RU2700132C1 - Weighted drilling fluid - Google Patents
Weighted drilling fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2700132C1 RU2700132C1 RU2019100469A RU2019100469A RU2700132C1 RU 2700132 C1 RU2700132 C1 RU 2700132C1 RU 2019100469 A RU2019100469 A RU 2019100469A RU 2019100469 A RU2019100469 A RU 2019100469A RU 2700132 C1 RU2700132 C1 RU 2700132C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- drilling
- drilling fluid
- reagent
- potassium
- Prior art date
Links
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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, используемым при бурении в сложных геологических условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально-высоких пластовых давлений, где горно-геологические условия предполагают использование буровых растворов высокой плотности (до 2500 кг/м3).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to water-based drilling fluids used when drilling in difficult geological conditions, for example, when drilling exploratory and production wells under conditions of abnormally high reservoir pressure, where mining and geological conditions require the use of high density drilling fluids ( up to 2500 kg / m 3 ).
Известен состав бурового раствора, содержащий опоку, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-900, хлорид кальция, флотореагент Т-80, гидроксид калия, смазочную добавку СМАД, унифлок, КССБ-2М, барит и воду [1].The known composition of the drilling fluid containing flask, carboxymethyl cellulose KMC-900, calcium chloride, flotation reagent T-80, potassium hydroxide, lubricant additive SMAD, uniflock, KSSB-2M, barite and water [1].
Недостатком известного бурового раствора являются высокая водоотдача за счет содержания Са2+, низкие значения смазочных свойств и стабильности бурового раствора; высокий коэффициент сдвига корки, что приводит к необходимости значительных усилий для перемещения бурильных труб, осложнениям в виде затяжек и прихватов, а так же недостаточная плотность бурового раствора - не более 1870 кг/м3.A disadvantage of the known drilling fluid is the high loss due to the content of Ca 2+ , low values of lubricating properties and stability of the drilling fluid; high shear shear coefficient, which leads to the need for significant efforts to move the drill pipe, complications in the form of puffs and sticks, as well as insufficient density of the drilling fluid - not more than 1870 kg / m 3 .
Известен так же буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор КМЦ-900, минеральную соль - KCl, флокулянт, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, КССБ-2М, гидроксид калия, барит и воду [2].Also known is a drilling fluid containing clay, a stabilizer reagent KMTS-900, a mineral salt - KCl, a flocculant, a lubricant additive DSB-4TTP, KSSB-2M, potassium hydroxide, barite and water [2].
Однако известное техническое решение не способствует достижению необходимой плотности бурового раствора, сохраняя структурно-механические и фильтрационные свойства бурового раствора на оптимальном уровне.However, the known technical solution does not contribute to the achievement of the required density of the drilling fluid, while maintaining the structural-mechanical and filtration properties of the drilling fluid at an optimal level.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является буровой раствор, содержащий формиат натрия; полисахарид ксанатанового типа «StabVisco-F»; модифицированный крахмал «МК-3»; гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11; смазывающую добавку «Экстра-С»; утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель и воду [3].Closest to the proposed technical solution is a drilling fluid containing sodium formate; xanthan type polysaccharide "StabVisco-F"; modified starch "MK-3"; GKZh-11 hydrophobizing liquid; Lubricant Extra-S; weighting additive - galena weighting agent and water [3].
Недостатками данного бурового раствора является то, что из-за отсутствия в своем составе минерального структурообразователя (глины и др.), оптимизация структурных и реологических свойств бурового раствора достигается путем применения специальных добавок, а именно полимеров полисахаридного ряда. При этом возможно выпадение утяжелителя в осадок при высокотемпературной или солевой деструкции полимера и, как следствие, возникновение осложнений и аварийных ситуаций на скважине. Так же неизбежно постоянное поддержание достаточно высокой концентрации полимеров в составе бурового раствора, что влечет за собой увеличение стоимости бурового раствора.The disadvantages of this drilling fluid is that due to the lack of a mineral structure-forming agent (clay, etc.), the optimization of the structural and rheological properties of the drilling fluid is achieved by the use of special additives, namely polysaccharide-type polymers. In this case, the weighting agent may precipitate during high-temperature or salt destruction of the polymer and, as a result, complications and emergency situations occur at the well. It is also inevitable to constantly maintain a sufficiently high concentration of polymers in the composition of the drilling fluid, which entails an increase in the cost of the drilling fluid.
Кроме того, используемый в качестве утяжеляющей добавки галенит (сульфид свинца) дефицитный и дорогостоящий материал. Вредное воздействие на организм человека и отсутствие опыта применения сдерживает его использование для буровых работ.In addition, galena (lead sulfide), a scarce and expensive material, used as a weighting additive. Harmful effects on the human body and lack of application experience inhibits its use for drilling operations.
Предлагаемое техническое решение улучшает качество бурового раствора за счет улучшения структурно-механических и фильтрационных свойств и повышения стабильности бурового раствора при его утяжелении до плотности 2500 кг/м3.The proposed solution improves the quality of the drilling fluid by improving the structural, mechanical and filtration properties and increasing the stability of the drilling fluid when it is weighted to a density of 2500 kg / m 3 .
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности бурения в условиях аномально-высоких пластовых давлений, улучшение качества бурового раствора при высоких плотностях путем улучшения реологических и фильтрационных свойств, а так же стабилизации других параметров бурового раствора.The technical result of the invention is to increase drilling efficiency under conditions of abnormally high reservoir pressures, to improve the quality of the drilling fluid at high densities by improving the rheological and filtration properties, as well as stabilizing other parameters of the drilling fluid.
Технический результат достигается тем, что утяжеленный буровой раствор, содержащий структурообразователь - глину, минеральную соль - хлористый калий КCl, регулятор рН среды - гидроксид калия КОН, лигносульфонатный реагент - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, баритовый утяжелитель КБ-3, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, пеногаситель Santi F и воду, отличающийся тем, что дополнительное утяжеление бурового раствора производится комплексным вводом сухого (железистый - гематит или ЖРК) и водорастворимого солевого (формиат натрия или калия) утяжелителей, а для стабилизации фильтрационных и реологических свойств дополнительно содержит реагент стабилизатор - высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:The technical result is achieved by the fact that a weighted drilling fluid containing a structuring agent — clay, mineral salt — potassium chloride KCl, a pH regulator — potassium hydroxide KOH, a lignosulfonate reagent — condensed sulphite-distillery vinasse KSSB-2M, a barite weighting agent KB-3, a lubricant additive ДСБ-4ТТП, antifoam Santi F and water, characterized in that the additional weighting of the drilling fluid is made by the complex input of dry (glandular - hematite or LFA) and water-soluble salt (sodium or potassium formate) weighting agents, and to stabilize the filtration and rheological properties, it additionally contains a stabilizing reagent - high molecular weight sodium-carboxymethyl cellulose KMTs-1100 and ferrochrome lignosulfonate FHLS-M in the following ratio of ingredients, wt. %:
Глина - глинопорошок бентонитовый по ТУ 2164-41219638-2005, структурообразователь.Clay - bentonite clay powder according to TU 2164-41219638-2005, structure-forming agent.
Реагент стабилизатор высокомолекулярная натрий-карбоксиметилцеллюлоза КМЦ-1100 по ТУ-2231-066-50664923-2005-порошкообразный материал от белого до кремового цвета, используется в качестве стабилизатора бурового раствора. Степень полимеризации 1100, степень замещения 90, растворимость в воде 99,5%.Reagent stabilizer high molecular weight sodium-carboxymethyl cellulose KMC-1100 according to TU-2231-066-50664923-2005 - powdery material from white to cream color, is used as a stabilizer for drilling mud. The degree of polymerization is 1100, the degree of substitution is 90, and the solubility in water is 99.5%.
Гидроксид калия КОН по ГОСТ 9285-78, применяется в качестве регулятора щелочности бурового раствора.Potassium hydroxide KOH according to GOST 9285-78, is used as a regulator of alkalinity of the drilling fluid.
Лигносульфонатный реагент конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ-2М по ТУ 2458-343-05133190-2012 - порошок темно-коричневого цвета, представляет собой продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства. Растворимость в воде не менее 90%, плотность 1,39 г/см3, водородный показатель 7-9. Используется для снижения водоотдачи и снижения вязкости раствора.Condensed sulfite-alcohol stillage lignosulfate reagent KSSB-2M according to TU 2458-343-05133190-2012 is a powder of dark brown color, it is a product of the condensation of pulp and paper waste. Solubility in water of at least 90%, density 1.39 g / cm 3 , pH 7-9. Used to reduce fluid loss and reduce the viscosity of the solution.
Феррохромлигносульфонат ФХЛС-М по ТУ 2458-344-05133190-2012 - порошок светло-коричневого цвета и представляет собой продукт обработки сульфит спиртовой барды (ССБ). Хорошо растворяется в воде, имеет рН 4-5. Применяется в качестве понизителя реологических свойств буровых растворов.Ferrochrome lignosulfonate FHLS-M according to TU 2458-344-05133190-2012 is a light brown powder and is a product of the processing of sulphite alcohol distillery stillage (PRS). It is well soluble in water, has a pH of 4-5. It is used as a reducer of the rheological properties of drilling fluids.
Пеногаситель Santi F по ТУ 2257-022-18947160-2004.Antifoam Santi F according to TU 2257-022-18947160-2004.
Смазочная добавка ДСБ-4ТТП по ТУ 2415-004-00151807-2006 жидкость темно-коричневого цвета, на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля, с температурой застывания -45-48°С. Экологически безвредна.The lubricant additive DSB-4TTP according to TU 2415-004-00151807-2006 is a dark brown liquid, based on monoethanolamine salt of tall oil and polyglycol, with a pour point of -45-48 ° С. Environmentally friendly.
Минеральная соль - хлористый калий КCl по ГОСТ 4568-95 - мелкие кристаллы серовато-белого цвета или мелкие зерна различных оттенков красно-бурого цвета.Mineral salt - potassium chloride KCl according to GOST 4568-95 - small crystals of grayish-white color or small grains of various shades of red-brown color.
Баритовый утяжелитель марки КБ-3 по ГОСТ 4682-84 поставляется в виде концентрата с содержанием BaSO4 не менее 90,0 мас. %, влажностью не более 2,0%, плотностью не менее 4210 кг/м3.According to GOST 4682-84, the KB-3 barite weighting agent is supplied in the form of a concentrate with a BaSO 4 content of at least 90.0 wt. %, humidity not more than 2.0%, density not less than 4210 kg / m 3 .
Водорастворимый солевой утяжелитель формиат натрия или калия по ТУ 2432-011-00203803-98 сыпучий порошок белого цвета, представляет собой натриевую или калиевую соль муравьиной кислоты и является отходом при производстве пентаэритрита.The water-soluble salt weighting agent sodium or potassium formate according to TU 2432-011-00203803-98 is a free-flowing white powder, it is a sodium or potassium salt of formic acid and is a waste in the production of pentaerythritol.
Железистый утяжелитель - гематит по ГОСТ 26475-85 - оксид железа, порошок от железно-черного до стального-серого цвета, плотностью 4600 кг/м3 или ЖРК по ТУ 0708-029-00158754-97 - плотность утяжелителя составляет 4600-5000 кг/м3, железорудный концентрат соответствует высшим сортам утяжелителей по стандарту АНИ и ОСМА, обеспечивает утяжеление буровых растворов, благодаря высокой дисперсности и обеспечивает седиментационную устойчивость (стабильность) растворов.Glandular weighting agent - hematite according to GOST 26475-85 - iron oxide, powder from iron-black to steel-gray, with a density of 4600 kg / m 3 or LRA according to TU 0708-029-00158754-97 - the weight of the weighting agent is 4600-5000 kg / m 3 , iron ore concentrate corresponds to the highest grades of weighting agents according to the standard of API and OSMA, provides weighting of drilling fluids due to its high dispersion and ensures sedimentation stability (stability) of fluids.
При приготовлении заявляемого раствора используют следующий порядок: глину затворяют в пресной воде и перемешивают до полного диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и вновь перемешивают, затем вводят последовательно в сухом виде лигносульфонатный реагент конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, гидроксид калия КОН, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М, пеногаситель Santi F, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, минеральную соль хлористый калий КCl. Затем утяжеляют баритовым утяжелителем марки КБ-3, перемешивают, после этого дополнительно утяжеляют водорастворимым солевым утяжелителем формиатом натрия или калия и железистым утяжелителем (гематитом или ЖРК).When preparing the inventive solution, the following order is used: the clay is closed in fresh water and mixed until completely dispersed. Then, the stabilizer reagent high molecular weight sodium carboxymethyl cellulose KMC-1100 is introduced into the clay suspension and mixed again, then the lignosulfonate reagent condensed sulfite-alcohol vinasse KSSB-2M, potassium hydroxide KOH, ferrochromium lignosulfonate Fhas additive FHAS is added sequentially in dry form. DSB-4TTP, mineral salt potassium chloride KCl. Then they are weighed with a KB-3 grade barite weighting agent, mixed, then additionally weighted with a water-soluble salt weighting agent, sodium or potassium formate and a glandular weighting agent (hematite or LFA).
Приведем примеры приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях.Here are examples of the preparation of the inventive drilling fluid in laboratory conditions.
Пример 1. Готовят 3%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,8% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,5%, КОН - 0,2%, ФХЛС-М - 1,0%, пеногаситель Santi F - 0,2%, ДСБ-4ТТП - 1,5% после тщательного перемешивания вводят 3% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 30% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 12% формиата натрия (или калия), 10% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.Example 1. Prepare a 3% clay suspension, mix until the clay is fully dispersed. 0.8% of CMC-1100 stabilizing reagent-stabilizer is introduced into the resulting clay suspension and mixed again. KSSB-2M - 2.5%, KOH - 0.2%, FHLS-M - 1.0%, antifoam Santi F - 0.2%, DSB-4TPP - 1.5% after mix thoroughly with 3% KCl. After stirring for 30 minutes, 30% of a barite weighting agent of the KB-3 grade and then 12% of sodium (or potassium) formate, 10% of a glandular weighting agent (hematite or LFA) are introduced. After thorough mixing, the solution is considered ready.
Пример 2. Готовят 4,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,6% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,3%, КОН - 0,2%, ФХЛС-М - 1,3%, пеногаситель Santi F - 0,2%, ДСБ-4ТТП - 1,5% после тщательного перемешивания вводят 4% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 30% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 15% формиата натрия (или калия), 25% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.Example 2. Prepare a 4.0% clay suspension, mix until complete dispersion of the clay. 0.6% of CMC-1100 stabilizer reagent is introduced into the resulting clay suspension and mixed again. KSSB-2M - 2.3%, KOH - 0.2%, FHLS-M - 1.3%, antifoam Santi F - 0.2%, DSB-4TPP - 1.5% after mix thoroughly with 4% KCl. After stirring for 30 minutes, 30% of a barite weighting agent of the KB-3 grade and then 15% of sodium (or potassium) formate, 25% of a glandular weighting agent (hematite or LFA) are introduced. After thorough mixing, the solution is considered ready.
Пример 3. Готовят 5,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,5% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,2%, КОН - 0,3%, ФХЛС-М - 2,0%, пеногаситель Santi F - 0,3%, ДСБ-4ТТП - 1,8% после тщательного перемешивания вводят 7% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 40% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 13% формиата натрия (или калия), 13% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.Example 3. Prepare a 5.0% clay suspension, mix until complete dispersion of the clay. 0.5% of CMC-1100 stabilizer reagent is introduced into the resulting clay suspension and mixed again. KSSB-2M - 2.2%, KOH - 0.3%, FHLS-M - 2.0%, antifoam Santi F - 0.3%, DSB-4TPP - 1.8% after mix thoroughly with 7% KCl. After stirring for 30 minutes, 40% of barite weighting agent of the KB-3 grade and then 13% of sodium formate (or potassium), 13% of glandular weighting agent (hematite or LFA) are introduced. After thorough mixing, the solution is considered ready.
Пример 4. Готовят 6,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,0%, КОН - 0,3%, ФХЛС-М - 2,5%, пеногаситель Santi F - 0,3%, ДСБ-4ТТП - 2,0% после тщательного перемешивания вводят 3% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 50% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 12% формиата натрия (или калия), 12% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.Example 4. Prepare a 6.0% clay suspension, mix until the clay is fully dispersed. 0.3% of the CMC-1100 stabilizer reagent is introduced into the resulting clay suspension and mixed again. KSSB-2M - 2.0%, KOH - 0.3%, FHLS-M - 2.5%, antifoam Santi F - 0.3%, DSB-4TPP - 2.0% after mix thoroughly with 3% KCl. After stirring for 30 minutes, 50% of a barite weighting agent of the KB-3 grade and then 12% of sodium (or potassium) formate, 12% of a glandular weighting agent (hematite or LFA) are introduced. After thorough mixing, the solution is considered ready.
В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.In accordance with the above examples, various versions of the solution are prepared, characterized by the quantitative content of the ingredients.
В указанном буровом растворе используют бентонитовые глины в пределах 3-6%. Уменьшение содержания глины менее 3% приводит в последствии к выпадению сухого утяжелителя (барита или железистого). Увеличение процентного содержания глины более 6% приводит к ухудшению структурно-механических свойств, невозможности прокачки, к увеличению толщины фильтрационной корки, прихватам, снижению скорости проходки.Bentonite clays in the range of 3-6% are used in said drilling fluid. A decrease in clay content of less than 3% subsequently leads to the loss of a dry weighting agent (barite or glandular). An increase in the percentage of clay of more than 6% leads to a deterioration in the structural and mechanical properties, the impossibility of pumping, an increase in the thickness of the filter cake, sticking, and a decrease in the rate of penetration.
В качестве реагента-стабилизатора бурового раствора используют высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100. Использование КМЦ-1100 менее 0,3% не приводит к снижению водоотдачи и стабилизации раствора. Увеличение содержания КМЦ-1100 более 0,8% приводит к значительному увеличению вязкости, а фильтрация при этом не снижается.As a stabilizing agent for the drilling fluid, high molecular weight sodium carboxymethyl cellulose KMTs-1100 is used. The use of CMC-1100 of less than 0.3% does not lead to a decrease in water loss and stabilization of the solution. An increase in the content of CMC-1100 of more than 0.8% leads to a significant increase in viscosity, while filtration does not decrease.
В качестве минеральной соли, повышающей ингибирующую способность раствора, используют хлористый калий КCl. Исследование взаимодействия глинистых пород с растворами солей калия показывают, что процесс набухания ускоряется с увеличением концентрации в растворе хлористого калия и заканчивается через 2-4 часа при 5-7%-ной концентрации хлористого калия. В пределах этой концентрации степень набухания глин так же достигает своих минимальных значений. Дальнейшее увеличение концентрации хлористого калия не приводит к заметным изменениям показателей набухания, а уменьшение концентрации KCl менее 3% не приводит к ингибированию бурового раствора.As a mineral salt that increases the inhibitory ability of the solution, potassium chloride KCl is used. A study of the interaction of clay rocks with solutions of potassium salts shows that the swelling process accelerates with increasing concentration in a solution of potassium chloride and ends in 2-4 hours at a 5-7% concentration of potassium chloride. Within this concentration, the degree of clay swelling also reaches its minimum values. A further increase in the concentration of potassium chloride does not lead to noticeable changes in the rates of swelling, and a decrease in the concentration of KCl of less than 3% does not lead to inhibition of the drilling fluid.
В качестве минеральной соли, повышающей плотность бурового раствора, используют формиат натрия или калия. В пределах концентрации 12-15% достигается оптимальное значение плотности бурового раствора, в сочетании с другими сухими утяжелителями, при стабильных структурно-механических и фильтрационных показателях. Кроме того, данный компонент обладает ингибирующим эффектом. Увеличение концентрации формиата натрия или калия более 15% приводит к увеличению структурно-механических свойств и фильтрации. Уменьшение концентрации менее 12% не приводит к существенному увеличению плотности бурового раствора (в сочетании с другими утяжелителями), а так же не сокращает период набухание глин.As a mineral salt that increases the density of the drilling fluid, sodium or potassium formate is used. Within the concentration range of 12-15%, the optimum value of the density of the drilling fluid is achieved, in combination with other dry weighting agents, with stable structural, mechanical and filtration indices. In addition, this component has an inhibitory effect. An increase in the concentration of sodium or potassium formate over 15% leads to an increase in structural and mechanical properties and filtration. A decrease in concentration of less than 12% does not lead to a significant increase in the density of the drilling fluid (in combination with other weighting agents), nor does it shorten the period of clay swelling.
Оптимальное значение гидроксида калия КОН находится в пределах от 0,2-0,3%. Уменьшение или увеличение КОН приводит соответственно к снижению или увеличению рН раствора, что отрицательно сказывается на эффективности работы полимерных реагентов в составе бурового раствора. При снижении рН менее 7, не происходит полного распускания полимерных реагентов и уменьшается способность понижать вязкость и снижать фильтрацию буровых растворов у лигносульфонатных реагентов. Применение реагентов при значениях рН свыше 10 приводит к увеличению расхода лигносульфонатных реагентов, а характеристики полимеров как загустителей и понизителей фильтрации ухудшаются.The optimal value of potassium hydroxide KOH is in the range from 0.2-0.3%. A decrease or increase in KOH leads, respectively, to a decrease or increase in the pH of the solution, which negatively affects the performance of polymer reagents in the composition of the drilling fluid. With a decrease in pH of less than 7, the polymer reagents do not completely dissolve and the ability to lower viscosity and decrease the filtration of drilling fluids in lignosulfonate reagents decreases. The use of reagents at pH values above 10 leads to an increase in the consumption of lignosulfonate reagents, and the characteristics of polymers as thickeners and filter reducing agents deteriorate.
В качестве смазочной добавки на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля применяют ДСБ-4ТТП. В этой добавке дорогостоящие вещества, остаточные продукты производства синтетического каучука Т-66, Т-80, таловое масло, заменены полигликолем (многоатомные спирты). Оптимальная ее концентрация в составе бурового раствора составляет 1,5-2,0%. Уменьшение концентрации смазочной добавки менее 1,5% в растворе не приводит к улучшению смазочной способности, в результате чего происходят прихваты и затяжки бурового инструмента. Увеличение смазочной добавки более 2,0% приводит к необоснованному увеличению затрат, при неизменных показателях смазочных свойств.As a lubricant additive based on monoethanolamine salt of taly oil and polyglycol, DSB-4TTP is used. In this additive, expensive substances, residual products of the production of synthetic rubber T-66, T-80, tal oil, are replaced by polyglycol (polyhydric alcohols). Its optimal concentration in the composition of the drilling fluid is 1.5-2.0%. A decrease in the concentration of the lubricant additive of less than 1.5% in the solution does not lead to an improvement in the lubricity, as a result of which sticking and tightening of the drilling tool occur. An increase in the lubricant additive of more than 2.0% leads to an unreasonable increase in costs, with constant indicators of lubricating properties.
Для регулирования реологических показателей вводится лигносульфонатный реагент ФХЛС-М в пределах 1,0-2,5%. Ввод реагента менее 1,0% не оказывает эффективного влияния на пластифицирование (разжижение) бурового раствора. Применение концентраций более 2,5% снижает структурно-механические свойства бурового раствора и создает опасность выпадения утяжелителя, а фильтрация не улучшается.To regulate rheological parameters, lignosulfonate reagent FHLS-M is introduced in the range of 1.0-2.5%. Reagent injection of less than 1.0% does not have an effective effect on plasticization (liquefaction) of the drilling fluid. The use of concentrations of more than 2.5% reduces the structural and mechanical properties of the drilling fluid and creates the risk of weight loss, and the filtration does not improve.
Также для регулирования фильтрации в раствор вводят КССБ-2М, эффективность которого особенно возрастает в растворах с высокой степенью минерализации. Как показали экспериментальные данные, оптимальные добавки его применения лежат в пределах 2-2,5%. Применение концентрации менее 2% не оказывает необходимого влияния на фильтрационные и реологические показатели бурового раствора. Концентрации более 2,5% ухудшают структурно-механические свойства бурового раствора.Also, to control the filtration, KSSB-2M is introduced into the solution, the effectiveness of which is especially increased in solutions with a high degree of mineralization. As shown by experimental data, the optimal additives for its use are in the range of 2-2.5%. The use of a concentration of less than 2% does not have the necessary effect on the filtration and rheological parameters of the drilling fluid. Concentrations of more than 2.5% impair the structural and mechanical properties of the drilling fluid.
Ввод лигносульфонатных реагентов в раствор способствует его вспениванию, поэтому в раствор дополнительно вводится пеногаситель Santi F при оптимальной концентрации 0,2-0,3%.The introduction of lignosulfonate reagents into the solution promotes its foaming, therefore, Santi F antifoam is additionally introduced into the solution at an optimal concentration of 0.2-0.3%.
Использование предлагаемого утяжеленного бурового раствора в сложных горно-геологических условиях, например при бурении глубоких и сверхглубоких скважин с аномально высокими пластовыми давлениями позволяет доводить плотность бурового раствора до 2500 кг/м3, с обеспечением стабильности по реологическим, фильтрационным и стоимостным показателям.The use of the proposed weighted drilling fluid in difficult geological conditions, for example, when drilling deep and superdeep wells with abnormally high reservoir pressures, allows the drilling fluid density to be increased to 2500 kg / m 3 , ensuring stability in terms of rheology, filtration and cost parameters.
Источники информации:Information sources:
1. Патент РФ №2410405 от 25.12.2009, опубл в бюллетень №3, 27.01.2011, по кл. С09К 8/20;1. RF patent No. 2410405 of December 25, 2009, published in Bulletin No. 3, January 27, 2011, according to Cl. C09K 8/20;
2. Патент РФ №2235751 от 07.02.2003 г., опубл. в бюллетень №25, 10.09.2004, по кл. С09К 7/02;2. RF patent No. 2235751 of 02/07/2003, publ. to the bulletin No. 25, 09/10/2004, according to class C09K 7/02;
3. Патент РФ №2655276 от 29.03.2017, опубл. бюллетень №15, 24.05.2018, по кл. С09К 8/20.3. RF patent No. 2665276 of March 29, 2017, publ. Bulletin No. 15, 05.24.2018, according to class C09K 8/20.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019100469A RU2700132C1 (en) | 2019-01-09 | 2019-01-09 | Weighted drilling fluid |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019100469A RU2700132C1 (en) | 2019-01-09 | 2019-01-09 | Weighted drilling fluid |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2700132C1 true RU2700132C1 (en) | 2019-09-12 |
Family
ID=67989679
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019100469A RU2700132C1 (en) | 2019-01-09 | 2019-01-09 | Weighted drilling fluid |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2700132C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113930222A (en) * | 2021-10-15 | 2022-01-14 | 西南石油大学 | High-temperature-resistant high-density polysulfonate water-based drilling fluid and preparation method thereof |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4719021A (en) * | 1984-11-28 | 1988-01-12 | Sun Drilling Products Corporation | Shale-stabilizing drilling fluids and method for producing same |
RU2303047C1 (en) * | 2006-05-10 | 2007-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания ОАО "ГАЗПРОМ" (ООО "БУРГАЗ") | Highly inhibited drilling |
RU2315076C1 (en) * | 2006-05-15 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Heavy drilling fluid |
RU2410405C1 (en) * | 2009-12-25 | 2011-01-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный университет" (АГУ) | Weighted drilling mud |
RU2461600C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Loaded drilling mud |
RU2655276C1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted mineralized clayless drilling mud |
-
2019
- 2019-01-09 RU RU2019100469A patent/RU2700132C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4719021A (en) * | 1984-11-28 | 1988-01-12 | Sun Drilling Products Corporation | Shale-stabilizing drilling fluids and method for producing same |
RU2303047C1 (en) * | 2006-05-10 | 2007-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания ОАО "ГАЗПРОМ" (ООО "БУРГАЗ") | Highly inhibited drilling |
RU2315076C1 (en) * | 2006-05-15 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Heavy drilling fluid |
RU2410405C1 (en) * | 2009-12-25 | 2011-01-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный университет" (АГУ) | Weighted drilling mud |
RU2461600C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Loaded drilling mud |
RU2655276C1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted mineralized clayless drilling mud |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
RU.77.01.34.008.Е.002631.12.15. Добавки для буровых растворов: DEFOAM-X EH, DEFOMEX, SANTI F, Управление по г.Москве, типографский номер 320941, 07.12.2015. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113930222A (en) * | 2021-10-15 | 2022-01-14 | 西南石油大学 | High-temperature-resistant high-density polysulfonate water-based drilling fluid and preparation method thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4083407A (en) | Spacer composition and method of use | |
CN103384708B (en) | Water-based drilling fluid containing cross linked polyacrylate | |
WO2007041841A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
NO336381B1 (en) | Drilling fluids containing an alkali metal formate | |
RU2486224C2 (en) | Light salt mud | |
RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
RU2655276C1 (en) | Weighted mineralized clayless drilling mud | |
RU2700132C1 (en) | Weighted drilling fluid | |
US5612294A (en) | Scleroglucan based drilling mud | |
RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
RU2315076C1 (en) | Heavy drilling fluid | |
RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
RU2661955C1 (en) | Cation-inhibiting drilling mud (variants) | |
US3472325A (en) | Method of drilling with polymer-treated drilling fluid | |
RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
RU2687815C1 (en) | Gel-drill drilling fluid | |
EA023741B1 (en) | Method for drilling subterranean boreholes with aqueous based drilling fluid and biodegradable water based thinner composition | |
Liao et al. | Adsorption characteristics of PHPA on formation solids | |
RU2235751C1 (en) | Weighted drilling mud | |
RU2461600C1 (en) | Loaded drilling mud | |
RU2683448C1 (en) | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure | |
SU1126590A1 (en) | Additive for clay drilling muds | |
MX2013000415A (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore. | |
NO160433B (en) | PROCEDURE AND DEVICE FOR COLLECTION AND HANDLING OF MINERAL FIBERS. | |
US20070287638A1 (en) | Use of dicarbonyl compounds for increasing the thermal stability of biopolymers in the field of oil and gas exploration |