RU2683448C1 - Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением - Google Patents
Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением Download PDFInfo
- Publication number
- RU2683448C1 RU2683448C1 RU2018105244A RU2018105244A RU2683448C1 RU 2683448 C1 RU2683448 C1 RU 2683448C1 RU 2018105244 A RU2018105244 A RU 2018105244A RU 2018105244 A RU2018105244 A RU 2018105244A RU 2683448 C1 RU2683448 C1 RU 2683448C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- additive
- drilling fluid
- mineralized
- weighting
- weighted
- Prior art date
Links
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 title description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 title description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 11
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 7
- -1 xanthan polysaccharide Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 6
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 5
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 3
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 11
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 9
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 4
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000011436 cob Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical class NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical group 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000004233 talus Anatomy 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000010913 used oil Substances 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 239000012991 xanthate Substances 0.000 description 1
Images
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)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - сохранение фильтрационно-емкостных свойств и профилактика осложнений при бурении и первичном вскрытии продуктивных пластов в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями. Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением содержит, мас.%: формиат натрия 37-40; полисахарид ксанатанового типа «Гламин» 0,20-0,25; модифицированный крахмал «МК-3» 1,10-1,20; гидрофобизирующую жидкость «Основа-ГС» 1,00-1,20; смазывающую добавку «СМЭГ» 1,25-1,50; пеногаситель Полидефом 0,15-0,20; кольматирующую добавку МР-4 10; воду - остальное; утяжеляющую добавку до необходимой плотности сверх 100 мас.%. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов при разведочном бурении в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.
Для вскрытия продуктивных пластов в условиях высоких забойных температур и аномально высоких пластовых давлений необходимо использование буровых растворов высокой плотности, сохраняющих в забойных условиях оптимальные технологические свойства, обеспечивающие профилактику осложнений при бурении и сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их первичном вскрытии.
Известен солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий, в качестве утяжелителя формиат натрия, полимер, в качестве наполнителя - мраморный порошок и воду при следующем соотношении компонентов, масс. %: формиат натрия - 9-44, полимер Fito-PK - 3-5, мраморный порошок - 0-10, вода - остальное [RU №2277570, С1 (2006.01), C09K 8/04, опубл. 10.06.2006]. Известный раствор обеспечивает высокие флокулирующие свойства для удаления шлама при очистке и отличается высокой термостойкостью.
Существенным недостатком является недостаточная стабильность структурно-реологических свойств раствора, особенно при воздействии высоких температур. К тому же ограничен верхний предел значений плотности (1300-1420 кг/м3) и невозможность ее увеличения в следствии низкой седиментационной устойчивости.
Известен биополимерный буровой раствор, содержащий полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил - 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа - 0,2-0,5, этилендиамиды жирных кислот -продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,00, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР - 3,0-5,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, СаС12, MgCl2, бишофит - 3,0-40,0 [RU 2289603 С1, C09K 8/10 (2006.01), опубликовано 20.12.2006]. Известный раствор оказывает минимальное вредное влияние на окружающую среду.
Существенным недостатком данного бурового раствора является невозможность приготовления раствора плотностью выше 1,35 г/см3, что связано с природой растворимых солей. Также рассмотренный раствор обладает низкой термостойкостью, определяемой природой реагентов-стабилизаторов. Это ограничивает применимость данного раствора при аномально высоких пластовых давлениях (АВПД), где требуются растворы с большей плотностью.
Наиболее близким к предлагаемому составу и назначению является буровой раствор, содержащий, мас. %: структурообразователь ксантановый биополимер К.К. Робус - 0,3-0,5, реагент-стабилизатор карбоксиметилированный крахмал 3-4, ингибитор хлорид калия 4-5, регулятор pH - кальцинированную соду - 0,5-0,7, бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катами АБ - 0,03-0,05, пеногаситель Пента-461 на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов 0,02-0,06, в качестве утяжеляющей добавки - барит 30-70 [RU №2481374 C1, С09K 8/08 (2006.01), опубл. 10.05.2013]. Известный раствор не оказывает отрицательного влияния на коллекторские свойства продуктивных пластов с АВПД.
Недостатком данного раствора является ухудшение структурно-механических и реологических показателей бурового раствора, связанное с концентрированным загустеванием дисперсной системы при утяжелении, которое обусловлено увеличением объемного содержания утяжелителя в буровом растворе.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение является обеспечение сохранения фильтрационно-емкостных свойств и профилактика осложнений при бурении и первичном вскрытии продуктивных пластов в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, с целью решения задач по изучению и освоению недр.
Техническим результатом изобретения является разработка утяжеленного минерализованного бурового раствора для первичного вскрытия продуктивных пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями, с оптимизированными технологическими свойствами бурового раствора, за счет применения эффективных материалов и реагентов, а также ограниченным содержанием твердой фазы.
Указанный технический результат достигается тем, что утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением содержит формиат натрия, полисахарид ксантанового типа «Гламин», модифицированный крахмал «МК-3», жидкость гидрофобизирующую «Основа-ГС», смазывающую добавку «СМЭГ», пеногаситель Полидефом, кольматирующую добавку MP-4, воду и утяжеляющую добавку при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 37,0-40,0; полисахарид ксантанового типа 0,20-0,25; модифицированный крахмал 1,10-1,20; жидкость гидрофобизирующая 1,00-1,20; смазывающая добавка 1,25-1,50; пеногаситель 0,15-0,20; кольматирующая добавка 10,00; вода - остальное; утяжеляющая добавка - до требуемой плотности сверх 100%.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в утяжеленном минерализованном буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить растворы высокой плотности (1550-2205 кг/м3), при этом обладающих оптимальными структурно-реологическими, фильтрационными и ингибирующими свойствами, высокой седиментационной устойчивостью, термостабильностью при температуре до 120°C, что в совокупности обеспечивает повышение эффективности геологоразведочных работ путем сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их первичном вскрытии.
Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты. Формиат натрия - соль одноосновной предельной карбоновой (муравьиной) кислоты. Формиат натрия хорошо растворяется в воде с образованием «чистых» растворов высокой плотности, обеспечивает высокую ингибирующую способность, термостабильность, малую коррозионную активность буровых растворов.
Применение полисахаридных реагентов является эффективным решением для регулирования структурно-реологиченских и фильтрационных свойств минерализованных растворов. Полисахаридный реагент ксантатового типа «Гламин» по ТУ 2458-001-14023401-2008, представляет собой высокоочищенный водорастворимый ксантановый биополимер с высокой молекулярной массой, является эффективным структурообразователем буровых растворов на водной основе различной минерализации. Регулирует реологические свойства буровых растворов, обеспечивает высокую выносящую и удерживающую способности.
Для регулирования фильтрационных свойств безглинистых, в том числе минерализованных, буровых растворов широко применяются полимеры-стабилизаторы на основе крахмала. «МК-3» - модифицированный крахмальный реагент, представляет собой порошок бело-желтого цвета, предназначен для снижения фильтрации пресных, средне- и высокоминерализованных растворов, в том числе при высоких температурах. Реагент легко растворяется в воде любой минерализации.
Жидкость гидрофобизирующая «Основа ГС» по ТУ 2458-015-82330939-2009 представляет собой композицию на основе кремнийорганических соединений. «Основа ГС» предотвращает диспергирование шлама, стабилизирует неустойчивые горные породы, склонные к осыпям и обвалам, оказывает положительное воздействие на параметры бурового раствора в условиях разбуривания активных вязкопластичных глин и условиях солевой агрессии, препятствует сальникообразованию, осложнениям при СПО, стабилизирует стенки скважины.
Для оптимизации смазочных свойств бурового раствора используется солестойкая смазывающая добавка «СМЭГ» по ТУ 2458-007-568664391-2007, которая представляет собой смесь растительных масел (в т.ч. отработанных), модифицированных гликолями и другими техническими компонентами. Добавка, предназначенная для улучшения смазочных и противоизносных свойств буровых растворов, полностью эмульгируется в растворах, в том числе с повышенным содержанием твердой фазы.
Пеногаситель Полидефом по ТУ 2637-023-97457491-2010 предназначен для предотвращения и ликвидации пенообразования буровых и технологических жидкостей при строительстве нефтяных, газоконденсатных и газовых скважин.
МР-4 - карбонат кальция, выпускаемый по ТУ 5716-003-52817785-03, является продуктом измельчения и тонкого помола природного мрамора, применятся в качестве кольматанта для блокирования пор при вскрытии проницаемых и/или поглощающих пластов.
Для утяжеления бурового раствора, в зависимости от необходимой плотности, используют сидерит (карбонат железа) или барит (сульфат бария).
Сидерит (карбонат железа) - содержит от 45 до 93% FeO и от 3 до 55% СаО, кроме того, содержит примеси окислов Са, Mg, Si. Плотность сидерита составляет 3,5-3,8 г/см3, он растворяется в минеральных кислотах (горячей соляной и муравьиной), малоабразивен, экологически безопасен.
Сидеритовый утяжелитель, благодаря почти полному растворению в минеральных кислотах, является кислоторастворимым утяжелителем, что позволяет эффективно и легко удалять его из порового пространства продуктивного пластов в результате солянокислотной обработки, а это в свою очередь позволяет восстанавливать первоначальную проницаемость продуктивных пластов, увеличивать дебит нефтяных и газовых скважин. Сидеритовый утяжелитель обладает оптимальным гранулометрическим составом и имеет плотность выше остальных утяжелителей группы карбонатных утяжелителей.
Барит (сульфат бария) - минерал, содержащий 65,7% ВаО и 34,3% SO3, а также примеси Sr, Са, Ra, Fe2O3. Бывает белого, серого, красного и желтого цветов. Плотность баритовых утяжелителей находится в пределах 4,3-4,7 т/см3, твердость по шкале Мооса 2,5-3,5. Барит обладает кристаллической решеткой с прочной связью и максимально плотной упаковкой (координационное число 12). Эти кристаллические особенности обусловливают прочность и компактность структуры, ее высокую устойчивость, нерастворимость и большой удельный вес.
Приготовление утяжеленного минерализованного бурового раствора в лабораторных условиях осуществляли следующим образом.
Дисперсионную среду - минерализованный раствор готовили путем растворения формиата натрия (HCOONa) в дистиллированной воде, при помощи смесительной установки, обеспечивающей скорость вращения швеллера (8000±1600) об/мин в течение 20 минут. Полученный высокоминерализованный раствор обрабатывали полисахаридными реагентами «Гламин» и «МК-3» путем поэтапного введения реагентов в высокоминерализованную среду при перемешивании раствора на смесительной установке в течение 20 минут и оставляли на 16 часов до полного их распускания. Через 16 часов полученный структурированный раствор поочередно обрабатывали жидкостью гидрофобизирующей («Основа ГС») и смазочной добавкой («СМЭГ») при перемешивании на смесительной установке при той же скорости вращения швеллера в течение 30 минут. Поэтапное введение утяжеляющей добавки при постоянном перемешивании на смесительной установке позволяет доутяжелить минерализованный буровой раствор до требуемой плотности.
Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата аналогичным образом готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием материалов и реагентов.
В лабораторных условиях исследовали следующие технологические свойства бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (22±2)°C. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Для определения условной вязкости использовали вискозиметр ВБР-2. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Стабильность раствора оценивалась при помощи цилиндра стабильности ЦС-2. Оценка ингибирующих свойств утяжеленного минерализованного бурового раствора проводилась на тестере линейного набухания оснащенного системой сбора данных, в динамическом режиме, при температуре исследуемого раствора (22±2)°C и (80±2)°C.
В таблице представлены компонентный состав и технологические свойства раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному (таблица 2, примеры 1-6).
Как видно из таблицы, заявляемый утяжеленный минерализованный буровой раствор за счет использования современных многофункциональных реагентов обладает оптимальными фильтрационными, структурно-реологическими и ингибирующими свойствами.
Утяжеленный минерализованный буровой раствор при различных массовых соотношениях компонентов при температуре (22±2)°C имеет плотность (ρ) от 1550-2204 кг/м3, условную вязкость (Т) от 56 до 97 с, показатель фильтрации (Ф) от 0,5 до 2,1 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 минуту и 10 минут покоя (CHC1 мин / 10 мин) от 59 до 97 и от 112 до 148 дПа соответственно, водородный показатель (pH) в пределах 9,89-10,97, пластическую вязкость (ηпл) от 73 до 111 мПа⋅с, предельное динамическое напряжение сдвига (τ0) от 107 до 152 дПа, стабильность раствора (Δρ) не более 3 кг/м3.
Исследования влияния высоких температур оценивали по изменению технологических показателей заявляемого раствора после термостатирования в вальцевой печи при температуре 120°C в течение 4-х часов. Полученные результаты свидетельствуют об устойчивости бурового раствора к воздействию высоких температур (табл. 2 поз. 7-9).
Разработанные составы утяжеленных минерализованных буровых растворов обладают высокими ингибирующими свойствами, что подтверждается исследованиями. На фигуре 1 приведены результаты исследований ингибирующих свойств заявляемых составов в сравнении с дистиллированной водой. Критерием оценки являлась степень набухания образца комовой глины с выходом глинистого раствора 2,4 м3/т в среде заявляемых составов при температуре среды в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C. Полученные кривые, представленные на фигуре 1 подтверждают высокие ингибирующие свойства заявляемых составов. На фигуре 1 кривые 1 и 2 - характеризуют степень набухания образца комовой глины в среде дистиллированной воды при ее температуре в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C, а кривые 3, 4 - характеризуют степень набухания образца комовой глины в среде заявляемых составов (пример №3, 6) при ее температуре в ячейке набухания (23±2)°C и (80±2)°C.
Заявляемый буровой раствор испытан на высокотемпературном вискозиметре. Полученные результаты позволяют сделать вывод о термостабильности заявляемых составов.
Совместное использование материалов и реагентов-стабилизаторов обеспечивает оптимальные ингибирующие, структурно-реологические и фильтрационные свойства, седиментационную устойчивость, а также придает заявляемому раствору термостабильность.
Утяжеленный минерализованный буровой раствор при заявляемом соотношении компонентов имеет высокую плотность при меньшем содержании утяжеляющей добавки. Ограниченное содержание твердой фазы в составе утяжеленного минерализованного бурового раствора достигается за счет использования дисперсионной среды высокой плотности, что обеспечивает оптимальные технологические свойства бурового раствора в условиях высоких пластовых давлений и температур.
Таким образом, утяжеленный минерализованный буровой раствор отличается от прототипа более стабильными фильтрационными, структурно-реологическими, ингибирующими свойствами, в том числе в условиях высоких давлений и температур, что в совокупности обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. Данный вывод подтверждается исследованиями по оценке влияния заявляемых составов на проницаемость пород, в которых критерием оценки служил коэффициент восстановления проницаемости в зоне проникновения фильтрата бурового раствора. Для заявляемых составов коэффициент восстановления проницаемости составил от 0,94 до 0,97 д. ед. (от 94% до 97%) от первоначальных значений проницаемости кернового материала. Таким образом, проведенные исследования показывают, что исследованные составы буровых растворов сохраняют фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при их первичном вскрытии в условиях высоких пластовых давлений и температур, что обеспечит, в дальнейшем, качество получаемой геологической информации.
Заявляемые составы могут быть пригодны для вскрытия продуктивных пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.
Claims (4)
1. Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением, характеризующийся тем, что содержит формиат натрия, полисахарид ксантанового типа «Гламин», модифицированный крахмал «МК-3», жидкость гидрофобизирующую «Основа-ГС», смазывающую добавку «СМЭГ», пеногаситель Полидефом, кольматирующую добавку МР-4, воду и утяжеляющую добавку при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Утяжеленный минерализованный буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве утяжеляющей добавки содержит сидеритовый утяжелитель.
3. Утяжеленный минерализованный буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве утяжеляющей добавки содержит баритовый утяжелитель.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018105244A RU2683448C1 (ru) | 2018-02-12 | 2018-02-12 | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018105244A RU2683448C1 (ru) | 2018-02-12 | 2018-02-12 | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2683448C1 true RU2683448C1 (ru) | 2019-03-28 |
Family
ID=66089644
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018105244A RU2683448C1 (ru) | 2018-02-12 | 2018-02-12 | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2683448C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753910C1 (ru) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2277570C1 (ru) * | 2004-11-26 | 2006-06-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2440397C1 (ru) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений |
| RU2481374C1 (ru) * | 2011-11-07 | 2013-05-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Безглинистый утяжеленный буровой раствор |
| RU2483091C1 (ru) * | 2011-12-02 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор для промывки длиннопротяженных крутонаправленных скважин в условиях многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых пород и способ его применения |
| RU2586162C2 (ru) * | 2014-11-06 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" | Безглинистый ингибирующий буровой раствор |
-
2018
- 2018-02-12 RU RU2018105244A patent/RU2683448C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2277570C1 (ru) * | 2004-11-26 | 2006-06-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2440397C1 (ru) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений |
| RU2481374C1 (ru) * | 2011-11-07 | 2013-05-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Безглинистый утяжеленный буровой раствор |
| RU2483091C1 (ru) * | 2011-12-02 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор для промывки длиннопротяженных крутонаправленных скважин в условиях многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых пород и способ его применения |
| RU2586162C2 (ru) * | 2014-11-06 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" | Безглинистый ингибирующий буровой раствор |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753910C1 (ru) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Fink | Water-based chemicals and technology for drilling, completion, and workover fluids | |
| US2775557A (en) | Drilling muds containing acrylic acidacrylamide copolymer salts | |
| US7786049B2 (en) | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations | |
| RU2224779C2 (ru) | Состав водосодержащего бурового раствора | |
| US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| US3558545A (en) | Low solids drilling fluid | |
| WO2007007118A1 (en) | Water swellable polymers as lost circulation control agents material | |
| RU2698389C1 (ru) | Высокоингибированный безглинистый эмульсионный буровой раствор | |
| NO327979B1 (no) | Bronnbearbeidingsfluider og en fremgangsmate for a oke deres termiske stabilitet | |
| MX2011003001A (es) | Sistema inhibidor de fluidos de perforacion a base de agua y metodod para perforar arenas y otras formaciones sensibles al agua. | |
| NO329578B1 (no) | Invert emulsjon-bronnborings- og vedlikeholdsfluid, og fremgangsmate for a forsterke den termiske stabilitet derav | |
| RU2481374C1 (ru) | Безглинистый утяжеленный буровой раствор | |
| RU2655276C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор | |
| WO2021007531A1 (en) | A rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems | |
| RU2369625C2 (ru) | Буровой раствор для наклонно-направленных скважин | |
| RU2683448C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением | |
| AU2011281375B2 (en) | Method and biodegradable water based thinner composition for drilling subterranean boreholes with aqueous based drilling fluid | |
| US3472325A (en) | Method of drilling with polymer-treated drilling fluid | |
| RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
| US5658859A (en) | Pseudoplastic mixed metal layered hydroxide fluid with fluid loss additive and method of use in penetrating the earth | |
| RU2661955C1 (ru) | Катионноингибирующий буровой раствор (варианты) | |
| RU2315076C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор | |
| RU2695201C1 (ru) | Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта | |
| RU2687815C1 (ru) | Буровой раствор гель-дрилл | |
| EA010638B1 (ru) | Буровые растворы на водной основе с применением латексных добавок |