RU2541666C1 - Mud fluid for stabilisation of mud shale - Google Patents
Mud fluid for stabilisation of mud shale Download PDFInfo
- Publication number
- RU2541666C1 RU2541666C1 RU2013146565/03A RU2013146565A RU2541666C1 RU 2541666 C1 RU2541666 C1 RU 2541666C1 RU 2013146565/03 A RU2013146565/03 A RU 2013146565/03A RU 2013146565 A RU2013146565 A RU 2013146565A RU 2541666 C1 RU2541666 C1 RU 2541666C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- clay
- water
- mud
- shale
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород.The invention relates to water-based drilling fluids and may find application in drilling oil and gas wells in unstable deposits, especially when drilling intervals of unstable clay rocks.
Известен буровой раствор на водной основе (см. патент РФ №2492207 C1, C09K 8/18, 10.09.2013), который может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C. Известный буровой раствор обладает повышенной ингибирующей способностью к глинам, сниженным показателем фильтрации, повышенными соле- и термоустойчивостью. Буровой раствор содержит, масс.%: глинопорошок 3,3-5,3; понизитель фильтрации ВПК-402 1,4-2,4; жидкий парафин C10-C16 5,3-8,8; пеногаситель МАС-200 - 0,06-0,2; воду - остальное. Несмотря на повышенную ингибирующую способность раствора к глинам, данный раствор обладает низкой стабилизирующей способностью к неустойчивым трещиноватым сланцам, аргиллитам и алевролитам.A well-known water-based drilling fluid (see RF patent No. 2492207 C1, C09K 8/18, 09/10/2013), which can be used in the construction of oil and gas wells, mainly when drilling unstable clay rocks and salt deposits under high bottomhole conditions temperatures up to 220 ° C. Known drilling fluid has an increased clay inhibitory ability, a reduced filtration rate, and increased salt and thermal stability. The drilling fluid contains, wt.%: Clay powder 3.3-5.3; filtering agent VPK-402 1.4-2.4; liquid paraffin C 10 -C 16 5.3-8.8; antifoam MAS-200 - 0.06-0.2; water - the rest. Despite the increased inhibitory ability of the solution to clays, this solution has a low stabilizing ability to unstable fractured shales, mudstones and siltstones.
Наиболее близким по составу техническим решением к предлагаемому раствору является аэрированный глинистый раствор (см. патент РФ №2172760 C1, C09K 7/02, 27.08.2001), предназначенный для разбуривания "истощенных" пластов с аномально низким пластовым давлением. Аэрированный глинистый раствор содержит воду, бентонитовый глинопорошок, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ и пенообразователь, в качестве пенообразователя содержит омыленный талловый пек - ОТП или эмультал при следующем соотношении компонентов, масс.%: глинопорошок 5-6, КМЦ 0,2-0,4, ОТП или эмультал 0,4-0,6, вода остальное. Известный буровой раствор имеет низкую стабилизирующую способность к сланцам, что не позволяет обеспечить устойчивость стенок скважин.The closest in composition to the technical solution of the proposed solution is aerated clay solution (see RF patent No. 2172760 C1, C09K 7/02, 08/27/2001), designed to drill "depleted" formations with abnormally low reservoir pressure. Aerated clay solution contains water, bentonite clay powder, stabilizer - carboxymethyl cellulose - CMC and a foaming agent, as a foaming agent it contains saponified tall pitch - OTP or emulsion in the following ratio of components, wt.%: Clay powder 5-6, CMC 0.2-0.4 , OTP or emultal 0.4-0.6, the rest is water. Known drilling fluid has a low stabilizing ability to shale, which does not allow for the stability of the walls of the wells.
Задача, решаемая предлагаемым составом бурового раствора, заключается в создании раствора, обладающего высокой стабилизирующей способностью в сланцах и сохраняющего устойчивость ствола скважины, при этом состав должен отвечать требованиям безопасности и не должен включать токсичные компоненты.The problem solved by the proposed composition of the drilling fluid is to create a solution with a high stabilizing ability in the shales and preserving the stability of the wellbore, while the composition must meet safety requirements and should not include toxic components.
Технический результат предлагаемого состава состоит в повышении стабилизирующих свойств раствора.The technical result of the proposed composition is to increase the stabilizing properties of the solution.
Технический результат изобретения достигается приданием раствору кольматирующих свойств гидрофобными материалами, что позволяет обеспечить устойчивость сланцев.The technical result of the invention is achieved by imparting colmatating properties to the solution with hydrophobic materials, which ensures shale stability.
Сущность изобретения заключается в том, что буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, понизитель фильтрации и стабилизатор, в качестве стабилизатора сланцев, обеспечивающего устойчивость стенок скважин, раствор содержит талловое масло, при следующем соотношении компонентов, масс.%:The essence of the invention lies in the fact that the drilling fluid, including water, clay powder, a decrease in filtration and a stabilizer, as a stabilizer for shale, ensuring the stability of the walls of the wells, the solution contains tall oil, in the following ratio, wt.%:
В предлагаемом буровом растворе в качестве понизителя фильтрации используют или полианионную целлюлозу - ПАЦ, или крахмал, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полидадмах, или гипан.In the proposed drilling fluid, either polyanionic cellulose - PAC, or starch, or carboxymethyl cellulose - CMC, or Polydadmach, or hypane are used as a filtration reducing agent.
Талловое масло представляет собой смесь органических соединений, преимущественно жирных (C8-C24) и смоляных кислот. Оно является продуктом обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом. Талловое масло выпускается в сыром и очищенном виде под марками СТМ, ХТМ, ЛТМ. ТУ 13-0281078-119-18.Tall oil is a mixture of organic compounds, primarily fatty (C 8 -C 24 ) and resin acids. It is a product of the treatment of sulfuric acid with sulfate soap, obtained as a by-product in the pulping of the sulfate method. Tall oil is produced in raw and refined form under the brands of CTM, HTM, LTM. TU 13-0281078-119-18.
Полианионная целлюлоза ПАЦ-H, ПАЦ-B используется для регулирования вязкости и фильтрации буровых растворов. Эффективны как стабилизирующие реагенты (защитные коллоиды) в любых типах буровых растворах на водной основе.PAC-H, PAC-B polyanionic cellulose is used to control viscosity and filter drilling fluids. Effective as stabilizing agents (protective colloids) in all types of water-based drilling fluids.
Благодаря инкапсулирующим свойствам использование в составе предлагаемого раствора ПАЦ обеспечивает стабилизацию стенок скважины при бурении в глинистых сланцах и способствует снижению твердой фазы в буровом растворе. ПАЦ выпускается по ТУ 2231-015-32957739-00.Due to the encapsulating properties, the use of PAC in the composition of the proposed solution ensures stabilization of the borehole walls during drilling in shales and helps to reduce the solid phase in the drilling fluid. PAC is produced according to TU 2231-015-32957739-00.
Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил получают в процессе гидролиза полиакрилонитрита каустической содой. Гипан представляет собой вязкую темно-желтоватую жидкость 8-10%-ной концентрации с плотностью 1,05-1,07 г/см3, pH=12 и более или порошок желтоватого, кремового или розового цвета влажностью 10%, который можно применять в товарном виде или в виде раствора 10%-ной концентрации с ρ=1,05 г/см3. Гипан, как и другие акриловые полимеры, образует с глинистыми частицами прочные полимерглинистые структуры за счет хелатных связей.Hypan - hydrolyzed polyacrylonitrile is obtained in the process of hydrolysis of polyacrylonitrite with caustic soda. Gipan is a viscous dark yellowish liquid of 8-10% concentration with a density of 1.05-1.07 g / cm 3 , pH = 12 or more, or a powder of yellowish, cream or pink color with a moisture content of 10%, which can be used in marketable or in the form of a solution of 10% concentration with ρ = 1.05 g / cm 3 . Hypane, like other acrylic polymers, forms strong polymer clay structures with clay particles due to chelate bonds.
Предлагаемый состав раствора обладает более высокими стабилизирующими свойствами к неустойчивым глинистым породам, а использование таллового масла соответствует экологическим нормам.The proposed composition of the solution has higher stabilizing properties to unstable clay rocks, and the use of tall oil meets environmental standards.
Концентрация таллового масла для обеспечения стабилизации сланцев определяется экспериментальным путем, во время бурения, в зависимости от геолого-технических условий и составляет от 5 до 15%.The concentration of tall oil to ensure the stabilization of shale is determined experimentally, during drilling, depending on the geological and technical conditions and ranges from 5 to 15%.
Например, на скважине №2062 Астраханского ГКМ на интервале 1557-1565 м процентное содержание ТМ перед вскрытием данного интервала составляло 5,5%. В трещиноватых глинисто-аргиллитовых породах этого содержания для гидрофобной кольматации оказалось недостаточно. Увеличением содержания ТМ до 10-11% в течение 2-3 циклов промывки удалось полностью остановить осыпание глинисто-аргиллитовых пород. В целом результат применения бурового раствора на данной скважине показал, что при соблюдении компонентного состава раствора он имеет достаточно хорошие кольматирующие свойства и способен стабилизировать ствол скважины с залеганием трещиноватых глинисто-аргиллитовых пород в интервале бурения 1557-3600 м в мульдовой зоне.For example, in well No. 2062 of the Astrakhan gas condensate field in the interval 1557-1565 m, the percentage of HM before opening this interval was 5.5%. In fissured clayey-argillite rocks, this content for hydrophobic mudding was not enough. By increasing the TM content to 10–11% during 2–3 washing cycles, the shedding of clay – mudstone rocks was completely stopped. In general, the result of the use of drilling fluid in this well showed that, while observing the component composition of the fluid, it has fairly good collimating properties and is able to stabilize the wellbore with occurrence of fractured clay-argillite rocks in the drilling interval 1557-3600 m in the trough zone.
Результаты проведенных экспериментов подтверждаются фотоснимками, поясняющими влияние различных составов буровых растворов на устойчивость сланцев (см. фиг. а-е), и сведениями, приведенными в Таблице, где показаны зависимости изменений технологических показателей бурового раствора от концентрации таллового масла при использовании различных понизителей фильтрации.The results of the experiments are confirmed by photographs explaining the effect of different compositions of drilling fluids on the stability of shales (see Fig. A-e), and the information given in the Table, which shows the dependence of changes in the technological parameters of the drilling fluid on the concentration of tall oil when using various filtration reducers.
При проверке влияния различных составов буровых растворов на устойчивость сланцев образцы выдерживали в течение 10 суток. Было замечено, что в воде аргиллит - осадочная горная порода, образовавшаяся в результате уплотнения, обезвоживания и цементации глин, быстро теряет устойчивость без набухания (см. фото а) растрескиваясь на мелкие пластинки различной геометрической формы. При добавлении 0,5% ПАЦ (фото б) увеличивается вязкость воды, что приводит к замедлению разрушения образца. Гидрофобный кольматант (фото в) оказался менее эффективен в малоглинистом растворе (3%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% ТМ), чем при его вводе в зашламленный вязкий раствор (10%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% шлама, фото г). Устойчивость образцов аргиллитов значительно возрастает в вязком растворе с достаточным количеством кольматантов (10%-ный глинистый раствор + 0,5% ПАЦ + 10% шлама + 10 ТМ) (фото д) и в безводном углеводородном растворе (фото е).When checking the effect of various compositions of drilling fluids on the stability of shales, the samples were kept for 10 days. It has been noted that mudstone, a sedimentary rock formed in the water as a result of compaction, dehydration and cementation of clays, quickly loses stability without swelling (see photo a) cracking into small plates of various geometric shapes. Adding 0.5% PAC (photo b) increases the viscosity of water, which leads to a slowdown in the destruction of the sample. The hydrophobic colmatant (photo c) turned out to be less effective in a clayey solution (3% clay solution + 0.5% PAC + 10% TM) than when it was introduced into a sludge viscous solution (10% clay solution + 0.5 % PAC + 10% sludge, photo g). The stability of mudstone samples increases significantly in a viscous solution with a sufficient amount of colmatants (10% clay solution + 0.5% PAC + 10% sludge + 10 TM) (photo e) and in an anhydrous hydrocarbon solution (photo e).
В предлагаемом буровом растворе может быть использован бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и ПКГН, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок».In the proposed drilling fluid can be used bentonite clay powder of any of the grades PBMA, PBMB, PBMV, PBMG and PKGN, which is produced in accordance with TU 2164-004-0013836-2006 "Clay powder".
В качестве понизителя фильтрации вместо ПАЦ возможно использование КМЦ (строка 5), крахмала (строка 4), акрилата (гипана, строка 7), катионных реагентов серии Полидадмах (ВПК-402, строка 6) (см. Таблицу).Instead of PAC, it is possible to use CMC (line 5), starch (line 4), acrylate (hypane, line 7), cationic reagents of the Polydadmach series (VPK-402, line 6) (see Table).
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013146565/03A RU2541666C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Mud fluid for stabilisation of mud shale |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013146565/03A RU2541666C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Mud fluid for stabilisation of mud shale |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2541666C1 true RU2541666C1 (en) | 2015-02-20 |
Family
ID=53288737
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013146565/03A RU2541666C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Mud fluid for stabilisation of mud shale |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2541666C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2630460C2 (en) * | 2015-12-08 | 2017-09-08 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук | Combined stabiliser based on tall oil pitch for treatment of drill fluids and method of its production |
RU2633468C1 (en) * | 2016-06-14 | 2017-10-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Inhibiting drilling mud (versions) |
RU2702784C1 (en) * | 2018-10-10 | 2019-10-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр" | Composition for inhibiting salt deposition |
RU2787698C1 (en) * | 2022-05-16 | 2023-01-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь") | Technological liquid for fixing unstable clay-argillite deposits in oil and gas wells |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1131894A1 (en) * | 1983-07-21 | 1984-12-30 | Тюменский государственный научно-исследовательский и проектный институт природных газов | Drilling mud |
RU2123023C1 (en) * | 1996-03-06 | 1998-12-10 | Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти - филиал Акционерной нефтяной компании "Башнефть" | Aqueous base mud |
RU2172760C1 (en) * | 2000-03-21 | 2001-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Aerated clay solution |
RU2242492C2 (en) * | 2003-01-29 | 2004-12-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Drilling fluid for drilling in collapsing rocks and exposing productive formations |
US7795184B2 (en) * | 2005-07-15 | 2010-09-14 | Engineered Drilling Solutions, Inc. | Compositions and methods for preparing downhole drilling fluids |
RU2461601C1 (en) * | 2011-01-17 | 2012-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud for productive formation entering |
US8424619B2 (en) * | 2007-04-03 | 2013-04-23 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
-
2013
- 2013-10-18 RU RU2013146565/03A patent/RU2541666C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1131894A1 (en) * | 1983-07-21 | 1984-12-30 | Тюменский государственный научно-исследовательский и проектный институт природных газов | Drilling mud |
RU2123023C1 (en) * | 1996-03-06 | 1998-12-10 | Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти - филиал Акционерной нефтяной компании "Башнефть" | Aqueous base mud |
RU2172760C1 (en) * | 2000-03-21 | 2001-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Aerated clay solution |
RU2242492C2 (en) * | 2003-01-29 | 2004-12-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Drilling fluid for drilling in collapsing rocks and exposing productive formations |
US7795184B2 (en) * | 2005-07-15 | 2010-09-14 | Engineered Drilling Solutions, Inc. | Compositions and methods for preparing downhole drilling fluids |
US8424619B2 (en) * | 2007-04-03 | 2013-04-23 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
RU2461601C1 (en) * | 2011-01-17 | 2012-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud for productive formation entering |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2630460C2 (en) * | 2015-12-08 | 2017-09-08 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук | Combined stabiliser based on tall oil pitch for treatment of drill fluids and method of its production |
RU2633468C1 (en) * | 2016-06-14 | 2017-10-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Inhibiting drilling mud (versions) |
RU2702784C1 (en) * | 2018-10-10 | 2019-10-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр" | Composition for inhibiting salt deposition |
RU2787698C1 (en) * | 2022-05-16 | 2023-01-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь") | Technological liquid for fixing unstable clay-argillite deposits in oil and gas wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2166074C2 (en) | Method of gas flow stabilization in water-bearing deposits of natural gas and underground gas storage | |
US2890169A (en) | Drilling fluid for wells | |
RU2492208C2 (en) | Cation-inhibiting drilling mud | |
US20180355238A1 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
RU2468057C2 (en) | Inhibiting drill fluid | |
EA022202B1 (en) | Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss | |
RU2602262C1 (en) | Heat-resistant cationic drilling mud | |
RU2541666C1 (en) | Mud fluid for stabilisation of mud shale | |
JP2020532627A (en) | Enhanced high temperature crosslinked crushing fluid | |
US20190218448A1 (en) | Methods and materials for treating subterranean formations using a three-phase emulsion based fracturing fluid | |
RU2582197C1 (en) | Drilling mud | |
CN106854259A (en) | A kind of water-base drilling fluid fluid loss additive and preparation method thereof | |
RU2561630C2 (en) | Biopolymer drilling mud sbk-uni-drill-pro (hard) | |
RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
US20150275067A1 (en) | Carbon particles and their use in the chemical treatment of reservoirs | |
RU2614839C1 (en) | Cationic drilling fluid with enhanced both inhibits and studs properties | |
RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
RU2535723C1 (en) | Invert emulsion solution based on mineral oil for exposure of productive beds | |
EP2668245A1 (en) | Method for reducing the permeability of a subterranean reservoir | |
RU2492207C1 (en) | Drilling mud | |
RU2710654C1 (en) | Highly inhibited invert drilling agent | |
CN106366244A (en) | High-temperature-resistant and salt-resistant filtrate loss reducer for drilling fluid and preparation method and application of filtrate loss reducer | |
RU2768340C1 (en) | High-cation-inhibited drilling mud | |
RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
CN109666465B (en) | Preparation method of latex plugging agent for drilling fluid and drilling fluid |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20191024 |