RU2772412C1 - Biopolymer drilling mud - Google Patents
Biopolymer drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2772412C1 RU2772412C1 RU2021118708A RU2021118708A RU2772412C1 RU 2772412 C1 RU2772412 C1 RU 2772412C1 RU 2021118708 A RU2021118708 A RU 2021118708A RU 2021118708 A RU2021118708 A RU 2021118708A RU 2772412 C1 RU2772412 C1 RU 2772412C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- biopolymer
- drilling fluid
- mixture
- silicon
- drilling mud
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 title claims abstract description 27
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N Xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 13
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims abstract description 11
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000996 additive Effects 0.000 claims abstract description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- CWSZBVAUYPTXTG-UHFFFAOYSA-N 5-[6-[[3,4-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)-5-methoxyoxan-2-yl]oxymethyl]-3,4-dihydroxy-5-[4-hydroxy-3-(2-hydroxyethoxy)-6-(hydroxymethyl)-5-methoxyoxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]oxy-6-(hydroxymethyl)-2-methyloxane-3,4-diol Chemical compound O1C(CO)C(OC)C(O)C(O)C1OCC1C(OC2C(C(O)C(OC)C(CO)O2)OCCO)C(O)C(O)C(OC2C(OC(C)C(O)C2O)CO)O1 CWSZBVAUYPTXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 4
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N Sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 40
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 11
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 8
- 239000012042 active reagent Substances 0.000 claims description 7
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 6
- 229960003563 Calcium Carbonate Drugs 0.000 claims description 5
- -1 alkali metal formate Chemical class 0.000 claims description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 30
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 14
- 230000002522 swelling Effects 0.000 abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 10
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 abstract description 8
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 abstract description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N (3-Aminopropyl)triethoxysilane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCN WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 4
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 230000003068 static Effects 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L Barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- 229920002521 Macromolecule Polymers 0.000 description 2
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N Silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 description 2
- 229960005069 Calcium Drugs 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 102000036849 Islet amyloid polypeptide Human genes 0.000 description 1
- 108010041872 Islet amyloid polypeptide Proteins 0.000 description 1
- 108060005629 NUF2 Proteins 0.000 description 1
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J Potassium alum Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- HWKQNAWCHQMZHK-UHFFFAOYSA-N Trolnitrate Chemical compound [O-][N+](=O)OCCN(CCO[N+]([O-])=O)CCO[N+]([O-])=O HWKQNAWCHQMZHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N aluminum;potassium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[K+] DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-M chlorite Chemical compound [O-]Cl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 239000008393 encapsulating agent Substances 0.000 description 1
- 238000006047 enzymatic hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans 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
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible Effects 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 1
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 229910052904 quartz Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 125000005372 silanol group Chemical group 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001340 slower Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic Effects 0.000 description 1
- RLQWHDODQVOVKU-UHFFFAOYSA-N tetrapotassium;silicate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] RLQWHDODQVOVKU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к биополимерным буровым растворам, применяемым для бурения надпродуктивных интервалов и вскрытия продуктивных пластов в ходе строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также для реконструкции скважин методом бурения боковых стволов.The invention relates to the drilling of oil and gas wells, and in particular to biopolymer drilling fluids used for drilling overproductive intervals and penetrating productive formations during the construction of directional and horizontal wells, as well as for reconstructing wells by drilling sidetracks.
Известен биополимерный буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола (Патент РФ №2661172, МПК C09K 8/08, опубл. 12.07.2018), содержащий, мас. %: ксантановый биополимер Xanthan Petro - 0,3-0,45, крахмал модифицированный - 1,5-2,5, окись магния - 0,2-0,5, реагент-гидрофобизатор Petro Safe (смесь натрия пальмитиновокислого (20% мас.), полиалкилглюкозида (20% мас.), масла растительного рапсового (50% мас.), полиалкилглюкозида С10-С16 (10% мас.)) - 0,03-0,06, алюмокалиевые квасцы - 0,03-1,0, вода - остальное. При необходимости известный 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. %. Недостатком данного бурового раствора является отсутствие реагентов инкапсулирующего действия, что может являться причиной потери устойчивости ствола скважины в интервалах терригенных глинистых пород за счет их существенного разупрочнения. Кроме того, присутствие добавки барита может привести к необратимой кольматации продуктивного пласта и отсутствию возможности раскольматации призабойной зоны коллектора с применением деструктурирующих составов на основе кислот.A biopolymer drilling fluid is known for opening a productive formation with a vertical, directional or horizontal section of the trunk (RF Patent No. 2661172, IPC C09K 8/08, publ. 07/12/2018), containing, wt. %: Xanthan Petro xanthan biopolymer - 0.3-0.45, modified starch - 1.5-2.5, magnesium oxide - 0.2-0.5, Petro Safe water-repellent agent (a mixture of sodium palmitic acid (20% wt .), polyalkylglucoside (20% wt.), vegetable rapeseed oil (50% wt.), polyalkylglucoside C10-C16 (10% wt.)) - 0.03-0.06, potassium alum - 0.03-1, 0, water - the rest. If necessary, the well-known drilling fluid additionally contains at least one component from the group including bactericide - 0.01-0.05 wt. %, marble chips - 5-30 wt. % or barite - 5-40 wt. %, sodium hydroxide - 0.01-0.1 wt. %, polyglycol - 1-3 wt. %, lubricant additive - 0.4-3 wt. %. The disadvantage of this drilling fluid is the absence of encapsulating agents, which may cause the loss of wellbore stability in the intervals of terrigenous clayey rocks due to their significant softening. In addition, the presence of a barite additive can lead to irreversible clogging of the productive formation and the absence of the possibility of clogging the bottomhole zone of the reservoir using acid-based destructuring compositions.
Наиболее близким аналогом к заявляемому изобретению, взятым за прототип, является безглинистый буровой раствор (Патент РФ №2186819, МПК C09K 7/02, опубл. 10.08.2002) для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения содержащий, мас. %: биополимер - 0,05-0,2; модифицированный крахмал - 1,15-2,0; полианионная целлюлоза - 0,1-0,25; гидроксид щелочного металла - 0,045-0,16; водорастворимую соль кремниевой кислоты - 0,23-1,2; поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0; вода - остальное, при этом массовое соотношение гидроксида щелочного металла и водорастворимой соли кремниевой кислоты составляет 1:2,5-15,0 соответственно. Безглинистый буровой раствор дополнительно может содержать утяжелитель из группы неорганических солей - хлориды натрия, кальция, калия или карбонатный утяжелитель или бентонит.The closest analogue to the claimed invention, taken as a prototype, is a clay-free drilling fluid (RF Patent No. 2186819, IPC C09K 7/02, publ. 08/10/2002) for opening productive formations of horizontal wells and wells with a large deviation angle containing, wt. %: biopolymer - 0.05-0.2; modified starch - 1.15-2.0; polyanionic cellulose - 0.1-0.25; alkali metal hydroxide - 0.045-0.16; water-soluble salt of silicic acid - 0.23-1.2; surfactant MIG surfactant - 0.3-1.0; water - the rest, while the mass ratio of alkali metal hydroxide and water-soluble salt of silicic acid is 1:2.5-15.0, respectively. The clay-free drilling fluid may additionally contain a weighting agent from the group of inorganic salts - sodium, calcium, potassium chlorides or a carbonate weighting agent or bentonite.
Недостатками данного раствора являются присутствие в его составе трудноразлагаемого компонента (полианионная целлюлоза), способного необратимо снижать проницаемость пород коллектора, относительно невысокая эффективность системы ингибиторов гидратации глинистых минералов, что может служить причиной снижения проницаемости продуктивного пласта за счет набухания глинистой фракции пород коллектора и вызывать осложнения, связанные с потерей устойчивости ствола скважины, при бурении надпродуктивных интервалов, содержащих глинистые пропластки. Кроме того, данный раствор характеризуется невысокой устойчивостью к биодеградации, что приводит к повышенному расходу регентов на обработку раствора с целью поддержания его технологических параметров.The disadvantages of this solution are the presence in its composition of a hardly decomposable component (polyanionic cellulose), which can irreversibly reduce the permeability of the reservoir rocks, the relatively low efficiency of the system of clay mineral hydration inhibitors, which can cause a decrease in the permeability of the productive formation due to swelling of the clay fraction of the reservoir rocks and cause complications, associated with the loss of wellbore stability when drilling overproductive intervals containing clay interlayers. In addition, this solution is characterized by low resistance to biodegradation, which leads to an increased consumption of regents for processing the solution in order to maintain its technological parameters.
Техническим результатом изобретения является повышение устойчивости раствора к биодеградации с одновременным снижением степени набухания и разупрочнения пород, содержащих глинистую фракцию, при контакте с буровым раствором, уменьшением степени отрицательного воздействия раствора на коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пород по нефти после его воздействия.The technical result of the invention is to increase the stability of the solution to biodegradation with a simultaneous decrease in the degree of swelling and softening of rocks containing a clay fraction upon contact with the drilling fluid, a decrease in the degree of negative impact of the solution on the coefficient of restoration of the oil permeability of productive rocks after its impact.
Указанный технический результат достигается за счёт того, что биополимерный буровой раствор, включает ксантановый биополимер, модифицированный крахмал, щелочную добавку, кремнийсодержащий реагент, поверхностно-активный реагент и воду, при этом новым является то, что буровой раствор содержит в качестве щелочной добавки оксид магния, в качестве кремнийсодержащего реагента - смесь гамма- аминопропилтриэтоксисилана и калийного жидкого стекла в массовом соотношении 1:(0,7÷10) соответственно, в качестве поверхностно- активного реагента - смесь алкилтриметиламмоний хлорида С12-С14 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 в массовом соотношении 1:1. и дополнительно - сульфированный битум при следующем соотношении компонентов, мас. %: ксантановый биополимер - 0,2-0,4; модифицированный крахмал - 0,5-3; оксид магния - 0,5-1; указанный кремнийсодержащий реагент - 0,55-2,0; указанный поверхностно-активный реагент - 0,3-0,7; сульфированный битум - 0,5-2; вода - остальное.The specified technical result is achieved due to the fact that the biopolymer drilling fluid includes a xanthan biopolymer, a modified starch, an alkaline additive, a silicon-containing reagent, a surface-active reagent and water, while the novelty is that the drilling fluid contains magnesium oxide as an alkaline additive, as a silicon-containing reagent - a mixture of gamma-aminopropyltriethoxysilane and potassium liquid glass in a mass ratio of 1: (0.7÷10), respectively, as a surface-active reagent - a mixture of alkyltrimethylammonium chloride C12-C14 and ethoxylated amides of fatty carboxylic acids C12-C18 in mass ratio 1:1. and additionally - sulfonated bitumen in the following ratio, wt. %: xanthan biopolymer - 0.2-0.4; modified starch - 0.5-3; magnesium oxide - 0.5-1; the specified silicon-containing reagent - 0.55-2.0; the specified surface-active reagent - 0.3-0.7; sulfonated bitumen - 0.5-2; water is the rest.
Буровой раствор дополнительно может содержать утяжелитель в виде хлорида калия, или хлорида натрия, или формиата щелочного металла, или хлорида кальция или карбоната кальция или их смеси в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчётной плотности.The drilling fluid may additionally contain a weighting agent in the form of potassium chloride, or sodium chloride, or alkali metal formate, or calcium chloride or calcium carbonate, or a mixture thereof in the amount necessary to obtain the drilling fluid of the calculated density.
Кроме того, буровой раствор дополнительно может содержать по крайней мере один компонент из группы, включающей силикат натрия - 0,05-0,7 % мас., гидроксиэтилцеллюлозу - 0,1-0,3 % мас., глинопорошок марки ППБ в концентрации - 2-4 % мас.In addition, the drilling fluid may additionally contain at least one component from the group including sodium silicate - 0.05-0.7% wt., hydroxyethylcellulose - 0.1-0.3% wt., PPB grade clay powder at a concentration of - 2-4% wt.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.The achievement of the specified technical result is provided by the following.
При одновременном присутствии в буровом растворе ионов магния, образующихся при частичном растворении оксида магния в воде, смеси калийного жидкого стекла и гамма-аминопропилтриэтоксисилана, Смеси алкилтриметиламмония хлорида С12-С14 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 в соотношении 1:1, сульфированного битума в предложенном количественном соотношении создаются условия для формирования супрамолекулярного экрана, защищающего макромолекулы гликанов (ксантан, крахмал) от деструкции, за счет ферментативного гидролиза и существенно замедляющего диффузионный массоперенос молекул воды из водной фазы раствора к поверхности неустойчивых отложений, ингибируя их гидратацию и, соответственно, снижая интенсивность набухания и разупрочнения.With the simultaneous presence in the drilling mud of magnesium ions formed by partial dissolution of magnesium oxide in water, a mixture of potassium water glass and gamma-aminopropyltriethoxysilane, a mixture of alkyltrimethylammonium chloride C12-C14 and ethoxylated amides of fatty carboxylic acids C12-C18 in a ratio of 1:1, sulfonated bitumen in the proposed quantitative ratio, conditions are created for the formation of a supramolecular screen that protects macromolecules of glycans (xanthan, starch) from destruction due to enzymatic hydrolysis and significantly slows down the diffusion mass transfer of water molecules from the aqueous phase of the solution to the surface of unstable deposits, inhibiting their hydration and, accordingly, reducing intensity of swelling and softening.
В результате совместного гидролиза силикатов калия, содержащихся в калийном жидком стекле, и гамма-аминопропилтриэтоксисилана образуется первый слой вышеуказанного экрана, состоящий из олигосиликатов, содержащих аминопропильные группы, за счет которых происходит их связывание с глинистой породой и макромолекулами гликанов.As a result of the joint hydrolysis of potassium silicates contained in potassium liquid glass and gamma-aminopropyltriethoxysilane, the first layer of the above screen is formed, consisting of oligosilicates containing aminopropyl groups, due to which they bind to clay rock and glycan macromolecules.
Второй слой экрана формируется вокруг первого слоя из молекул катионного ПАВ - алкилтриметиламмония хлорида С12-С14, которые присоединяются за счет электростатического взаимодействия к отрицательно заряженным группам олигосиликатов, образующимся при диссоциации силанольных групп. За счет дисперсионных взаимодействий между неполярными углеводородными радикалами молекулы катионного ПАВ образуют структуру бислоя, с обеих сторон которого находятся положительно заряженные группы, а алкильные радикалы располагаются внутри.The second layer of the screen is formed around the first layer of cationic surfactant molecules - alkyltrimethylammonium chloride C12-C14, which are attached due to electrostatic interaction to the negatively charged groups of oligosilicates formed during the dissociation of silanol groups. Due to dispersion interactions between nonpolar hydrocarbon radicals, cationic surfactant molecules form a bilayer structure, on both sides of which there are positively charged groups, and alkyl radicals are located inside.
Третий слой экрана формируют дифильные коллоидные частицы сульфированного битума, которые присоединяются за счет отрицательно заряженных диссоциированных сульфогрупп (-SO3") к положительно заряженным группам бислоя молекул катионного ПАВ. Дополнительную прочность этому слою придают катионы магния, играющие роль «сшивателей» коллоидных частиц сульфированного битума за счет образования ионных связей между Mg2+ и сульфогруппами. Молекулы неионогенного ПАВ- оксиэтилированные амиды жирных карбоновых кислот С12-С18 выполняют функцию стабилизаторов супрамолекулярного экрана. Предлагаемое соотношение катионного и неионогенного ПАВ 1:1 позволяет, по-видимому, достичь наиболее стабильного состояния многослойного экрана за счет баланса гидрофобных и ионных межмолекулярных взаимодействий.The third layer of the screen is formed by amphiphilic colloidal particles of sulfonated bitumen, which are attached at the expense of negatively charged dissociated sulfo groups (-SO3 ") to the positively charged groups of the bilayer of cationic surfactant molecules. Magnesium cations, which play the role of "crosslinkers" of colloidal particles of sulfonated bitumen for due to the formation of ionic bonds between Mg 2+ and sulfo groups.Molecules of nonionic surfactant - oxyethylated amides of fatty carboxylic acids C12-C18 act as stabilizers of the supramolecular screen.The proposed ratio of cationic and nonionic surfactant 1:1 allows, apparently, to achieve the most stable state of the multilayer screen due to the balance of hydrophobic and ionic intermolecular interactions.
Важным также является то, что частицы сульфированного битума растворяются до агрегатов коллоидного размера в присутствии поверхностно-активного реагента, состоящего из смеси алкилтриметиламмония хлорида С12-С14 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 в указанном соотношении. Это позволяет исключить кольматацию коллектора нерастворимыми в кислотах твердофазными частицами.It is also important that the particles of sulfonated bitumen dissolve to aggregates of colloidal size in the presence of a surface-active reagent consisting of a mixture of C12-C14 alkyltrimethylammonium chloride and C12-C18 ethoxylated fatty carboxylic acid amides in the indicated ratio. This makes it possible to exclude the clogging of the collector with solid-phase particles insoluble in acids.
Таким образом, сочетание компонентов предлагаемого биополимерного бурового раствора создает синергетический эффект, позволяющий существенно повысить его устойчивость к биодеградации и ингибирующую способность в отношении неустойчивых глинистых пород.Thus, the combination of the components of the proposed biopolymer drilling fluid creates a synergistic effect that can significantly increase its resistance to biodegradation and inhibition against unstable clay rocks.
При необходимости получения заявляемого биополимерного бурового раствора повышенной плотности предлагается дополнительно вводить в него утяжелитель в виде хлорида калия, или хлорида натрия, или формиата щелочного металла, или хлорида кальция, или карбоната кальция в количестве, необходимом для получения бурового раствора расчетной плотности.If it is necessary to obtain the claimed high-density biopolymer drilling fluid, it is proposed to additionally introduce a weighting agent into it in the form of potassium chloride, or sodium chloride, or alkali metal formate, or calcium chloride, or calcium carbonate in the amount necessary to obtain the drilling fluid of the calculated density.
Для повышения реологических свойств (пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, статического напряжения сдвига) бурового раствора в него могут быть введены гидроксиэтилцеллюлоза, силикат натрия, глинопорошок ППБ.To improve the rheological properties (plastic viscosity, dynamic shear stress, static shear stress) of the drilling fluid, hydroxyethyl cellulose, sodium silicate, and PPB clay powder can be added to it.
Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:For the preparation of the proposed drilling fluid in the laboratory, the following substances were used:
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.The possibility of carrying out the claimed invention is confirmed by the following examples.
Пример 1. Для получения 1000 г заявляемого бурового раствора к 974,5 г технической воды при перемешивании добавляли 5 г модифицированного крахмала БУРАМИЛ-БТ марки А, 5 г щелочной добавки оксида магния, 5,5 г кремнийсодержащего реагента при массовом соотношении гамма-аминопропилтриэтоксисилана и калийного жидкого стекла СКЖ равном 1:10, 3 г реагента БУРИНТАЛ - смесь катионного и неионогенного поверхностно-активных веществ, 2 г ксантанового биополимера РЕОКСАН марки Б, 5 г сульфированного битума САФ. Проводили перемешивание в течение 1,0 часа. В результате получили буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас. %: ксантановый биополимер - 0,2; модифицированный крахмал - 0,5; оксид магния - 0,5; указанный кремнийсодержащий реагент - 0,55; БУРИНТАЛ - смесь катионного и неионогенного поверхностно-активных веществ- 0,3; сульфированный битум - 0,5; вода - 97,45.Example 1. To obtain 1000 g of the proposed drilling fluid, 5 g of modified BURAMIL-BT brand A starch, 5 g of an alkaline additive of magnesium oxide, 5.5 g of a silicon-containing reagent at a mass ratio of gamma-aminopropyltriethoxysilane and potassium liquid glass SQL equal to 1:10, 3 g of BURINTAL reagent - a mixture of cationic and non-ionic surfactants, 2 g of REOXAN brand B xanthan biopolymer, 5 g of SAF sulfonated bitumen. Stirring was carried out for 1.0 hour. The result was a drilling fluid with the following content of components, wt. %: xanthan biopolymer - 0.2; modified starch - 0.5; magnesium oxide - 0.5; the specified silicon-containing reagent - 0.55; BURINTAL - a mixture of cationic and non-ionic surfactants - 0.3; sulfonated bitumen - 0.5; water - 97.45.
Пример 2. Для получения 1000 г заявляемого бурового раствора к 772,5 г технической воды при перемешивании добавляли 20 г модифицированного крахмала АМИЛИН, 8 г щелочной добавки оксида магния, 20 г кремнийсодержащего реагента при массовом соотношении гамма-аминопропилтриэтоксисилана и калийного жидкого стекла СИЛКАЛИН равном 1:3, 5 г смеси алкилтриметиламмоний хлорида С12-С14 АЛКАПАВ 1214.35 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 Lutensol FSA 10 в соотношении 1:1, 1 г гидроксиэтилцеллюлозы ЦЕЛСТРАКТ, 3,5 г ксантанового биополимера БУРИНЗАН, 15 г сульфированного битума ИНБИТ; перемешивали в течение 1,0 часа, затем добавляли 85 г утяжелителя хлорида калия, 50 г утяжелителя хлорида натрия и 20 г утяжелителя карбоната кальция КАРБФРАК КРК. Проводили перемешивание в течение 1,0 часа. В результате получили буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас. %: ксантановый биополимер - 0,35; модифицированный крахмал - 2,0; оксид магния - 0,8; указанный кремнийсодержащий реагент - 2,0; смесь алкилтриметиламмоний хлорида С12-С14 АЛКАПАВ 1214.35 и оксиэтилированных амидов жирных карбоновых кислот С12-С18 Lutensol FSA 10 в соотношении 1:1 - 0,5; сульфированный битум - 1,5; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1; утяжелитель хлорид калия - 8,5; утяжелитель хлорид натрия - 5,0; утяжелитель карбонат кальция - 2,0; вода - 77,25.Example 2. To obtain 1000 g of the proposed drilling fluid, 20 g of modified AMYLIN starch, 8 g of an alkaline additive of magnesium oxide, 20 g of a silicon-containing reagent were added to 772.5 g of technical water with stirring at a mass ratio of gamma-aminopropyltriethoxysilane and potassium liquid glass SILKALIN equal to 1 : 3.5 g of a mixture of alkyltrimethylammonium chloride C12-C14 ALCAPAV 1214.35 and ethoxylated amides of fatty carboxylic acids C12-C18 Lutensol FSA 10 in a ratio of 1: 1, 1 g of hydroxyethylcellulose CELSTRACT, 3.5 g of xanthan biopolymer BURIZAN, 15 g of sulfonated bitumen INBIT; stirred for 1.0 hour, then 85 g of potassium chloride weighting agent, 50 g of sodium chloride weighting agent and 20 g of KARBFRAC KRK calcium carbonate weighting agent were added. Stirring was carried out for 1.0 hour. The result was a drilling fluid with the following content of components, wt. %: xanthan biopolymer - 0.35; modified starch - 2.0; magnesium oxide - 0.8; the specified silicon-containing reagent - 2.0; a mixture of alkyltrimethylammonium chloride C12-C14 ALCAPAV 1214.35 and ethoxylated amides of fatty carboxylic acids C12-C18 Lutensol FSA 10 in a ratio of 1:1 - 0.5; sulfonated bitumen - 1.5; hydroxyethylcellulose - 0.1; weighting agent potassium chloride - 8.5; weighting agent sodium chloride - 5.0; weighting agent calcium carbonate - 2.0; water - 77.25.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением компонентов (таблица 1).Similarly prepared other compositions of the proposed drilling fluid with different ratios of components (table 1).
В лабораторных условиях определяли следующие свойства заявляемого и известного по прототипу буровых растворов: плотность, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига, устойчивость к биодеградации, показатель продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором, контактная прочность спрессованных образцов породы после выдержки в растворе, коэффициент восстановления проницаемости модели продуктивного пласта по нефти после фильтрации раствора.Under laboratory conditions, the following properties of the claimed and known prototype drilling fluids were determined: density, plastic viscosity, dynamic shear stress, static shear stress, resistance to biodegradation, the index of longitudinal swelling of the pressed rock samples in contact with the solution, the contact strength of the pressed rock samples after exposure to solution, the recovery factor of the reservoir model permeability for oil after solution filtration.
Плотность бурового раствора определяли с использованием рычажных весов производства OFITE (США) согласно ГОСТ 33213-2014.The density of the drilling fluid was determined using an OFITE (USA) lever balance according to GOST 33213-2014.
Структурно-реологические свойства раствора (пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига) определяли с помощью ротационного вискозимерта модели 900 производства OFITE (США) согласно ГОСТ 33213-2014.The structural and rheological properties of the solution (plastic viscosity, dynamic shear stress, static shear stress) were determined using a rotational viscometer model 900 manufactured by OFITE (USA) according to GOST 33213-2014.
Устойчивость бурового раствора к биодеградации оценивали по изменению его структурно-реологических параметров и водородного показателя (рН) после выдерживания при температуре 22°С без перемешивания в течение 14 суток.The resistance of the drilling fluid to biodegradation was assessed by the change in its structural and rheological parameters and pH (pH) after keeping at a temperature of 22°C without stirring for 14 days.
Показатель продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором, контактную прочность спрессованных образцов породы после выдержки в растворе, коэффициент восстановления проницаемости модели продуктивного пласта по нефти после фильтрации раствора определяли с использованием природного кернового материала тульского терригенного горизонта, содержащего 56,7% глинистой фракции в виде гидрослюды, хлорита, смектита и каолинита, а также кварц (27,8%), калиевый полевой шпат (12,2%) и пирит (3,3%).The index of longitudinal swelling of the pressed rock samples in contact with the solution, the contact strength of the pressed rock samples after soaking in the solution, the coefficient of restoration of the permeability of the reservoir model for oil after filtration of the solution were determined using natural core material of the Tula terrigenous horizon containing 56.7% of the clay fraction in in the form of hydromica, chlorite, smectite and kaolinite, as well as quartz (27.8%), potassium feldspar (12.2%) and pyrite (3.3%).
Для оценки степени набухания породы под действием раствора определяли показатель продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором с применением тестера линейного набухания глинистых пород в динамических условиях производства OFITE (США). Для проведения исследований использовали спрессованные образцы (в форме «таблеток») измельченной породы (фракция размером менее 160 мкм). Прессование измельченной породы для получения образцов проводили с использованием компактора (входящего в комплект тестера) под давлением 42 МПа. Исследование проводили при температуре 22°С и атмосферном давлении в течение 72 часов.To assess the degree of swelling of the rock under the action of the solution, the index of longitudinal swelling of the pressed rock samples in contact with the solution was determined using a tester for linear swelling of clay rocks under dynamic conditions manufactured by OFITE (USA). For research, we used pressed samples (in the form of “tablets”) of crushed rock (fraction less than 160 μm in size). The crushed rock was pressed to obtain samples using a compactor (included in the tester kit) at a pressure of 42 MPa. The study was carried out at a temperature of 22°C and atmospheric pressure for 72 hours.
Для оценки степени разупрочнения породы под действием раствора определяли контактную прочность спрессованных образцов породы после выдержки в растворе с применением анализатора текстуры СТ3 производства BROOKFIELD (США). Для проведения исследований использовали спрессованные образцы породы (в форме «таблеток»), изготовленные по методике, описанной выше. Перед проведением испытаний на анализаторе текстуры образцы породы выдерживали в исследуемых растворах в течение 10 суток при температуре 22°С и атмосферном давлении.To assess the degree of softening of the rock under the action of the solution, the contact strength of the pressed rock samples after soaking in the solution was determined using a texture analyzer CT3 manufactured by BROOKFIELD (USA). For research, we used pressed rock samples (in the form of "tablets"), made according to the method described above. Before testing on the texture analyzer, rock samples were kept in the studied solutions for 10 days at a temperature of 22°C and atmospheric pressure.
Коэффициент восстановления проницаемости модели продуктивного пласта по нефти после фильтрации через нее бурового раствора определяли с использованием установки исследования керна ПИК-ОФП/ЭП-2-1-4-СУ-70-40-АР-ЭС производства АО «Геологика» (Россия). Для исследований использовали составную модель пласта длиной 120 мм, состоящую из четырех цилиндрических образцов диаметром 30 мм. Подготовку образцов керна и моделей рабочих жидкостей производили в соответствии с ГОСТ 26450.0-85, ГОСТ 26450.1-85, ГОСТ 26450.2-85 и ОСТ 39-235-89. В ходе исследований использовали пластовую нефть с одного из месторождений Пермского края, относящуюся к группе «тяжелых» нефтей с повышенным содержанием смол и асфальтенов. В кернодержатель установки помещали составную модель пласта из образцов керна, скомпонованных от большей проницаемости к меньшей в направлении «скважина-пласт». Определяли проницаемость модели пласта по нефти (Кпр1). Моделировали воздействие бурового раствора на продуктивный пласт последовательно вначале при динамической фильтрации (при циркуляции бурового раствора вдоль входного торца модели) в течение 4 часов, затем при статической фильтрации (без циркуляции бурового раствора вдоль входного торца модели) в течение 4 часов. Для моделирования восстановления притока нефти в направлении «пласт-скважина» (со стороны меньшей проницаемости) производили фильтрацию нефти через составную модель пласта в течение 4 часов. Затем замеряли проницаемость составной модели пласта по нефти (Кпр2). Рассчитывали коэффициент восстановления проницаемости модели пласта по нефти (Квосст=Кпр2/Кпр1), который характеризует степень ухудшения фильтрационных свойств модели пласта после воздействия на нее бурового раствора.The recovery factor of the reservoir model permeability for oil after filtration of the drilling fluid through it was determined using the PIK-OFP/EP-2-1-4-SU-70-40-AR-ES core test unit manufactured by Geologika JSC (Russia). For research, a composite reservoir model 120 mm long was used, consisting of four cylindrical samples 30 mm in diameter. Core samples and working fluid models were prepared in accordance with GOST 26450.0-85, GOST 26450.1-85, GOST 26450.2-85 and OST 39-235-89. In the course of the research, reservoir oil from one of the fields in the Perm Territory was used, which belongs to the group of “heavy” oils with a high content of resins and asphaltenes. In the core holder of the unit, a composite reservoir model was placed from core samples arranged from higher to lower permeability in the “well-formation” direction. The oil permeability of the reservoir model was determined (K pr1 ). The impact of the drilling fluid on the productive formation was simulated sequentially, first with dynamic filtration (with the circulation of the drilling fluid along the inlet end of the model) for 4 hours, then with static filtration (without the circulation of the drilling fluid along the inlet end of the model) for 4 hours. To simulate the restoration of oil inflow in the direction of "reservoir-well" (from the side of lower permeability), oil was filtered through a composite reservoir model for 4 hours. Then the oil permeability of the composite reservoir model was measured ( Kpr2 ). The coefficient of oil permeability recovery of the reservoir model was calculated ( Кrest = Кpr2 / Кpr1 ), which characterizes the degree of deterioration of the filtration properties of the reservoir model after exposure to the drilling fluid.
В таблице 2 приведены данные о показателях свойств заявляемого и известного по прототипу буровых растворов. Данные, приведенные в таблице 2, показывает, что предлагаемый биополимерный буровой раствор по сравнению с прототипом обеспечивает более высокую устойчивость к биодеградации (менее выраженное изменение структурно-реологических свойств и водородного показателя в процессе хранения в течение 14 суток), более низкую степень набухания (более низкие значения показателя продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором) и более низкую степень разупрочнения (более высокие значения контактной прочности спрессованных образцов породы после выдержки в растворе) пород, содержащих глинистую фракцию, с одновременным уменьшением степени отрицательного воздействия раствора на коэффициент восстановления проницаемости продуктивных пород по нефти после его воздействия.Table 2 shows data on the properties of the claimed and known prototype drilling fluids. The data shown in table 2 shows that the proposed biopolymer drilling fluid, compared with the prototype, provides higher resistance to biodegradation (less pronounced change in structural and rheological properties and pH during storage for 14 days), a lower degree of swelling (more low values of the longitudinal swelling of the pressed rock samples in contact with the solution) and a lower degree of softening (higher values of the contact strength of the pressed rock samples after soaking in the solution) of rocks containing a clay fraction, with a simultaneous decrease in the degree of negative impact of the solution on the coefficient of recovery of the permeability of productive rocks on oil after its impact.
Заявленное количественное соотношение в предлагаемом биополимерном буровом растворе является оптимальным, при котором проявляются все указанные положительные свойства.The stated quantitative ratio in the proposed biopolymer drilling fluid is optimal, at which all these positive properties are manifested.
Например, добавление модифицированного крахмала ниже заявленного предела может привести к существенному повышению скорости проникновения фильтрата бурового раствора в пустотное пространство породы с соответствующим ее разупрочнением, выше - к заметному загущению раствора до состояния, не пригодного для прокачивания по системе циркуляции в скважине.For example, the addition of modified starch below the stated limit can lead to a significant increase in the rate of penetration of the drilling fluid filtrate into the void space of the rock with its corresponding softening, above - to a noticeable thickening of the solution to a state unsuitable for pumping through the circulation system in the well.
Недостаток ПАВ не позволит стабилизировать супрамолекулярный экран и может привести к кольматации коллектора твердофазными частицами (ввиду неполного растворения сульфированного битума), внесение ПАВ сверх заявленных пределов - нецелесообразно, так как никакого влияния не оказывает.The lack of surfactants will not allow stabilizing the supramolecular screen and can lead to clogging of the collector with solid particles (due to incomplete dissolution of sulfonated bitumen), the introduction of surfactants in excess of the stated limits is impractical, since it has no effect.
Кремнийсодержащий реагент, включающий смесь компонентов в указанном соотношении способствует снижению интенсивности набухания и разупрочнения вскрываемых глинистых пород, изменение соотношения в ту или иную сторону может привести к потере устойчивости ствола скважины.Silicon-containing reagent, including a mixture of components in the specified ratio, helps to reduce the intensity of swelling and softening of the exposed clay rocks, a change in the ratio in one direction or another can lead to loss of wellbore stability.
Указанные преимущества предлагаемого бурового раствора позволяют:These advantages of the proposed drilling fluid allow:
- снизить расход регентов на обработку раствора с целью поддержания его технологических параметров (структурно-реологических свойств и водородного показателя) за счет повышенной устойчивости к биодеградации;- reduce the consumption of regents for processing the solution in order to maintain its technological parameters (structural and rheological properties and pH value) due to increased resistance to biodegradation;
- предупредить осложнения при бурении неустойчивых пород, содержащих глинистую фракцию, за счет повышенной ингибирующей способности;- to prevent complications when drilling unstable rocks containing clayey fraction, due to increased inhibitory ability;
- повысить качество вскрытия продуктивного пласта за счет увеличения степени сохранения проницаемости пород коллектора по нефти после воздействия раствора.- to improve the quality of the opening of the productive formation by increasing the degree of preservation of the permeability of the reservoir rocks for oil after the impact of the solution.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2772412C1 true RU2772412C1 (en) | 2022-05-19 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5955401A (en) * | 1996-05-17 | 1999-09-21 | Baroid Technology, Inc. | Clay-free biodegradable wellbore fluid and method for using same fluid |
| RU2179568C1 (en) * | 2001-03-02 | 2002-02-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Clayless drilling mud for productive stratum opening |
| RU2186819C1 (en) * | 2001-05-23 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) |
| RU2301822C2 (en) * | 2005-04-19 | 2007-06-27 | Николай Глебович Усанов | Drilling fluid |
| RU2661172C2 (en) * | 2015-08-28 | 2018-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" | Drilling mud |
| RU2711222C1 (en) * | 2018-11-15 | 2020-01-15 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Heat-resistant biopolymer drilling mud |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5955401A (en) * | 1996-05-17 | 1999-09-21 | Baroid Technology, Inc. | Clay-free biodegradable wellbore fluid and method for using same fluid |
| RU2179568C1 (en) * | 2001-03-02 | 2002-02-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Clayless drilling mud for productive stratum opening |
| RU2186819C1 (en) * | 2001-05-23 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) |
| RU2301822C2 (en) * | 2005-04-19 | 2007-06-27 | Николай Глебович Усанов | Drilling fluid |
| RU2661172C2 (en) * | 2015-08-28 | 2018-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" | Drilling mud |
| RU2711222C1 (en) * | 2018-11-15 | 2020-01-15 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Heat-resistant biopolymer drilling mud |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2019200950B2 (en) | Downhole fluids and methods of use thereof | |
| US10494565B2 (en) | Well service fluid composition and method of using microemulsions as flowback aids | |
| DE69614555T2 (en) | DRILLING LIQUID BASED ON GLYCOL | |
| CN103834369B (en) | A kind of from de-plugging carbonate reservoir drilling liquid | |
| RU2698389C1 (en) | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud | |
| BRPI0806243A2 (en) | method to stimulate a portion of an underground formation | |
| RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
| CN108603100A (en) | Clay stabilizer and application method | |
| Hamida et al. | Filtration loss characteristics of aqueous waxy hull-less barley (WHB) solutions | |
| EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| WO2015116394A1 (en) | Clay stabilizer and method of use | |
| US20180320062A1 (en) | Glutamic diacetic acid-containing aqueous fluid composition | |
| Tumba et al. | Lignin as a potential additive for minimizing surfactant adsorption on clay minerals in different electrolyte concentration | |
| US20030083206A1 (en) | Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers | |
| Huang et al. | Influence mechanism of inorganic salts on coal permeability during foam fracturing | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| US2793188A (en) | External oil phase drilling fluid emulsions | |
| RU2772412C1 (en) | Biopolymer drilling mud | |
| RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
| Taiwo et al. | SURFACTANT AND SURFACTANT-POLYMER FLOODING FOR LIGHT OIL: A GUM ARABIC APPROACH. | |
| RU2333233C1 (en) | Liquid for well killing and perforation operations | |
| RU2730145C1 (en) | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method | |
| RU2255105C1 (en) | Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer | |
| Hale et al. | Mechanism for wellbore stabilization with lime-based muds | |
| Taiwo et al. | Characterization of surfactant flooding for light oil using gum Arabic |