RU2661172C2 - Буровой раствор - Google Patents
Буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661172C2 RU2661172C2 RU2015136397A RU2015136397A RU2661172C2 RU 2661172 C2 RU2661172 C2 RU 2661172C2 RU 2015136397 A RU2015136397 A RU 2015136397A RU 2015136397 A RU2015136397 A RU 2015136397A RU 2661172 C2 RU2661172 C2 RU 2661172C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- petro
- drilling
- xanthan
- biopolymer
- drilling fluid
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 52
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 28
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 27
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims abstract description 21
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 21
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims abstract description 21
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 20
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 claims abstract description 18
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims abstract description 18
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 16
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims abstract description 16
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 11
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 5
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 3
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- PYIDGJJWBIBVIA-IHAUNJBESA-N (3r,4s,5s,6r)-2-dodecoxy-6-(hydroxymethyl)oxane-3,4,5-triol Chemical compound CCCCCCCCCCCCOC1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O PYIDGJJWBIBVIA-IHAUNJBESA-N 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical class CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N Tetraethylene glycol, Natural products OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000006911 enzymatic reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229930182478 glucoside Natural products 0.000 description 1
- 150000008131 glucosides Chemical class 0.000 description 1
- ZUWJMSFTDBLXRA-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O ZUWJMSFTDBLXRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- PYIDGJJWBIBVIA-UYTYNIKBSA-N lauryl glucoside Chemical compound CCCCCCCCCCCCO[C@@H]1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O PYIDGJJWBIBVIA-UYTYNIKBSA-N 0.000 description 1
- 229940048848 lauryl glucoside Drugs 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000014380 magnesium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000003531 protein hydrolysate Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
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)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола. Технический результат – снижение межфазного натяжения на границе фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом, снижение фильтрации бурового раствора в продуктивный пласт при повышенной термостойкости раствора. Буровой раствор включает, мас.%: биополимер Xanthan Petro 0,3-0,45; крахмал модифицированный 1,5-2,5; окись магния 0,2-0,5; жидкий гидрофобизатор - реагент Petro Safe 0,03-0,06; алюмокалиевые квасцы 0,03-1,0; вода остальное. При необходимости буровой раствор может дополнительно содержать по крайней мере один компонент из группы, включающей бактерицид 0,01-0,05 мас.%, мраморную крошку 5-30 мас.% или барит 5-40 мас.%, гидроокись натрия 0,01-0,1 мас.%, полигликоль 1-3 мас.%, смазывающую добавку 0,4-3 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 пр.
Description
Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола.
Известен биополимерный буровой раствор, содержащий, мас. %: ксантановый биополимер Кет-Х - 0,3; модифицированный крахмал Hibtrol LV - 1.0; вода - остальное. (Пеньков А.И. и др. Совершенствование биополимерных систем полианионными стабилизаторами буровых растворов. // Тр. института ОАО НПО "Бурение". - 1998. - с. 293-298).
Этот малокомпонентный биополимерный раствор, содержащий полианионный понизитель фильтратоотдачи, характеризуется псевдопластичной реологией и низкими фильтрационными свойствами наряду с простотой их регулирования.
Недостатком этого бурового раствора является сравнительно невысокая ингибирующая и флокулирующая способность, что может приводить к значительному загущению растворов в процессе бурения, сопровождающемуся ростом пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, а значит гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. Кроме того, данный буровой раствор обладает малой устойчивостью к температурному воздействию.
Наиболее близким является буровой раствор, содержащий, мас. %: ксантановый биополимер Родопол 0,5-2, модифицированный крахмал 0,2-2,5, лигносульфонатный реагент 0,2-1,5, карбонат натрия 0-0,4, оксид кальция 0-0,2, оксид магния 0-0,2, хлорид калия 0-5, протеиновый гидролизат 0,1-1, биоцид 0-1, вода остальное (RU 2301822, опубл. 27.06.2007).
Недостатком этого бурового раствора также является невысокая ингибирующая и флокулирующая способность, что приводит к загущению раствора при бурении, сопровождающемуся ростом пластической вязкости и динамического напряжения сдвига и соответственно гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе.
Техническим результатом изобретения является снижение межфазного натяжения на границе фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом, снижение фильтрации бурового раствора в продуктивный пласт при повышенной термостойкости раствора.
Указанный технический результат достигается тем, что буровой раствор, включающий воду, ксантановый биополимер, крахмал модифицированный и оксид магния, содержит в качестве ксантанового биополимера ксантановый биополимер Xanthan Petro и дополнительно - реагент Petro Safe и алюмокалиевые квасцы при следующем соотношении компонентов, мас. %:
биополимер Xanthan Petro | 0,3-0,45 |
крахмал модифицированный | 1,5-2,5 |
окись магния | 0,2-0,5 |
реагент Petro Safe | 0,03-0,06 |
алюмокалиевые квасцы | 0,03-1,0 |
вода | остальное |
При необходимости буровой раствор дополнительно содержит по крайней мере один компонент из группы, включающей бактерицид 0,01-0,05 мас. %, мраморную крошку 5-30 мас. % или барит 5-40 мас. %, гидроокись натрия 0,01-0,1 мас. %, полигликоль 1-3 мас. %, смазывающую добавку 0,4-3 мас. %.
Для приготовления заявленного бурового раствора используют следующие материалы.
Биополимер Xanthan Petro - (ксантановая камедь, ксантановая смола) - биополимер, получаемый в результате ферментативных реакций бактерий Xanthamonis Campestris на растительном крахмале, порошок, хорошо растворим в воде. Выпускается промышленностью по ТУ 2458-007-89593895-2010, представляет собой природный полисахарид, получаемый с помощью ферментации кукурузной пасты культурами Xanthomonas campestris. После завершения брожения в субстанцию добавляется этанол или изопропиловый спирт, что позволяет получить камедь в виде осадка. Для получения товарной формы осадок фильтруют и высушивают. CAS 11138-66-2, номер EC 11138-66-2.
Окись магния - магнезит, кристаллический порошок белого или серою цвета, в зависимости от чистоты продукта. Окись магния нерастворима в воде, при этом порошок хорошо впитывает воду. Выпускается промышленностью в виде химически чистого реактива по ГОСТ 4526-75 и в виде технического продукта с разной степенью чистоты по ГОСТ 1216-87.
Реагент Petro Safe - жидкий гидрофобизатор, выпускаемый по ТУ 2458-002-89593895-2014 ООО «ПетроИнжиниринг» и представляющий собой смесь натрия пальмитиновокислого CAS №408-35-5 EC №206-988-1 (20% мас.), полиалкилглюкозида C8-C16CAS №141464-42-8 (20% мас.), масла растительного рапсового (50% мас.), полиалкилглюкозида С10-С16 (лаурил глюкозида), CAS №110615-47-9 (10% мас.).
Крахмал модифицированный для буровых растворов, представляющий собой карбоксиметилированный крахмал, получаемый химической обработкой картофельного крахмала, CAS 9057-06-1, возможно также использование любых других видов модифицированных крахмалов, применяемых для буровых растворов.
Алюмокалиевые квасцы - порошок в качестве сшивающей и ингибирующей добавки.
Гидроксид натрия используется в количестве 0,01-0,1% мас. для обеспечения pH бурового раствора в диапазоне 10-10,5.
Полигликоли (смеси гликолей ди-. три-, тетра-этиленгликоля, моноэтиловых эфиров указанных гликолей и смол) производятся промышленностью и доступны на рынке. Например, «Полигликоль» по ТУ 2422-057-52470175-2005, «POLYGLYCOL Р-400 E» CAS №25322-69-4, «RICHMOLE Component 100» по ТУ 2458-065-18947160-2008 и др. Ингибирующее действие полигликолей заключается в адсорбции на частицах глины и закупоривании пор и трещин. Полигликоли отличаются хорошей смазывающей способностью, низкой токсичностью, не оказывает заметного влияния на реологические свойства буровых растворов при низкой температуре. Полигликоли обладают свойством формировать гелевые структуры в водных растворах при определенной повышенной температуре, что повышает ингибирующее действие растворов и приводит к снижению фильтрации растворов в пористой среде. Для перечисленных выше марок температура гелирования составляет 80-95°C. По специальному заказу производители полигликолей способны поставлять продукт с заданной температурой гелирования. Включение полигликолей в состав заявленного бурового раствора определяется: 1) наличием активных глинистых минералов в разрезе скважины, 2) требованиями Проекта на скважину о необходимости применения ингибированного бурового раствора. Использование конкретной марки полигликолей определяется по фактической пластовой температуре. Так, например, для месторождений Западной Сибири средняя пластовая температура продуктивных пластов составляет 90-100°C, поэтому на этих объектах могут быть использованы стандартные марки полигликолей с температурой гелирования 80-95°C. Содержание полигликолей в буровом растворе варьируется в пределах 1-3% мас.
Смазочные добавки используются для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины в среде бурового раствора. В указанном буровом растворе могут применяться любые смазочные добавки для буровых растворов, совместимые с другими компонентами раствора. Например, могут использоваться промышленно производимые добавки «Petro Lube» марок «R», «S», «Есо», «Extra» по ТУ 2458-009-89593895-2013, «ЛУБ БКЕ» по ТУ 2458-001-89593895-2009 и др. Концентрация смазочной добавки в буровом растворе определяется производителем, заказчиком, проектной организацией или по результатам измерений коэффициента трения приготовленного бурового раствора в промысловых условиях. Содержание смазочной добавки в указанном буровом растворе варьируется в пределах 0,4-3% мас.
Кольматирующая и утяжеляющая добавка - мраморная крошка, барит.
Мраморная крошка (КМ) используется в виде композиции различных марок по гранулометрическому составу (марки с максимальным размером частиц 2, 5, 10, 20, 40, 60, 80, 100, 200 мкм и другие доступные на рынке). Общее содержание мраморной крошки в буровом растворе варьируется в пределах 5-30% мас. и определяется по [2] на основании данных о максимальном прогнозируемом пластовом давлении с учетом требований Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Доля каждой марки мраморной крошки в композиции выбирается из указанных пределов согласно расчетом плотной упаковки частиц [1] на основании данных о размерах поровых каналов в проницаемых пластах конкретного геологического разреза. Например, для проницаемого пласта с размером поровых каналов 60 мкм по [1] необходимо использовать следующую композицию мраморной крошки: марка КМ-2 - 34% от общего содержания мраморной крошки, марка КМ-10 - 14% от общего содержания мраморной крошки и марка КМ-40 - 52% от общего содержания мраморной крошки.
Барит используется в основном в качестве утяжелителя. Общее содержание барита в буровом растворе варьируется в пределах 5-40% мас. Конкретная концентрация барита также определяется расчетным путем [2] на основании данных о максимальном прогнозируемом пластовом давлении с учетом требований Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Размер частиц барита в порошках широко распространенных марок КБ-3 и КБ-5 составляет 2-70 мкм.
В качестве бактерицида используются любые доступные на рынке марки, предназначенные для предотвращения биологической деструкции полисахаридных буровых растворов, например, «Petro Cide» по ТУ 2458-005-89593895-2010, «ATREN Bio» марки А по ТУ 2458-011-82330939-2009 и другие. Содержание бактерицида в буровом растворе определяется рекомендациями производителя и, как правило, составляет 0,01-0,05% мас.
Примеры приготовления предлагаемого бурового раствора
Пример 1
Для приготовления брали, мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,4, модифицированный крахмал - 2,5, окись магния - 0,5, реагент Petro Safe - 0,06, алюмокалиевые квасцы - 0,7, вода - 95,84. Все ингредиенты перемешивали и получали предлагаемый буровой раствор.
Пример 2
Для приготовления брали, мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,2, реагент Petro Safe - 0,03, алюмокалиевые квасцы - 0,05, вода - 97,92. Все ингредиенты перемешивали и получали предлагаемый буровой раствор.
Аналогичным образом готовили другие составы с дополнительными добавками:
Пример 3
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,45, модифицированный крахмал - 2,0, окись магния - 0,3, реагент Petro Safe - 0,04, биоцид - «Petro Cide» - 0,03, алюмокалиевые квасцы - 0,03, вода - 97,45.
Пример 4
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, мраморная крошка (композит) - 25, вода - 71,80.
Пример 5
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, барит - 25, вода - 71,80.
Пример 6
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, гидроксид натрия - 0,05, вода 96,75.
Пример 7
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, полигликоль - 2,0, вода - 94,8.
Пример 8
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,95, смазочная добавка - «PetroLube» марки «R» - 2, вода - 94,8.
Пример 9
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,7, барит - 5, полигликоль - 2, вода - 90,05.
Пример 10
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,9, мраморная крошка - 5, биоцид - «PetroCide» - 0,05, вода - 91,8.
Пример 11
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,9, барит - 10, биоцид - «Petro Cide» - 0,01, гидроксид натрия - 0,02, вода - 86,82.
Пример 12
Мас. %: биополимер Xanthan Petro - 0,3, модифицированный крахмал - 1,5, окись магния - 0,4, реагент Petro Safe - 0,05, алюмокалиевые квасцы - 0,9, мраморная крошка - 10, биоцид - «Petro Cide» - 0,02, гидроксид натрия - 0,01, смазочная добавка «Petro Lube» марки «R» - 0,5, вода - 86,32.
Результаты испытаний
В ходе лабораторных исследований определялись следующие свойства предлагаемых буровых растворов: условная вязкость (УВ, с), фильтратоотдача при перепаде давления 0,7 МПа (Ф, см3/30 мин), межфазное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с керосином (σ, мДж/м2), динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа), пластическая вязкость (ηпл, мПа⋅с), статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин (θ, дПа), pH среды. Реологические показатели буровых растворов определялись методом наименьших квадратов с использованием реологических модели Шведова-Бингама. Кроме того, определялись зависимости межфазного натяжения фильтрата бурового раствора на границе с моделью пластовой нефти - керосином.
Данные о покомпонентном составе бурового раствора, составе природных загрязнителей и показатели по свойствам приведены в таблице. Во втором разделе таблицы приведены параметры предлагаемого бурого раствора по примеру №10, загрязненного модельным составом выбуренной горной породы и выдержанного во вращающихся автоклавах при температуре +49°C в течение 16 ч до проведения измерения.
Данные, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый безглинистый биополимерный буровой раствор имеет низкую вязкость. Раствор имеет низкую фильтратоотдачу, снизившуюся после термостатирования с 3,9 до 3,3 см3. Низкие величины динамического напряжения сдвига и пластической вязкости, а также условной вязкости будут способствовать снижению гидравлических потерь в циркуляционной системе, а также гидравлических потерь в прискважинной зоне продуктивного пласта при вызове притока. Испытания бурового раствора, загрязненного выбуренной породой, показывают стойкость параметров предлагаемого бурового раствора к загрязнению при технологической температуре. Как видно из таблицы, показатель pH раствора практически не изменился, фильтрационная корка имеет ту же толщину, реологические параметры загрязненного раствора выросли несущественно, соотношение реологических параметров осталось практически неизменным (отношение τ0 к ηпл изменилось с 6,71 до 6,72). Таким образом, показана термическая стойкость бурового раствора, стойкость параметров к загрязнению выбуренной породой, низкие значения фильтрации - по сравнению с прототипом.
Кроме того, для подтверждения низких фильтрационных характеристик предлагаемого бурового раствора были проведены фильтрационные исследования раствора на натурном керне песчаника пласта ЮВ-1 юрской свиты месторождения Западной Сибири. В результате исследований показано, что глубина проникновения бурового раствора в керн проницаемостью 40 мД при перепаде давления 6,8 МПа и полной остановке фильтрации за 95 мин составила 2,6 см, что говорит о практически полном отсутствии воздействия бурового раствора на проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта. Фильтрационные исследования вызова притока на том же образце керна показали, что давление отрыва корки предлагаемого бурового раствора от торцевой поверхности керна достаточно низкое (0,32 МПа) - существенно ниже применяемых на практике депрессий при вызове притока (до 3-5 МПа), что говорит о низкой адгезии фильтрационной корки к породе. Таким образом, по результатам фильтрационных испытаний показано, что предлагаемый буровой раствор имеет низкую фильтрацию в продуктивный пласт, затухающую до нуля со временем, а также формирует легко удаляемую фильтрационную корку.
Источники информации
1. Мясников Я.В., Гаджиев С.Г., Ионенко А.В., Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Кронин A.M. Программа MarCS Engineer для расчета плотной упаковки частиц утяжелителей буровых растворов // Бурение и нефть. 2014. №5. С. 35-37.
2. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005. С. 203.
3. РД 39-00147001-773-2004. Методика контроля параметров буровых растворов. - Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2004. - 137 с.
4. СТ РК ISO 10414-1-2012. Промышленность нефтяная и газовая. Полевые испытания буровых растворов. Часть 1. Растворы на водной основе. - Астана: Госстандарт Республики Казахстан. 2012. - 98 с.
Claims (3)
1. Буровой раствор, включающий воду, ксантановый биополимер, крахмал модифицированный и оксид магния, отличающийся тем, что содержит в качестве ксантанового биополимера ксантановый биополимер Xanthan Petro и дополнительно реагент Petro Safe и алюмокалиевые квасцы при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит по крайней мере один компонент из группы, включающей бактерицид 0,01-0,05 мас.%, мраморную крошку 5-30 мас.% или барит 5-40 мас.%, гидроокись натрия 0,01-0,1 мас.%, полигликоль 1-3 мас.%, смазывающую добавку 0,4-3 мас.%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015136397A RU2661172C2 (ru) | 2015-08-28 | 2015-08-28 | Буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015136397A RU2661172C2 (ru) | 2015-08-28 | 2015-08-28 | Буровой раствор |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015136397A RU2015136397A (ru) | 2017-03-07 |
RU2661172C2 true RU2661172C2 (ru) | 2018-07-12 |
Family
ID=58454058
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015136397A RU2661172C2 (ru) | 2015-08-28 | 2015-08-28 | Буровой раствор |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2661172C2 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2695201C1 (ru) * | 2018-11-29 | 2019-07-22 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта |
RU2744325C1 (ru) * | 2020-03-10 | 2021-03-05 | Александр Яковлевич Соркин | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
RU2772412C1 (ru) * | 2021-06-28 | 2022-05-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Биополимерный буровой раствор |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111019615A (zh) * | 2019-11-22 | 2020-04-17 | 中国地质大学(武汉) | 一种适用于卵砾石地层的非开挖泥浆体系及制备方法 |
CN111548775B (zh) * | 2020-05-27 | 2023-04-11 | 河南省恒信阳光实业有限公司 | 一种混合泥浆处理剂及其制备方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4098700A (en) * | 1974-05-24 | 1978-07-04 | Chemical Additives Company | Clay-free, thixotropic wellbore fluid |
RU2168531C1 (ru) * | 1999-11-09 | 2001-06-10 | Пеньков Александр Иванович | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
RU2215016C1 (ru) * | 2002-03-11 | 2003-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур |
RU2301822C2 (ru) * | 2005-04-19 | 2007-06-27 | Николай Глебович Усанов | Буровой раствор |
RU2309970C1 (ru) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Буровой раствор низкой плотности (варианты) |
-
2015
- 2015-08-28 RU RU2015136397A patent/RU2661172C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4098700A (en) * | 1974-05-24 | 1978-07-04 | Chemical Additives Company | Clay-free, thixotropic wellbore fluid |
RU2168531C1 (ru) * | 1999-11-09 | 2001-06-10 | Пеньков Александр Иванович | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
RU2215016C1 (ru) * | 2002-03-11 | 2003-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур |
RU2301822C2 (ru) * | 2005-04-19 | 2007-06-27 | Николай Глебович Усанов | Буровой раствор |
RU2309970C1 (ru) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Буровой раствор низкой плотности (варианты) |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КИСТЕР Э. Г. Химическая обработка буровых растворов, Москва, "Недра", 1972, с. 172-180, 186. ПАУС К. Ф. Буровые растворы, Москва, "Недра", 1973, с. 92-95, 143, 144. * |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2695201C1 (ru) * | 2018-11-29 | 2019-07-22 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта |
RU2744325C1 (ru) * | 2020-03-10 | 2021-03-05 | Александр Яковлевич Соркин | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
RU2772412C1 (ru) * | 2021-06-28 | 2022-05-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Биополимерный буровой раствор |
RU2777003C1 (ru) * | 2021-10-29 | 2022-08-01 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь") | Высокоингибированный буровой раствор |
RU2804720C1 (ru) * | 2022-11-03 | 2023-10-04 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Биополимерный буровой раствор |
RU2806712C1 (ru) * | 2023-02-09 | 2023-11-03 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Полимер-стабилизированная микродисперсная буровая композиция |
RU2806691C1 (ru) * | 2023-02-09 | 2023-11-03 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2015136397A (ru) | 2017-03-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2661172C2 (ru) | Буровой раствор | |
CN107801398B (zh) | 作为用于钻井液的降滤失剂的海枣籽粉末 | |
EP1957601B1 (en) | Solvent free fluidized polymer suspensions for oilfield servicing fluids | |
US20180320050A1 (en) | Methods of using drilling fluid compositions with enhanced rheology | |
CA2677550C (en) | Water-based drilling fluid | |
US20030139297A1 (en) | Surfactant-polymer composition for substantially solid-free water based drilling, drill-in, and completion fluids | |
US20070056731A1 (en) | Method for reducing density of a system fluid and for performing drilling operations using a reduced density system fluid comprising aerogel | |
US3046221A (en) | Thermally stable attapulgite-base drilling mud | |
CN105331338A (zh) | 一种防漏型高性能水基钻井液及其制备方法 | |
RU2501828C1 (ru) | Спиртовой буровой раствор | |
US7829506B1 (en) | Clay stabilizing aqueous drilling fluids | |
RU2655276C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор | |
RU2266312C1 (ru) | Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
WO1988002434A1 (en) | Viscosifiers for brines utilizing hydrophilic polymer-mineral oil systems | |
CN106398667A (zh) | 一种适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液及其制备方法 | |
EP2121868B1 (en) | Stable sodium thiosulfate based fluidized polymer suspensions of hydroxyethyl cellulose for oilfield services | |
CN101717622A (zh) | 一种钻井液用润滑抑制剂及制备方法与含有所述钻井液用润滑抑制剂的钻井液 | |
CA2562651C (en) | Canola meal drilling fluid additive | |
US11021644B2 (en) | Drilling fluids and methods of making thereof | |
US10400153B2 (en) | Drilling fluid for use in horizontal directional drilling operations | |
EP1814961B1 (en) | Environmentally friendly water based mud deflocculant/thinner | |
RU2327726C2 (ru) | Малоглинистый буровой раствор | |
GB2032982A (en) | Drilling fluids | |
RU2318855C2 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
Igwilo et al. | Evaluation of Pleurotus as Fluid Loss Control Agent in Synthetic Base Mud for Oil and Gas Drilling Operations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HC9A | Changing information about inventors | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190829 |