11, 2000, and entered into force on November 22, 1999, OKP code 245854.

«ПС-1» представляет собой смесь гетероциклических карбонильных и азотсодержащих соединений с добавлением ПАВ."PS-1" is a mixture of heterocyclic carbonyl and nitrogen-containing compounds with the addition of surfactants.

Реагент «ЖС-7» представляет собой порошок, состоящий: 98% Fe₂O₃ и 1.5-2.0 FeCl₃.The reagent "ZhS-7" is a powder consisting of: 98% Fe ₂ O ₃ and 1.5-2.0 FeCl ₃ .

В таблице 4 приведены параметры заявляемого бурового раствора, утяжеленного негидрофобизированным утяжелителем до плотностей 1740 кг/м³ и 2200 кг/м³. Утяжеленный мелом раствор позволяет увеличить реологические показатели, не изменяя при этом фильтратоотдачи.Table 4 shows the parameters of the inventive drilling fluid, weighted non-hydrophobized weighting agent to a density of 1740 kg / m ³ and 2200 kg / m ³ . The solution weighted with chalk allows you to increase the rheological parameters, without changing the filtrate yield.

Приведенные в табл.1-4 данные позволяют установить оптимальную рецептуру бурового раствора для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях в присутствии сероводорода при повышенных температурах и обеспечить реологические и фильтрационные параметры на требуемом уровне.The data given in Tables 1-4 allow us to establish the optimal drilling fluid formulation for the construction of oil and gas wells in salt deposits in the presence of hydrogen sulfide at elevated temperatures and to provide rheological and filtration parameters at the required level.

Таблица 1Table 1 Показатели бурового раствора при добавлении различных компонентовMud performance when adding various components №No. Состав раствораSolution composition Показатели раствораSolution indicators Пластическая вязкость, мПа·сPlastic viscosity, MPa · s Динамическое напряжение сдвига, ПаDynamic shear stress, Pa Фильтрация, см³/30 минFiltration, cm ^3/30 min 1one 80% жидкий парафин + 8%ОБ + 4%вода + 4%БМ + 4%ТМ80% liquid paraffin + 8% OB + 4% water + 4% BM + 4% TM 1616 2,42,4 1,51,5 22 83,3% жидкий парафин + 8,3% ОБ + 4,2% вода + 4,2% ТМ83.3% liquid paraffin + 8.3% OB + 4.2% water + 4.2% TM 99 2,22.2 99 33 74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% БМ + 7,4% ЭГТК74.1% liquid paraffin + 7.4% OB + 3.7% water + 7.4% BM + 7.4% EHTC 99 33 1one 4four 74,1% жидкий парафин + 7,4% ОБ + 3,7% вода + 7,4% ТМ + 7,4% ЭГТК74.1% liquid paraffin + 7.4% OB + 3.7% water + 7.4% TM + 7.4% EHTC 1313 5,45,4 3,53,5 55 80% жидкий парафин + 8% ОБ + 4% вода + 8% ЭГТК80% liquid paraffin + 8% OB + 4% water + 8% EHTC 1616 66 55 66 86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% глицерин86.2% liquid paraffin + 8.6% OB + 4.3% water + 0.9% glycerin 18eighteen 4141 2222 77 86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% ТЭГ86.2% liquid paraffin + 8.6% OB + 4.3% water + 0.9% TEG 15fifteen 33,233,2 2424 88 86,2% жидкий парафин + 8,6% ОБ + 4,3% вода + 0,9% КССБ86.2% liquid paraffin + 8.6% OB + 4.3% water + 0.9% KSSB 1717 30,830.8 2323 Обозначения: ОБ - органобентонит; БМ - битумная мастика; ТМ - талловое масло; ЭГТК - эфир глицериновый талловой канифоли; ТЭГ - триэтиленгликоль; КССБ - конденсированная сульфитспиртовая барда.Designations: OB - organobentonite; BM - bitumen mastic; TM - tall oil; EGTK - glycerin tall oil rosin ester; TEG - triethylene glycol; KSSB - condensed sulphite-alcohol bard.

Таблица 3Table 3 Совместимость нейтрализаторов сероводорода с солевыми растворами.Compatibility of hydrogen sulfide neutralizers with saline solutions. № п/пNo. p / p Солевой раствор, мас.%Saline solution, wt.% Добавлен нейтрализатор (5 г/100 г р-ра)Added neutralizer (5 g / 100 g solution) ПримечаниеNote 1one CaCl₂ - насыщенныйCaCl ₂ - saturated КаланSea otter РеагируетReacts 22 KCl - насыщенныйKCl - saturated КаланSea otter Растворяется, не реагируетDissolves, does not react 33 NaCl - насыщенныйNaCl - saturated КаланSea otter Растворяется, не реагируетDissolves, does not react 4four HCOONa - насыщенныйHCOONa - saturated КаланSea otter Растворяется, не реагируетDissolves, does not react 55 CH₃COONa - насыщенныйCH ₃ COONa - saturated КаланSea otter Растворяется, не реагируетDissolves, does not react 66 NaCl - насыщенныйNaCl - saturated SAMPLE SV-120SAMPLE SV-120 Растворяется, пенитсяDissolves, foams 77 CaCl₂ - насыщенныйCaCl ₂ - saturated SAMPLE SV-120SAMPLE SV-120 Растворяется, пенитсяDissolves, foams 88 HCOONa - насыщенныйHCOONa - saturated SAMPLE SV-120SAMPLE SV-120 Растворяется, пенитсяDissolves, foams 99 CH₃COONa - насыщенныйCH ₃ COONa - saturated SAMPLE SV-120SAMPLE SV-120 Растворяется, пенитсяDissolves, foams 1010 CaCl₂ - насыщенныйCaCl ₂ - saturated ПС-1PS-1 Растворяется, не реагируетDissolves, does not react 11eleven NaCl - насыщенныйNaCl - saturated ПС-1PS-1 Растворяется, не реагируетDissolves, does not react 1212 CaCl₂ - насыщенныйCaCl ₂ - saturated ЛПЭ-11LPE-11 Растворяется, пенитсяDissolves, foams 1313 NaCl - насыщенныйNaCl - saturated ЛПЭ-11LPE-11 Растворяется, пенитсяDissolves, foams 14fourteen HCOONa - насыщенныйHCOONa - saturated ЖС-7ZhS-7 Растворяется, не реагируетDissolves, does not react 15fifteen CH₃COONa - насыщенныйCH ₃ COONa - saturated ЖС-7ZhS-7 Растворяется, не реагируетDissolves, does not react

Таблица 4Table 4 Показатели утяжеленного баритом заявляемого бурового раствораIndicators weighted by barite of the inventive drilling fluid ПоказателиIndicators Единица измеренияunit of measurement Пределы измеренияMeasurement limits при комнатной температуреat room temperature при 200°Сat 200 ° C Показатели неутяжеленного бурового раствора плотностью 900 кг/м³ Indicators of unweighted drilling fluid with a density of 900 kg / m ³ Пластическая вязкостьPlastic viscosity мПа·сMPa · s 10-2010-20 6-156-15 Динамическое напряжение сдвигаDynamic shear stress ПаPa 1-101-10 1-101-10 ФильтрацияFiltration см³/30 минcm ^3/30 min 0-10-1 1-1,51-1.5 Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 1740 кг/м³ The performance of barite-weighted drilling mud with a density of 1740 kg / m ³ Пластическая вязкостьPlastic viscosity мПа·сMPa · s 35-5035-50 20-4020-40 Динамическое напряжение сдвигаDynamic shear stress ПаPa 10-2010-20 10-2010-20 ФильтрацияFiltration см³/30 минcm ^3/30 min 0-10-1 1-21-2 Показатели утяжеленного баритом бурового раствора плотностью 2200 кг/м³ Indicators of barite-weighted drilling mud with a density of 2200 kg / m ³ Пластическая вязкостьPlastic viscosity мПа·сMPa · s 40-6040-60 20-5020-50 Динамическое напряжение сдвигаDynamic shear stress ПаPa 10-3010-30 10-3010-30 ФильтрацияFiltration см³/30 минcm ^3/30 min 0-10-1 1-21-2

Claims

1. Hydrocarbon-based drilling fluid, including liquid petroleum product, organophilic clay powder (OB), water mineralized with electrolyte salts, characterized in that it additionally contains a non-hydrophobized weighting agent, a hydrogen sulfide neutralizer, bitumen mastic (BM) together with tall oil rosin glycerin ether ( EGTK), sodium formate or sodium acetate is used as the electrolyte salt, liquid paraffin of the C ₇ -C ₂₂ fraction is used as a liquid oil product in the following ratio of ingredients, wt.%:
Liquid paraffin fraction C ₇ -C ₂₂ 52.7-56 Organophilic Clay Powder 2.5-4.7 Water 1,5-9,5 Sodium formate or sodium acetate 1,5-4,7 BM 5.6-7.9 EGTK 1,5-7,1 Hydrogen sulfide neutralizer 0.1-0.3 Weighting compound in an amount providing a given solution density

2. The solution according to claim 1, characterized in that non-hydrophobized dispersed chalk or barite is used as a weighting agent.