RU2804068C1 - Hydrogel drilling fluid - Google Patents
Hydrogel drilling fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2804068C1 RU2804068C1 RU2023103352A RU2023103352A RU2804068C1 RU 2804068 C1 RU2804068 C1 RU 2804068C1 RU 2023103352 A RU2023103352 A RU 2023103352A RU 2023103352 A RU2023103352 A RU 2023103352A RU 2804068 C1 RU2804068 C1 RU 2804068C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- clay
- reagent
- additive
- drilling
- lubricant
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам, которые подходят как для бурения транспортного ствола, представленного терригенными породами, так и для вскрытия продуктивных пластов наклонно-направленных и горизонтальных скважин со сверхдальними отходами. The invention relates to the construction of oil and gas wells, namely to drilling fluids that are suitable both for drilling a transport trunk represented by terrigenous rocks, and for opening productive formations of directional and horizontal wells with ultra-long waste.
Известен безглинистый буровой раствор, который применяется для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и наклонно-направленных скважин с отходом от вертикали более 1000 м, содержащий мас.%: A clay-free drilling fluid is known, which is used to penetrate productive formations of horizontal wells and directional wells with a vertical distance of more than 1000 m, containing wt.%:
Недостатком данного раствора является то, что безглинистые растворы являются дорогостоящими за счет наличия биополимеров (патент РФ №2318855, МПК C09K 8/08, оп. 10.03.2008). The disadvantage of this solution is that clay-free solutions are expensive due to the presence of biopolymers (RF patent No. 2318855, IPC C09K 8/08, op. 03/10/2008).
Наиболее близким аналогом к заявляемому изобретению, принимаемым нами за прототип, является малоглинистый буровой раствор, используемый для бурения продуктивных пластов и геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, который содержит, мас.%: The closest analogue to the claimed invention, which we take as a prototype, is a low-clay drilling fluid used for drilling productive formations and geophysical studies of oil and gas wells, which contains, wt.%:
Недостатками данного раствора являются повышенное содержание глины, которое существенно снижает качество вскрытия продуктивного пласта, а также отсутствие в составе ингибитора набухания глин, что ограничивает его применение при проводке скважин в условиях залегания глиносодержащих пород (глины, аргиллиты, глинистые сланцы, алевролиты), склонных к набуханиям, осыпям и обвалам (патент РФ №2327726, МПК C09K 8/24, оп. 27.06.2008).The disadvantages of this solution are the increased clay content, which significantly reduces the quality of opening the productive formation, as well as the absence of a clay swelling inhibitor in the composition, which limits its use when drilling wells in the occurrence of clay-containing rocks (clays, mudstones, shales, siltstones), prone to swelling, scree and collapse (RF patent No. 2327726, IPC C09K 8/24, op. 06.27.2008).
Технической задачей, решаемой настоящим изобретением, является снижение себестоимости бурового раствора в отсутствии дорогостоящих биополимеров за счет применения недорогих реагентов отечественного производства, благодаря которым сохраняется удерживающая способность при бурении наклонных и горизонтальных стволов и осуществляется эффективный вынос шлама из скважины. А именно, создание глинистого бурового раствора с низким содержанием глинистой фазы и сохранением необходимых фильтрационных и структурно-реологических свойств. The technical problem solved by the present invention is to reduce the cost of drilling fluid in the absence of expensive biopolymers through the use of inexpensive domestically produced reagents, thanks to which the holding capacity is maintained when drilling inclined and horizontal shafts and effective removal of cuttings from the well is carried out. Namely, the creation of a clayey drilling fluid with a low content of clay phase and maintaining the necessary filtration and structural-rheological properties.
Указанная техническая задача решается тем, что буровой раствор, содержащий глину бентонитовую, регулятор фильтрации, карбонатный утяжелитель, смазочную добавку и воду, согласно изобретению, в качестве регулятора фильтрации содержит реагент СТАРФЛОК, в качестве карбонатного утяжелителя - разнофракционный мрамор молотый, в качестве смазочной добавки – ЛУБРИКАНТ БЛ, для пептизации бентонитовой глины - гидроксид натрия, модифицирующие глину добавки РЕГВИЗ и РЕАГЕНТ «НВ» марки К, для предотвращения преждевременной ферментативной деструкции реагента СТАРФЛОК – бактерицид и для предотвращения набухания и осыпания глиносодержащих пород может содержать хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: This technical problem is solved by the fact that a drilling fluid containing bentonite clay, a filtration regulator, a carbonate weighting agent, a lubricant additive and water, according to the invention, contains the STARFLOK reagent as a filtration regulator, ground marble of different fractions as a carbonate weighting agent, and ground marble as a lubricant additive - LUBRIKANT BL, for peptization of bentonite clay - sodium hydroxide, clay-modifying additives REGVIZ and REAGENT "NV" brand K, to prevent premature enzymatic destruction of the reagent STARFLOK - a bactericide and to prevent swelling and crumbling of clay-containing rocks may contain sodium chloride in the following ratio of components, wt .%:
Решение поставленной технической задачи изобретения обеспечивается благодаря следующему. Гидроксид натрия способствует дополнительной пептизации бентонитовой глины, вследствие чего увеличивается содержание коллоидных частиц. При вводе добавок на основе солей поливалентных металлов РЕГВИЗ и РЕАГЕНТ НВ марки К происходит модификация частиц бентонита, в результате которой образуются олигомерные и полимерные частицы, способствующие созданию геля за счет комбинации координационного и кристаллизационно-коагуляционного механизма структурирования. Данные модифицирующие добавки позволяют создавать раствор с таким минимальным содержанием глины бентонитовой без потери необходимых фильтрационных и структурно-реологических свойств. Благодаря данному механизму структурирования система имеет повышенные значения динамического напряжения сдвига (ДНС), вязкости при низких скоростях сдвига (ВНСС) и быстроформирующуюся структуру при низкой концентрации глинистой фазы. Бактерицид предотвращает преждевременную ферментативную деструкцию реагента СТАРФЛОК. Для предотвращения набухания и осыпания глиносодержащих пород (глины, аргиллиты, сланцы, алевролиты) в буровой раствор вводят NaCl, при этом коагулирующего действия на модифицированную бентонитовую глину не происходит. The solution to the stated technical problem of the invention is achieved thanks to the following. Sodium hydroxide promotes additional peptization of bentonite clay, resulting in an increase in the content of colloidal particles. When adding additives based on polyvalent metal salts REGVIZ and REAGENT NV brand K, bentonite particles are modified, resulting in the formation of oligomeric and polymer particles that contribute to the creation of a gel due to a combination of coordination and crystallization-coagulation structuring mechanisms. These modifying additives make it possible to create a solution with such a minimum content of bentonite clay without losing the necessary filtration and structural-rheological properties. Thanks to this structuring mechanism, the system has increased values of dynamic shear stress (DSS), viscosity at low shear rates (LSRS) and a rapidly forming structure at a low concentration of the clay phase. The bactericide prevents premature enzymatic destruction of the STARFLOK reagent. To prevent swelling and crumbling of clay-containing rocks (clays, mudstones, shales, siltstones), NaCl is introduced into the drilling fluid, but there is no coagulating effect on the modified bentonite clay.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами приготовления бурового раствора в лабораторных условиях.The essence of the proposed invention is illustrated by the following examples of preparing drilling fluid in laboratory conditions.
Пример № 1 Example #1
К 855,5 г водопроводной воды при перемешивании на лабораторной мешалке добавляют 1 г гидроксида натрия. После полного растворения реагента вводят 10 г бентонитовой глины и диспергируют ее в течение 15 мин на высокоскоростном миксере (11 000об/мин). Не прекращая перемешивания, с интервалом в 15 мин, последовательно вводят 1,5 г модифицирующей добавки РЕГВИЗ, 1,5 г РЕАГЕНТА «НВ» марки К, 30,0 г реагента СТАРФЛОК совместно с 0,5 г бактерицида, 80,0 г мрамора молотого и 20,0 г смазочной добавки ЛУБРИКАНТ БЛ. После ввода всех компонентов раствор перемешивают 10 мин на высокоскоростном миксере и 10 мин на лабораторной мешалке.Add 1 g of sodium hydroxide to 855.5 g of tap water while stirring on a laboratory stirrer. After complete dissolution of the reagent, 10 g of bentonite clay is added and dispersed for 15 minutes on a high-speed mixer (11,000 rpm). Without stopping stirring, at intervals of 15 minutes, sequentially introduce 1.5 g of the REGVIZ modifying additive, 1.5 g of the “NV” REAGENT, grade K, 30.0 g of the STARFLOK reagent together with 0.5 g of the bactericide, 80.0 g of marble ground and 20.0 g of lubricant additive LUBRICANT BL. After adding all components, the solution is stirred for 10 minutes on a high-speed mixer and 10 minutes on a laboratory stirrer.
Пример № 2 Example No. 2
К 811,5 г водопроводной воды при перемешивании на лабораторной мешалке добавляют 1 г гидроксида натрия. После полного растворения реагента вводят 15 г бентонитовой глины и диспергируют ее в течение 15 мин на высокоскоростном миксере (11 000 об/мин). Не прекращая перемешивания, с интервалом в 15 мин, последовательно вводят 0,7 г модифицирующей добавки РЕГВИЗ, 1,5 г РЕАГЕНТА «НВ» марки К, 20,0 г реагента СТАРФЛОК совместно с 0,3 г бактерицида, 80,0 г мрамора молотого, 50,0 г хлорида натрия и 20,0 г смазочной добавки ЛУБРИКАНТ БЛ. После ввода всех компонентов раствор перемешивают 10 мин на высокоскоростном миксере (11 000 об/мин) и 10 мин на лабораторной мешалке.Add 1 g of sodium hydroxide to 811.5 g of tap water while stirring on a laboratory stirrer. After the reagent is completely dissolved, 15 g of bentonite clay is added and dispersed for 15 minutes on a high-speed mixer (11,000 rpm). Without stopping stirring, with an interval of 15 minutes, 0.7 g of the REGVIZ modifying additive, 1.5 g of the “NV” REAGENT grade K, 20.0 g of the STARFLOK reagent together with 0.3 g of bactericide, 80.0 g of marble are sequentially introduced ground, 50.0 g of sodium chloride and 20.0 g of lubricant additive LUBRICANT BL. After adding all components, the solution is stirred for 10 minutes on a high-speed mixer (11,000 rpm) and 10 minutes on a laboratory stirrer.
Аналогичным образом готовят другие составы бурового раствора «ГИДРОГЕЛЬ» и прототипа с различным соотношением ингредиентов. Other compositions of the HYDROGEL drilling fluid and the prototype with different ratios of ingredients are prepared in a similar way.
В таблице 1 приведены данные о компонентных составах заявляемого и известного (прототипа) буровых растворов.Table 1 shows data on the component compositions of the proposed and known (prototype) drilling fluids.
Определение технологических показателей заявляемого бурового раствора «ГИДРОГЕЛЬ» и прототипа проводилось после выдерживания приготовленного раствора при температуре 25°С в течение 16 часов.Determination of the technological parameters of the proposed drilling fluid "HYDROGEL" and the prototype was carried out after keeping the prepared solution at a temperature of 25°C for 16 hours.
Таблица 1 - Составы бурового раствора «ГИДРОГЕЛЬ» и прототипаTable 1 - Compositions of the HYDROGEL drilling fluid and the prototype
Технологические показатели буровых растворов определялись в соответствии с ГОСТ 33213-2014 (ISO 10414-1:2008):Technological parameters of drilling fluids were determined in accordance with GOST 33213-2014 (ISO 10414-1:2008):
– показатель фильтрации (ПФ, см3/30мин) определялся при перепаде давления 0,7 МПа на фильтр-прессе «OFITE»;– filtration index (PF, cm 3 /30 min) was determined at a pressure drop of 0.7 MPa on the OFITE filter press;
– пластическая вязкость (ПВ, мПа∙с) определялась на ротационном вискозиметре «OFITE» при 49°С;– plastic viscosity (PV, mPa∙s) was determined on an OFITE rotational viscometer at 49°C;
– динамическое напряжение сдвига (ДНС, фунт/100фут2) определялось на ротационном вискозиметре «OFITE» при 49°С;– dynamic shear stress (DSS, lb/100ft 2 ) was determined on an OFITE rotational viscometer at 49°C;
– статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин покоя (СНС10/10, фунт/100фут2) определялись на ротационном вискозиметре «OFITE» при 49°С;– static shear stress for 10 s and 10 min of rest (SNS10/10, lb/100ft 2 ) was determined on an OFITE rotational viscometer at 49°C;
– рН определялся рН-метром;– pH was determined with a pH meter;
– вязкость при низких скоростях сдвига (ВНСС, мПа∙с) определялась на ротационном вискозиметре «Brookfield». – viscosity at low shear rates (VNSS, mPa∙s) was determined on a Brookfield rotational viscometer.
Увеличение высоты образца глины, %, находящегося в среде бурового раствора в течение 72 часов при температуре 50°С оценивалась на приборе «OFITE Dinamic Linear Swellmeter».The increase in the height of a clay sample, %, in a drilling fluid environment for 72 hours at a temperature of 50°C was assessed using the OFITE Dinamic Linear Swellmeter.
В таблице 2 приведены технологические показатели бурового раствора «ГИДРОГЕЛЬ» и прототипа.Table 2 shows the technological indicators of the HYDROGEL drilling fluid and the prototype.
Таблица 2 - технологические показатели бурового раствора «ГИДРОГЕЛЬ» и прототипаTable 2 - technological indicators of the HYDROGEL drilling fluid and the prototype
фунт/100 фут2 DNS,
lb/100 ft 2
фунт/100 фут2 SNS 10/10 ,
lb/100 ft 2
Полученные данные по технологическим показателям показывают, что заявляемый буровой раствор «ГИДРОГЕЛЬ» имеет необходимые фильтрационные свойства (показатель фильтрации менее 5 см3/30мин) и достаточное увеличение высоты образца глины, что обеспечивает устойчивость стенок скважины. Благодаря наличию в составе уникальных модифицирующих добавок заявляемый буровой раствор имеет высокие значения ДНС и ВНСС при минимальном количестве глины и пониженных значениях пластической вязкости, благодаря которым улучшается очистка ствола в наклонных и горизонтальных участках; также раствор имеет быстроформирующуюся структуру, что указывает на его качественную удерживающую способность. При всем при этом состав раствора является финансово доступным в отсутствии дорогостоящих биополимеров.The obtained data on technological indicators show that the inventive drilling fluid “HYDROGEL” has the necessary filtration properties (filtration rate less than 5 cm 3 /30 min) and a sufficient increase in the height of the clay sample, which ensures the stability of the well walls. Due to the presence of unique modifying additives in the composition, the inventive drilling fluid has high values of DNS and VNSS with a minimum amount of clay and reduced values of plastic viscosity, due to which hole cleaning in inclined and horizontal sections is improved; The solution also has a rapidly forming structure, which indicates its high-quality holding capacity. With all this, the composition of the solution is financially accessible in the absence of expensive biopolymers.
Claims (2)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2804068C1 true RU2804068C1 (en) | 2023-09-26 |
Family
ID=
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2135542C1 (en) * | 1997-01-16 | 1999-08-27 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт предприятия "Оренбурггазпром" РАО "Газпром" | Hydrogel drilling mud |
WO2003064555A1 (en) * | 2002-01-31 | 2003-08-07 | M-I L.L.C. | High performance water based drilling mud and method of use |
RU2222587C1 (en) * | 2002-08-15 | 2004-01-27 | Закрытое акционерное общество "Регион - ЭМ" | Method for producing vodka "volshebnaya" |
RU2327726C2 (en) * | 2006-08-23 | 2008-06-27 | Елена Александровна Румянцева | Thin clay drilling mud |
RU2461600C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Loaded drilling mud |
RU2521259C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling mud |
WO2016145020A1 (en) * | 2015-03-12 | 2016-09-15 | Hercules Incorporated | An oil and gas treatment composition comprising hydroxyethyl cellulose and crosslinked polyvinylpyrrolidone |
RU2687815C1 (en) * | 2018-02-19 | 2019-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Gel-drill drilling fluid |
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2135542C1 (en) * | 1997-01-16 | 1999-08-27 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт предприятия "Оренбурггазпром" РАО "Газпром" | Hydrogel drilling mud |
WO2003064555A1 (en) * | 2002-01-31 | 2003-08-07 | M-I L.L.C. | High performance water based drilling mud and method of use |
RU2222587C1 (en) * | 2002-08-15 | 2004-01-27 | Закрытое акционерное общество "Регион - ЭМ" | Method for producing vodka "volshebnaya" |
RU2327726C2 (en) * | 2006-08-23 | 2008-06-27 | Елена Александровна Румянцева | Thin clay drilling mud |
RU2461600C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-09-20 | Открытое акционерное общество "Азимут" | Loaded drilling mud |
RU2521259C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling mud |
WO2016145020A1 (en) * | 2015-03-12 | 2016-09-15 | Hercules Incorporated | An oil and gas treatment composition comprising hydroxyethyl cellulose and crosslinked polyvinylpyrrolidone |
RU2687815C1 (en) * | 2018-02-19 | 2019-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Gel-drill drilling fluid |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11091682B2 (en) | Methods of using drilling fluid compositions with enhanced rheology | |
DE60118531T2 (en) | SHEET GAS INHYDRATION INHIBITIONS AND METHOD FOR THEIR USE | |
US6291405B1 (en) | Glycol based drilling fluid | |
US5723416A (en) | Well servicing fluid for trenchless directional drilling | |
US20150021027A1 (en) | Wellbore fluid | |
CA2677550C (en) | Water-based drilling fluid | |
AU2017296043A1 (en) | High density clear brine fluids | |
RU2698389C1 (en) | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud | |
RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
WO2019175792A1 (en) | Drilling fluid system for controlling loss circulation | |
RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
US7829506B1 (en) | Clay stabilizing aqueous drilling fluids | |
US5612294A (en) | Scleroglucan based drilling mud | |
RU2804068C1 (en) | Hydrogel drilling fluid | |
RU2661955C1 (en) | Cation-inhibiting drilling mud (variants) | |
RU2186819C1 (en) | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) | |
RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
MXPA03002128A (en) | Aqueous-based oil well drilling fluids containing high amylose starch polymers. | |
RU2230092C2 (en) | Drilling muds | |
US4264455A (en) | Drilling mud viscosifier | |
CN110105930B (en) | Bentonite drilling fluid and preparation method thereof | |
RU2804720C1 (en) | Biopolymer drilling fluid | |
RU2318855C2 (en) | Clayless drilling mud | |
RU2683448C1 (en) | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure | |
RU2274651C1 (en) | Polymer-clay fluid for drilling well in permafrost rock |