RU2630460C2 - Combined stabiliser based on tall oil pitch for treatment of drill fluids and method of its production - Google Patents
Combined stabiliser based on tall oil pitch for treatment of drill fluids and method of its production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2630460C2 RU2630460C2 RU2015152716A RU2015152716A RU2630460C2 RU 2630460 C2 RU2630460 C2 RU 2630460C2 RU 2015152716 A RU2015152716 A RU 2015152716A RU 2015152716 A RU2015152716 A RU 2015152716A RU 2630460 C2 RU2630460 C2 RU 2630460C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- diesel fuel
- water
- pitch
- tall
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 49
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 13
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 13
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 12
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims abstract description 12
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 12
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 10
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 10
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 7
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 18
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000003068 static effect Effects 0.000 abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 229910000329 aluminium sulfate Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 235000011128 aluminium sulphate Nutrition 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 21
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 9
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 7
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 7
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 5
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 235000008504 concentrate Nutrition 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- -1 fatty acid sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 2
- CWGBFIRHYJNILV-UHFFFAOYSA-N (1,4-diphenyl-1,2,4-triazol-4-ium-3-yl)-phenylazanide Chemical compound C=1C=CC=CC=1[N-]C1=NN(C=2C=CC=CC=2)C=[N+]1C1=CC=CC=C1 CWGBFIRHYJNILV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100453306 Homo sapiens KRT15 gene Proteins 0.000 description 1
- 102100040443 Keratin, type I cytoskeletal 15 Human genes 0.000 description 1
- 101100092791 Neurospora crassa (strain ATCC 24698 / 74-OR23-1A / CBS 708.71 / DSM 1257 / FGSC 987) rps-14 gene Proteins 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000306 component Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 235000014666 liquid concentrate Nutrition 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к составам реагентов-стабилизаторов буровых растворов на углеводородной основе малой плотности с улучшенными значениями реологических и фильтрационных свойств, и может применяться при бурении в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора обычными химреагентами.The invention relates to the drilling of oil and gas wells, in particular to compositions of low-density hydrocarbon-based drilling fluid stabilizing agent reagents with improved values of rheological and filtration properties, and can be used when drilling in a hard terrigenous-carbonate section, where it is difficult to maintain the structure of the mud with conventional chemical reagents.
Уровень техникиState of the art
Известно, что при бурении нефтегазовых скважин вращательным способом в скважине циркулирует поток жидкости, которая помимо функции удаления шлама выполняет и другие важные функции, направленные на эффективное, экономичное и безопасное выполнение и завершение процесса бурения (1. Дмитриев А.Ю. Основы технологии бурения скважин. Учебное пособие. - Томск: изд. Томского политехнического университета. 2008. - 216 с.). По этой причине состав буровых растворов имеет очень важное значение.It is known that when drilling oil and gas wells in a rotary manner, a fluid stream circulates in the well, which, in addition to the function of removing sludge, performs other important functions aimed at efficient, economical and safe execution and completion of the drilling process (1. Dmitriev A.Yu. Fundamentals of well drilling technology Textbook. - Tomsk: ed. Tomsk Polytechnic University. 2008. - 216 p.). For this reason, the composition of drilling fluids is very important.
Известен буровой раствор (2. Усынин А.Ф., Тур В.Д., Телицина А.И. Буровой раствор. А.С. СССР №1204625, C09K 7/02, 1983), который содержит каустическую соду и воду, в качестве глинопорошка и ингибирующей добавки, с целью повышения солестойкости и крепящих свойств раствора, содержит глиносолевой порошок, а в качестве реагента-стабилизатора - талловый пек, бардяной концентрат жидкий (БКЖ) и дизельное топливо (ДТ) при следующем соотношении ингредиентов (мас. %):Known drilling fluid (2. Usynin A.F., Tour V.D., Telitsina A.I. Drilling fluid. A.S. USSR No. 1204625, C09K 7/02, 1983), which contains caustic soda and water, in as a clay powder and an inhibitory additive, in order to increase the salt resistance and fixing properties of the solution, it contains alumina powder, and as a stabilizing reagent it contains tall pitch, liquid distillery concentrate (BCF) and diesel fuel (DT) in the following ratio of ingredients (wt.%) :
Буровой раствор готовят следующим образом: сначала готовят комбинированный реагент на основе таллового пека, дизельного топлива и бардяного концентрата жидкого (КРТБ). Для этого берут 270 г таллового пека (1 вес. ч.), 540 г ДТ (2 вес.ч.) и 840 г БКЖ (3 вес.ч.). В дизельном топливе в течение 30 мин растворяют талловый пек и помещают в отдельную емкость. Затем в бардяные концентраты жидкие при плавном перемешивании и в течение 30 мин добавляют воду, чтобы вязкость водного раствора составила 30 с. При интенсивном перемешивании к водному раствору БКЖ постепенно добавляют раствор таллового пека в дизельном топливе. По мере загущения реагента его разбавляют водой, обеспечивая тем самым определенный режим диспергирования с сохранением вязкости на уровне 60 с. По истечение 60 мин перемешивания процесс загущения стабилизируется и полученную смесь вводят в суспензию 210 г глиносолевого порошка, размешанного в 160 г воды. Полученный буровой раствор экономичен, что обусловлено его устойчивостью практически к любой минерализации, а за счет улучшенных ингибирующих и стабилизирующих свойств обладает более высокими крепящими свойствами - повышает устойчивость образцов из аргиллита и гидрослюдистой глины в 2,5 раза по сравнению с прототипом (устойчивость глинистых образцов в среде указанных растворов определялась при одноосном сжатии). При этом используемый талловый пек, омыленный кальцинированной содой, содержит в своем составе, вес. %:Drilling fluid is prepared as follows: first, a combined reagent is prepared based on tall oil pitch, diesel fuel and distillery liquid concentrate (KRTB). To do this, take 270 g of tall pitch (1 part by weight), 540 g of diesel fuel (2 parts by weight) and 840 g of BCF (3 parts by weight). Tall oil pitch is dissolved in diesel fuel for 30 minutes and placed in a separate container. Then, liquid is added to the distillery concentrates with gentle stirring and water is added over 30 minutes, so that the viscosity of the aqueous solution is 30 s. With vigorous stirring, a solution of tall pitch in diesel fuel is gradually added to the aqueous BCG solution. As the reagent thickens, it is diluted with water, thereby providing a certain dispersion mode while maintaining a viscosity of 60 s. After 60 minutes of mixing, the thickening process is stabilized and the resulting mixture is introduced into a suspension of 210 g of alumina powder, mixed in 160 g of water. The resulting drilling fluid is economical, due to its resistance to almost any mineralization, and due to improved inhibitory and stabilizing properties, it has higher fastening properties - it increases the stability of argillite and hydromica clay samples by 2.5 times compared with the prototype (clay samples stability in medium of these solutions was determined under uniaxial compression). Moreover, the used tall pitch, saponified with soda ash, contains in its composition, weight. %:
Известен буровой раствор (3. Усынин А.Ф., Олейник С.П., Богомолов Б.Д., Тиранов П.П., Ушаков Е.А., Софрыгина Л.М. Буровой раствор. А.С. №1315464, C09K 7/02, 1985), который содержит талловый пек, лигниновый компонент, каустическую соду, глинопорошок, дизельное топливо (ДТ) и воду. В качестве лигнинового компонента раствор содержит сульфатный лигнин (СЛ), а в качестве глинопорошка - бентонитовьй глинопорошок (БГ) при следующем соотношении компонентов, мас. %: БГ 1,0-5,0; СЛ 3,4-10,2; каустическая сода 0,29-0,85; талловый пек 1,2-3,6; ДТ 2,4-7,2; вода остальное. Для получения бурового раствора сначала готовят глинистый раствор, а затем стабилизируют его комбинированным реагентом на основе таллового пека и СЛ. Комбинированный реагент готовят, растворяя в 1,0-2,0%-ном растворе каустической соды в течение 1 ч расчетное количество СЛ. Параллельно готовят 30-33%-ный раствор таллового пека в ДТ. Затем к водощелочному раствору СЛ при перемешивании добавляют раствор таллового пека в дизельном топливе. Реагент готов через 1 ч. Таким образом, термостойкость бурового раствора составляет 270°С, а коэффициент устойчивости увеличивается в 2,26 раза.Known drilling fluid (3. Usynin A.F., Oleinik S.P., Bogomolov B.D., Tiranov P.P., Ushakov E.A., Sofrygina L.M. Drilling mud. A.S. No. 1315464 , C09K 7/02, 1985), which contains tall pitch, a lignin component, caustic soda, clay powder, diesel fuel (DT) and water. The solution contains sulfate lignin (SL) as the lignin component, and bentonite clay powder (BG) as the clay powder in the following ratio of components, wt. %: BG 1.0-5.0; SL 3.4-10.2; caustic soda 0.29-0.85; tall pitch 1.2-3.6; DT 2.4-7.2; water the rest. To obtain a drilling mud, a clay mud is first prepared, and then stabilized with a combined reagent based on tall pitch and SL. A combined reagent is prepared by dissolving in the 1.0-2.0% solution of caustic soda for 1 h the calculated amount of SL. In parallel, a 30-33% solution of tall pitch in diesel fuel is prepared. Then, a solution of tall pitch in diesel fuel is added to the aqueous alkaline solution of SL with stirring. The reagent is ready in 1 hour. Thus, the thermal stability of the drilling fluid is 270 ° C, and the stability coefficient increases 2.26 times.
К недостаткам указанных выше реагентов-стабилизаторов следует отнести низкую эффективность при регулировании значений (увеличении) вязкости и (уменьшении) фильтрации бурового раствора. Их расход в расчете на единицу веса бурового раствора может достигать 50-60 мас. %, реагенты готовят и используют в виде эмульсий (вода + дизельное топливо) с содержанием сухих веществ не более 20% и 22,5% соответственно.The disadvantages of the above stabilizing reagents should be attributed to low efficiency when regulating the values (increase) of viscosity and (decrease) the filtration of the drilling fluid. Their flow rate per unit weight of the drilling fluid can reach 50-60 wt. %, reagents are prepared and used in the form of emulsions (water + diesel fuel) with a solids content of not more than 20% and 22.5%, respectively.
Известен инвертный эмульсионный буровой раствор (4. Усынин А.Ф., Тур В.Д., Войтенко B.C., Телицина А.И., Горецкий С.Н. Инвертный эмульсионный буровой раствор. А.С. СССР №1134594, C09K 7/06, 1983), содержащий воду или глинистый раствор на водной основе, дизельное топливо, талловый пек, омыленный (ОТП) углекислым натрием (кальцинированной содой), побочный продукт производства фитостерина (ППФ) и мелкодисперсный мел при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: вода или глинистый раствор на водной основе 23-39, дизельное топливо 40-50, талловый пек, омыленный углекислым натрием 10-12, побочный продукт производства фитостерина 1-3, мелкодисперсный мел 10-12.Known invert emulsion drilling fluid (4. Usynin A.F., Tour V.D., Voitenko VS, Telitsina A.I., Goretsky S.N. Invert emulsion drilling fluid. A.S. USSR No. 1134594, C09K 7 / 06, 1983) containing water or a water-based clay solution, diesel fuel, tall pitch, saponified (OTP) with sodium carbonate (soda ash), a by-product of phytosterol production (PPF) and fine chalk in the following ratio of ingredients, wt. %: water or a water-based clay solution 23-39, diesel fuel 40-50, tall pitch, saponified with sodium carbonate 10-12, a by-product of the production of phytosterol 1-3, finely divided chalk 10-12.
Приготовление инвертного эмульсионного бурового раствора осуществляется по следующей технологии. В воде или в глинистом растворе на водной основе при перемешивании растворяют часть таллового пека, омыленного углекислым натрием, в количестве до 50 мас. % от расчетного. Затем вводят дизельное топливо с растворенной в нем оставшейся частью омыленного таллового пека. В образующуюся эмульсию добавляют ППФ и мелкодисперсный мел, которые стабилизируют эмульсию.The preparation of invert emulsion drilling mud is carried out according to the following technology. In water or in a water-based clay solution, with stirring, part of tall oil pitch, saponified with sodium carbonate, is dissolved in an amount of up to 50 wt. % of the calculated. Then diesel fuel is introduced with the remaining part of the saponified tall oil pitch dissolved in it. PPF and finely divided chalk, which stabilize the emulsion, are added to the resulting emulsion.
Недостатками данного инвертного эмульсионного бурового раствора являются низкие значения условной вязкости - от 37 до 100 с и статического напряжения сдвига: СНС за 1 мин составляет 6-12 дПа, СНС за 10 мин составляет 12-20 дПа. Из-за низких значений СНС и реологических параметров: пластической вязкости от 14 до 18 сП, динамического напряжения сдвига от 28 до 68 дПа отсутствует полный вынос шлама выбуренных частиц горных пород из пологих участков ствола скважины в пределах значений зенитного угла 60-80 градусов. Высокая фактическая фильтрация инвертного эмульсионного бурового раствора (12-14 см3/30 мин), измеренная в термобарических условиях: температуре 93°С и перепаде давления на поверхность фильтрации ΔР=35 кгс/см2, негативно влияет на качество вскрытия продуктивных пластов. К моменту стабилизации процесса фильтрации через 30-36 часов ее значения достигают 60-70 см3. За это время в зоне влияния скважины - проникновения фильтрата или эмульсии блокируется часть порового пространства продуктивного пласта.The disadvantages of this invert emulsion drilling fluid are low values of relative viscosity - from 37 to 100 s and a static shear stress: SSS for 1 min is 6-12 dPa, SSS for 10 min is 12-20 dPa. Due to the low values of SNA and rheological parameters: plastic viscosity from 14 to 18 cP, dynamic shear stress from 28 to 68 dPa, there is no complete removal of cuttings from drilled rock particles from shallow sections of the wellbore within the zenith angle of 60-80 degrees. High actual filtering invert emulsion drilling fluid (12-14 cm 3/30 min) measured at temperature and pressure conditions: a temperature of 93 ° C and differential pressure? P = filtration surface 35 kgf / cm 2, negatively affects the quality of opening of productive formations. By the time of stabilization of the filtration process after 30-36 hours, its values reach 60-70 cm 3 . During this time, a part of the pore space of the reservoir is blocked in the zone of influence of the well — penetration of the filtrate or emulsion.
Недостатками инвертного эмульсионного бурового раствора являются также повышенный расход углеводородной жидкости (дизельного топлива или нефти), эмульгатора и стабилизатора эмульсии - омыленного таллового пека; высокая пожароопасность при нагреве углеводородной жидкости до температуры ~80°С для растворения твердого омыленного таллового пека.The disadvantages of invert emulsion drilling fluid are also the increased consumption of hydrocarbon fluid (diesel fuel or oil), emulsifier and emulsion stabilizer - saponified tall oil pitch; high fire hazard when heating a hydrocarbon liquid to a temperature of ~ 80 ° C to dissolve solid saponified tall oil pitch.
Известен комплексный реагент-стабилизатор, используемый для полимерных и малоглинистых буровых растворов, включающий талловый пек, который дополнительно содержит технические лигносульфонаты, каустическую соду, структурообразующий агент - сополимер акриламида и акрилата натрия с молекулярной массой 14⋅106 г/моль - Праестол марки 2530 или высоковязкий реагент на основе Гипана - ВПРГ и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: технические лигносульфонаты 15-17, каустическая сода 5-6, указанный структурообразующий агент 15-17, талловый пек 59-62, вода остальное (5. Ипполитов В.В., Усынин А.Ф., Зарецкий B.C., Уросов С.А., Подшибякин В.В., Бахарев Ф.А. Патент RU 2236430, C09K 7/02, 2003).A well-known complex stabilizing reagent used for polymer and low-clay drilling fluids, including tall pitch, which additionally contains technical lignosulfonates, caustic soda, a structure-forming agent is a copolymer of acrylamide and sodium acrylate with a molecular weight of 14-106 g / mol - Praestol brand 2530 or highly viscous reagent based on Gipan - HSV and water in the following ratio of ingredients, wt. %: technical lignosulfonates 15-17, caustic soda 5-6, the specified structure-forming agent 15-17, tall pitch 59-62, the rest of the water (5. Ippolitov V.V., Usynin A.F., Zaretsky BC, Urosov S. A., Podshibyakin V.V., Bakharev F.A. Patent RU 2236430, C09K 7/02, 2003).
К недостаткам комплексного реагента-стабилизатора полимерных и малоглинистых буровых растворов относится сложность его приготовления, для чего требуются высокие энергоемкие затраты.The disadvantages of a complex reagent-stabilizer of polymer and low clay drilling fluids include the complexity of its preparation, which requires high energy-intensive costs.
Как известно, удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии в буровой (промывочной) жидкости, находящейся в скважине, необходимо для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен обладать тиксотропными свойствами, то есть способностью превращаться при отсутствии движения из золя в гель с образованием структуры, обладающей определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается величиной статического напряжения сдвига (СНС).As you know, the retention of particles of drill cuttings in suspension in the drilling (flushing) fluid located in the borehole is necessary to prevent sticking of the drilling tool when the circulation stops. To perform this function, the drilling fluid must have thixotropic properties, that is, the ability to transform in the absence of movement from sol to gel with the formation of a structure with a certain stability. The stability of the structure is estimated by the value of static shear stress (SSS).
Технической задачей изобретения является значительное снижение фильтрации бурового раствора при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига (СНС) и вязкости пресных и слабоминерализированных растворов при бурении в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора обычными химическими реагентами (например, гашеная известь). An object of the invention is to significantly reduce mud filtration while maintaining or increasing the values of static shear stress (SSS) and viscosity of fresh and weakly mineralized fluids while drilling in a hard terrigenous-carbonate section, where it is difficult to maintain the structure of the mud with conventional chemicals (e.g. hydrated lime) .
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Поставленная цель достигается за счет использования комплексного реагента-стабилизатора на основе таллового пека (КРП) для обработки пресных и слабоминерализированных буровых растворов, включающего талловый пек; дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3; алюминий сернокислый (Al2(SO4)3); карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал.This goal is achieved through the use of a complex reagent-stabilizer based on tall oil pitch (PKK) for the treatment of fresh and low-mineralized drilling fluids, including tall oil pitch; diesel fuel or oil with a density of from 0.78-0.92 g / cm 3 ; aluminum sulfate (Al 2 (SO 4 ) 3 ); carboxymethyl cellulose (CMC), or hydrolyzed polyacrylonitrile, or starch.
Исследовались следующие соотношения ингредиентов:The following ratios of ingredients were investigated:
Состав КРП 1: Дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 - 20%; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал - 2-2,5%; талловый пек - 2-5%; остальное - вода. Composition of KRP 1: Diesel fuel or oil with a density of 0.78-0.92 g / cm 3 - 20%; carboxymethyl cellulose, or hydrolyzed polyacrylonitrile, or starch - 2-2.5%; tall pitch - 2-5%; the rest is water.
Состав КРП 2: Дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 - 25-50%; талловый пек - 3-5%; Al2(SO4)3 (Алюминий сернокислый) - 3-5%; остальное - вода. Composition of PKP 2: Diesel fuel or oil with a density of 0.78-0.92 g / cm 3 - 25-50%; tall pitch - 3-5%; Al 2 (SO 4 ) 3 (Aluminum sulfate) - 3-5%; the rest is water.
Состав КРП 3: Дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 - 25-35%; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал - 2,5-4%; талловый пек - 2,5-3,5%; Al2(SO4)3 - 3-4%; остальное - вода. Composition of KRP 3: Diesel fuel or oil with a density of 0.78-0.92 g / cm 3 - 25-35%; carboxymethyl cellulose, or hydrolyzed polyacrylonitrile, or starch - 2.5-4%; tall pitch - 2.5-3.5%; Al 2 (SO 4 ) 3 - 3-4%; the rest is water.
Талловый пек является нелетучей фракцией, определяемой ректификацией сырого таллового масла. Он состоит из сложных эфиров, жирных и смоляных кислот фитостеренов, спиртов углеводородов и т.п. (6. Стандарт ТУ-13-4000177-184-84. Пек талловый для нефтехимической промышленности).Tall pitch is a non-volatile fraction determined by the distillation of crude tall oil. It consists of esters, fatty and resin acids of phytosterens, hydrocarbon alcohols, etc. (6. Standard TU-13-4000177-184-84. Tallovy pitch for the petrochemical industry).
Алюминий сернокислый (сульфат алюминия) - высококачественное химическое вещество, предназначенное для произведения эффективной очистки воды, имеет довольно низкую степень токсичности и не подвержен возгоранию, самовоспламенению, то есть не горюч и не представляет собой взрывной опасности.Aluminum sulfate (aluminum sulfate) is a high-quality chemical substance designed for effective water purification, has a rather low degree of toxicity and is not subject to ignition, self-ignition, that is, it is not combustible and does not constitute an explosive hazard.
Карбоксиметилцеллюлоза - аморфное бесцветное вещество с молекулярной массой (30-25)⋅103; температурой размягчения - 170°С; плотностью 1,59 г/см3. Водный раствор карбоксиметилцеллюлозы обладает тиксотропными свойствами.Carboxymethyl cellulose is an amorphous colorless substance with a molecular weight of (30-25) ⋅10 3 ; softening temperature - 170 ° C; a density of 1.59 g / cm 3 . An aqueous solution of carboxymethyl cellulose has thixotropic properties.
Гидролизованный полиакрилонитрил («Гипан») (7. Стандарт ТУ 2458-023-95901562-2012) представляет собой порошкообразный полиакрилонитрил, получаемый гидролизом нитронного волокна. «Гипан» применяется в буровых растворах на водной основе для снижения показателя фильтрации. Не оказывает влияние на изменение вязкости бурового раствора. Эффективно стабилизирует глинистые буровые растворы, снижает интенсивность наработки твердой фазы в процессе бурения, повышает смазочные и противоприхватные свойства бурового раствора. Используется при высоких температурах (до 220°С). Морозоустойчив и не подвергается ферментативному разложению (загниванию) при высоких температурах.Hydrolyzed polyacrylonitrile (Gipan) (7. Standard TU 2458-023-95901562-2012) is a powdered polyacrylonitrile obtained by hydrolysis of a nitron fiber. Gipan is used in water-based drilling fluids to reduce the rate of filtration. Does not affect the change in the viscosity of the drilling fluid. Effectively stabilizes clay drilling fluids, reduces the intensity of solid phase production during drilling, increases the lubricating and anti-stick properties of the drilling fluid. It is used at high temperatures (up to 220 ° C). It is frost-resistant and does not undergo enzymatic decomposition (decay) at high temperatures.
Технология приготовления комплексного реагента-стабилизатора на основе таллового пека проста и включает:The technology for the preparation of a complex reagent-stabilizer based on tall pitch is simple and includes:
1. Подготовку водно-углеводородного раствора (дизельное топливо или нефть + вода) с добавлением КМЦ, или гидролизованного полиакрилонитрила, или крахмала (КРП 1 и КРП 3).1. Preparation of a water-hydrocarbon solution (diesel fuel or oil + water) with the addition of CMC, or hydrolyzed polyacrylonitrile, or starch (KRP 1 and KRP 3).
2. Отдельно в воде растворяют талловый пек и Al2(SO4)3 (КРП 1 и КРП 2) в концентрации 20-30%, при необходимости ускорения процесса растворения воду с талловым пеком подогревают до 80°С.2. Tall oil pitch and Al 2 (SO 4 ) 3 (KRP 1 and KRP 2) are dissolved separately in water at a concentration of 20-30%; if necessary, accelerate the dissolution process, the water with tall pitch is heated to 80 ° C.
3. Полученный раствор смешивается с водно-углеводородным раствором.3. The resulting solution is mixed with an aqueous hydrocarbon solution.
Результаты полевых испытаний предлагаемых рецептур реагентов-стабилизаторов, направленных на улучшение характеристик бурового раствора, представлены в табл. 1.The results of field tests of the proposed formulations of stabilizing reagents aimed at improving the characteristics of the drilling fluid are presented in table. one.
По полученным данным видно, что добавление КРП всех трех составов оказал положительное влияние на свойства бурового раствора (БР). В буровом растворе с КРП-1 увеличились показатели условной вязкости (Т, сек) в 2-3 раза. В буровом растворе с КРП-2 также увеличилось показание условной вязкости в 2 раза, кроме испытания на засоленном растворе, где наблюдается снижение показателя условной вязкости. В буровом растворе с КРП-3 показания условной вязкости сохранились или увеличились в 2 раза.According to the data obtained, it is clear that the addition of KRI of all three compositions had a positive effect on the properties of the drilling fluid (BR). In drilling mud with KPP-1, the conditional viscosity index (T, sec) increased by 2–3 times. In drilling mud with KRP-2, the conditional viscosity indication also increased by 2 times, in addition to the saline test, where the conditional viscosity index decreases. In drilling mud with KRP-3, the indications of conditional viscosity remained or increased by 2 times.
Во всех случаях наблюдается повышение статического напряжения сдвига (СНС) от 2 до десятков раз: с использованием состава КРП-1 в 2-3 раза, а с использованием состава КРП-3 в 1,5 раза снизилось фильтрационное свойство (Ф30) за счет формирования слабопроницаемой эластичной корки, с использованием состава с КРП 2- фильтрационное свойство сохранилось. Изменение плотности (ρ, кг/см3) глинистого раствора до и после обработки - незначительное (10 кг/см3).In all cases, an increase in the static shear stress (SSS) from 2 to tens of times is observed: using the composition of KRP-1 by 2–3 times, and using the composition of KRP-3, the filtration property (Ф 30 ) decreased by a factor of 1.5 due to the formation of a poorly permeable elastic crust, using a composition with CRP 2 - filtration property is preserved. The change in density (ρ, kg / cm 3 ) of the clay solution before and after treatment is insignificant (10 kg / cm 3 ).
Разработанные составы комплексных реагентов-стабилизаторов (КРП) испытывались для обработки только пресных глинистых растворов. Величины добавок КРП в процентах к объему обрабатываемого раствора: КРП-1 - 10-15%; КРП-2 - 3-5%; КРП-3 - 1-5%.The developed compositions of complex stabilizing reagents (CRPs) were tested for processing only fresh clay solutions. The values of additives KRP in percentage to the volume of the processed solution: KRP-1 - 10-15%; KRP-2 - 3-5%; KRP-3 - 1-5%.
В результате полевых испытаний установлено, что комплексные реагенты-стабилизаторы обладают смазывающей способностью и свойствами ингибирующих добавок. Ингибирующие функции составы КРП-2, КРП-3 выполняют и в соленонасыщенных глинистых, и в полимерных, и в асбогелевых растворах.As a result of field tests, it was found that complex stabilizing reagents have the lubricity and properties of inhibitory additives. The KPP-2, KPP-3 formulations perform inhibitory functions both in salt-saturated clay, and in polymer, and in asbogel solutions.
Применение КРП обеспечивает существенное снижение расходов дорогих химических реагентов (например: КССБ-1;2;4, борсиликатный реагент).The use of KRI provides a significant reduction in the cost of expensive chemicals (for example: KSSB-1; 2; 4, borosilicate reagent).
Предлагаемое изобретение может использоваться в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора обычными химическими реагентами.The present invention can be used in a hard terrigenous-carbonate section, where it is difficult to maintain the structure of the clay solution with conventional chemicals.
Технический результат - снижение фильтрации (Ф30см3) в 1,5-3 раза при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига (СНС) и условной вязкости (Т, сек) пресных и слабоминерализированных растворов. The technical result is a decrease in filtration (Ф 30 cm 3 ) by 1.5-3 times while maintaining or increasing the values of static shear stress (SSS) and conditional viscosity (T, sec) of fresh and slightly mineralized solutions.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015152716A RU2630460C2 (en) | 2015-12-08 | 2015-12-08 | Combined stabiliser based on tall oil pitch for treatment of drill fluids and method of its production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015152716A RU2630460C2 (en) | 2015-12-08 | 2015-12-08 | Combined stabiliser based on tall oil pitch for treatment of drill fluids and method of its production |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015152716A RU2015152716A (en) | 2017-06-16 |
| RU2630460C2 true RU2630460C2 (en) | 2017-09-08 |
Family
ID=59068156
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015152716A RU2630460C2 (en) | 2015-12-08 | 2015-12-08 | Combined stabiliser based on tall oil pitch for treatment of drill fluids and method of its production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2630460C2 (en) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1134594A1 (en) * | 1983-06-23 | 1985-01-15 | Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Invert-emulsion drilling mud |
| SU1204625A1 (en) * | 1983-08-29 | 1986-01-15 | Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Drilling mud |
| SU1315464A1 (en) * | 1985-05-21 | 1987-06-07 | Архангельский Отдел Апрелевского Отделения Всесоюзного Научно-Исследовательского Геологоразведочного Нефтяного Института | Drilling mud |
| RU2001091C1 (en) * | 1991-02-12 | 1993-10-15 | Северный государственный научно-исследовательский и проектно-конструкторский геологический центр | Complex reagent (carbolignosulfonate pitch) as stabilizer for clay drilling solution |
| RU2236430C1 (en) * | 2003-02-13 | 2004-09-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания открытого акционерного общества "ГАЗПРОМ" | Complex reagent stabilizing polymeric and low-clay drilling muds and a method of preparation thereof |
| RU2237077C1 (en) * | 2003-07-18 | 2004-09-27 | Закрытое акционерное общество объединение "РОСРЕСУРС" | Drilling mud-stabilizing reagent and drilling mud concentrate |
| RU2460752C2 (en) * | 2010-12-27 | 2012-09-10 | Владимир Иванович Ноздря | Polymer resin additive for drill fluid |
| RU2541666C1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Mud fluid for stabilisation of mud shale |
| US20150159071A1 (en) * | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Mj Research And Development Lp | Lubrication for drilling fluid |
-
2015
- 2015-12-08 RU RU2015152716A patent/RU2630460C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1134594A1 (en) * | 1983-06-23 | 1985-01-15 | Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Invert-emulsion drilling mud |
| SU1204625A1 (en) * | 1983-08-29 | 1986-01-15 | Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Drilling mud |
| SU1315464A1 (en) * | 1985-05-21 | 1987-06-07 | Архангельский Отдел Апрелевского Отделения Всесоюзного Научно-Исследовательского Геологоразведочного Нефтяного Института | Drilling mud |
| RU2001091C1 (en) * | 1991-02-12 | 1993-10-15 | Северный государственный научно-исследовательский и проектно-конструкторский геологический центр | Complex reagent (carbolignosulfonate pitch) as stabilizer for clay drilling solution |
| RU2236430C1 (en) * | 2003-02-13 | 2004-09-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания открытого акционерного общества "ГАЗПРОМ" | Complex reagent stabilizing polymeric and low-clay drilling muds and a method of preparation thereof |
| RU2237077C1 (en) * | 2003-07-18 | 2004-09-27 | Закрытое акционерное общество объединение "РОСРЕСУРС" | Drilling mud-stabilizing reagent and drilling mud concentrate |
| RU2460752C2 (en) * | 2010-12-27 | 2012-09-10 | Владимир Иванович Ноздря | Polymer resin additive for drill fluid |
| RU2541666C1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Mud fluid for stabilisation of mud shale |
| US20150159071A1 (en) * | 2013-12-06 | 2015-06-11 | Mj Research And Development Lp | Lubrication for drilling fluid |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015152716A (en) | 2017-06-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE60036380T2 (en) | AQUEOUS DRILLING LIQUID | |
| DE69418682T2 (en) | Liquids containing polysaccharides with improved heat resistance | |
| RU2698389C1 (en) | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud | |
| AT520254A2 (en) | Synthetic fluid loss pill based on polymer | |
| US3108068A (en) | Water-in-oil emulsion drilling fluid | |
| US20200385626A1 (en) | Invert-emulsion oil based mud formulation using calcium salt of fatty acid as primary emulsifier | |
| RU2655276C1 (en) | Weighted mineralized clayless drilling mud | |
| EP2125988B1 (en) | Processing fluid for wells bored with oil-based muds in the form of a delayed effect water-in-oil emulsion | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| US2793188A (en) | External oil phase drilling fluid emulsions | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| RU2630460C2 (en) | Combined stabiliser based on tall oil pitch for treatment of drill fluids and method of its production | |
| RU2710654C1 (en) | Highly inhibited invert drilling agent | |
| RU2541666C1 (en) | Mud fluid for stabilisation of mud shale | |
| RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
| RU2461600C1 (en) | Loaded drilling mud | |
| RU2263701C2 (en) | Hydrocarbon-based drilling fluid | |
| US2901429A (en) | Drilling fluids | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| US2679478A (en) | Drilling mud | |
| US2655475A (en) | Drilling mud | |
| AU2018342586B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| US2799646A (en) | External water phase drilling emulsions and additives therefor | |
| RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions | |
| RU2445337C1 (en) | Drilling fluid on hydrocarbon basis |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191209 |