RU2123511C1

RU2123511C1 - Drilling fluid

Info

Publication number: RU2123511C1
Application number: RU97107919A
Authority: RU
Inventors: В.И. Саунин; В.И. Вяхирев; Н.Н. Верховская; В.В. Ипполитов; Н.Г. Кашкаров; В.Ф. Штоль
Original assignee: Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий
Priority date: 1997-05-13
Filing date: 1997-05-13
Publication date: 1998-12-20

Abstract

FIELD: hole drilling. SUBSTANCE: invention relates to an aqueous-base composition solutions used for stratum opening and hole finishing. Drilling fluid has, %: clay 6-8; powder-like sodium methylethylsiliconate 0.1-0.3; highly substituted carboxymethylated polymer 0.2-0.3, and water - the rest. EFFECT: increased productivity. 3 tbl

Description

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам растворов на водной основе, применяемых при вскрытии пласта и заканчивании скважин. The invention relates to the field of well drilling, in particular to the compositions of water-based solutions used in opening and completion of wells.

Увеличение продуктивности скважин может быть достигнуто применением растворов, минимально воздействующих на коллекторские свойства пласта. Оптимальными в этом отношении являются инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР) [1]. Однако их практическое использование тормозится пожароопасностью, дороговизной, нетехнологичностью применения, экологической опасностью. An increase in well productivity can be achieved by the use of solutions minimally affecting the reservoir properties of the formation. Optimal in this regard are invert emulsion solutions (ESI) [1]. However, their practical use is hindered by fire hazard, high cost, low technological use, environmental hazard.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому раствору является полимерглинистый раствор с малой фильтрацией, содержащий глину, воду, акриловый полимер и триполифосфат натрия [2]. Несмотря на низкую фильтрацию, этот раствор снижает фильтрационно-емкостные свойства, а следовательно, продуктивность пласта за счет большого содержания глинистой фазы и акрилового полимера "Унифлок". The closest in technical essence to the claimed solution is a polymer clay solution with low filtration, containing clay, water, an acrylic polymer and sodium tripolyphosphate [2]. Despite the low filtration, this solution reduces the filtration-capacitive properties, and consequently, the productivity of the formation due to the high content of the clay phase and Uniflock acrylic polymer.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является увеличение продуктивности скважин. The problem to which the invention is directed, is to increase the productivity of wells.

Технический результат состоит в создании растворов на водной основе, не ухудшающих коллекторских свойств пласта, без отрицательных качеств ИЭР. The technical result consists in the creation of water-based solutions that do not impair the reservoir properties of the formation, without the negative qualities of the ESI.

Этот технический результат может быть достигнут разработкой бурового раствора, содержащего глину, воду и полимерный реагент. В качестве полимерного реагента содержит смесь порошкообразного метилэтилсиликоната натрия ("Сиакор") и высокозамещающего карбоксиметилированного полимера при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глина - 6-8
Сиакор - 0,3-0,1
Высокозамещенный карбоксиметилированный полимер - 0,2-0,3
Вода - Остальное
Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый буровой раствор отличается от известного тем, что содержит меньшее количество глины, а в качестве полимера смесь порошкообразного метилэтилсиликоната натрия ("Сиакор") и высокозамещенного карбоксиметилированного полимера.This technical result can be achieved by developing a drilling fluid containing clay, water and a polymer reagent. As a polymer reagent contains a mixture of powdered sodium methylethylsiliconate ("Siacor") and a highly substituting carboxymethylated polymer in the following ratio, wt.%:
Clay - 6-8
Siakor - 0.3-0.1
Highly substituted carboxymethylated polymer - 0.2-0.3
Water - Else
Comparative analysis with the prototype allows us to conclude that the inventive drilling fluid differs from the known one in that it contains less clay, and as a polymer, a mixture of powdered sodium methylethylsiliconate (Siacor) and a highly substituted carboxymethylated polymer.

Таким образом заявляемое техническое решение соответствует критерию новизны. Thus, the claimed technical solution meets the criterion of novelty.

Смесь полимеров в заданном соотношении выполняет функцию минимально воздействующего на пласт понизителя фильтрации глинистого раствора. Высокая степень замещения карбоксиметилированного полимера способствует его улучшенной водорастворимости, следовательно, меньшее количество его нерастворившихся частиц коллоидных размеров адсорбируется в пористой среде пласта. "Сиакор" помимо гидрофобизации поверхности коллектора создает щелочную среду бурового раствора, способствуя тем самым глобулизации карбоксиметилированного полимера, нахождению его в молекулярно-дисперсном состоянии без заряда. В этих условиях адсорбция в порах пласта также снижается. Сочетание всех этих факторов позволяет достичь высоких значений коэффициента восстановления проницаемости пласта для заявляемого состава бурового раствора при приемлемых значениях фильтрации. Такого эффекта невозможно добиться применением указанных реагентов раздельно, их взаимное влияние друг на друга с появлением свойства минимального воздействия на коллектор позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию "изобретательский уровень". A mixture of polymers in a predetermined ratio performs the function of minimally acting on the formation reducing agent of clay filtration. A high degree of substitution of the carboxymethylated polymer contributes to its improved water solubility, therefore, a smaller amount of its insoluble colloidal particles is adsorbed in the porous formation environment. In addition to hydrophobization of the surface of the reservoir, Siakor creates an alkaline environment for the drilling fluid, thereby facilitating the globulization of the carboxymethylated polymer and its being in a molecularly dispersed state without charge. Under these conditions, adsorption in the pores of the formation is also reduced. The combination of all these factors allows to achieve high values of the coefficient of recovery of the permeability of the reservoir for the claimed composition of the drilling fluid with acceptable values of filtration. It is impossible to achieve such an effect by using the indicated reagents separately, their mutual influence on each other with the appearance of the property of minimal impact on the collector allows us to conclude that the invention meets the criterion of "inventive step".

В заявляемом составе бурового раствора использован "Сиакор" АО "Силан" (г. Данков Липецкой обл.) по ТУ 6-02-1-042-92. Этот продукт порошкообразный, полностью растворимый в воде метил - и этилсиликонат натрия. По физико-химическим показателям "Сиакор" соответствует требованиям и нормам, указанным в табл. 1. In the claimed composition of the drilling fluid used "Siakor" JSC "Silan" (Dankov, Lipetsk region.) According to TU 6-02-1-042-92. This product is a powdered, completely soluble in water methyl - and sodium ethylsiliconate. According to the physicochemical parameters, "Siakor" complies with the requirements and standards specified in the table. one.

В отличие от индивидуальных этилсиликоната натрия (ГКЖ-10), метилсиликоната натрия (ГКЖ-11)" Сиакор" содержит в 3-4 раза больше кремния. Unlike individual sodium ethylsiliconate (GKZh-10), sodium methylsiliconate (GKZh-11) "Siacor" contains 3-4 times more silicon.

В качестве высокозамещенного карбоксиметилированного полимера использован продукт опытной партии N 230 АО "Полицел" (г. Владимир), имеющий степень замещения 106,1 и содержание основного вещества 55,3%. As a highly substituted carboxymethylated polymer, the product of experimental batch N 230 of Polycel JSC (Vladimir) was used, having a degree of substitution of 106.1 and a basic substance content of 55.3%.

Для экспериментальной проверки заявляемого бурового раствора были приготовлены 7 составов (табл. 2). Технология их приготовления сводится к следующему: в заранее приготовленную глинистую суспензию вводится смесь реагентов в заявляемом соотношении и ведется перемешивание в течение 30 мин на миксере "Воронеж" при 3000 об./мин. Замер основных технологических параметров получаемого раствора производится на стандартных приборах. В качестве глины использован Азербайджанский глинопорошок с выходом 7 м³. (Данные приводят в табл. 2.)
Влияние заявляемых составов буровых растворов и раствора прототипа на проницаемость керна определялось на установке УИПК-1 (ТУ 3811011-80) по следующей методике: подбиралась колонка образцов керна, отличающихся не более 20%. Образцы керна экстрагировались, насыщались моделью пластовой воды с минерализацией 4-7 г/л, керн донасыщался моделью нефти - очищенным керосином путем его прокачки. Строилась зависимость расход - давление при прокачке керосина до и после воздействия фильтрата раствора. Определялся коэффициент восстановления проницаемости. Условия проведения исследований были следующими: пластовая температура 80^oC, давление обжима 25,0 МПа, пластовое давление 8,0 МПа. Полученные данные приводятся в табл. 3. Анализ экспериментальных данных позволяет установить, что составы II, III, IV, обладающие оптимальными технологическими параметрами, в наименьшей степени загрязняют образцы керна. После создания депрессии происходит полное восстановление проницаемости с хорошей динамикой (после первого цикла на 86-100%). Для раствора прототипа происходит восстановление проницаемости на 62% с более медленным развитием процесса.For experimental verification of the inventive drilling fluid were prepared 7 compositions (table. 2). The technology for their preparation boils down to the following: a mixture of reagents in the claimed ratio is introduced into a pre-prepared clay suspension and mixing is carried out for 30 minutes on a Voronezh mixer at 3000 rpm. Measurement of the main technological parameters of the resulting solution is made on standard instruments. Azerbaijan clay powder with a yield of 7 m ^{3 was} used as clay. (The data are given in table. 2.)
The influence of the claimed compositions of drilling fluids and the prototype fluid on the permeability of the core was determined on the installation UIPK-1 (TU 3811011-80) according to the following method: a column of core samples differing not more than 20% was selected. The core samples were extracted, saturated with a model of produced water with a mineralization of 4-7 g / l, the core was saturated with a model of oil - purified kerosene by pumping it. The dependence of flow rate – pressure was built upon pumping kerosene before and after exposure to the solution filtrate. The permeability recovery coefficient was determined. The research conditions were as follows: reservoir temperature 80 ^° C., crimp pressure 25.0 MPa, reservoir pressure 8.0 MPa. The data obtained are given in table. 3. The analysis of experimental data allows us to establish that compositions II, III, IV, which have optimal technological parameters, pollute core samples to the least extent. After the creation of depression, there is a complete restoration of permeability with good dynamics (after the first cycle, 86-100%). For the solution of the prototype, the permeability is restored by 62% with a slower development of the process.

Таким образом применение заявляемого бурового раствора для вскрытия пласта позволяет реально увеличить производительность скважины. Thus, the use of the inventive drilling fluid for opening the formation can actually increase the productivity of the well.

Источники информации:
1. Бирюкова Н.В., Козлова А.Е. Разработка составов и исследование инвертно-эмульсионных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов. РТНС, Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 9.Sources of information:
1. Biryukova N.V., Kozlova A.E. Development of compositions and study of invert emulsion drilling fluids for opening productive formations. RTNS, Drilling. -M .: VNIIOENG, 1982, no. nine.

2. Патент РФ N 2012586, 15.05.94. 2. RF patent N 2012586, 05.15.94.

Claims

Drilling fluid for opening the formation, consisting of clay, water and a polymer reagent, characterized in that the polymer reagent contains a mixture of powdered sodium methylethylsiliconate (Siacor) and a highly substituted carboxymethylated polymer in the following ratio, wt.%:
Clay - 6 - 8
Siakor - 0.3 - 0.1
Highly substituted carboxymethylated polymer - 0.2 - 0.3
Water - Rest