RU2733622C1 - Weighted drilling mud on hydrocarbon base - Google Patents
Weighted drilling mud on hydrocarbon base Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733622C1 RU2733622C1 RU2019141700A RU2019141700A RU2733622C1 RU 2733622 C1 RU2733622 C1 RU 2733622C1 RU 2019141700 A RU2019141700 A RU 2019141700A RU 2019141700 A RU2019141700 A RU 2019141700A RU 2733622 C1 RU2733622 C1 RU 2733622C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- drilling
- solution
- hydrocarbon base
- drilling mud
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 8
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 22
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 11
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 5
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 15
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 14
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 7
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 7
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 7
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 6
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 3
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, обеспечивающим профилактику осложнений при бурении пологих скважин с зенитными углами свыше 60 градусов (в том числе с горизонтальными окончаниями) в интервалах, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями и высокими температурами.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to drilling fluids that prevent complications when drilling shallow wells with zenith angles of over 60 degrees (including those with horizontal ends) in intervals characterized by abnormally high reservoir pressures and high temperatures.
Известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, поверхностно-активное вещество - ПАВ и дизельное топливо [RU 2502774 С1, МПК С09К 8/34 (2006/1), опубл. 27.12.2013]. При этом известный раствор содержит высокоокисленный высокоплавкий битум в виде 30-40% раствора в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива с содержанием в растворителе ксилола от 50 до 99%, в качестве ПАВ - гидрофобизатор АБР, и дополнительно - рапсовое масло, глинопорошок или мрамор, или их смесь в соотношении 1:1, при следующих соотношениях компонентов, мас. %: указанный раствор высокоокисленного высокоплавкого битума 40-75, рапсовое масло 15-40, гидрофобизатор АБР 2-5, дизельное топливо 0-20, глинопорошок, или мелкодисперсный мрамор, или их смесь 0-30 Известный раствор обеспечивает оптимальные технологические показатели при упрощенной технологии приготовления.Known drilling mud on a hydrocarbon base, including highly oxidized high-melting bitumen, surfactant - surfactant and diesel fuel [RU 2502774 C1, IPC S09K 8/34 (2006/1), publ. 12/27/2013]. In this case, the known solution contains highly oxidized high-melting bitumen in the form of a 30-40% solution in xylene or a mixture of xylene and diesel fuel with xylene content in the solvent from 50 to 99%, as a surfactant - a water repellant ABR, and additionally - rapeseed oil, clay powder or marble , or a mixture thereof in a ratio of 1: 1, with the following ratios of components, wt. %: the specified solution of highly oxidized high-melting bitumen 40-75, rapeseed oil 15-40, water repellent ABR 2-5, diesel fuel 0-20, clay powder, or finely dispersed marble, or their mixture 0-30 The known solution provides optimal technological parameters with a simplified technology cooking.
Недостатком известного раствора является использование битума как компонента бурового раствора. Битум является нетехнологичным компонентом, поскольку при приготовлении буровых растворов, на его основе, требуется нагревать смесь битума вместе с пожароопасным дизельным топливом до температуры выше температуры размягчения битума.The disadvantage of the known solution is the use of bitumen as a component of the drilling fluid. Bitumen is a non-technological component, since when preparing drilling fluids, based on it, it is required to heat a mixture of bitumen together with fire-hazardous diesel fuel to a temperature above the softening temperature of bitumen.
Известен эмульсионный раствор на углеводородной основе, содержащий, мас. %: дизельное топливо - 14,98-84,55, органофильный бентонит - 0,39-4,26, «Эмульгатор МР» - 0,83-2,38, «Гидрофобизатор АБР» - 0,015-0,73, водную фазу, минерализованную хлоридом калия или натрия, или кальция - 1,5-36,73, 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А - 0,33-3,81, окись кальция - 0,39-2,38, барит или мел - остальное [RU 2424269 С1, МПК C09K 8/02, C09K 8/467 (2006.01), опубл. 20.07.2011]. Известный раствор обеспечивает сохранение фильтрационных характеристик пород при вскрытии продуктивных пластов с АВПД.Known emulsion solution on a hydrocarbon basis containing, by weight. %: diesel fuel - 14.98-84.55, organophilic bentonite - 0.39-4.26, "Emulsifier MR" - 0.83-2.38, "Hydrophobizator ADB" - 0.015-0.73, water phase , mineralized with potassium or sodium chloride, or calcium - 1.5-36.73, 20% solution of polyisobutylene with a molecular weight of 20,000 in industrial oil I-20A - 0.33-3.81, calcium oxide - 0.39- 2.38, barite or chalk - the rest [RU 2424269 C1, IPC C09K 8/02, C09K 8/467 (2006.01), publ. 20.07.2011]. The known solution ensures the preservation of the filtration characteristics of the rocks during the opening of productive strata with abnormal pressure.
Недостатком данного раствора является использование в качестве дисперсионной среды пожаро- взрывоопасного дизельного топлива, оказывающего негативное влияние на окружающую среду.The disadvantage of this solution is the use of fire-explosive diesel fuel as a dispersion medium, which has a negative impact on the environment.
Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов, содержащий, мас. %, масло гидравлическое минеральное ВМГЗ - 32,0-63,0; органофильный бентонит - 0,8-3,2; микрокальцит - 3,9-8,0; ксантановая смола - 0,2-0,8; эмульгатор ЭКС-ЭМ - 2,3; водный раствор хлорида кальция 10%-ный - 15,3-16,0; негашеная известь - 1,7, пеногаситель МАСС-200 - 0,5-0,8, барит - 7,5-40,0 [RU 2535723 С1, МПК C09K 8/36 (2006.01), опубл. 20.12.2014]. Известный раствор обеспечивает высокие флокулирующие и ингибирующие свойства раствора для удаления шлама.Closest to the proposed composition and purpose is an invert emulsion solution based on mineral oil for opening productive formations, containing, by weight. %, hydraulic mineral oil VMGZ - 32.0-63.0; organophilic bentonite - 0.8-3.2; microcalcite - 3.9-8.0; xanthan gum - 0.2-0.8; emulsifier EKS-EM - 2.3; an aqueous solution of calcium chloride 10% - 15.3-16.0; quicklime - 1.7, defoamer MASS-200 - 0.5-0.8, barite - 7.5-40.0 [RU 2535723 C1, IPC C09K 8/36 (2006.01), publ. 12/20/2014]. The known solution provides high flocculating and inhibiting properties of the slurry removal solution.
Недостатком известного раствора является низкая стабильность структурно-реологических и фильтрационных свойств при бурении скважин в условиях высоких пластовых давлений и температур.The disadvantage of the known solution is the low stability of the structural-rheological and filtration properties when drilling wells in conditions of high reservoir pressures and temperatures.
Техническая проблема, решение которой обеспечивается при использовании заявляемого бурового раствора, заключается в разработке утяжеленного бурового раствора на углеводородной основе, применяемого при бурении пологих и горизонтальных скважин в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами (до 120°С) и аномально высокими пластовыми давлениями (с коэффициентом аномальности до 1,7).The technical problem, the solution of which is ensured when using the inventive drilling fluid, is the development of a weighted oil-based drilling fluid used when drilling flat and horizontal wells in conditions characterized by high bottomhole temperatures (up to 120 ° C) and abnormally high reservoir pressures (with a coefficient abnormalities up to 1.7).
Техническим результатом заявляемого бурового раствора является оптимизация технологических свойств бурового раствора с целью обеспечения безаварийного бурения пологих и горизонтальных скважин (в том числе с большой протяженностью горизонтального участка), в условиях высоких пластовых давлений и температур.The technical result of the inventive drilling fluid is to optimize the technological properties of the drilling fluid in order to ensure trouble-free drilling of flat and horizontal wells (including those with a long horizontal section), in conditions of high reservoir pressures and temperatures.
Указанный технический результат достигается тем, что утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе содержит в качестве дисперсионной среды синтетическую жидкость на углеводородной основе, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду - 30%-ный водный раствор хлорида кальция, органобентонит Орбент-91, нефтерастворимый полимер НРП-20М, эмульгатор Полиойлчек Стаб-КД, гидрофобизатор АБР-40, оксид кальция и баритовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас. %: синтетическая жидкость на углеводородной основе - 42,7-48,7, 30%-ный водный раствор хлорида кальция - 7,75-11,00, органобентонит Орбент-91 - 1,75-2,70, нефтерастворимый полимер НРП-20М - 1,10-1,35, эмульгатор Полиойлчек Стаб-КД - 1,10-1,35, гидрофобизатор АБР-40 - 0,80-1,50, оксид кальция - 0,50-0,80, баритовый утяжелитель - 37,35-39,55.The specified technical result is achieved by the fact that the weighted oil-based drilling fluid contains a synthetic hydrocarbon-based fluid as a dispersion medium, mineralized water as a dispersed phase - a 30% aqueous solution of calcium chloride, organobentonite Orbent-91, oil-soluble polymer NRP-20M , emulsifier Polioilchek Stab-KD, water repellent ABR-40, calcium oxide and barite weighting agent with the following ratio of components, wt. %: synthetic hydrocarbon-based liquid - 42.7-48.7, 30% aqueous solution of calcium chloride - 7.75-11.00, organobentonite Orbent-91 - 1.75-2.70, oil-soluble polymer NRP- 20M - 1.10-1.35, emulsifier Polioilchek Stab-KD - 1.10-1.35, water repellent ABR-40 - 0.80-1.50, calcium oxide - 0.50-0.80, barite weighting agent - 37.35-39.55.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет применения указанных компонентов (количественного и качественного) в заявляемом утяжеленном буровом растворе на углеводородной основе, совместное применение которых позволяет получить раствор с необходимыми смазочными, ингибирующими и структурно-реологические свойствами для обеспечения безаварийного бурения пологих и горизонтальных скважин (в том числе с большой протяженностью горизонтального участка), в условиях высоких пластовых давлений и температур.Achievement of the specified technical result is ensured through the use of these components (quantitative and qualitative) in the inventive weighted drilling fluid on a hydrocarbon basis, the combined use of which makes it possible to obtain a solution with the necessary lubricating, inhibiting and structural-rheological properties to ensure trouble-free drilling of gentle and horizontal wells (in including a long horizontal section), in conditions of high reservoir pressures and temperatures.
Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты.The following components were used to prepare the inventive drilling mud.
Дисперсионной средой является синтетическая жидкость на углеводородной основе по ТУ 2458-108-97457491-2015, представляющая собой экологически безопасную систему бурового раствора, состоящую из композиции моноалкиловых эфиров, триглициридов жирных кислот и солей жирных кислот природного происхождения.The dispersion medium is a synthetic hydrocarbon-based fluid according to TU 2458-108-97457491-2015, which is an environmentally friendly system of drilling mud, consisting of a composition of monoalkyl ethers, triglycerides of fatty acids and salts of natural fatty acids.
В качестве дисперсной фазы применяется 30%-ный раствор хлорида кальция, выпускаемого по ГОСТ 450-77 в виде чешуек или гранул, размер которых не превышает 10 мм с массовой долей хлористого кальция не менее 80%.As a dispersed phase, a 30% solution of calcium chloride is used, produced in accordance with GOST 450-77 in the form of flakes or granules, the size of which does not exceed 10 mm with a mass fraction of calcium chloride of at least 80%.
Эмульгатор «Полиойлчек Стаб-КД» (ТУ 2458-071-9747491-2012) - маслянистая жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, представляет собой композицию неионогенных и анионных ПАВ. Эмульгатор обеспечивает агрегативную стабильность РУО за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз полярная жидкость - неполярная жидкость.Emulsifier "Polioilchek Stab-KD" (TU 2458-071-9747491-2012) is an oily liquid from brown to dark brown, is a composition of nonionic and anionic surfactants. The emulsifier ensures the aggregate stability of the OBM by reducing the surface tension at the interface between the polar liquid and non-polar liquid.
Органобентонит «Орбент-91» по ТУ 2458-079-17197708-2003 представляет собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с аммониевой солью, используется в заявляемом растворе в качестве регулятора структурно-механических и фильтрационных свойств РУО, обеспечивая, наряду с этим, высокую электро - и термостабильность.Organobentonite "Orbent-91" according to TU 2458-079-17197708-2003 is a product of the interaction of bentonite clay with ammonium salt, is used in the claimed solution as a regulator of the structural, mechanical and filtration properties of OBM, providing, along with this, high electrical and thermal stability.
НРП-20М (по ТУ 2458-027-54651030-2009) - регулятор реологии и фильтрации, нефтерастворимый реагент, его применение (использование) в составах растворов на углеводородной основе позволяет повысить термостабильность раствора за счет того, что молекулы вещества, находясь в межфазном слое, способствуют повышению плотности защитных оболочек на капельках воды и способствуют росту агрегативной устойчивости эмульсии. Помимо загущения дисперсионной среды НРП-20М повышает структурно-реологические свойства раствора, снижает его фильтрацию и увеличивает вязкость фильтрата (дисперсионной среды).NRP-20M (according to TU 2458-027-54651030-2009) is a rheology and filtration regulator, an oil-soluble reagent, its use (use) in the formulations of hydrocarbon-based solutions allows to increase the thermal stability of the solution due to the fact that the molecules of the substance, being in the interfacial layer , contribute to an increase in the density of protective shells on water droplets and contribute to the growth of the aggregate stability of the emulsion. In addition to thickening the dispersion medium, NRP-20M increases the structural and rheological properties of the solution, reduces its filtration and increases the viscosity of the filtrate (dispersion medium).
Оксид кальция по ГОСТ 8677-77 представляет собой белые куски или порошок, слипшиеся комки с массовой долей оксида кальция не менее 96%, используется для стабилизации водной фазы.Calcium oxide according to GOST 8677-77 is white lumps or powder, stuck together lumps with a mass fraction of calcium oxide of at least 96%, is used to stabilize the aqueous phase.
Гидрофобизатор АБР-40 по ТУ 2483-081-17197708-03 представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот и аминов, используется для гидрофобизации утяжелителя в заявляемом растворе.Hydrophobizator ABR-40 according to TU 2483-081-17197708-03 is a hydrocarbon solution of condensation products of fatty acids and amines, used for hydrophobization of the weighting agent in the inventive solution.
Утяжеление бурового раствора до необходимой плотности производят баритовым утяжелителем по ГОСТ 4682-84. Барит (сульфат бария) - минерал, белого, серого, красного или желтого цвета, содержащий 65,7% ВаО и 34,3% SO3, а также примеси Sr, Са, Ra, Fe2O3. Баритовый утяжелитель химически инертен как в полярных, так и в неполярных жидкостях, что позволяет его использования для утяжеления буровых растворов вне зависимости от их дисперсионной среды.The drilling mud is weighted to the required density with a barite weighting agent in accordance with GOST 4682-84. Barite (barium sulfate) is a mineral, white, gray, red or yellow, containing 65.7% BaO and 34.3% SO 3 , as well as impurities of Sr, Ca, Ra, Fe 2 O 3 . Barite weighting agent is chemically inert in both polar and non-polar fluids, which allows its use for weighting drilling fluids regardless of their dispersion medium.
Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе в лабораторных условиях готовили следующим образом.Weighted oil-based drilling mud in laboratory conditions was prepared as follows.
Весь объем дисперсионной среды обрабатывали эмульгатором при перемешивании на смесительной установке со скоростью вращения швеллера (13000±300) об/мин в течение 20 мин. Затем при интенсивном перемешивании, постепенно вводили добавку органобентонита, диспергирование продолжали 20 мин. Далее полученную углеводородную дисперсию при постоянном перемешивании в аналогичных условиях обрабатывали регулятором реологических и фильтрационных свойств нефтерастворимым полимером НРП-20М. Перед введением жидкой дисперсной фазы (30%-ого раствора CaCl2), для стабилизации межфазного натяжения, в дисперсию вводили СаО. Далее, не прекращая перемешивания, постепенно вводили 30% водный раствор хлорида кальция. Утяжеление раствора производили поэтапно, баритовым утяжелителем при постоянном перемешивании на смесительной установке, предварительно, обработав полученную эмульсию гидрофобизатором «АБР-40» для снижения отрицательного влияния утяжеляющей добавки.The entire volume of the dispersion medium was treated with an emulsifier while stirring on a mixing unit at a channel rotation speed (13000 ± 300) rpm for 20 min. Then, with vigorous stirring, the organobentonite addition was gradually introduced, the dispersion continued for 20 minutes. Then, the resulting hydrocarbon dispersion was treated with a regulator of rheological and filtration properties with an oil-soluble polymer NRP-20M with constant stirring under similar conditions. Before the introduction of the liquid dispersed phase (30% CaCl 2 solution), CaO was introduced into the dispersion to stabilize the interfacial tension. Further, without stopping stirring, a 30% aqueous solution of calcium chloride was gradually introduced. The weighting of the solution was carried out in stages, with a barite weighting agent with constant stirring on a mixing plant, after having previously treated the resulting emulsion with the ABR-40 water repellent to reduce the negative effect of the weighting additive.
Через 16 часов определяли технологические параметры заявляемого бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°С. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Электростабильность раствора определяли на анализаторе стабильности эмульсий. Фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающим перепад давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа использовали для определения показателя статической фильтрации Для определения показателя фильтрации в динамических условиях использовали высокотемпературный фильтр-пресс, при температуре ячейки фильтрования t=(90±2)°С, перепаде давления на фильтрующем элементе ΔР=3,5 МПа и частоте вращения лопастей мешалки υ=600 об/мин. Смазочные свойства бурового раствора оценивали на цифровом тестере предельного давления и смазывающей способности и приборе ФСК-4. Реологические свойства, определялись с помощью ротационного вискозиметра с программным управлением. Стабильность бурового раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Ингибирующие свойства, оценивались по изменению объема образца шлама, погруженного в исследуемый раствор (степень набухания), на тестере линейного набухания с моделированием термодинамических условий.After 16 hours, the technological parameters of the inventive drilling mud were determined using certified measurement techniques at a temperature of (20 ± 2) ° C. The density of the drilling fluid was determined using a pycnometer. The electrical stability of the solution was determined using an emulsion stability analyzer. A filter press with a filtration zone area of (45.8 ± 0.6) cm 2 , providing a pressure drop across the filtering element of 0.7 MPa was used to determine the static filtration index. To determine the filtration index under dynamic conditions, a high-temperature filter press was used at a temperature filtration cells t = (90 ± 2) ° С, pressure drop across the filtering element ΔР = 3.5 MPa and rotation frequency of the stirrer blades υ = 600 rpm. The lubricating properties of the drilling mud were evaluated using a digital tester of ultimate pressure and lubricity and an FSK-4 device. Rheological properties were determined using a programmed rotational viscometer. The mud stability was assessed using a TsS-2 stability cylinder. Inhibitory properties were assessed by the change in the volume of the sample of the sludge immersed in the test solution (degree of swelling) on a linear swelling tester with simulation of thermodynamic conditions.
Способность бурового раствора препятствовать переходу в его состав выбуренного шлама характеризуется диспергирующей способностью раствора. Для оценки диспергирующей способности заявляемого бурового раствора использовали измельченный, высушенный до постоянной массы шлам. Отобранный, определенной степени дисперсности, шлам помещали в ячейку высокого давления с исследуемым раствором. Ячейку плотно закрывали и помещали в роликовую печь в динамические условия при температуре (120±2)°С на 16 часов. По истечении времени термостатирования ячейки вынимали из печи, остужали. Содержимое ячейки пропускают через сухое предварительно взвешенное сито с диаметром отверстий 2,50 и 0,25 мм. С целью исключения эродирующего воздействия воды во время промывки, которая проводится для определения потери массы образцов шлама, промывка шлама от остатков раствора осуществляли бензином. Оставшийся на сите размером 0,25 мм шлам высушивали его до постоянной массы и взвешивали.The ability of a drilling fluid to prevent cuttings from passing into its composition is characterized by the dispersing ability of the fluid. To assess the dispersing ability of the inventive drilling mud, ground cuttings dried to constant weight were used. The selected, a certain degree of dispersion, sludge was placed in a high-pressure cell with the test solution. The cell was tightly closed and placed in a roller oven under dynamic conditions at a temperature of (120 ± 2) ° C for 16 hours. After the expiration of the thermostating time, the cells were removed from the oven and cooled. The contents of the cell are passed through a dry pre-weighed sieve with a hole diameter of 2.50 and 0.25 mm. In order to exclude the eroding effect of water during washing, which is carried out to determine the weight loss of the sludge samples, the sludge was washed from the solution residues with gasoline. The sludge remaining on a sieve 0.25 mm in size was dried to constant weight and weighed.
Диспергирующую способность Д, %, исследованных растворов определяли по формуле [Чубик П.С., Годунов Е.Б., Брылин В.И. Методика выбора промывочных жидкостей для бурения скважин в глинистых и глиносодержащих породах // Геология и разведка. - 1998. - №5. - С. 109-118]:The dispersing power D,%, of the investigated solutions was determined by the formula [Chubik PS, Godunov EB, Brylin V.I. Methodology for the selection of drilling fluids for drilling wells in clay and clay-containing rocks // Geology and Exploration. - 1998. - No. 5. - S. 109-118]:
где: D - диспергирующая способность промывочной жидкости, %;where: D - dispersing ability of the flushing fluid,%;
m1 - масса навески подготовленного для опыта глинопорошка, г (m1=(20,0±0,1) г);m 1 is the weight of the sample prepared for the experiment of clay powder, g (m 1 = (20.0 ± 0.1) g);
m2 - масса (г) глинопорошка, оставшегося на сите диаметром 0,25/2,50 мм.m 2 - weight (g) of clay powder remaining on a sieve with a diameter of 0.25 / 2.50 mm.
В таблицах 1, 2 представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице 1, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (составы 1-5).Tables 1, 2 show the composition and technological properties of the solution. Examples of preparation and testing of the formulations shown in table 1 are similar to those described above. To identify the distinctive features of the claimed technical result, the mass ratios of the components were changed (compositions 1-5).
Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе за счет использования современных многофункциональных реагентов, в том числе материалов на органической основе, обладает оптимальными технологическими свойствами (таблица 2, составы 1-3).As can be seen from the table, the claimed weighted oil-based drilling fluid due to the use of modern multifunctional reagents, including materials on an organic basis, has optimal technological properties (table 2, compositions 1-3).
Утяжеленный буровой раствор на углеводородной основе при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (20±2)°С имеет плотность (ρ) от 1716 до 1760 кг/м3, показатель электростабильности (U) более 2000 В, показатель статической фильтрации при перепаде давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа (Ф) - 0-0,4 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC1 мин/10 мин) от 26 до 40 и от 31 до 51 дПа соответственно, пластическая вязкость (ηпл) от 37,9 до 61,8 мПа⋅с, предельно допустимое напряжение сдвига (τ0) от 53,5 до 86,2 дПа, стабильность раствора (Δρ) не превышает 1 кг/м3, степень набухания (Swt) от 0,34 до 0,37%, диспергирующая способность (D) от 0,11 до 0,14%.A weighted oil-based drilling fluid at various mass ratios of components at a temperature of (20 ± 2) ° С has a density (ρ) from 1716 to 1760 kg / m 3 , an electrical stability index (U) of more than 2000 V, a static filtration index at a pressure drop of 0.7 MPa filter element (F) - 0-0.4 cm 3/30 min gel strength after 1 minute and 10 minutes of rest (CHC 1 min / 10 min) of 26 to 40 and from 31 to 51 dPa respectively , plastic viscosity (η pl ) from 37.9 to 61.8 mPa⋅s, maximum permissible shear stress (τ 0 ) from 53.5 to 86.2 dPa, solution stability (Δρ) does not exceed 1 kg / m 3 , the degree of swelling (S wt ) is from 0.34 to 0.37%, the dispersing capacity (D) is from 0.11 to 0.14%.
Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре (120±2)°С в течение 16-ти часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (таблица 2, составы 1.1, 2.1, 3.1).Studies of the effect of high temperatures were assessed by the change in the technological parameters of the proposed solution after thermostating in a roller furnace at a temperature of 120 ± 2 ° C for 16 hours. The results obtained indicate the stability of the drilling fluid to high temperatures (table 2, compositions 1.1, 2.1, 3.1).
Использование в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости на углеводородной основе позволяет произвести утяжелителями до требуемой плотности без дополнительной обработкой регуляторами реологических и фильтрационных свойств. Применение комплекса добавок обеспечивает утяжеленному буровому раствору агрегативную и седиментационную стабильность, в том числе в условиях высоких температур.The use of a synthetic hydrocarbon-based liquid as a dispersion medium makes it possible to produce weighting agents to the required density without additional treatment with regulators of rheological and filtration properties. The use of a complex of additives provides the weighted drilling mud with aggregate and sedimentation stability, including at high temperatures.
Таким образом, заявляемый состав утяжеленного бурового раствора на углеводородной основе при заявляемом соотношении компонентов в сравнении с прототипом имеет более высокую плотность и стабильные смазочные, ингибирующие и структурно-реологические свойства в условиях высоких пластовых давлений и температур, что позволит обеспечить безаварийное бурение пологих и горизонтальных скважин.Thus, the claimed composition of the weighted oil-based drilling mud with the claimed component ratio in comparison with the prototype has a higher density and stable lubricating, inhibiting and structural-rheological properties under high reservoir pressures and temperatures, which will ensure trouble-free drilling of gentle and horizontal wells ...
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019141700A RU2733622C1 (en) | 2019-12-16 | 2019-12-16 | Weighted drilling mud on hydrocarbon base |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019141700A RU2733622C1 (en) | 2019-12-16 | 2019-12-16 | Weighted drilling mud on hydrocarbon base |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733622C1 true RU2733622C1 (en) | 2020-10-05 |
Family
ID=72927066
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019141700A RU2733622C1 (en) | 2019-12-16 | 2019-12-16 | Weighted drilling mud on hydrocarbon base |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2733622C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2786982C1 (en) * | 2022-05-25 | 2022-12-27 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Non-aqueous drilling mud solids flocculant |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5587354A (en) * | 1992-09-25 | 1996-12-24 | Integrity Industries, Inc. | Drilling fluid and drilling fluid additive |
| EA200600493A1 (en) * | 2003-09-05 | 2006-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | STRUGGLE AGAINST BORING MORTAR AND COLLECTING MATERIAL FOR DRILLING IN DILUTED COLLECTOR |
| RU2424269C1 (en) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Emulsion solution on hydrocarbon base |
| RU2535723C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Invert emulsion solution based on mineral oil for exposure of productive beds |
| EA027018B1 (en) * | 2011-04-15 | 2017-06-30 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method for drilling a well |
| RU2655035C1 (en) * | 2017-07-13 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted invert-emulsion drilling mud |
-
2019
- 2019-12-16 RU RU2019141700A patent/RU2733622C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5587354A (en) * | 1992-09-25 | 1996-12-24 | Integrity Industries, Inc. | Drilling fluid and drilling fluid additive |
| EA200600493A1 (en) * | 2003-09-05 | 2006-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | STRUGGLE AGAINST BORING MORTAR AND COLLECTING MATERIAL FOR DRILLING IN DILUTED COLLECTOR |
| RU2424269C1 (en) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Emulsion solution on hydrocarbon base |
| EA027018B1 (en) * | 2011-04-15 | 2017-06-30 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method for drilling a well |
| RU2535723C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Invert emulsion solution based on mineral oil for exposure of productive beds |
| RU2655035C1 (en) * | 2017-07-13 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted invert-emulsion drilling mud |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2786982C1 (en) * | 2022-05-25 | 2022-12-27 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Non-aqueous drilling mud solids flocculant |
| RU2821370C1 (en) * | 2023-10-16 | 2024-06-21 | ФГАОУ ВО Сибирский федеральный университет | Carbon-based drilling fluid with multi-walled carbon nanotubes (mwcnt) |
| RU2833533C1 (en) * | 2024-04-19 | 2025-01-23 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Emulsion drilling mud for joint opening of chemogenic and clay deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4481121A (en) | Viscosifier for oil base drilling fluids | |
| CA3052267A1 (en) | Spacer fluid compositions that include surfactants | |
| AU594474B2 (en) | Low toxicity oil composition and use thereof in drilling fluids | |
| CA2148116C (en) | A biodegradable wellbore fluid comprising n-alk-1-ene | |
| RU2655035C1 (en) | Weighted invert-emulsion drilling mud | |
| GB2212192A (en) | Low toxicity oil base mud systems | |
| AU732612B2 (en) | Improved multicomponent mixtures for use in geological exploration | |
| EA004204B1 (en) | Borehole fluid containing a lubricating composition, method for verifying the lubrication of a borehole fluid, application with respect to fluids with a high ph | |
| RU2733622C1 (en) | Weighted drilling mud on hydrocarbon base | |
| CN107011877B (en) | Oil-based mud viscosity reducer and viscosity reduction method | |
| AU2019395425B2 (en) | Wellbore drilling compositions | |
| NO20120438A1 (en) | Oil-based drilling fluids and mixture for use in oil-based drilling fluids | |
| Ihenacho et al. | 50/50 oil-water ratio invert emulsion drilling mud using vegetable oil as continuous phase | |
| Yunita et al. | Evaluation of non-ionic and anionic surfactants as additives for water-based mud | |
| Tchameni et al. | Investigating the effect of high thermal–saline conditions on the rheological properties of waste vegetable oil biodiesel-based emulsion mud | |
| RU2502774C1 (en) | Drilling mud on hydrocarbon basis | |
| Adekomaya et al. | Experimental study of the effect of temperature on the Flow properties of normal oil based muds in Niger Delta formation | |
| RU2729284C1 (en) | Synthetic drilling fluid | |
| Anter et al. | Preparation and evaluation of nonionic polyurethane polymers in improving the rheological properties and filtrate loss control of water base muds | |
| RU2783123C1 (en) | Invert emulsion drilling fluid | |
| RU2833533C1 (en) | Emulsion drilling mud for joint opening of chemogenic and clay deposits | |
| RU2733590C1 (en) | Invert-emulsion drilling mud | |
| Al-Sabagh et al. | Enhancing Oil Based Drilling Fluids Parameters Using Secondary Synthetized Emulsifiers and Nanoparticles | |
| Lysakova et al. | Environmentally friendly technical plant oils as the base for emulsion drilling fluids | |
| Chibuike et al. | Rheological behaviour of water based mud formulated with sodium hydroxide (NaOH) plant extracts |