RU2655035C1 - Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор - Google Patents
Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655035C1 RU2655035C1 RU2017125016A RU2017125016A RU2655035C1 RU 2655035 C1 RU2655035 C1 RU 2655035C1 RU 2017125016 A RU2017125016 A RU 2017125016A RU 2017125016 A RU2017125016 A RU 2017125016A RU 2655035 C1 RU2655035 C1 RU 2655035C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- oil
- emulsifier
- drilling mud
- drilling fluid
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title description 16
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 10
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims abstract description 10
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims abstract description 7
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 16
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 claims description 10
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 31
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 8
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 3
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - оптимизация структурно-реологических свойств бурового раствора, обеспечение безаварийного бурения глубоких скважин в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Буровой раствор для вскрытия пластов с аномально высокими забойными температурами и пластовыми давлениями содержит, мас.%: минеральное масло ВМГЗ 56,13-59,50; альфа-олефины фракции С12-С14 18,71-21,60; органобентонит BENTOLUX ОВМ 1,82-2,18; синтетический полимерный латекс 2,58-3,02; эмульгатор MP-150 2,61-3,09; оксид кальция СаО 0,39-2,38; 30%-ный водный раствор хлорида кальция CaCl2 7,44-15,32; гидрофобизатор АБР-40 1,86-2,14 и галенитовый утяжелитель - до необходимой плотности сверх 100 мас.%. 2 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, применяемым при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.
Для вскрытия пластов с АВПД необходимо использование утяжеленных буровых растворов, сохраняющих оптимальные структурно-реологические свойства при высоких забойных температурах.
Известен инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов, содержащий, мас.%: масло гидравлическое минеральное ВМГЗ - 32,0-63,0; органофильный бентонит - 0,8-3,2; микрокальцит - 3,9-8,0; ксантановая смола - 0,2-0,8; эмульгатор ЭКС-ЭМ - 2,3; водный раствор хлорида кальция 10%-ный - 15,3-16,0; негашеная известь - 1,7, пеногаситель МАСС-200 - 0,5-0,8, барит - 7,5-40,0 [RU 2535723 С1, МПК С09К 8/36 (2006.01), опубл. 20.12.2014]. Известный раствор обеспечивает высокие флокулирующие и ингибирующие свойства раствора для удаления шлама.
Недостатком известного раствора является низкая стабильность структурно-реологических и фильтрационных свойств при бурении скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.
Известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, поверхностно-активное вещество - ПАВ и дизельное топливо, содержащий высокоокисленный высокоплавкий битум в виде 30-40% раствора в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива с содержанием в растворителе ксилола от 50 до 99%, в качестве ПАВ - гидрофобизатор АБР и дополнительно - рапсовое масло, глинопорошок, или мрамор, или их смесь в соотношении 1:1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%: указанный раствор высокоокисленного высокоплавкого битума 40-75, рапсовое масло 15-40, гидрофобизатор АБР 2-5, дизельное топливо 0-20, глинопорошок, или мелкодисперсный мрамор, или их смесь 0-30 [RU 2502774 C1, С09К 8/34, опубл. 27.12.2013]. Известный раствор обеспечивает оптимальные технологические показатели при упрощенной технологии приготовления.
Недостатком известного раствора является использование битума как компонента бурового раствора. Битум является нетехнологичным компонентом, поскольку при приготовлении буровых растворов на его основе требуется нагревать смесь битума вместе с пожароопасным дизельным топливом до температуры выше температуры размягчения битума.
Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является эмульсионный раствор на углеводородной основе, содержащий, мас.%: дизельное топливо - 14,98-84,55, органофильный бентонит - 0,39-4,26, «Эмульгатор МР» - 0,83-2,38, «Гидрофобизатор АБР» - 0,015-0,73, водную фазу, минерализованную хлоридом калия, или натрия, или кальция, - 1,5-36,73, 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А - 0,33-3,81, окись кальция - 0,39-2,38, барит или мел - остальное [RU 2424269 С1, МПК С09К 8/02 (2006.01), С09К 8/467, опубл. 20.07.2011]. Известный раствор обеспечивает сохранение фильтрационных характеристик пород при вскрытии продуктивных пластов с АВПД.
Недостатком данного раствора является использование в качестве дисперсионной среды пожаро- и взрывоопасного дизельного топлива, оказывающего негативное влияние на окружающую среду.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка утяжеленного инвертно-эмульсионного бурового раствора с ограниченным содержанием твердой фазы и оптимизированными структурно-реологическими свойствами, применяемого при бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами (до 120°C) и аномально высокими пластовыми давлениями (с коэффициентом аномальности до 2,1).
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в оптимизации структурно-реологических свойств бурового раствора за счет применения специальных добавок и галенитового утяжелителя с целью обеспечения безаварийного бурения глубоких скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.
Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор содержит в качестве дисперсионной среды смесь минерального масла и альфа-олефинов, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду, органобентонит, синтетический полимерный латекс, эмульгатор, гидрофобизатор, оксид кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%: минеральное масло ВМГЗ - 56,13-59,50, альфа-олефины фракции С12-С14 - 18,71-21,60, органобентонит BENTOLUX ОВМ - 1,82-2,18, синтетический (полимерный) латекс - 2,58-3,02, эмульгатор МР-150 - 2,61-3,09, оксид кальция (СаО) - 0,39-2,38, 30%-ный водный раствор хлорида кальция (CaCl2) - 7,44-15,32, гидрофобизатор АБР-40 - 1,86-2,14, галенитовый утяжелитель - до необходимой плотности сверх 100%.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в заявляемом утяжеленном инвертно-эмульсионном буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить раствор высокой плотности (до 2100 кг/м3), при этом обладающий оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами, седиментационной устойчивостью, термостабильностью при температуре до 120°C.
Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты.
В качестве дисперсионной среды используется смесь органических жидкостей: минерального масла ВМГЗ и альфа-олефинов фракции С12-С14.
ВМГЗ - высококачественное гидравлическое масло по ТУ 0253-001-81683819-2007, производится на основе маловязкого низкозастывающего базового масла с композицией присадок, отмечаются устойчивые вязкостные свойства в широком диапазоне температур (от минус 45°C до 50°C), антиокислительная, противоизносная и химическая стабильность, низкая пенообразующая способность. ВМГЗ используется в качестве основы дисперсионной среды.
Альфа-олефины фракции С12-С14 по ТУ 2411-058-05766801-96 являются продуктом термокаталитической олигомеризации этилена. Представляют собой прозрачную бесцветную жидкость. В данной композиции используется для улучшения вязкостных характеристик эмульсии.
В качестве дисперсной фазы применяется 30%-ный раствор хлорида кальция (CaCl2), выпускаемого по ГОСТ 450-77 в виде чешуек или гранул, размер которых не превышает 10 мм, с массовой долей хлористого кальция не менее 80%.
Органобентонит BENTOLUX ОВМ по ТУ 2458-092-81065795-2016, представляющий собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с аммониевой солью, используется в заявляемом растворе в качестве структурообразователя и для формирования на стенках скважины тонкой эластичной фильтрационной корки.
Синтетический (полимерный) латекс по ГОСТ 11808-88, получаемый совместной полимеризацией бутадиена со стиролом в соотношении 70:30 в водной эмульсии с применением в качестве эмульгатора смеси сульфанола (алкилсульфаната) и натриевого мыла синтетических жирных кислот. Массовая доля сухого вещества не менее 40%, температура желатинизации не более 8°C. В инвертно-эмульсионном растворе используется для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств.
Эмульгатор MP-150 по ТУ 2458-097-17197708-2005 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров жирных кислот и триэтаноламина, используется для образования стабильной эмульсии.
Оксид кальция по ГОСТ 8677-77 представляет собой белые куски или порошок, слипшиеся комки с массовой долей оксида кальция не менее 96%, используется для стабилизации водной фазы.
Гидрофобизатор АБР-40 по ТУ 2483-081-17197708-2002 представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот и аминов, используется для гидрофобизации утяжелителя в заявляемом растворе.
Утяжеление бурового раствора до необходимой плотности производят галенитовым утяжелителем по ТУ 1725-011-56864391-2007. Галенит, или свинцовый блеск, является мелкодисперсным порошком сульфида свинца (PbS), содержащим в своем составе 86,6% свинца и 13,4% серы. Плотность галенита - от 7,4 до 7,6 г/см3. Твердость по шкале Мооса 2-3. Галенит в качестве утяжелителя применяют для получения сверхтяжелых буровых растворов.
Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор в лабораторных условиях готовили следующим образом.
Дисперсионную среду готовили путем смешивания минерального масла и альфа-олефинов на лабораторной мешалке, обеспечивающей скорость вращения швеллера (8000±1600) об/мин. При перемешивании дисперсионной среды на лабораторной мешалке вводили органобентонит и перемешивали в течение 20 минут. В полученную суспензию также при постоянном перемешивании вводили последовательно синтетический полимерный латекс, эмульгатор MP-150, окись кальция. Далее, не прекращая перемешивания, постепенно, по каплям, вводили 30% водный раствор хлорида кальция. Для эффективной диспергации раствора добавляли гидрофобизатор АБР-40, при этом перемешивали раствор на мешалке, обеспечивающей скорость вращения лопасти (11000±300) об/мин в течение 30 мин. Утяжеление раствора производили поэтапно галенитовым утяжелителем при постоянном перемешивании на смесительной установке.
После этого измеряли технологические параметры бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°C. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Электростабильность раствора определяли на анализаторе стабильности эмульсий. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Стабильность раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Влияние высоких температур и давлений на технологические свойства утяжеленного ингибированного раствора определяли с помощью высокотемпературного ротационного вискозиметра с программным управлением, обеспечивающего максимальную температуру в измерительной ячейке 150°C.
В таблице представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (примеры 1-6).
Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов, в том числе материалов на органической основе, обладает оптимальными технологическими свойствами (таблица, поз. 1-3).
Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (20±2)°C имеет плотность (ρ) от 1907 до 2142 кг/м3, показатель электростабильности (U) - от 354 до 486 В, показатель фильтрации при перепаде давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа (Ф) - 0 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC1 мин/10 мин) от 76 до 114 и от 120 до 133 дПа соответственно, пластическую вязкость (ηпл) от 70 до 105 мПа⋅с, предельное динамическое напряжение сдвига (τ0) от 120 до 152 дПа, стабильность раствора (Δρ) от 6 до 7 кг/м3.
Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре 120°C в течение 4-х часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (таблица, поз. 4).
Заявляемый буровой раствор испытан на высокотемпературном вискозиметре. Полученные зависимости основных реологических показателей (1 - пластическая вязкость, 2 - предельное динамическое напряжение сдвига, 3, 4 - статическое напряжение сдвига) при нагреве до 120°C представлены на фиг. 1 и 2. Полученные зависимости позволяют сделать вывод о том, что хотя при повышении температуры до 120°C и происходит некоторое снижение реологических показателей, но они остаются на приемлемом уровне. Это обстоятельство позволяет говорить о термостабильности заявляемого состава.
Использование в качестве дисперсионной среды смеси минерального масла ВМГЗ и альфа-олефинов фракции С12-С14 минимизирует негативное влияние на окружающую среду. Добавка синтетического латекса в дисперсионную среду инвертно-эмульсионного бурового раствора позволяет поддерживать оптимальные структурно-реологические свойства раствора, в том числе в условиях высоких температур. Снижение содержания утяжеляющей добавки в буровом растворе достигается за счет использования галенитового утяжелителя плотностью более 7 г/см3.
Таким образом, заявляемый состав утяжеленного инвертно-эмульсионного бурового раствора при заявляемом соотношении компонентов в сравнении с прототипом имеет более высокую плотность при меньшем содержании утяжеляющей добавки. Ограниченное содержание твердой фазы в составе утяжеленного инвертно-эмульсионного бурового раствора обеспечивает оптимальные структурно-реологические свойства (показатели) бурового раствора в условиях высоких пластовых давлений и температур, что позволит осуществить безаварийный процесс бурения в данных условиях.
CaCl2 водный раствор - 30%-ный раствор хлорида кальция.
Claims (3)
- Буровой раствор для вскрытия пластов с аномально высокими забойными температурами и пластовыми давлениями, характеризующийся тем, что содержит в качестве дисперсионной среды смесь минерального масла ВМГЗ и альфа-олефинов фракции С12-С14, органобентонит BENTOLUX ОВМ, синтетический полимерный латекс, эмульгатор MP-150, оксид кальция СаО, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду - 30%-ный водный раствор хлорида кальция СаСl2, гидрофобизатор АБР-40 и утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
минеральное масло 56,13-59,50 альфа-олефины 18,71-21,6 органобентонит 1,82-2,18 синтетический полимерный латекс 2,58-3,02 эмульгатор 2,61-3,09 оксид кальция 0,39-0,45 30%-ный водный раствор хлорида кальция 7,44-15,32 гидрофобизатор 1,86-2,14 - и галенитовый утяжелитель - до необходимой плотности сверх 100 мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125016A RU2655035C1 (ru) | 2017-07-13 | 2017-07-13 | Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125016A RU2655035C1 (ru) | 2017-07-13 | 2017-07-13 | Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2655035C1 true RU2655035C1 (ru) | 2018-05-25 |
Family
ID=62202523
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017125016A RU2655035C1 (ru) | 2017-07-13 | 2017-07-13 | Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2655035C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2729284C1 (ru) * | 2019-12-16 | 2020-08-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Синтетический буровой раствор |
| RU2733590C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Инвертно-эмульсионный буровой раствор |
| RU2733622C1 (ru) * | 2019-12-16 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе |
| RU2753340C2 (ru) * | 2019-11-11 | 2021-08-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Буровой раствор на углеводородной основе |
| CN113403043A (zh) * | 2020-03-17 | 2021-09-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层高比重可酸化合成油基钻井液 |
| CN115975613A (zh) * | 2021-10-14 | 2023-04-18 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种α-烯烃基液及其在钻井液中的应用 |
| RU2821370C1 (ru) * | 2023-10-16 | 2024-06-21 | ФГАОУ ВО Сибирский федеральный университет | Буровой раствор на углеродной основе с многостенными углеродными нанотрубками (МУНТ) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4481121A (en) * | 1982-05-17 | 1984-11-06 | Hughes Tool Company | Viscosifier for oil base drilling fluids |
| RU2100400C1 (ru) * | 1993-06-11 | 1997-12-27 | Эрнст Александрович Оголихин | Буровой раствор на углеводородной основе бруст-2 |
| EA200600493A1 (ru) * | 2003-09-05 | 2006-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Борьба с поглощением бурового раствора и закупоривающий материал для бурения в истощенных породах-коллекторах |
| RU2424269C1 (ru) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Эмульсионный раствор на углеводородной основе |
| RU2467049C2 (ru) * | 2011-02-11 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора |
| RU2535723C1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов |
| RU2602262C1 (ru) * | 2015-10-12 | 2016-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Термостойкий катионный буровой раствор |
-
2017
- 2017-07-13 RU RU2017125016A patent/RU2655035C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4481121A (en) * | 1982-05-17 | 1984-11-06 | Hughes Tool Company | Viscosifier for oil base drilling fluids |
| RU2100400C1 (ru) * | 1993-06-11 | 1997-12-27 | Эрнст Александрович Оголихин | Буровой раствор на углеводородной основе бруст-2 |
| EA200600493A1 (ru) * | 2003-09-05 | 2006-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Борьба с поглощением бурового раствора и закупоривающий материал для бурения в истощенных породах-коллекторах |
| RU2424269C1 (ru) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Эмульсионный раствор на углеводородной основе |
| RU2467049C2 (ru) * | 2011-02-11 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора |
| RU2535723C1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов |
| RU2602262C1 (ru) * | 2015-10-12 | 2016-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Термостойкий катионный буровой раствор |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753340C2 (ru) * | 2019-11-11 | 2021-08-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Буровой раствор на углеводородной основе |
| RU2733590C1 (ru) * | 2019-12-10 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Инвертно-эмульсионный буровой раствор |
| RU2729284C1 (ru) * | 2019-12-16 | 2020-08-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Синтетический буровой раствор |
| RU2733622C1 (ru) * | 2019-12-16 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе |
| CN113403043A (zh) * | 2020-03-17 | 2021-09-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层高比重可酸化合成油基钻井液 |
| CN113403043B (zh) * | 2020-03-17 | 2023-08-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层高比重可酸化合成油基钻井液 |
| CN115975613A (zh) * | 2021-10-14 | 2023-04-18 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种α-烯烃基液及其在钻井液中的应用 |
| CN115975613B (zh) * | 2021-10-14 | 2024-04-05 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种α-烯烃基液及其在钻井液中的应用 |
| RU2821370C1 (ru) * | 2023-10-16 | 2024-06-21 | ФГАОУ ВО Сибирский федеральный университет | Буровой раствор на углеродной основе с многостенными углеродными нанотрубками (МУНТ) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2655035C1 (ru) | Утяжеленный инвертно-эмульсионный буровой раствор | |
| US10221636B2 (en) | Polymer-modified asphalt for drilling fluid applications | |
| US9410071B1 (en) | Oil-based viscosifier of drilling fluid and the preparation method thereof | |
| Makinde et al. | MODELLING THE EFFECTS OF TEMPERATURE AND AGING TIME ON THE RHEOLOGICAL PROPERTIES OF DRILLING FLUIDS. | |
| CA3089245A1 (en) | Maleated amido-amine reaction product-containing emulsifiers and drilling fluids comprising the same | |
| US3709819A (en) | Oil phase drilling fluid additive, composition and process | |
| El-Sukkary et al. | Evaluation of some vanillin-modified polyoxyethylene surfactants as additives for water based mud | |
| HUE032172T2 (en) | Solubilized polymer concentrates, process for their preparation and well drilling and maintenance fluids containing them | |
| AU2014263165B2 (en) | Additives for oil-based drilling fluids | |
| CN109135696A (zh) | 一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法 | |
| CN104194745B (zh) | 一种保护超深致密砂岩气藏的超微高密度钻完井工作液及其配制方法 | |
| CN110066647A (zh) | 一种钻井用抗高温气滞塞及其制备方法 | |
| CN103087535A (zh) | 固体纳米乳化石蜡及其制备方法 | |
| CN108276974B (zh) | 一种深水恒流变合成基钻井液 | |
| CA2945989C (en) | Water-based drilling fluid for reducing bitumen accretion | |
| CN104789196A (zh) | 一种油基钻井液用润湿剂及其制备方法 | |
| WO2020123830A1 (en) | Wellbore drilling compositions | |
| Ihenacho et al. | 50/50 oil-water ratio invert emulsion drilling mud using vegetable oil as continuous phase | |
| RU2733590C1 (ru) | Инвертно-эмульсионный буровой раствор | |
| RU2733622C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе | |
| Das et al. | Comparative analysis of carboxymethyl cellulose and partially hydrolyzed polyacrylamide-low-solid nondispersed drilling mud with respect to property enhancement and shale inhibition | |
| US20210246352A1 (en) | Wellbore drilling compositions | |
| Adekomaya et al. | Experimental study of the effect of temperature on the Flow properties of normal oil based muds in Niger Delta formation | |
| NL2013996B1 (en) | Plugging material and drilling fluid additive and method of application thereof. | |
| RU2502774C1 (ru) | Буровой раствор на углеводородной основе |