RU2582197C1 - Drilling mud - Google Patents

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: invention relates to drilling directional and horizontal oil and gas wells. Drilling fluid for drilling comprises wt%: marble chips 5-10; polyanionic cellulose 5-10; sulfanol 2-5; potassium chloride 2-5; potassium methylsiliconate 1-4; potassium acetate 1.5-4; bischofite 2-5; ferrochrome lignosulphonate 1-5; NGL-11 2-5; barite 0.5-5; anti-foaming agent 0.5-1; liquid phase - balance, wherein liquid phase comprises vegetable oil wastes and water in ratio, wt%: 55/45-80/20.

EFFECT: technical result is improvement of structural-rheological, inhibiting, lubricating, attaching, anti-sticking and environmental properties of drilling mud for drilling under complicated conditions.

1 cl, 1 tbl

Description

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин, в частности представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в горизонтальной ее части.The invention relates to the field of drilling directional and horizontal oil and gas wells, in particular represented by powerful deposits of highly viscous clays, prone to swelling and softening, including with a change in the integrity of the wellbore, especially in its horizontal part.

Известен буровой раствор для бурения скважин (Патент РФ на изобретение №2518287, опубл. 27.10.2000 г., МПК C09K 7/07), включающий нефтепродукт СМАД, карбоксиметил-целлюлозу, хлористый калий, воду.Known drilling fluid for drilling wells (RF Patent for the invention No. 2518287, publ. 10/27/2000, IPC C09K 7/07), including the oil product SMAD, carboxymethyl cellulose, potassium chloride, water.

К недостаткам вышеуказанного раствора можно отнести то, что раствор не обладает достаточной степенью смазки и ингибирования, то есть добиться формирования качественной полимерглинистой корки на стенках ствола скважины не представляется возможным.The disadvantages of the above solution include the fact that the solution does not have a sufficient degree of lubrication and inhibition, that is, it is not possible to achieve the formation of a high-quality polymer clay crust on the walls of the wellbore.

Известен буровой раствор, «Буровой раствор для предупреждения прихватов и сальникообразования БУР-6». Заявка на изобретение RU 94005919 A1, опубл. 1997.04.10, состоящий из бентонитовой глины, электролита, реагентов - регуляторов вязкости, СПС и водоотдачи, маслосодержащей присадки СКБВ, барита, остальное - вода.Known drilling fluid, "Drilling fluid to prevent sticking and gland formation BUR-6." Application for invention RU 94005919 A1, publ. 04/04/2007, consisting of bentonite clay, electrolyte, reagents - viscosity regulators, ATP and water loss, oil-containing additives SKBV, barite, the rest is water.

Недостатком этого бурового раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве смазывающего, не решает проблему удержания ствола скважины в вертикальном положении, особенно если разрез представлен вязкими, неустойчивыми, пластичными, склонными к набуханию глинистыми отложениями, и не решает проблему установления осмотического равновесия либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.The disadvantage of this drilling fluid is that, being good as a lubricant, it does not solve the problem of keeping the wellbore upright, especially if the section is viscous, unstable, plastic, clay deposits prone to swelling, and does not solve the problem of establishing osmotic equilibrium either creating conditions when osmosis will be directed from the reservoir to the well.

Известен буровой раствор, взятый за прототип «Высокоингибированный буровой раствор», патент RU №2303047, C1 опубл. 10.05.2006, МПК C09K 8/20, состоящий из бентонитовой глины, полианионной целлюлозы, хлористого калия, феррохромлигносульфоната, барита, метилсиликоната калия, ацетата калия, кальцинированной соды, бишофита, фосфатидного концентрата, нитрилотриметилфосфоновой кислоты, графита, пеногасителя.Known drilling fluid, taken as a prototype "Highly inhibited drilling fluid", patent RU No. 2303047, C1 publ. 05/10/2006, IPC C09K 8/20, consisting of bentonite clay, polyanionic cellulose, potassium chloride, ferrochrome lignosulfonate, barite, potassium methylsiliconate, potassium acetate, soda ash, bischofite, phosphatide concentrate, nitrilotrimethylphosphonic acid.

Недостатком этого раствора является то, что он, являясь хорошим в качестве ингибирующего, не решает проблему удержания в устойчивом состоянии вязких, пучащих, разупрочняющихся глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, способствует возникновению дифференциальных прихватов.The disadvantage of this solution is that it, being good as an inhibitory one, does not solve the problem of holding in a steady state viscous, heaving, softening clays, especially in deviated and horizontal wells, it contributes to the occurrence of differential sticking.

Раствор не решает проблему установления осмотического равновесия, либо создания условий, когда осмос будет направлен из пласта в скважину.The solution does not solve the problem of establishing osmotic equilibrium, or creating conditions when the osmosis will be directed from the reservoir into the well.

Задачей изобретения является разработка бурового раствора, обладающего высочайшими ингибирующими, фильтрационными, коркообразующими, смазывающими, антиприхватными свойствами и обеспечивающего установление осмотического равновесия, либо создание условий, когда осмос направлен из пласта в скважину. При этом водоотдача должна быть близка к 0 см³ за 30 минут, а коэффициент трения не более 0,1.The objective of the invention is to develop a drilling fluid with the highest inhibitory, filtration, crust-forming, lubricating, anti-seizing properties and providing the establishment of osmotic equilibrium, or creating conditions when the osmosis is directed from the formation into the well. In this case, the water loss should be close to 0 cm ³ in 30 minutes, and the friction coefficient should not exceed 0.1.

Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфанол, при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка - 5-10, полианионная целлюлоза - 5-10, сульфанол - 2-5, хлористый калий - 2-5, метилсиликонат калия - 1-4, ацетат калия - 1,5-4, бишофит - 2-5, феррохромлигносульфонат - 1-5, ГКЖ-11 - 2-5, барит - 0,5-5, пеногаситель - 0,5-1, жидкая фаза - остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20.The problem is solved due to the fact that the drilling fluid for drilling wells, including polyanionic cellulose, potassium chloride, barite, bischofite, ferrochrome lignosulfonate, potassium methylsiliconate, potassium acetate, antifoam, water, additionally contains marble chips, vegetable oil waste, GKZh-11, sulfanol, in the following ratio, wt. %: marble chips - 5-10, polyanionic cellulose - 5-10, sulfanol - 2-5, potassium chloride - 2-5, potassium methylsiliconate - 1-4, potassium acetate - 1.5-4, bischofite - 2-5 ferrochrome lignosulfonate - 1-5, GKZh-11 - 2-5, barite - 0.5-5, antifoam - 0.5-1, the liquid phase - the rest, and the liquid phase includes waste vegetable oil and water in the ratio of wt. %: 55 / 45-80 / 20.

Технический результат - улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на углеводородной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта, путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и как результат - отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно-направленных и вертикальных скважин.The technical result is an improvement in the fastening, lubricating and anti-seizing properties of a hydrocarbon-based drilling fluid while improving the recovery coefficient of the initial permeability of the reservoir by increasing the inhibitory and hydrophobizing ability of the filtrate and, as a result, the absence of gutters and differential sticking in the wellbore, increasing the stability of the wellbore directional and vertical wells.

Улучшение ингибирующего качества раствора возможно за счет повышения его крепящего действия. В механизме синергетического эффекта подтверждена составляющая доля действия каждого реагента. Достигается это за счет введения реагентов-ингибиторов набухания глин:Improving the inhibitory quality of the solution is possible by increasing its fastening effect. In the mechanism of the synergistic effect, a constituent fraction of the action of each reagent is confirmed. This is achieved through the introduction of clay swelling inhibitor reagents:

1. Хлористый калий (KCl) - основной поставщик катиона K⁺, играет определяющую роль в ингибирующем действии раствора. В силу размеров ионного радиуса катионы калия могут входить в межпакетные пустоты кристаллической поверхности глинистых минералов, прочно сращивая их пакеты, способствуя межслойной дегидратации глин.1. Potassium chloride (KCl) - the main supplier of the K ⁺ cation, plays a decisive role in the inhibitory effect of the solution. Due to the size of the ionic radius, potassium cations can enter the interpackage voids of the crystalline surface of clay minerals, firmly splicing their packets, contributing to the interlayer dehydration of clays.

2. Бишофит (MgCl·6H₂O) - за счет присутствия иона магния Mg⁺ в ионообменном комплексе способствует снижению активности водной фазы раствора и уменьшению степени увлажнения глин, сохраняя их устойчивость в процессе бурения.2. Bischofite (MgCl · 6H ₂ O) - due to the presence of magnesium ion Mg ⁺ in the ion-exchange complex, it contributes to a decrease in the activity of the aqueous phase of the solution and a decrease in the degree of hydration of clays, while maintaining their stability during drilling.

3. Ацетат калия (CH₃COOK) - дополняет крепящее действие хлорида калия влиянием на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина - жидкость, способствуя уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.3. Potassium acetate (CH ₃ COOK) - complements the fastening effect of potassium chloride by influencing the magnitude of structural and adsorption deformations in the clay-liquid system, helping to reduce the swelling fluid content in hydrated clay and stabilize the wellbore.

4. Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11) - за счет гидрофобизирующего действия на горные породы снижает увлажняющую способность раствора и предотвращает быстрое развитие гидратации водочувствительных глин.4. Organosilicon liquid (GKZh-11) - due to the hydrophobizing effect on rocks, it reduces the moisturizing ability of the solution and prevents the rapid development of hydration of water-sensitive clays.

5. Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) способствует проявлению синергетического эффекта благодаря размеру и строению макромолекул реагента, адсорбирующихся на глинистых частицах.5. Ferrochromlignosulfonate (PCF) promotes a synergistic effect due to the size and structure of the reagent macromolecules adsorbed on clay particles.

6. Метилсиликонат калия (CH₃SiO₂K) - за счет присутствия ионов К⁺ дополняет крепящее действие раствора, влияет на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость, способствует уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.6. Potassium methylsiliconate (CH ₃ SiO ₂ K) - due to the presence of K ⁺ ions, complements the fixing effect of the solution, affects the magnitude of structural and adsorption deformations in the clay-liquid system, helps to reduce the swelling fluid content in hydrated clay and stabilizes the wellbore.

Сочетание именно этих шести основных реагентов-ингибиторов представляет найденную синергетически наиболее выгодную их комбинацию для бурения скважин в осложненных условиях.The combination of these six main inhibitor reagents is the most advantageous combination found synergistically for drilling wells in difficult conditions.

Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: КСl, бишофит, ацетат калия, ГКЖ-11, метилсиликонат калия, ФХЛС. В качестве растительных масел могут использоваться отходы, получаемые при изготовлении соевого, подсолнечного, хлопкового, кукурузного, рапсового и других масел.The dependences of plastic viscosity, dynamic shear stress, and solution filtration on the concentration of the inhibitory reagents used in it were revealed: KCl, bischofite, potassium acetate, GKZh-11, potassium methylsiliconate, and PCF. As vegetable oils can be used waste obtained in the manufacture of soybean, sunflower, cotton, corn, rapeseed and other oils.

Сульфанол выполняет функцию эмульгатора, который представляет собой синтетическое ПАВ, анионактивного типа в виде порошка, хорошо растворимое в воде, образующее прочную эмульсию. Мраморная крошка является структурообразователем. Полианионная целлюлоза (ПАЦ 85/700) является регулятором фильтрации. В качестве пеногасителя чаще всего используется пента 465. Барит как утяжелитель применяется в количестве от 0,5% до 5,0%.Sulfanol acts as an emulsifier, which is a synthetic surfactant, anionic type in the form of a powder, readily soluble in water, forming a strong emulsion. Marble chips are a builder. Polyanionic cellulose (PAC 85/700) is a filter regulator. Penta 465 is most often used as a defoamer. Barite as a weighting agent is used in an amount of 0.5% to 5.0%.

Оценено реологическое поведение предлагаемого раствора и установлена совокупность его математических моделей с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами.The rheological behavior of the proposed solution is evaluated and a set of its mathematical models with improved structural-rheological, filtration and friction properties is established.

Промысловый опыт внедрения нового состава показал, что реологические показатели раствора способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.Field experience of introducing the new composition showed that the rheological parameters of the solution contribute to the improvement of the condition of the wellbore and the effective implementation of the hydraulic program for flushing the well.

Предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий очень высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами.A complex in properties, multicomponent, high molecular weight inhibitory solution is proposed, which has very high lubricating, filtration, and fixing properties with qualitative rheological parameters.

В таблице 1 представлены составы бурового раствора.Table 1 presents the composition of the drilling fluid.

Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. В растворомешалке сначала готовят раствор из мраморной крошки и воды, который обрабатывается затем полианионной целлюлозой. Все остальные химреагенты вводятся в растворомешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: продукт переработки растительного масла, KCl, ФХЛС, CH₃COOK, CH₃SiO₂K, MgCl·6H₂O, сульфанол, ГКЖ-11, пеногаситель, барит. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагентами после 4-х ступенчатой очистки. Для приготовления раствора применяется диспергатор высокого давления.The proposed drilling fluid is prepared directly in the field, using existing equipment. All necessary chemicals are pre-imported to the rig. First, a solution of marble chips and water is prepared in the mixer, which is then treated with polyanionic cellulose. All other chemicals are introduced into the mixer with constant stirring. The loading order of chemicals is as follows: vegetable oil processing product, KCl, FHLS, CH ₃ COOK, CH ₃ SiO ₂ K, MgCl · 6H ₂ O, sulfanol, GKZh-11, antifoam, barite. The determination of the rheological characteristics of the drilling fluid is carried out according to standard methods. Drilling fluid must be treated with recommended chemicals after 4 stages of cleaning. A high pressure dispersant is used to prepare the solution.

Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катион ингибирующего реагента повышает их устойчивость к увлажнению, снижает набухание и разупрочнение глин.The inhibition mechanism is as follows: when inhibitory additives are introduced into the drilling fluid, a physicochemical effect of clay and a cation occurs, which replaces free, negatively charged sections in the crystal lattice of clay particles. With cation exchange, previously passive clay sections are activated. Adsorption of a cation of an inhibiting reagent on clay particles increases their resistance to moisture, reduces the swelling and softening of clays.

Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации до 0 см³/30 мин. Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы.One of the main conditions for maintaining stability of the borehole walls to provide a lowest possible index filtration to 0 cm ^3/30 min. This condition is met using polyanionic cellulose.

Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе скважина-пласт, сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальными, с точки зрения устойчивости стенок скважины, являются случаи, когда в системе скважина-пласт устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то, что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче управлять ими и поддерживать их в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины. Следовательно, устойчивость глин будет зависеть от правильно выбранной композиции химреагентов и, в первую очередь, от ингибирующего состава реагентов. Это и есть основная задача, требующая решения.It has been established that the main role in the intensification of the clay softening process is played not by the initial moisture, but by the saturation of the mud with the filtrate under the action of repression on the formation. The absorption of the mud filtrate occurs not so much under the influence of the pressure drop in the well-formation system, but as a result of the physicochemical action developing in the clay rock itself. The most optimal, from the point of view of the stability of the walls of the well, are cases when the osmotic equilibrium is established in the well-formation system, or osmosis is directed from the formation into the well. Despite the fact that in the case of osmosis from the formation into the well, a change in the parameters of the drilling fluid occurs, it is much easier to manage them and maintain them within specified limits than to deal with complications after the destabilization of the wellbore. Therefore, the stability of clays will depend on the correctly selected composition of chemicals and, first of all, on the inhibitory composition of the reagents. This is the main task that needs to be addressed.

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами, и успешно сооружать вертикальные скважины, а также наклонно-направленные и горизонтальные.The application of the proposed solution allows you to drill rock intervals, represented by unstable, highly plastic, softening clay, and successfully build vertical wells, as well as directional and horizontal.

Использование реагентов со свойствами ингибиторов позволяет осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель pH-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности.The use of reagents with the properties of inhibitors makes it possible to carry out controlled coagulation, maintain the pH of the medium within the required limits, and regulate structural-rheological, filtration, and the optimal level of lyophilism.

Выполненные лабораторные исследования позволили установить, что применение шести именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиливается ингибирующая составляющая промывочной жидкости, при этом каждый реагент, дополняя друг друга, усиливает крепящие свойства бурового раствора. Комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности. Кроме того, за счет подбора химреагентов в таком составе, происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, а это также несет ингибирующую функцию, способствуя снижению гидратации и набухания, уменьшая выпучивание, текучесть, обвалы и осыпи пород.Laboratory studies have made it possible to establish that the use of exactly six such clay swelling inhibitors simultaneously in one solution made it possible to achieve a synergistic effect, i.e. the inhibitory component of the flushing fluid is enhanced, while each reagent, complementing each other, enhances the fastening properties of the drilling fluid. The reagent complex works better than each component individually. In addition, due to the selection of chemicals in this composition, sodium cations are displaced from clay deposits, sodium clay is converted to calcium, and this also has an inhibitory function, helping to reduce hydration and swelling, reducing bulging, fluidity, collapses and talus of rocks.

Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К⁺ возрастает от 800 до 1200 мг/л ионов. А это приводит к дополнительному улучшению раствора и свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: к_{i cp}=1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует значительному росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом, происходит увеличение количества осмотических активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита.The advantage of the solution of the developed formulation is that as a result of its interaction with the studied clays, the concentration of K ⁺ ions increases from 800 to 1200 mg / l of ions. And this leads to an additional improvement in the solution and indicates that the osmotic process is directed from the formation to the well with a relatively low value of the isotonic coefficient: to _{i cp} = 1.31. The presence of potassium and magnesium ions in the solution contributes to a significant increase in the isotonic coefficient up to 4.7. Thus, an increase in the number of osmotic active particles in solution occurs due to dissociation of the electrolyte.

Применение такой системы раствора позволяет успешно сооружать скважины глубиной до 3000 м на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями.The use of such a solution system makes it possible to successfully build wells up to 3000 m deep in areas represented by unstable, highly plastic clay deposits.

Оптимальным является буровой раствор №8, имеющий параметры: плотность - 1,22 г/см³, вязкость - 40 с, водоотдача 0 см³ за 30 мин, коэффициент трения - 0,06 (табл. 1).The optimal drilling fluid is No. 8, which has the following parameters: density - 1.22 g / cm ³ , viscosity - 40 s, water loss 0 cm ³ in 30 minutes, friction coefficient - 0.06 (Table 1).

Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами - ингибиторами.The proposed solution has very high inhibitory properties, zero filtration, has improved structural and rheological, anti-seizing and environmental properties for complicated drilling conditions. The phenomenon of a synergistic effect during the complex treatment of the drilling fluid with several reagents - inhibitors has been experimentally confirmed.

При бурении разведочной скважины на Прибрежной площади Краснодарского края доказано улучшение крепящих свойств раствора за счет синергетического эффекта от действия предлагаемых компонентов.When drilling an exploratory well on the Coastal area of the Krasnodar Territory, it was proved that the fastening properties of the solution are improved due to the synergistic effect of the proposed components.

Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:The studies performed allowed us to draw the following conclusions:

1) применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 м с горизонтальным окончанием, на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами;1) the use of this solution allows you to successfully build exploration wells for oil and gas with a depth of more than 3,000 m with a horizontal end, in areas represented by unstable highly plastic clays and self-dispersing shales;

2) экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов раствора - комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;2) the synergistic effect of the action of the solution components has been experimentally confirmed - the complex of reagents works better than each component individually;

3) предлагаемый состав нового раствора обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений;3) the proposed composition of the new solution has the highest inhibitory ability, helps to slow down the process of hydration and swelling of clay deposits;

4) предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшает кавернозность;4) the proposed combination of reagents allows the solution to successfully prevent, suspend and suppress deformation processes in the borehole space, reduces cavernousness;

5) показано, что предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок, при этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность эмульсии. Это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.5) it was shown that the proposed solution has improved lubricating and anti-seizing properties with significant energy-saving indicators and a sufficient level of environmental safety of all additives, while reducing the risk of differential sticking, improving the rheological velocity profile of the washing liquid in the annular space and increasing the stability of the emulsion. This contributes to the efficient implementation of a hydraulic well flushing program.

В заявленном растворе при оптимальном соотношении компонентов происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего, фильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов, при этом раствор сохраняет свои свойства при температуре до 130°C.In the claimed solution with an optimal ratio of components there is a synergistic increase in the effectiveness of the inhibitory, filtration, lubrication, anti-seizure and anti-wear effects of individual components, while the solution retains its properties at temperatures up to 130 ° C.

Предложенный буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора - 0 см³/за 30 минут, липкость корки равна 0, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,5 мм, отношение масло/вода в % составляет 80/20, плотность раствора от 1,1 до 1,2 г/см³, условная вязкость по СПВ-5 - 35-40 секунд, пластическая вязкость - 20-40 мПа·С, СНС 1/10 минут - 15-20/20-30 дПа, содержание песка меньше 0,5%, содержание Са⁺⁺ больше 16000 мг/л, содержание Cl^- больше 30000 мг/л.Proposed drilling fluid hydrocarbon based high inhibitory, lubricating properties and filtration has parameters: filtering the solution - 0 cm ^3/30 minutes, peel tackiness is 0, the friction coefficient is less than 0.1, the thickness of the cover is less than 0.5 mm, the ratio of oil / water in% is 80/20, the density of the solution is from 1.1 to 1.2 g / cm ³ , the conditional viscosity according to SPV-5 is 35-40 seconds, the plastic viscosity is 20-40 MPa · S, SNA 1/10 minutes - 15-20 / 20-30 dPa, sand content less than 0.5%, Ca ⁺⁺ content more than 16000 mg / l, Cl content ^- more than 30,000 mg / l.

Claims (1)

Буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфанол при следующем соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка 5-10; полианионная целлюлоза 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; жидкая фаза остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20. Drilling fluid for drilling wells, including polyanionic cellulose, potassium chloride, barite, bischofite, ferrochrome lignosulfonate, potassium methylsiliconate, potassium acetate, antifoam, water, characterized in that it further contains marble chips, vegetable oil waste, GKZh-11, sulfanol in the following ratio components, wt. %: marble chips 5-10; polyanionic cellulose 5-10; sulfanol 2-5; potassium chloride 2-5; potassium methylsiliconate 1-4; potassium acetate 1.5-4; bischofite 2-5; ferrochrome lignosulfonate 1-5; GKZH-11 2-5; barite 0.5-5; defoamer 0.5-1; the liquid phase is the rest, and the liquid phase includes waste vegetable oil and water in the ratio of wt. %: 55 / 45-80 / 20.