RU2729284C1 - Synthetic drilling fluid - Google Patents
Synthetic drilling fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2729284C1 RU2729284C1 RU2019141698A RU2019141698A RU2729284C1 RU 2729284 C1 RU2729284 C1 RU 2729284C1 RU 2019141698 A RU2019141698 A RU 2019141698A RU 2019141698 A RU2019141698 A RU 2019141698A RU 2729284 C1 RU2729284 C1 RU 2729284C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- synthetic
- drilling
- filtration
- drilling fluid
- emulsifier
- Prior art date
Links
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)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, применяемым для обеспечения длительной устойчивости стенок скважин и профилактики шламонакоплений при бурении длинопротяженных стволов в интервалах залегания неустойчивых глинистых пород, характеризующихся аномально высокими поровыми давлениями, при строительстве скважин на месторождениях Западной Сибири.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to drilling fluids used to ensure long-term stability of the wellbore walls and prevent sludge accumulation when drilling long-length wellbores in the intervals of occurrence of unstable clay rocks characterized by abnormally high pore pressures during well construction in the fields of Western Siberia.
Для профилактики осложнений при проводке наклонно направленного ствола в интервале залегания неустойчивых пород наиболее оправданным является применение бурового раствора на неводной основе. Буровые растворы на неводной основе обладают значительным технологическим преимуществом по сравнению с буровыми растворами на водной основе: они инертны к разбуриваемой горной породе; не оказывают существенного негативного влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов; более термосолеустойчивы; легко как утяжеляются, так и облегчаются; что обеспечивает также возможность их многократного применения. В качестве дисперсионной среды для приготовления буровых растворов на неводной основе могут быть использованы экологически безопасные, нетоксичные и пожаровзрывобезопасные синтетические биоразлагаемые жидкости, которые представляют собой органические соединения, полученные многоступенчатым синтезом различных соединений из углеводородного сырья.To prevent complications during directional borehole drilling in the interval of occurrence of unstable rocks, the most justified is the use of drilling mud on a non-aqueous basis. Non-aqueous drilling fluids have a significant technological advantage over water-based drilling fluids: they are inert to the rock being drilled; do not have a significant negative impact on the reservoir properties of productive formations; more thermosalt resistant; easily both weighted and lightened; which also makes them reusable. Environmentally safe, non-toxic and fire-and-explosion-proof synthetic biodegradable liquids, which are organic compounds obtained by multistage synthesis of various compounds from hydrocarbon raw materials, can be used as a dispersion medium for the preparation of non-aqueous drilling fluids.
В настоящее время в качестве дисперсионной среды буровых растворов на синтетической основе используется достаточно широкий список (перечень) гидрофобных сред. Однако остается актуальным поиск новых составов для решения технологических, экологических и экономических аспектов.At present, a fairly wide list (list) of hydrophobic media is used as a dispersion medium for synthetic-based drilling fluids. However, the search for new formulations for solving technological, environmental and economic aspects remains relevant.
Близким к предлагаемому составу и назначению является буровой раствор на углеводородной основе, содержащий масс. %: касторовое масло - 50,0-83,0, загуститель - кальциевый резинат канифоли - 4,0, хлористый кальций - 10,0, эмульгатор - неонол АФ-9/12 - 0-0,3, органофильный бентонит - 2,0-3,0, воду - 0-30,0, гидрофобизатор - пенозолин - 0-2,0 [RU №2263701, С09К 7/06 (2000.01), опубл. 10.11.2005].Close to the proposed composition and purpose is a hydrocarbon-based drilling fluid containing masses. %: castor oil - 50.0-83.0, thickener - rosin calcium resinate - 4.0, calcium chloride - 10.0, emulsifier - neonol AF-9/12 - 0-0.3, organophilic bentonite - 2, 0-3.0, water - 0-30.0, water repellent - penozoline - 0-2.0 [RU No. 2263701, С09К 7/06 (2000.01), publ. 10.11.2005].
Известный раствор имеет стабильные технологические показатели и не оказывает отрицательного влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов. Недостатком данного раствора является недостаточная для вскрытия отложений с высокими поровыми давлениями плотность раствора.The known solution has stable technological parameters and does not adversely affect the reservoir properties of productive formations. The disadvantage of this solution is that the density of the solution is insufficient for opening deposits with high pore pressures.
Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка бурового раствора на синтетической основе для обеспечения длительной устойчивости стенок скважин и профилактики шламонакоплений при бурении длинопротяженных стволов в интервалах залегания неустойчивых глинистых пород, характеризующихся аномально высокими поровыми давлениями, при строительстве скважин на месторождениях Западной Сибири.The technical problem to be solved by the claimed technical solution is the development of a drilling mud on a synthetic basis to ensure long-term stability of the wellbore walls and prevent sludge accumulation when drilling long-length wellbores in the intervals of occurrence of unstable clay rocks characterized by abnormally high pore pressures during well construction in the Western Siberia.
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная достигается технический результат, который заключается в оптимизации структурно-реологических, фильтрационных и ингибирующих свойств бурового раствора путем применения инертных к горной породе материалов и реагентов, с целью обеспечения длительной устойчивости стенок скважины и профилактики шламонакоплений в стволе скважин.When implementing the proposed technical solution, the delivered technical result is achieved, which consists in optimizing the structural-rheological, filtration and inhibiting properties of the drilling fluid by using materials and reagents inert to the rock in order to ensure long-term stability of the borehole walls and prevent sludge accumulation in the wellbore.
Указанный технический результат достигается тем, что заявляемый буровой раствор содержит в качестве дисперсионной среды синтетическую жидкость, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду, органобентонит, структурообразователь, регулятор фильтрации, эмульгатор, гидрофобизатор, и утяжеляющую добавку при следующем соотношении компонентов, мас. %: синтетическая жидкость «Полиэконол-Сан» - 65,45-67,55, эмульгатор MP-150 - 1,25-1,70, органобентонит «BENTOLUX ОВМ» - 1,20-1,60, структурообразователь «СТЭП» - 0,55-0,65, синтетический полимерный латекс - 1,05-1,25, 30%-ный водный раствор хлорида кальция - 16,75-18,45, гидрофобизатор АБР - 0,8-1,05, сидеритовый утяжелитель - 8,00-12,70.The specified technical result is achieved by the fact that the inventive drilling fluid contains a synthetic liquid as a dispersion medium, mineralized water as a dispersed phase, organobentonite, a structurant, a filtration regulator, an emulsifier, a water repellant, and a weighting additive with the following ratio of components, wt. %: synthetic liquid "Polyekonol-San" - 65.45-67.55, emulsifier MP-150 - 1.25-1.70, organobentonite "BENTOLUX OBM" - 1.20-1.60, structurant "STEP" - 0.55-0.65, synthetic polymer latex - 1.05-1.25, 30% aqueous solution of calcium chloride - 16.75-18.45, water repellent ADB - 0.8-1.05, siderite weighting agent - 8.00-12.70.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в заявляемом синтетическом буровом растворе, совместное применение которых усиливает технологическое действие каждого из компонентов и позволяет получить буровой раствор, имеющий оптимальные технологические свойства.Achievement of the specified technical result is ensured by the selection of components (quantitative and qualitative) in the claimed synthetic drilling mud, the combined use of which enhances the technological effect of each of the components and allows you to obtain a drilling mud with optimal technological properties.
Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты.The following components were used to prepare the inventive drilling mud.
В качестве дисперсионной среды использовали синтетическую жидкость «Полиэконол-Сан» по ТУ 2458-085-97457491-2012, представляющую собой смесь моноалкильных эфиров жирных кислот, которые получают реакцией переэтерификации из растительных маселAs a dispersion medium, we used the synthetic liquid "Polyekonol-San" according to TU 2458-085-97457491-2012, which is a mixture of monoalkyl esters of fatty acids, which are obtained by the transesterification reaction from vegetable oils
В качестве дисперсной фазы применяется 30%-ный раствор хлорида кальция, выпускаемого по ГОСТ 450-77 в виде чешуек или гранул, размер которых не превышает 10 мм с массовой долей хлористого кальция не менее 80%.As a dispersed phase, a 30% solution of calcium chloride is used, produced in accordance with GOST 450-77 in the form of flakes or granules, the size of which does not exceed 10 mm with a mass fraction of calcium chloride of at least 80%.
Стабилизатор углеводородных жидкостей - эмульгатор MP-150 по ТУ 2458-097-17197708-2005 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров жирных кислот и триэтаноламина, используется для образования стабильной эмульсии.Stabilizer of hydrocarbon liquids - emulsifier MP-150 according to TU 2458-097-17197708-2005 is a hydrocarbon solution of esters of fatty acids and triethanolamine, used to form a stable emulsion.
Органобентонит «BENTOLUX ОВМ» по ТУ 2458-092-81065795-2016 представляет 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.Organobentonite "BENTOLUX OBM" according to TU 2458-092-81065795-2016 is a product of the interaction of bentonite clay with ammonium salt, is used in the inventive solution as a structurant and for the formation of a thin elastic filter cake on the borehole walls.
Структурообразователь углеводородных жидкостей «СТЭП» по ТУ 2458-014-35944370-2008, представляет собой сложную модифицированную смесь из жирных спиртов и солей высших жирных кислот. Технологические особенности применения «СТЭП» в качестве стабилизатора углеводородных жидкостей обусловлены его высокой загущающей способностью и повышением структурно-механических, реологических свойств после приготовления дисперсной системы, что было отмечено экспериментальными исследованиями.Structuring agent for hydrocarbon liquids "STEP" according to TU 2458-014-35944370-2008, is a complex modified mixture of fatty alcohols and salts of higher fatty acids. Technological features of the use of "STEP" as a stabilizer of hydrocarbon liquids are due to its high thickening ability and an increase in structural, mechanical, rheological properties after the preparation of the dispersed system, which was noted by experimental studies.
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°С. В эмульсионном растворе используется для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств.Synthetic (polymer) latex in accordance with GOST 11808-88, obtained by co-polymerizing butadiene with styrene in a 70:30 ratio in an aqueous emulsion using a mixture of sulfanol (alkyl sulfonate) and sodium soap of synthetic fatty acids as an emulsifier. Mass fraction of dry matter not less than 40%, gelatinization temperature not more than 8 ° С. In an emulsion solution it is used to regulate the structural-rheological and filtration properties.
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.Hydrophobizator ABR-40 according to TU 2483-081-17197708-2002, is a hydrocarbon solution of condensation products of fatty acids and amines, used for hydrophobization of the weighting agent in the inventive solution.
Утяжеление бурового раствора до необходимой плотности производят сидеритовым утяжелителем. Сидерит (карбонат железа) - содержит от 45 до 93% FeO и от 3 до 55% СаО, кроме того, содержит примеси окислов Са, Mg, Si. Плотность сидерита составляет 3,5-3,8 г/см3, он растворяется в минеральных кислотах (горячей соляной и муравьиной), малоабразивен, экологически безопасен.The weighting of the drilling fluid to the required density is carried out with a siderite weighting agent. Siderite (iron carbonate) - contains from 45 to 93% FeO and from 3 to 55% CaO, in addition, it contains admixtures of Ca, Mg, Si oxides. The density of siderite is 3.5-3.8 g / cm 3 , it dissolves in mineral acids (hot hydrochloric acid and formic acid), is low-abrasive and environmentally friendly.
Весь объем дисперсионной среды обрабатывали эмульгатором при перемешивании на смесительной установке со скоростью вращения швеллера (13000±300) об/мин в течение 20 мин. Затем при интенсивном перемешивании, постепенно вводили добавку органобентонита, диспергирование продолжали 20 мин. Далее полученную углеводородную дисперсию при постоянном перемешивании в аналогичных условиях поочередно обрабатывали регуляторами структурно-реологических и фильтрационных свойств «СТЭП» и синтетическим (полимерным) латексом. Далее, не прекращая перемешивания, постепенно вводили 30% водный раствор хлорида кальция. Утяжеление раствора производили поэтапно, сидеритовым утяжелителем при постоянном перемешивании на смесительной установке, предварительно, обработав полученную эмульсию гидрофобизатором «АБР-40» для снижения отрицательного влияния утяжеляющей добавки.The entire volume of the dispersion medium was treated with an emulsifier while stirring on a mixing unit at a channel rotation speed (13000 ± 300) rpm for 20 min. Then, with vigorous stirring, the addition of organobentonite was gradually introduced, the dispersion continued for 20 minutes. Further, the resulting hydrocarbon dispersion with constant stirring under similar conditions was alternately treated with the regulators of the structural-rheological and filtration properties "STEP" and synthetic (polymer) latex. Further, without stopping stirring, a 30% aqueous solution of calcium chloride was gradually introduced. The weighting of the solution was carried out in stages, with a siderite weighting agent with constant stirring on a mixing plant, after having previously treated the resulting emulsion with a water repellent "ABR-40" to reduce the negative effect of the weighting additive.
Через 16 часов определяли технологические параметры бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°С. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Электростабильность раствора определяли на анализаторе стабильности эмульсий. Фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающим перепад давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа использовали для определения показателя статической фильтрации. Для определения показателя фильтрации в динамических условиях использовали высокотемпературный фильтр-пресс, при температуре ячейки фильтрования t=(90±2)°С, перепаде давления на фильтрующем элементе ΔР=3,5 МПа и частоте вращения лопастей мешалки υ=600 об/мин. Смазочные свойства бурового раствора оценивали на цифровом тестере предельного давления и смазывающей способности и приборе ФСК-4. Структурно-реологические свойства определялись с помощью ротационного вискозиметра с программным управлением, в том числе под воздействием температуры до 80°С. Ингибирующие свойства, оценивались по изменению объема образца шлама, погруженного в исследуемый раствор (степень набухания), на тестере линейного набухания с моделированием термодинамических условий и характеризуются степенью набухания.After 16 hours, the technological parameters of the drilling fluid were determined using certified measurement techniques at a temperature of (20 ± 2) ° C. The density of the drilling mud was determined using a pycnometer. The electrical stability of the solution was determined using an emulsion stability analyzer. A filter press with a filtration zone area of (45.8 ± 0.6) cm 2 , providing a pressure drop across the filter element of 0.7 MPa was used to determine the static filtration index. To determine the filtration index under dynamic conditions, a high-temperature filter press was used, at a filtration cell temperature t = (90 ± 2) ° C, a pressure drop across the filter element ΔР = 3.5 MPa, and a stirrer blade rotation frequency υ = 600 rpm. The lubricating properties of the drilling mud were evaluated using a digital tester of ultimate pressure and lubricity and an FSK-4 device. The structural and rheological properties were determined using a rotary viscometer with program control, including under the influence of temperatures up to 80 ° C. Inhibitory properties were assessed by the change in the volume of the slurry sample immersed in the test solution (the degree of swelling) on a linear swelling tester with simulation of thermodynamic conditions and are characterized by the degree of swelling.
В таблицах 1, 2 представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице 1, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (составы 1-5).Tables 1, 2 show the composition and technological properties of the solution. Examples of preparation and testing of the formulations shown in table 1 are similar to those described above. To identify the distinctive features and the claimed technical result, the mass ratios of the components were changed (compositions 1-5).
Как видно из таблицы 2, заявляемый синтетический буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов обладает оптимальными структурно-реологическими и фильтрационными свойствами (составы 1-3).As can be seen from table 2, the claimed synthetic drilling fluid due to the use of modern multifunctional reagents possesses optimal structural, rheological and filtration properties (compositions 1-3).
Приготовленный, при температуре (20±2)°С синтетический буровой раствор имеет плотность (ρ) от 1047 до 1152 кг/м3, показатель электростабильности (U) от 609 до 797 В, показатель статической фильтрации при перепаде давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа (Ф) от 1,0 до 1,8 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC1 мин/10 мин) от 33 до 41 и от 33 до 42 дПа соответственно, пластическая вязкость (ηпл) от 28,6 до 46,5 мПа⋅с, предельно допустимое напряжение сдвига (τ0) от 68,0 до 88,2 дПа.A synthetic drilling mud prepared at a temperature of (20 ± 2) ° С has a density (ρ) from 1047 to 1152 kg / m 3 , an electrical stability index (U) from 609 to 797 V, a static filtration index with a pressure drop across the
Существенное отличие фильтрационных свойств эмульсионных растворов от растворов на водной основе характеризуется наличием дисперсных глобул, придающих эмульсионным растворам неньютоновский характер течения. При прочих равных условиях (время и площадь фильтрования) для эмульсионных систем, с ростом репрессии начинает действовать фактор - повышение вязкости фильтрата, что способствует снижению объема фильтрата пропорционально корню квадратному соотношения его вязкости при различных абсолютных давлениях. Рост вязкости фильтрата снижает фильтрацию и толщину фильтрационной корки. В свою очередь, при повышении температуры вязкость фильтрата снижается, что, в итоге, увеличивает фильтрацию.A significant difference in the filtration properties of emulsion solutions from water-based solutions is characterized by the presence of dispersed globules, which impart a non-Newtonian flow to emulsion solutions. All other things being equal (time and filtration area) for emulsion systems, with an increase in repression, a factor begins to act - an increase in the viscosity of the filtrate, which contributes to a decrease in the volume of the filtrate in proportion to the square root of the ratio of its viscosity at various absolute pressures. Increasing the viscosity of the filtrate reduces filtration and filter cake thickness. In turn, as the temperature rises, the viscosity of the filtrate decreases, which ultimately increases filtration.
Фильтрационные свойства заявляемого бурового раствора были исследованы в статических и динамических условиях. Показатель фильтрации и скорость фильтрования использовались как критерии оценки фильтрационных свойств. Метод определения фильтрационных свойств заключался в определении объема жидкости (фильтрата), полученной за 30-ти минутный период времени в статических и динамических условиях.The filtration properties of the inventive drilling mud were investigated under static and dynamic conditions. Filtration index and filtration rate were used as criteria for evaluating filtration properties. The method for determining the filtration properties consisted in determining the volume of liquid (filtrate) obtained in a 30-minute period of time under static and dynamic conditions.
При определении фильтрационных свойств в статических и динамических условиях фиксировался объем фильтрата, прошедший через керамический фильтр диаметром 63,3 мм и толщиной 6,5 мм, с площадью зоны фильтрации 22,9 см2 при: температуре в измерительной ячейке (90±2)°С, поддерживающем давлении 3,5 МПа. Динамические условия моделировали при помощи перемешивающего устройства, частота вращения которого составляла (600±10) об/мин. Результаты исследований представлены на фиг. 1, 2. Мгновенную фильтрацию (V1) см3 вычисляли по формуле [ГОСТ 33697-2015 Растворы буровые на углеводородной основе. Контроль параметров в промысловых условиях. М.: Стандартинформ, 2016. - 128 с.]When determining the filtration properties under static and dynamic conditions, the filtrate volume passed through a ceramic filter with a diameter of 63.3 mm and a thickness of 6.5 mm, with a filtration zone area of 22.9 cm 2 at: temperature in the measuring cell (90 ± 2) ° C, maintaining a pressure of 3.5 MPa. Dynamic conditions were simulated using a stirrer, the rotation frequency of which was (600 ± 10) rpm. The research results are presented in Fig. 1, 2. Instant filtration (V 1 ) cm 3 was calculated by the formula [GOST 33697-2015 Oil-based drilling muds. Control of parameters in the field. M .: Standartinform, 2016. - 128 p.]
V1=2 (V7,5-(V30-V7,5),V 1 = 2 (V 7.5 - (V 30 -V 7 , 5 ),
где: V7,5 - объем фильтрата, полученный за 7,5 мин, см3,where: V 7.5 is the volume of the filtrate obtained in 7.5 minutes, cm 3 ,
V30 - объем фильтрата, полученный за 30 мин, см3. V 30 - the volume of the filtrate obtained in 30 minutes, cm 3.
Гидратация глинистых отложений является одной из основных причин неустойчивости ствола, поскольку сопровождается их набуханием и ростом внутренних напряжений, приводящих к нарушению дисперсной структуры разбуриваемых отложений. Процесс набухания сопровождается увеличением влажности, объема породы и возникновением давления набухания. Последствиями этого процесса являются как осыпи и обвалы стенок ствола скважины с образованием каверн, так и сужение ствола скважины из-за пластической деформации, и прихваты бурового инструмента [Журавлев И.Г., Лямина Н.Ф. Набухание глинистых пород. Геология. ISSN 1812-9498. ВЕСТНИК АГТУ. 2008. №6 (47). - С. 119-122].The hydration of clay deposits is one of the main reasons for the instability of the wellbore, since it is accompanied by their swelling and an increase in internal stresses, leading to a violation of the dispersed structure of the deposits being drilled. The swelling process is accompanied by an increase in moisture, rock volume and swelling pressure. The consequences of this process are debris and collapses of the wellbore walls with the formation of caverns, and narrowing of the wellbore due to plastic deformation, and sticking of the drilling tool [Zhuravlev I.G., Lyamina N.F. Swelling of clayey rocks. Geology. ISSN 1812-9498. VESTNIK AGTU. 2008. No. 6 (47). - S. 119-122].
Для определения степени набухания готовили образцы шлама. Предварительно шлам высушивали в духовом шкафу при температуре (105±5)°С до постоянной массы. Пробу шлама массой (10,00±0,01) г помещали в прессовальную камеру, для формирования «таблетки» имитирующей горную породу. Подготовленные в лабораторных условиях образцы - «таблетки» помещали в измерительные ячейки испытательного модуля. Свободное пространство ячейки заполняли заявляемым буровым растворов. С помощью программного обеспечения устанавливали параметры исследований, температурный и динамический режим.To determine the degree of swelling, sludge samples were prepared. The sludge was preliminarily dried in an oven at a temperature of (105 ± 5) ° С to constant weight. A sample of sludge weighing (10.00 ± 0.01) g was placed in a bale chamber to form a "tablet" imitating a rock. Samples prepared under laboratory conditions - "tablets" were placed in the measuring cells of the test module. The free space of the cell was filled with the inventive drilling fluids. The research parameters, temperature and dynamic conditions were set using software.
Исследования по оценке набухания образца проводили при температурах 22±2°С и 85±2°С в течение 420 мин (7 ч). Результаты представлены в виде кривых кинетики набухания на фиг. 3.Studies to assess the swelling of the sample were carried out at temperatures of 22 ± 2 ° C and 85 ± 2 ° C for 420 min (7 h). The results are presented as swelling kinetic curves in FIG. 3.
Исследования структурно-реологических показателей заявляемого раствора проводили на ротационном вискозиметре с программным управлением, с широким диапазоном скоростей от 0,1 с-1 до 1700 с-1, укомплектованным термостатом, обеспечивающим нагревание исследуемого раствора до 85°С.Studies of the structural and rheological parameters of the inventive solution were carried out on a rotational viscometer with program control, with a wide range of speeds from 0.1 s -1 to 1700 s -1 , equipped with a thermostat that provides heating of the test solution to 85 ° C.
Полученные зависимости основных реологических показателей при нагреве до 85°С, представлены на фиг. 4 и 5. Полученные зависимости позволяют сделать вывод о том, что, хотя при повышении температуры до 85°С и происходит некоторое снижение реологических показателей, но они остаются на приемлемом уровне. Это обстоятельство позволяет говорить о термостойкости заявляемого состава.The obtained dependences of the main rheological parameters when heated to 85 ° C are shown in Fig. 4 and 5. The obtained dependences allow us to conclude that, although when the temperature rises to 85 ° C, there is a slight decrease in rheological parameters, they remain at an acceptable level. This circumstance allows us to speak about the thermal stability of the claimed composition.
Использование в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости «Полиэконол-Сан» позволяет решить задачу экологической безопасности, а совместное использование реагентов-стабилизаторов, регуляторов MP-150, «Bentolux ОВМ», структурообразователя «СТЭП» и синтетического (полимерного) латекса обеспечивает оптимальные технологические, а также высокие ингибирующие свойства.The use of synthetic liquid "Polyekonol-San" as a dispersion medium allows solving the problem of environmental safety, and the combined use of stabilizing reagents, regulators MP-150, "Bentolux OBM", structurant "STEP" and synthetic (polymer) latex provides optimal technological, and also high inhibiting properties.
Таким образом, заявляемый состав синтетического бурового раствора при заявляемом соотношении, инертных к горной породе, компонентов обладает оптимальными структурно-реологическими, фильтрационными и ингибирующими свойствами бурового раствора.Thus, the claimed composition of the synthetic drilling fluid with the claimed ratio, inert to the rock, of the components has optimal structural-rheological, filtration and inhibiting properties of the drilling fluid.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019141698A RU2729284C1 (en) | 2019-12-16 | 2019-12-16 | Synthetic drilling fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019141698A RU2729284C1 (en) | 2019-12-16 | 2019-12-16 | Synthetic drilling fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2729284C1 true RU2729284C1 (en) | 2020-08-05 |
Family
ID=72085954
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019141698A RU2729284C1 (en) | 2019-12-16 | 2019-12-16 | Synthetic drilling fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2729284C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2821370C1 (en) * | 2023-10-16 | 2024-06-21 | ФГАОУ ВО Сибирский федеральный университет | Carbon-based drilling fluid with multi-walled carbon nanotubes (mwcnt) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5587354A (en) * | 1992-09-25 | 1996-12-24 | Integrity Industries, Inc. | Drilling fluid and drilling fluid additive |
| RU2200056C2 (en) * | 2001-02-08 | 2003-03-10 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Emulsifier for invert emulsions |
| RU2263701C2 (en) * | 2003-12-30 | 2005-11-10 | Федосов Ростислав Иванович | Hydrocarbon-based drilling fluid |
| EA200600493A1 (en) * | 2003-09-05 | 2006-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | STRUGGLE AGAINST BORING MORTAR AND COLLECTING MATERIAL FOR DRILLING IN DILUTED COLLECTOR |
| RU2424269C1 (en) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Emulsion solution on hydrocarbon base |
| RU2655035C1 (en) * | 2017-07-13 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted invert-emulsion drilling mud |
-
2019
- 2019-12-16 RU RU2019141698A patent/RU2729284C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5587354A (en) * | 1992-09-25 | 1996-12-24 | Integrity Industries, Inc. | Drilling fluid and drilling fluid additive |
| RU2200056C2 (en) * | 2001-02-08 | 2003-03-10 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Emulsifier for invert emulsions |
| EA200600493A1 (en) * | 2003-09-05 | 2006-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | STRUGGLE AGAINST BORING MORTAR AND COLLECTING MATERIAL FOR DRILLING IN DILUTED COLLECTOR |
| RU2263701C2 (en) * | 2003-12-30 | 2005-11-10 | Федосов Ростислав Иванович | Hydrocarbon-based drilling fluid |
| RU2424269C1 (en) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Emulsion solution on hydrocarbon base |
| RU2655035C1 (en) * | 2017-07-13 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted invert-emulsion drilling mud |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2821370C1 (en) * | 2023-10-16 | 2024-06-21 | ФГАОУ ВО Сибирский федеральный университет | Carbon-based drilling fluid with multi-walled carbon nanotubes (mwcnt) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11098231B2 (en) | Spacer fluid compositions that include surfactants | |
| Olatunde et al. | Improvement of rheological properties of drilling fluid using locally based materials. | |
| Adesina et al. | Environmental impact evaluation of a safe drilling mud | |
| US3409080A (en) | Aqueous cementing composition adaptable to high turbulent flow and method of cementing a well using same | |
| RU2655035C1 (en) | Weighted invert-emulsion drilling mud | |
| Makinde et al. | MODELLING THE EFFECTS OF TEMPERATURE AND AGING TIME ON THE RHEOLOGICAL PROPERTIES OF DRILLING FLUIDS. | |
| CN103320104A (en) | Water-in-oil-type biodiesel-based drilling fluid and preparation method thereof | |
| BRPI0611106A2 (en) | gravel filler and method for gravel filling a wellbore | |
| El-Sukkary et al. | Evaluation of some vanillin-modified polyoxyethylene surfactants as additives for water based mud | |
| EP3548580A2 (en) | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty diol rheology modifiers | |
| WO2021007531A1 (en) | A rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems | |
| CN105038732B (en) | Drilling fluid lubrication sealing agent and preparation method thereof and application method | |
| Biwott et al. | Terminalia mantaly leaves as a novel additive in water-based drilling MUD | |
| RU2655276C1 (en) | Weighted mineralized clayless drilling mud | |
| RU2729284C1 (en) | Synthetic drilling fluid | |
| Nickdel Teymoori et al. | Effects of salinity, pH and temperature on CMC polymer and XC polymer performance | |
| US4711731A (en) | Drilling fluid dispersant | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| Ihenacho et al. | 50/50 oil-water ratio invert emulsion drilling mud using vegetable oil as continuous phase | |
| Rufai et al. | Enhancement of the rheological properties of bentonite mud using natural polymers | |
| CN106398667A (en) | Water-based drilling fluid suitable for hard and brittle shale and preparation method thereof | |
| US3738934A (en) | Oil base drilling fluid composition and process | |
| US2860103A (en) | Making gelled hydrocarbons | |
| RU2733622C1 (en) | Weighted drilling mud on hydrocarbon base | |
| RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions |