UA144610U - LIME-SILICATE DRILL SOLUTION - Google Patents
LIME-SILICATE DRILL SOLUTION Download PDFInfo
- Publication number
- UA144610U UA144610U UAU202003077U UAU202003077U UA144610U UA 144610 U UA144610 U UA 144610U UA U202003077 U UAU202003077 U UA U202003077U UA U202003077 U UAU202003077 U UA U202003077U UA 144610 U UA144610 U UA 144610U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- lime
- solution
- stabilizer
- chalk
- sodium
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 235000019351 sodium silicates Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 5
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 21
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 5
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 3
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 10
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 10
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 6
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 6
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 5
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 3
- 235000012241 calcium silicate Nutrition 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 description 2
- ZADYMNAVLSWLEQ-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Mg+2].[Si+4] ZADYMNAVLSWLEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 1
- JHLNERQLKQQLRZ-UHFFFAOYSA-N calcium silicate Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] JHLNERQLKQQLRZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQNPDAVSHFGLIQ-UHFFFAOYSA-N calcium;hydrate Chemical compound O.[Ca] ZQNPDAVSHFGLIQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005592 electrolytic dissociation Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052919 magnesium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019792 magnesium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000008267 milk Substances 0.000 description 1
- 210000004080 milk Anatomy 0.000 description 1
- 235000013336 milk Nutrition 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000007793 ph indicator Substances 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004901 spalling Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000011885 synergistic combination Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Вапняно-силікатний буровий розчин містить глинопорошок бентонітовий, полімери, органічний колоїд-понижувач фільтрації, інгібітор-стабілізатор глин (KCl), регулятор лужності - стабілізатор стійкості стовбура (вапно), обважнювач, воду та кіркоутворювач (крейду). Додатково розчин містить регулятор рН (гідроокису магнію) та силікати натрію та/або калію. При цьому крейду додають до густини розчину 1360 кг/м3.Lime-silicate drilling mud contains bentonite clay powder, polymers, organic colloid-filtration reducer, clay inhibitor-stabilizer (KCl), alkalinity regulator - stabilizer of the trunk (lime), weight, water and crust (chalk). Additionally, the solution contains a pH regulator (magnesium hydroxide) and sodium and / or potassium silicates. The chalk is added to the density of the solution 1360 kg / m3.
Description
Корисна модель стосується малоглинистих інгібуючих бурових розчинів для буріння глибоких газових та нафтових свердловин, а саме розчинів з високими закріплюючими стінки стовбура властивостями.A useful model relates to low-clay inhibitory drilling fluids for drilling deep gas and oil wells, namely fluids with high wellbore anchoring properties.
Відомий буровий розчин (А.с. СРСР Мо 1033524, МПК СО9К 7/02, публ. 07.08.1983 р., бюл.Well-known drilling mud (AS USSR Mo 1033524, IPC SO9K 7/02, publ. 07.08.1983, bull.
Мо 29), який містить, мас. 9о: глину 3-15; КСІ-2-10; вугільно-лужний реагент - 0,5-2; гіпан - 0,5-2; вапно - 0,5-2; вода - решта.Mo 29), which contains, wt. 9o: clay 3-15; KSI-2-10; coal-alkaline reagent - 0.5-2; hypane - 0.5-2; lime - 0.5-2; water is the rest.
Недоліком такого бурового розчину є складність регулювання його структурно-реологічних показників через високий вміст глини, внаслідок чого виникають проблеми з циркуляцією по стовбуру свердловини та ефективністю винесення вибуреної породи на поверхню. Крім того, ця рецептура вимагає досконалої системи очищення і характеризується нестабільним показником фільтрації, для зменшення якої потрібно проводити обробки термосолестійкими полімерами.The disadvantage of this drilling fluid is the difficulty of regulating its structural and rheological parameters due to the high content of clay, as a result of which there are problems with the circulation along the wellbore and the efficiency of bringing the drilled rock to the surface. In addition, this recipe requires a perfect cleaning system and is characterized by an unstable filtration rate, to reduce which it is necessary to treat with thermosol-resistant polymers.
Відомий недиспергуючий буровий розчин, вибраний за найближчий аналог, (патент ОА Мо 108936, МПК СО9К 8/00, СО9К 8/24, СО9К 8/14, публ. 10.06.2016р., бюл. Мо 15), що містить, мас. 9о: глинопорошок бентонітовий - 1-3, акрилові полімери: гіпан та/або Полігор, та/абоThe known non-dispersing drilling fluid, selected for the closest analogue, (patent OA Mo 108936, MPK СО9К 8/00, СО9К 8/24, СО9К 8/14, publ. 06/10/2016, bulletin Mo 15), containing, by mass 9o: bentonite clay powder - 1-3, acrylic polymers: Hypan and/or Polyhor, and/or
Поліплас, та/або Фінпол - 35-0,5-3, високомолекулярний флокулянт на основі негідролізованогоPolyplas, and/or Finpol - 35-0.5-3, high molecular weight flocculant based on non-hydrolyzed
ПАА - 0,02-0,2, органічний колоїд-понижувач фільтрації (вугільнолужний реагент та/або гуматно- калієвий реагент, талабо торфолужний реагент) - 3-6, інгібітор-стабілізатор глин (КСІ) - 0-10, регулятор лужності - стабілізатор стійкості стовбура (вапно) - 1-3, обважнювач крейду - 0-40, воду - решта.PAA - 0.02-0.2, organic colloid-reducer of filtration (coal-alkaline reagent and/or humate-potassium reagent, talobo peat-alkaline reagent) - 3-6, clay inhibitor-stabilizer (KSI) - 0-10, alkalinity regulator - trunk stability stabilizer (lime) - 1-3, chalk weighting agent - 0-40, water - the rest.
При порушенні оптимальних співвідношень інгібіторів чи за недостатнього вмісту органічного колоїду буровий розчин суттєво втрачає в інгібуючих властивостях зі зміною структурно-реологічних параметрів та показника фільтрації.If the optimal ratio of inhibitors is violated or if the content of organic colloid is insufficient, the drilling fluid significantly loses its inhibitory properties with a change in structural and rheological parameters and the filtration index.
Недиспергуючий розчин призначений для буріння в дуже складних гірничо-геологічних умовах буріння глибоких свердловин з відкладеннями тріщинуватого аргіліту. Недоліками цього бурового розчину є необхідність постійного підтримання достатнього вмісту захисного органічного колоїду-плонижувача фільтрації і оптимальних співвідношень інгібіторів- стабілізаторів стовбура. При порушенні оптимальних співвідношень інгібіторів чи за недостатнього вмісту органічного колоїду розчин суттєво втрачає інгібуючі властивості зі зміною структурно-реологічних властивостей та показника фільтрації.The non-dispersing solution is intended for drilling in very difficult mining and geological conditions of drilling deep wells with deposits of cracked argillite. The disadvantages of this drilling fluid are the need to constantly maintain a sufficient content of a protective organic colloid-filtrating agent and optimal ratios of inhibitors-stabilizers of the shaft. In case of violation of the optimal ratio of inhibitors or insufficient content of organic colloid, the solution significantly loses its inhibitory properties with a change in structural and rheological properties and filtration index.
Зо Задачею корисної моделі є створення бурового розчину з посиленими інгібуючими і закріплюючими властивостями, що характеризується стабільним показником фільтрації та структурно-реологічними властивостями.The purpose of a useful model is to create a drilling fluid with enhanced inhibitory and fixing properties, characterized by a stable filtration index and structural and rheological properties.
Поставлена задача вирішується тим, що запропоновано вдосконалити рецептуру бурового розчину, що містить глинопорошок бентонітовий, полімери, органічний колоїд-понижувач фільтрації, інгібітор-стабілізатор глин (КСІ) регулятор лужності - стабілізатор стійкості стовбура (вапно), обважнювач, воду та кіркоутворювач (крейду), шляхом зміни співвідношення компонентів та додавання регулятора рН (гідроокису магнію) та силікатів натрію та/або калію, при наступному співвідношенні компонентів, мас. 9о: глинопорошок бентонітовий 1,5-2,0 целюлозні аніонні полімери 1,6-1,9 біополімер 0,15-0,25 органічний колоїд-понижувач - і 4,0-5,0 фільтрації інгібітор-стабілізатор глин 4,0-7,0 (КС) вапно 3,0-4,0 силікати натрію та/або калію 2,5-3,5 гідроокис магнію 0,4-0,7 змащувальна добавка 2,0-8,0 вода решта, при цьому крейду додають до густини розчину 1360 кг/м3.The task is solved by the fact that it is proposed to improve the formulation of the drilling mud containing bentonite clay powder, polymers, organic colloid-filtering reducer, inhibitor-stabilizer of clays (KSI), alkalinity regulator - stabilizer of the trunk stability (lime), weighting agent, water and crust-forming agent (chalk). , by changing the ratio of components and adding a pH regulator (magnesium hydroxide) and sodium and/or potassium silicates, with the following ratio of components, wt. 9o: bentonite clay powder 1.5-2.0 cellulose anionic polymers 1.6-1.9 biopolymer 0.15-0.25 organic colloid-reducer - and 4.0-5.0 filtering clay inhibitor-stabilizer 4.0 -7.0 (CS) lime 3.0-4.0 sodium and/or potassium silicates 2.5-3.5 magnesium hydroxide 0.4-0.7 lubricating additive 2.0-8.0 water the rest, at this chalk is added to the solution density of 1360 kg/m3.
Глинопорошок бентонітовий (бентонітову глину) в розробленій рецептурі використовується за необхідності підвищення структурно-реологічних властивостей розчину. Силікати стабілізують глину за рахунок механізму утворення розчинного гелю з формуванням осмотичної мембрани в порах та за рахунок переходу в більш щільну гелеву нерозчинну форму при реагуванні з полівалентними іонами Са? і Ма", що, зазвичай, знаходяться в пластовому флюїді, в глинистих мінералах чи в складі бурового розчину. Силікати мають закріплюючу дію, при цьому не погіршують технологічні властивості бентонітового глинопорошку, який, в складі розчину виконує роль одного із структуроутворювачів.Bentonite clay powder (bentonite clay) in the developed recipe is used if necessary to increase the structural and rheological properties of the solution. Silicates stabilize clay due to the mechanism of the formation of a soluble gel with the formation of an osmotic membrane in the pores and due to the transition to a denser gel insoluble form when reacting with polyvalent Ca ions? and Ma", which are usually found in the formation fluid, in clay minerals or in the composition of drilling mud. Silicates have a fixing effect, while they do not impair the technological properties of bentonite clay powder, which, in the composition of the solution, performs the role of one of the structure formers.
При вирішенні задачі автори звернули увагу на сумісність застосування силікатів та гідроксидів в розчині. Теоретично складність могла виникнути тільки при застосуванні в розчині гідроксидів полівалентних металів, в результаті взаємодії яких з силікатами натрію чи калію утворюються нерозчинні гідросилікати полівалентних металів. Подальшими дослідженнями було визначено, що нерозчинні гідросилікати полівалентних металів за достатньої концентрації у водному чи водно-полімерному розчині, знаходячись в структурованому гелеподібному стані, сумісні зі стандартними регуляторами в'язкості і понижувачами фільтрації та мають високі інгібуючі властивості. Ця сумісність дозволила реалізувати ідею створення надзвичайно потужної інгібуючої системи вапняно-силікатного бурового розчину, де кілька інгібіторів (гідроокис кальцію, гідросилікат натрію, кристалогідрат силікату кальцію або магнію) об'єднані в синергетичний механізм для попередження осипань і обвалів нестійких глинистих порід під час буріння свердловин. Щоб об'єднати ці три компоненти в систему необхідно було визначити оптимальні співвідношення компонентів, які дозволяють мати в складі розчину достатні для синергетичної інгібуючої дії сполуки та оптимізувати структурно-реологічні властивості розчину, в якому, у відповідних співвідношеннях, в нерозчиненому вигляді знаходиться гідроокис кальцію у формі нерозчинних кристалогідратів - гідросилікату кальцію, в розчиненому вигляді - гідросилікати натрію чи калію.When solving the problem, the authors paid attention to the compatibility of the use of silicates and hydroxides in solution. Theoretically, the difficulty could arise only when using hydroxides of polyvalent metals in solution, as a result of their interaction with silicates of sodium or potassium, insoluble hydrosilicates of polyvalent metals are formed. Further research determined that insoluble hydrosilicates of polyvalent metals at a sufficient concentration in an aqueous or aqueous polymer solution, being in a structured gel-like state, are compatible with standard viscosity regulators and filtration reducers and have high inhibitory properties. This compatibility made it possible to realize the idea of creating an extremely powerful inhibiting system of lime-silicate drilling mud, where several inhibitors (calcium hydroxide, sodium hydrosilicate, calcium or magnesium silicate crystal hydrate) are combined in a synergistic mechanism to prevent spalling and collapse of unstable clay rocks during well drilling . In order to combine these three components into a system, it was necessary to determine the optimal ratios of the components, which allow having in the composition of the solution compounds sufficient for a synergistic inhibitory effect and to optimize the structural and rheological properties of the solution, in which, in the appropriate ratios, calcium hydroxide is in an undissolved form in in the form of insoluble crystal hydrates - calcium hydrosilicate, in dissolved form - sodium or potassium hydrosilicates.
Для створення системи, в якій були б одночасно присутні гідроокис кальцію, гідросилікати натрію та кристалогідрати гідросилікату кальцію використано властивість при певному співвідношенні вмісту іонів водню та гідроксил-іонів (за показником рН) в середовищі з низьким рівнем електролітичної дисоціації в розчині мати певну рівновагу зворотних реакцій між гідросилікатами МанвіОз (КНБЗІіОз) та гідроокисом кальцію. При цьому, кристалогідратна форма силікату кальцію, присутня в розчині, є результатом повільної реакції між вищевказаними компонентами.To create a system in which calcium hydroxide, sodium hydrosilicates and calcium hydrosilicate crystal hydrates would be present at the same time, the property was used to have a certain balance of reverse reactions at a certain ratio of the content of hydrogen ions and hydroxyl ions (according to the pH indicator) in an environment with a low level of electrolytic dissociation in the solution between ManviOz hydrosilicates (KNBZiOz) and calcium hydroxide. At the same time, the crystalline hydrate form of calcium silicate present in the solution is the result of a slow reaction between the above components.
В результаті, у розробленій рецептурі вапняно-силікатного бурового розчину утворюється захищена стабільна колоїдно-дисперсна система на основі синергетичного сполучення двох типів інгібіторів-стабілізаторів осипання аргілітів (гідроокису кальцію, гідросилікату натрію, кристалогідрату - гідросилікату кальцію або магнію). Стабільність цієї системи підтримується постійним підтриманням вмісту органічного колоїду на рівні не менше 4 95.As a result, in the developed formulation of lime-silicate drilling mud, a protected stable colloidal-disperse system is formed based on the synergistic combination of two types of inhibitors-stabilizers of argillite shedding (calcium hydroxide, sodium hydrosilicate, crystalline hydrate - calcium or magnesium hydrosilicate). The stability of this system is supported by the constant maintenance of the organic colloid content at a level of at least 4 95.
Зо Під час буріння колоїдно-дисперсна система розробленого бурового розчину утворює на стінках стовбура міцну зцементовану перемичку, що складається з фільтраційної кірки і зацементованого пористового простору у проникних породах. На частках вибуреної породи також формується гідрофобна поверхнева плівка, що попереджає її подрібнення і гідратацію протягом достатнього для підйому на поверхню часу, що дозволяє породі ефективно видалятись не менш ніж на 8595 на стандартних засобах очищення розчину (віброситах і пісковідділювачах).During drilling, the colloid-dispersed system of the developed drilling fluid forms a strong cemented bridge on the walls of the shaft, consisting of a filtration crust and a cemented pore space in permeable rocks. A hydrophobic surface film is also formed on the particles of the drilled rock, which prevents its crushing and hydration during a time sufficient for it to rise to the surface, which allows the rock to be effectively removed by at least 8595 by standard means of cleaning the solution (vibrating screens and sand separators).
За відсутності в системі органічного колоїду-(понижувача фільтрації (гумату) в розчині відбуваються процеси коагуляції твердої фази, включаючи і бентонітовий глинопорошок.In the absence of an organic colloid (filtration reducer (humate)) in the solution, solid phase coagulation processes occur in the solution, including bentonite clay powder.
Захисна дія органічного колоїду на основі гумінових речовин полягає у особливостях їх молекулярної будови (бензольні кільця з гідроксильними та іншими радикалами), які, створюють подвійні водневі зв'язки з усіма базовими компонентами розробленого розчину, що піддаються гідролізу (полімери, бентонітовий глинопорошок).The protective action of the organic colloid based on humic substances lies in the peculiarities of their molecular structure (benzene rings with hydroxyl and other radicals), which create double hydrogen bonds with all basic components of the developed solution that are subject to hydrolysis (polymers, bentonite clay powder).
У розробленій рецептурі вапняно-силікатного бурового розчину наявність кількох інгібіторів (вапно, силікати натрію та/або калію, КСІ) створює умови для мінімізації процесів руйнування і набрякання глинистих порід, забезпечуючи стабільність стовбура свердловини.The presence of several inhibitors (lime, sodium and/or potassium silicates, KSI) in the developed formulation of lime-silicate drilling fluid creates conditions for minimizing the processes of destruction and swelling of clay rocks, ensuring the stability of the wellbore.
Вміст крейди, як обважнювача і кіркоутворювача, визначається необхідністю утворення густини бурового розчину, достатньої для протиставлення пластовим тискам у стовбурі свердловини та попередження забруднення продуктивних колекторів нерозчинною твердою фазою. Технологічно виправдану кількість крейди, при якій в'язкість розчину не стає надмірною, можна додавати в розчин до густини 1360 кг/м3.The content of chalk, as a weighting agent and a crust former, is determined by the need to create a density of drilling fluid sufficient to withstand formation pressures in the wellbore and prevent contamination of productive collectors with an insoluble solid phase. A technologically justified amount of chalk, at which the viscosity of the solution does not become excessive, can be added to the solution up to a density of 1360 kg/m3.
Таким чином, удосконалення відомого бурового розчину дозволило забезпечити підвищення його інгібуючих та закріплюючих тріщинуватий аргіліт властивостей, посилення здатності очищуватись на стандартних засобах очистки, а також зменшити витрати на хімічну обробку.Thus, the improvement of the well-known drilling fluid made it possible to increase its inhibiting and fixing properties of cracked mudstone, increase the ability to clean with standard cleaning agents, and also reduce the costs of chemical treatment.
Розроблена рецептура також забезпечує стійкість бурового розчину до дії високої температури та мінералізованих пластових вод і базується на недорогих типових реагентах, частина яких виробляється в Україні.The developed recipe also ensures the resistance of the drilling fluid to high temperature and mineralized reservoir waters and is based on inexpensive typical reagents, some of which are produced in Ukraine.
У запропонованому вапняно-силікатному буровому розчині використовують: бентонітову глину за ТУ 39-01-08-658-81 "Глинопорошок бентонитовьій. Технические условия"; органічний колоїд-понижувач фільтрації, що містить, наприклад, вугільно-лужний реагент (ВЛР) за ТУ 39- бо 932-84 "Вуглелужний реагент. Технічні умови" або гуматно-калієвий реагент (ГКР) за ТУ У 26.8-The proposed lime-silicate drilling fluid uses: bentonite clay according to TU 39-01-08-658-81 "Bentonite clay powder. Technical conditions"; organic colloid-reducer of filtration, containing, for example, carbon-alkaline reagent (VLR) according to TU 39-bo 932-84 "Carbon-alkaline reagent. Technical conditions" or humate-potassium reagent (GKR) according to TU U 26.8-
23690792-002-2001 "Гуматно-калієвий реагент (Лігноксин). Технічні умови" та/або конденсовану сульфіт-спиртову барду (КССБ) за ТУ 41-УССР-94-80 чи модифіковану сульфіт-спиртову барду за ГОСТ-4А1-00032626-00-015-99; КСІ виготовлений за ГОСТ 4234-69; силікат натрію за ГОСТ 13079-81 та/або силікат калію за ГОСТ 592182; вапно - за ГОСТ 9179-77 "Известь негашеная.23690792-002-2001 "Humate-potassium reagent (Lignoxin). Technical conditions" and/or condensed sulfite-alcohol bard (KSSB) according to TU 41-USSR-94-80 or modified sulfite-alcohol bard according to GOST-4A1-00032626- 00-015-99; KSI is made according to GOST 4234-69; sodium silicate according to GOST 13079-81 and/or potassium silicate according to GOST 592182; lime - according to GOST 9179-77 "Quicklime.
Технические условия". Целюлозні аніонні полімери (поліаніонна целюлоза, ПАЦ) високої і низької в'язкості випускаються за ГОСТ 33696-2015 (ІЗО 10416:2008). Біополімери ксантанового типу марки Юиомів, БіІоміє5, Вагалап та інші являють собою водорозчинні порошкоподібні полісахариди, отримані обробкою бактеріями типу "хапіотопаб5 сатревігіз" у відповідності з сертифікатами якості компанії-виробника. Інші реагенти випускаються у відповідності з сертифікатами якості компаній-виробників.Technical conditions". Cellulose anionic polymers (polyanionic cellulose, PAC) of high and low viscosity are produced according to GOST 33696-2015 (ISO 10416:2008). Xanthan-type biopolymers of the brands Yuimov, Biiomie5, Vagalap and others are water-soluble powdered polysaccharides obtained treatment with bacteria of the type "hapiotopab5 satrevigiz" in accordance with the quality certificates of the manufacturing company. Other reagents are produced in accordance with the quality certificates of the manufacturing companies.
Приклад приготування вапняно-силікатного бурового розчину.Example of preparation of lime-silicate drilling mud.
До попередньо гідратованої у воді бентонітової глини 2 мас. 905 концентрації при перемішуванні додають 4 мас. 95 органічного колоїду, наприклад ВЛР, і розчиняють протягом 1 години. Далі, при перемішуванні, до приготованої колоїдної основи розчину додають 1,7 мас. 95 целюлозного аніонного полімеру (ПАЦ, на суху речовину). Після розчинення полімеру утворюється достатньо в'язка структура розчину, в яку додається З мас. 95 дрібномеленого вапна у вигляді гашеного "вапняного молочка". Порошкоподібні силікати натрію та/або калію,To bentonite clay pre-hydrated in water, 2 wt. 905 concentration with stirring add 4 wt. 95 of an organic colloid, such as VLR, and dissolve within 1 hour. Further, with stirring, 1.7 wt. is added to the prepared colloid base of the solution. 95 cellulose anionic polymer (PAC, on dry matter). After the dissolution of the polymer, a sufficiently viscous structure of the solution is formed, which is added with wt. 95 finely ground lime in the form of slaked "lime milk". Powdered silicates of sodium and/or potassium,
КСІ можна додавати на будь-якій стадії обробки бурового розчину після розчинення органічного колоїду. Біополімер додається перед крейдою для створення структури розчину, достатньої для утримання крейди без осідання. Крейду додають після змішування цих компонентів до потрібної густини розчину. Змащувальна добавка вводиться в розчин останньою.KSI can be added at any stage of drilling mud processing after the dissolution of the organic colloid. The biopolymer is added before the chalk to create a solution structure sufficient to hold the chalk without settling. Chalk is added after mixing these components to the desired thickness of the solution. The lubricant additive is introduced into the solution last.
Вимірювання основних технологічних параметрів бурового розчину здійснювали на стандартних приладах за загальноприйнятими методиками.Measurements of the main technological parameters of the drilling fluid were carried out on standard devices according to generally accepted methods.
Статичну фільтрацію визначали на фільтр-пресі Рапп згідно з методикою, викладеною у експлуатаційній документації. Структурно-реологічні властивості бурового розчину визначали на ротаційному віскозиметрі "Фанн" за стандартом АРІ. Фактичну густину вимірювали на ареометрі АБР-1 чи важільних терезах Мий Ваїапсе. Водневий показник визначали за допомогою приладу рН-іевіег.Static filtration was determined on a Rapp filter press according to the methodology outlined in the operational documentation. The structural and rheological properties of the drilling mud were determined on a "Fann" rotary viscometer according to the АРІ standard. The actual density was measured using an ABR-1 hydrometer or My Vaiapse lever scales. The hydrogen indicator was determined with the help of the рН-иевиег device.
У межах заявлених співвідношень концентрацій компонентів після термостатування усіWithin the declared ratio of concentrations of components after thermostating, all
Зо бурового розчину достатньо термостійкі і стабільні у часі, що випливає з незначного збільшення показника фільтрації та зниження структурно-реологічних параметрів після прогріву при температурі 120 С протягом 6 годин.The drilling fluid is sufficiently heat-resistant and stable over time, which results from a slight increase in the filtration index and a decrease in the structural and rheological parameters after heating at a temperature of 120 C for 6 hours.
Аналогічним чином готували інші склади рідини з різними співвідношеннями компонентів, кількісний склад яких наведено у таблиці 1. Параметри бурового розчину, отримані при різних концентраціях компонентів, занесені у таблицю 2.In a similar way, other fluid compositions with different ratios of components were prepared, the quantitative composition of which is shown in Table 1. The parameters of the drilling fluid obtained at different concentrations of components are listed in Table 2.
Концентрація бентонітового глинопорошку обумовлена необхідністю забезпечення достатніх кіркоутворюючих властивостей розчину та мінімального підвищення рівня структурно- реологічних властивостей при мінімальному забрудненні продуктивних пластів.The concentration of bentonite clay powder is due to the need to ensure sufficient crust-forming properties of the solution and a minimal increase in the level of structural and rheological properties with minimal contamination of productive layers.
Нижній поріг концентрації органічного колоїду-понижувача фільтрації (4 95) обумовлений необхідністю створення середовища, достатнього для утворення міжмолекулярних сполук з полімерами; а також для захисту полімерів від полівалентних іонів. Верхній поріг - 590 обмежений економічною і технологічною доцільністю для підтримання необхідних параметрів розчину.The lower concentration threshold of the organic colloid-lowering filter (4 95) is due to the need to create an environment sufficient for the formation of intermolecular compounds with polymers; and also to protect polymers from polyvalent ions. The upper threshold - 590 is limited by economic and technological expediency to maintain the required parameters of the solution.
Добавка вапна (гідроксиду кальцію), силікатів натрію та/або калію обумовлена необхідністю підтримання закріплюючих властивостей розчину (зміцнення стінок свердловини (|і попередження осипань нестійких порід) та підтримання показника рН в межах 9-12.The addition of lime (calcium hydroxide), sodium and/or potassium silicates is due to the need to maintain the fixing properties of the solution (strengthening the walls of the well (and preventing the fallout of unstable rocks) and maintaining the pH value within 9-12.
За результатами лабораторних досліджень рецептур вапняно-силікатного бурового розчину (див. табл. 1) визначено, що органічний колоїд ВЛР надає більшої стабільності фільтрації і структурно-реологічним властивостям розчину ніж КСОССБ; силікати натрію є більш технологічними при приготуванні і обробках розчину; при зростанні вмісту змащувальної добавки реологічна крива є більш пологою.Based on the results of laboratory studies of calcareous-silicate drilling fluid recipes (see Table 1), it was determined that the organic colloid of VLR provides greater filtration stability and structural and rheological properties of the solution than KSOSSB; sodium silicates are more technological when preparing and processing the solution; with an increase in the content of the lubricant additive, the rheological curve is more gentle.
Таким чином, запропонований вапняно-силікатний буровий розчин характеризується стабільними технологічними параметрами у широкому діапазоні температур, високими інгіібуючими та закріплюючими нестійкі геологічні відкладення властивостями. Інгібуючі та інкапсулюючі властивості розчину практично не дозволяють диспергуватись вибуреній породі - вона на 85-90 95 видаляється на віброситах.Thus, the proposed lime-silicate drilling fluid is characterized by stable technological parameters in a wide range of temperatures, high inhibitory and fixing properties of unstable geological deposits. The inhibitory and encapsulating properties of the solution practically do not allow the dispersal of the drilled rock - it is 85-90 95 removed on vibrating screens.
Таблиця 1 ке 71111140 1111111115011111171111111116осСTable 1 ke 71111140 1111111115011111171111111116осС
ВЛлР7711111111111117401 11111111 -1111111111111111201VLlR7711111111111117401 11111111 -1111111111111111201
Жов 111117111111-111111111117140111111111111201October 111117111111-111111111117140111111111111201
Силкаткалю о ///////777771717111111111801Ї111111111-11111111111111115Silkatkalyu about ///////777771717111111111801Ї111111111-11111111111111115
Силікатнатрію.///////777777177111111111-11111Ї111111111780111111111111111115Sodium silicate.///////777777177111111111-11111Ї11111111117801111111111111111115
Бентонї////////777777711111111111101201Ї11111117120111111111111-1 (Змащувальнадобавка.ї | 40 2: | (04077718Bentony////////777777711111111111101201Ї11111117120111111111111-1 (Lubricating additive.і | 40 2: | (04077718
Таблиця 2 1111111 16ВРМ/ ї7777771711781171 11111718 ї11116 0111118ВРМ 7 17777717117161111 11111715 .Ю.ЙДЩДЩД| 4 снзїбсекю Па 77777777 177171111117161111 11111715... | ДБ 4 « снзтохв.Па /7771717111111117711111117181ї11117 0Table 2 1111111 16ВРМ/ и7777771711781171 11111718 и11116 0111118ВРМ 7 17777717117161111 11111715 .Ю.ЙДЩДЩД| 4 snzibsekyu Pa 77777777 177171111117161111 11111715... | DB 4 « snztokhv.Pa /7771717111111117711111117181й11117 0
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU202003077U UA144610U (en) | 2020-05-22 | 2020-05-22 | LIME-SILICATE DRILL SOLUTION |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU202003077U UA144610U (en) | 2020-05-22 | 2020-05-22 | LIME-SILICATE DRILL SOLUTION |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA144610U true UA144610U (en) | 2020-10-12 |
Family
ID=73717924
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU202003077U UA144610U (en) | 2020-05-22 | 2020-05-22 | LIME-SILICATE DRILL SOLUTION |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA144610U (en) |
-
2020
- 2020-05-22 UA UAU202003077U patent/UA144610U/en unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2624834C (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
| US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| EA007929B1 (en) | High performance water based drilling mud and method of use | |
| CA2461297C (en) | Viscous well treating fluids and methods | |
| BR0009559B1 (en) | Water-based drilling fluid composition. | |
| RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
| UA144610U (en) | LIME-SILICATE DRILL SOLUTION | |
| RU2710654C1 (en) | Highly inhibited invert drilling agent | |
| Dai et al. | Drilling fluid chemistry | |
| Jones et al. | Proppant behavior under simulated geothermal reservoir conditions | |
| Jew* et al. | A new approach to controlling barite scaling in unconventional systems | |
| EP0137872A1 (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
| RU2768340C1 (en) | High-cation-inhibited drilling mud | |
| RU2683448C1 (en) | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure | |
| RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions | |
| US20110224108A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
| RU2440398C1 (en) | Polymer-clay drilling fluid in permafrost and highly colloidal clay rocks | |
| UA144611U (en) | POLYMINERAL DRILL SOLUTION | |
| RU2001936C1 (en) | Drilling solution | |
| RU2170753C2 (en) | Clay-free drilling mud | |
| RU2804720C1 (en) | Biopolymer drilling fluid | |
| RU2561634C2 (en) | Biopolymer drilling mud sbk-uni (plus) | |
| RU2107708C1 (en) | Reagent for treating drilling muds |