RU2458959C1 - Clayless drilling mud - Google Patents
Clayless drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2458959C1 RU2458959C1 RU2011114532/03A RU2011114532A RU2458959C1 RU 2458959 C1 RU2458959 C1 RU 2458959C1 RU 2011114532/03 A RU2011114532/03 A RU 2011114532/03A RU 2011114532 A RU2011114532 A RU 2011114532A RU 2458959 C1 RU2458959 C1 RU 2458959C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- copolymer
- drilling fluid
- water
- clay
- fluorine
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым буровым растворам, используемым при бурении, преимущественно при вскрытии бурением продуктивных пластов в зимнее время при температуре до минус 22°С.The invention relates to the field of drilling oil and gas wells, namely, non-clay drilling fluids used in drilling, mainly when drilling drilling productive formations in winter at temperatures up to minus 22 ° C.
Известен безглинистый буровой раствор (Патент РФ №1556099, С09K 7/02, опубл. 1995), включающий акриловый полимер, соль трехвалентного металла и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения способности восстанавливать технологические свойства после удаления выбуренной породы при одновременном повышении скорости флокуляции, он дополнительно содержит эфир целлюлозы при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:Known clay-free drilling fluid (RF Patent No. 1556099, C09K 7/02, publ. 1995), comprising an acrylic polymer, a salt of a trivalent metal and water, characterized in that, in order to increase the ability to restore technological properties after removal of cuttings while increasing speed flocculation, it additionally contains cellulose ether in the following ratio of ingredients, wt.%:
К недостаткам известного безглинистого бурового раствора можно отнести его повышенное гидродинамическое давления при циркуляции, что снижает КПД процесса промывки скважины и отрицательно сказывается на сохранении проницаемости призабойной зоны пласта.The disadvantages of the known clay-free drilling fluid include its increased hydrodynamic pressure during circulation, which reduces the efficiency of the flushing process and adversely affects the permeability of the bottom-hole formation zone.
Известен буровой раствор (Патент РФ №2243984, С09K 7/02, опубл. БИ №1, 2005 г.), содержащий оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) или карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), нефтепродукт - в качестве структурообразователя, порошкообразный высокодисперсный наполнитель с ассоциированным газом (воздух, азот) при следующем соотношении ингредиентов:A well-known drilling fluid (RF Patent No. 2243984, C09K 7/02, publ. BI No. 1, 2005) containing hydroxyethyl cellulose (OEC) or carboxylmethyl cellulose (CMC), oil product as a builder, a powdery finely divided filler with associated gas (air , nitrogen) in the following ratio of ingredients:
К недостаткам известного бурового раствора можно отнести его высокую стоимость, токсичность, пожароопасность, возможность загрязнения окружающей среды отходами бурения, проблемы безопасной их утилизации.The disadvantages of the known drilling fluid include its high cost, toxicity, fire hazard, the possibility of environmental pollution by drilling waste, the problems of their safe disposal.
Известен буровой раствор (Патент РФ №2362793, С09K 8/08, опубл. БИ №21, 2009), содержащий полиакриламид, кальцинированную соду и воду, при этом он дополнительно содержит карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ) и биополимер «Сараксан» или «Сараксан-Т» при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:Known drilling fluid (RF Patent No. 2362793, C09K 8/08, publ. BI No. 21, 2009) containing polyacrylamide, soda ash and water, while it additionally contains carboxylmethyl cellulose (CMC) and the biopolymer "Saraksan" or "Saraksan-T "In the following ratio of ingredients, wt.%:
Недостатками данного безглинистого бурового раствора являются повышенное содержание ПАА, включение в рецептуру дорогостоящих химреагентов и невозможность его использования при пониженных температурах окружающей среды (минус 22°С).The disadvantages of this non-clay drilling mud are the high content of PAA, the inclusion of expensive chemicals in the formulation and the inability to use it at low ambient temperatures (minus 22 ° C).
Известен безглинистый буровой раствор (Патент US №4780517, C08F 20/58, опубл. 1988), содержащий примерно от 50 до 98 мол.% акриламида, примерно от 1,9 до 49,9 мол.% соли щелочного металла или аммония, соли акриловой кислоты и примерно от 0,1 до 5 мол.% сополимеризуемых ионных поверхностно-активных веществ.Known clay-free drilling fluid (US Patent No. 4780517, C08F 20/58, publ. 1988) containing from about 50 to 98 mol.% Acrylamide, from about 1.9 to 49.9 mol.% Alkali metal salt or ammonium salt acrylic acid and from about 0.1 to 5 mol.% copolymerizable ionic surfactants.
К недостаткам данного безглинистого бурового раствора можно отнести повышенное содержание полимера, необходимость введения ионных поверхностно-активных веществ.The disadvantages of this clayless mud include the increased polymer content, the need for the introduction of ionic surfactants.
Известен буровой раствор (Патент РФ №2301244, С09K 8/12, опубл. БИ №17, 2007), который получают путем смешивания пресной воды, солевого раствора или морской воды и примерно от 0,3 фунта примерно до 2,5 фунтов на активные соединения полимера одного или нескольких анионных диспергированных полимеров. Анионные диспергированные полимеры состоят из от примерно 2 до примерно 98 мол.% одного или нескольких анионных мономеров и от примерно 98 до примерно 2 мольных процентов одного или нескольких неионных мономеров.A well-known drilling fluid (RF Patent No. 2301244, C09K 8/12, publ. BI No. 17, 2007), which is obtained by mixing fresh water, saline or sea water and from about 0.3 pounds to about 2.5 pounds per active polymer compounds of one or more anionic dispersed polymers. Anionic dispersed polymers consist of from about 2 to about 98 mol% of one or more anionic monomers and from about 98 to about 2 mol% of one or more nonionic monomers.
К недостаткам данного безглинистого бурового раствора можно отнести повышенное содержание полимера, а также необходимость введения солевого раствора или морской воды.The disadvantages of this clay-free drilling fluid include the increased polymer content, as well as the need for the introduction of saline or sea water.
Известен буровой раствор (Патент CN №1528797, C08F 220/56, опубл. 2004), который обладает высокой эффективностью к гидрофобной ассоциации, где средняя молекулярная масса 15000,000-25000,000, обладает низкой температурой замерзания и сопротивлением к солевым отложениям, способный применяться в таких областях, как третичная добычи нефти.A well-known drilling fluid (Patent CN No. 1528797, C08F 220/56, publ. 2004), which is highly effective for hydrophobic association, where the average molecular weight of 15,000,000-25,000,000, has a low freezing point and resistance to salt deposits, is capable of apply in areas such as tertiary oil production.
К недостаткам данного бурового раствора можно отнести повышенное содержание полимера от 15 до 35%, а также необеспечение длительного времени работы при пониженных температурах до минус 22°С.The disadvantages of this drilling fluid include an increased polymer content of 15 to 35%, as well as the failure to provide a long operating time at low temperatures to minus 22 ° C.
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является разработка состава безглинистого бурового раствора, который характеризуется пониженным расходом полимера, сниженной стоимостью бурового раствора, обеспечивает длительное время стабильность рабочих параметров в обычных и сложных условиях бурения при воздействии пониженных температур (температура до минус 22°С).The problem to which the invention is directed, is to develop a composition of clay-free drilling fluid, which is characterized by a reduced polymer consumption, a reduced cost of drilling fluid, provides long-term stability of the operating parameters under normal and difficult drilling conditions when exposed to low temperatures (temperature to minus 22 ° C) .
Техническим результатом является получение безглинистого бурового раствора, обладающего стабильностью рабочих параметров до 120 суток при воздействии пониженных температур до минус 22°С.The technical result is to obtain a clay-free drilling fluid with stable operating parameters up to 120 days when exposed to low temperatures of minus 22 ° C.
Технический результат достигается безглинистым буровом раствором, содержащим фторсодержащий сополимер акриламида и акриловой кислоты и воду, отличающимся тем, что используют сополимер общей формулыThe technical result is achieved by a clay-free drilling fluid containing a fluorine-containing copolymer of acrylamide and acrylic acid and water, characterized in that a copolymer of the general formula is used
молекулярной массы 1,2·106 с содержанием фтора до 2%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:a molecular weight of 1.2 · 10 6 with a fluorine content of up to 2%, in the following ratio of ingredients, wt.%:
Данные, приведенные в таблице, показывают, что большее содержание ингредиентов экономически нецелесообразно, так как при увеличении содержание сополимера возрастает вязкость раствора, а температура замерзания не изменяется.The data given in the table show that a higher content of ingredients is not economically feasible, since with an increase in the content of the copolymer the viscosity of the solution increases, and the freezing temperature does not change.
Пример. Для получения фторсодержащего сополимера используется сополимер акриламида и акриловой кислоты и октофторпентанхлорсульфит, соотношение реагентов 1:5. В реактор с мешалкой вводят 1 г сополимера и добавляют 20 мл бензола, далее добавляют 5 г октофторпентанола. Температуру поднимают до 120°С и проводят реакцию около 120 минут. По окончании реакции от продукта отгоняют бензол, отфильтровывают и сушат остаток.Example. To obtain a fluorine-containing copolymer, a copolymer of acrylamide and acrylic acid and octofluoropentane chlorosulfite are used, the reagent ratio is 1: 5. 1 g of copolymer is introduced into the stirred reactor and 20 ml of benzene are added, then 5 g of octofluoropentanol is added. The temperature was raised to 120 ° C and the reaction was carried out for about 120 minutes. At the end of the reaction, benzene is distilled off from the product, the residue is filtered off and the residue is dried.
Структурная формула полученного сополимераThe structural formula of the obtained copolymer
Молекулярная масса 1,2·106, х=60%, у=40%. Содержание фтора 2%, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:The molecular weight of 1.2 · 10 6 , x = 60%, y = 40%. The fluorine content of 2%, in the following ratio of ingredients, wt.%:
Температура плавления 160°С. Данные ИК-спектра: 2916 см-1, 2368 см-1, 1660 см-1, 1417 см-1, 1250 см-1, 1094 см-1.Melting point 160 ° C. IR data: 2916 cm -1 , 2368 cm -1 , 1660 cm -1 , 1417 cm -1 , 1250 cm -1 , 1094 cm -1 .
Для приготовления бурового раствора используется вода и фторсодержащий сополимер. С целью получения однородной гелеобразной массы время приготовления раствора составляет 24 часа при постоянном перемешивании.To prepare the drilling fluid, water and a fluorine-containing copolymer are used. In order to obtain a uniform gel-like mass, the preparation time of the solution is 24 hours with constant stirring.
Готовый для использования при бурении скважины буровой раствор имеет такие реологические характеристики:Ready for use when drilling a well, the drilling fluid has the following rheological characteristics:
Испытания заявляемого бурового раствора показывают, что он является универсальным и не содержит дорогостоящих реагентов, таких как КМЦ. Раствор сохраняет свою стабильность до 120 суток, условная вязкость при этом не изменяется и составляет 8 сек при нормальных и при пониженных температурах (минус 22°С).Tests of the inventive drilling fluid show that it is universal and does not contain expensive reagents, such as CMC. The solution retains its stability up to 120 days, the conditional viscosity does not change at the same time and is 8 seconds at normal and at low temperatures (minus 22 ° C).
Заявляемый буровой раствор обладает комплексом полезных качеств:The inventive drilling fluid has a set of useful qualities:
- имеет высокую выносящую способность;- has a high endurance;
- сохраняет продолжительное время свою стабильность, до 120 суток;- maintains its stability for a long time, up to 120 days;
- повышает качество крепления скважин за счет исключения образования глинистой корки на стенках скважины;- improves the quality of fastening wells by eliminating the formation of clay crust on the walls of the well;
- предотвращает загрязнение продуктивного пласта;- prevents pollution of the reservoir;
- может эксплуатироваться при пониженных температурах.- can be operated at low temperatures.
Предлагаемый буровой раствор соответствует всем требованиям к безглинистым буровым растворам, следовательно, позволяет полностью исключить расход глинопорошка.The proposed drilling fluid meets all the requirements for clay-free drilling fluids, therefore, completely eliminates the consumption of clay powder.
Широкое применение бурового раствора позволит получить ощутимые экономические выгоды.The widespread use of drilling fluid will provide tangible economic benefits.
Claims (1)
молекулярной массы 1,2·106 с содержанием фтора до 2% при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
a molecular weight of 1.2 · 10 6 with a fluorine content of up to 2% in the following ratio of ingredients, wt.%:
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011114532/03A RU2458959C1 (en) | 2011-04-13 | 2011-04-13 | Clayless drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011114532/03A RU2458959C1 (en) | 2011-04-13 | 2011-04-13 | Clayless drilling mud |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2458959C1 true RU2458959C1 (en) | 2012-08-20 |
Family
ID=46936659
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011114532/03A RU2458959C1 (en) | 2011-04-13 | 2011-04-13 | Clayless drilling mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2458959C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4780517A (en) * | 1985-08-15 | 1988-10-25 | Chevron Research Company | Surfactant-containing water thickening polymer |
US4921902A (en) * | 1984-02-02 | 1990-05-01 | The Dow Chemical Company | Hydrophobie associative composition containing a polymer of a water-soluble monomer and an amphiphilic monomer |
RU2105014C1 (en) * | 1995-01-13 | 1998-02-20 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственное предприятие "Хемекс Дор" | Methacrylic acid-(meth)acrylamide-berylic acid nitrile copolymer |
RU2243984C1 (en) * | 2003-11-17 | 2005-01-10 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Drilling mud |
RU2301244C2 (en) * | 2002-06-17 | 2007-06-20 | Налко Компани | Utilization of anionic dispersed polymers as viscosity modifiers for water-based drilling fluids |
RU2362793C2 (en) * | 2007-10-04 | 2009-07-27 | Ринат Раисович Хузин | Drilling agent |
-
2011
- 2011-04-13 RU RU2011114532/03A patent/RU2458959C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4921902A (en) * | 1984-02-02 | 1990-05-01 | The Dow Chemical Company | Hydrophobie associative composition containing a polymer of a water-soluble monomer and an amphiphilic monomer |
US4780517A (en) * | 1985-08-15 | 1988-10-25 | Chevron Research Company | Surfactant-containing water thickening polymer |
RU2105014C1 (en) * | 1995-01-13 | 1998-02-20 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственное предприятие "Хемекс Дор" | Methacrylic acid-(meth)acrylamide-berylic acid nitrile copolymer |
RU2301244C2 (en) * | 2002-06-17 | 2007-06-20 | Налко Компани | Utilization of anionic dispersed polymers as viscosity modifiers for water-based drilling fluids |
RU2243984C1 (en) * | 2003-11-17 | 2005-01-10 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Drilling mud |
RU2362793C2 (en) * | 2007-10-04 | 2009-07-27 | Ринат Раисович Хузин | Drilling agent |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8603951B2 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar | |
US20080214413A1 (en) | Water-Based Polymer Drilling Fluid and Method of Use | |
RU2289603C1 (en) | Biopolymer drilling fluid | |
MXPA01011906A (en) | Polymer compositions. | |
RU2602262C1 (en) | Heat-resistant cationic drilling mud | |
RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
RU2362793C2 (en) | Drilling agent | |
RU2445336C1 (en) | Drilling fluid on synthetic basis | |
CN104357030A (en) | Branched polymer treatment agent for drilling liquid and preparation method of branched polymer treatment agent | |
JPS5923748B2 (en) | water-based drilling fluid | |
RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
RU2561630C2 (en) | Biopolymer drilling mud sbk-uni-drill-pro (hard) | |
RU2458959C1 (en) | Clayless drilling mud | |
RU2459851C1 (en) | Clayless drilling mud | |
CA1317452C (en) | Fluid loss additives for well cementing compositions | |
RU2386665C1 (en) | Heat-resistant viscoelastic composition for finishing and repairing wells | |
RU2502774C1 (en) | Drilling mud on hydrocarbon basis | |
RU2630007C2 (en) | Liquid for oil and gas wells control and cleanout | |
CN106281262A (en) | Drilling fluid superhigh temperature anti-salt fluid loss agents and preparation method thereof | |
RU2102429C1 (en) | Clayless drilling fluid | |
RU2804720C1 (en) | Biopolymer drilling fluid | |
CN103897084B (en) | A kind of Complex polymer and preparation method thereof and application | |
US20110224108A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
RU2811833C1 (en) | Method for producing complex stabilizer chemical for low-clay drilling fluids | |
RU2237077C1 (en) | Drilling mud-stabilizing reagent and drilling mud concentrate |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130414 |