RU2806397C1 - Polycationic drilling fluid for drilling salt deposits - Google Patents
Polycationic drilling fluid for drilling salt deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2806397C1 RU2806397C1 RU2022126125A RU2022126125A RU2806397C1 RU 2806397 C1 RU2806397 C1 RU 2806397C1 RU 2022126125 A RU2022126125 A RU 2022126125A RU 2022126125 A RU2022126125 A RU 2022126125A RU 2806397 C1 RU2806397 C1 RU 2806397C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling fluid
- drilling
- density
- barite
- biopolymer
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims description 21
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 23
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 19
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 13
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000005188 flotation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 10
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 10
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 claims description 6
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 claims description 4
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000006028 limestone Substances 0.000 claims description 4
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 3
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 3
- 239000004579 marble Substances 0.000 claims description 3
- UVTGXFAWNQTDBG-UHFFFAOYSA-N [Fe].[Pb] Chemical compound [Fe].[Pb] UVTGXFAWNQTDBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 42
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 24
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 14
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical group O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 14
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N Butylmethacrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- -1 Silfok2540S Substances 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L Zinc carbonate Chemical compound [Zn+2].[O-]C([O-])=O FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 238000009739 binding Methods 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000010442 halite Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920001490 poly(butyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000004222 uncontrolled growth Effects 0.000 description 1
- 239000011667 zinc carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000004416 zinc carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000010 zinc carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении солевых отложений в условиях аномальных пластовых давлений, высоких температур и сероводородной агрессии.The invention relates to water-based drilling fluids and can be used when drilling oil and gas wells, mainly when drilling salt deposits under conditions of abnormal formation pressures, high temperatures and hydrogen sulfide aggression.
Из уровня техники известен буровой раствор, включающий: глинопорошок, катионный полимер ВПК-402, неионный водорастворимый эфир целлюлозы и воду - остальное (пат. РФ №2567579 С1, кл. 9K 8/24, опубл. 10.11.2015). Для повышения ингибирующих свойств раствора в него введены неорганические ингибиторы набухания глин - NaCl или CaCl2.A drilling fluid is known from the prior art, including: clay powder, cationic polymer VPK-402, non-ionic water-soluble cellulose ether and water - the rest (RF patent No. 2567579 C1, class 9K 8/24, publ. 11/10/2015). To increase the inhibitory properties of the solution, inorganic clay swelling inhibitors - NaCl or CaCl 2 - were introduced into it.
Известный раствор имеет недостатки при бурении солевых отложений в условиях аномальных пластовых давлений, выражающиеся в виде неудовлетворительных структурно-реологических показателей и показателя фильтрации. Использование известного раствора при бурении в указанных выше условиях требует дополнительных периодических обработок для восстановления технологических показателей. Засолонение раствора чревато стабилизационным разжижением и потерей седиментационной устойчивости. Коагуляция глинистой фазы, происходящая при засолонении приводит к дестабилизации системы: возрастает величина показателя фильтрации, структурно-реологические показатели значительно ухудшаются и возникают сложности по управлению свойствами раствора. Для стабилизации системы прибегают к значительному повышению концентрации компонентов.The known solution has disadvantages when drilling salt deposits under conditions of abnormal formation pressures, expressed in the form of unsatisfactory structural and rheological parameters and filtration rates. The use of a known solution when drilling under the above conditions requires additional periodic treatments to restore technological parameters. Salinization of the solution is fraught with stabilization liquefaction and loss of sedimentation stability. Coagulation of the clay phase that occurs during salinization leads to destabilization of the system: the filtration rate increases, the structural and rheological parameters significantly deteriorate, and difficulties arise in controlling the properties of the solution. To stabilize the system, they resort to a significant increase in the concentration of components.
Приготовление и применение соленасыщенных утяжеленных буровых растворов, управление их свойствами и технологическими показателями в процессе бурения в условиях воздействия высоких температур и давлений имеют множество сложностей, связанных с полисолевой, концентрационной и температурной агрессией. При проходке рапоносных пластов существует вероятность поступления рапы в раствор, в связи с чем возникает необходимость в увеличении плотности раствора с целью глушения рапопроявления. Например, применение утяжеленных растворов плотностью 2,00 г/см3 не гарантирует предотвращение поступления рапы в раствор. При этом, зачастую требуется увеличить плотность бурового раствора до плотности 2,20 г/см3, а иногда и выше до 2,40-2,45 г/см3.The preparation and use of salt-saturated weighted drilling fluids, the management of their properties and technological indicators during the drilling process under conditions of high temperatures and pressures have many difficulties associated with polysalt, concentration and temperature aggression. When drilling brine-bearing layers, there is a possibility of brine entering the solution, and therefore there is a need to increase the density of the solution in order to suppress the occurrence of brine. For example, the use of weighted solutions with a density of 2.00 g/cm 3 does not guarantee the prevention of brine entering the solution. At the same time, it is often necessary to increase the density of the drilling fluid to a density of 2.20 g/cm 3 , and sometimes even higher to 2.40-2.45 g/cm 3 .
В этих сложных условиях предпочтительнее применение поликатионных буровых растворов, как более устойчивых к полисолевой, концентрационной и температурной растворов, как более устойчивых к полисолевой, концентрационной и температурной агрессии, проявляющих высокую седиментационную устойчивость (A.M. Гайдаров, А.А. Хуббатов, Д.В. Храбров, С.А. Мельников, М.М-Р. Гайдаров, Ш.М. Курбанов / Разработка термостойких буровых растворов с водной дисперсионной средой // Нефтяное хозяйство - 2020 - №5 - С. 56-59).In these difficult conditions, it is preferable to use polycationic drilling fluids, as they are more resistant to polysalt, concentration and temperature solutions, as they are more resistant to polysalt, concentration and temperature aggression, and exhibit high sedimentation resistance (A.M. Gaidarov, A.A. Khubbatov, D.V. Khrabrov, S.A. Melnikov, M.M.-R. Gaidarov, Sh.M. Kurbanov / Development of heat-resistant drilling fluids with an aqueous dispersion medium // Oil industry - 2020 - No. 5 - P. 56-59).
Из уровня техники известен буровой раствор, принятый в качестве наиболее близкого аналога, прототипа, включающий мас. %: глинопорошок 2-4, катионный полимер ВПК-402 2,6-5, биополимер 0,1-0,3, крахмал 1,5-2,5, пеногаситель Т-92 1-3, смазывающую добавку СМЭГ-5 1-1,5, хлористый натрий 30 и воду - остальное (пат. РФ №2655311 С1, кл. 9K 8/24, опубл. 25.05.2018).A drilling fluid is known from the prior art, taken as the closest analogue, prototype, including wt. %: clay powder 2-4, cationic polymer VPK-402 2.6-5, biopolymer 0.1-0.3, starch 1.5-2.5, defoamer T-92 1-3, lubricating additive SMEG-5 1 -1.5, sodium chloride 30 and water - the rest (RF patent No. 2655311 C1, class 9K 8/24, published 05.25.2018).
Известный раствор, принятый в качестве прототипа, также имеет недостатки при бурении солевых отложений в условиях аномальных пластовых давлений, выражающийся в большом расходе глинопорошка и катионного полимера, в связи, с чем повышение плотности раствора более 2,00 г/см3, например, для предотвращения поступления рапы в скважину, сопряжено ростом структурно-реологических показателей до неприемлемых значений. Это создает определенные трудности при проходке соленосных отложений, особенно при проявлении текучести солей и в рапоносных зонах с АВПД.The known solution, adopted as a prototype, also has disadvantages when drilling salt deposits under conditions of abnormal formation pressures, expressed in the high consumption of clay powder and cationic polymer, in connection with which an increase in the density of the solution is more than 2.00 g/cm 3 , for example, for preventing the entry of brine into the well is associated with an increase in structural and rheological parameters to unacceptable values. This creates certain difficulties when excavating salt-bearing deposits, especially when salt fluidity occurs and in brine-bearing zones with high pressure.
Задача, решаемая предлагаемым изобретением, состоит в создании поликатионного бурового раствора устойчивого к воздействию различных агрессивных факторов, в том числе полисолевой, концентрационной, сероводородной и температурной агрессии. Оптимальный состав предлагаемого поликатионного бурового раствора за счет исключения смазывающей добавки СМЭГ-5, снижения концентрации глинопорошка и катионного полимера, позволяет достичь более высокой плотности, при удовлетворительных структурно-реологических показателях, для предупреждения текучести солей, поступления рапы в скважину и т.д. Известно, что повышение плотности соленасыщенного раствора более 2,00-2,10 г/см3, например, для предотвращения поступления рапы в скважину, практически не выполнимая задача для существующих промывочных жидкостей, из-за неуправляемого роста структурно-реологических показателей.The problem solved by the proposed invention is to create a polycationic drilling fluid that is resistant to various aggressive factors, including polysalt, concentration, hydrogen sulfide and temperature aggression. The optimal composition of the proposed polycationic drilling fluid by eliminating the lubricating additive SMEG-5, reducing the concentration of clay powder and cationic polymer, makes it possible to achieve a higher density, with satisfactory structural and rheological characteristics, to prevent the fluidity of salts, the flow of brine into the well, etc. It is known that increasing the density of a salt-saturated solution to more than 2.00-2.10 g/cm 3 , for example, to prevent the entry of brine into a well, is a practically impossible task for existing flushing fluids due to the uncontrolled growth of structural and rheological parameters.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, состоит в оптимизации состава, обеспечивающего получение соленасыщенного высокоплотного бурового раствора с улучшенными структурно-реологическими показателями, для предупреждения текучести солей, поступления рапы в скважину и т.д.The technical result to which the invention is aimed is to optimize the composition, ensuring the production of a salt-saturated, high-density drilling fluid with improved structural and rheological properties, to prevent the fluidity of salts, the flow of brine into the well, etc.
Технический результат достигается за счет того, что буровой раствор, включает воду, глинопорошок, соль - хлорид натрия, флотореагент оксаль Т-92, биополимер, крахмал, катионный полимер, утяжелитель барит, при этом в качестве катионного полимера содержит Силфок-2540С, в качестве биополимера - высокомолекулярный загущающий ксантановый биополимер Гламин, в качестве крахмала модифицированный крахмал Реамил, при следующем соотношении компонентов, мас. %:The technical result is achieved due to the fact that the drilling fluid includes water, clay powder, salt - sodium chloride, flotation reagent oxal T-92, biopolymer, starch, cationic polymer, barite weighting agent, and contains Silfok-2540C as a cationic polymer, as biopolymer - high-molecular thickening xanthan biopolymer Glamin, modified starch Reamil as starch, with the following ratio of components, wt. %:
Увеличение плотности бурового раствора до 1,50-2,00 г/см3 осуществляется баритовым утяжелителем, причем в 100 мас. ч утяжеленного раствора содержится 30-55 мас. ч. барита или 430-1130 кг/м3, а в случае повышения плотности раствора до 2,40 г/см3 в 100 мас .ч утяжеленного раствора содержание баритового утяжелителя возрастает до 70 мас .ч или до 1700 кг/м3.An increase in the density of the drilling fluid to 1.50-2.00 g/cm 3 is carried out with a barite weighting agent, and in 100 wt. h of weighted solution contains 30-55 wt. parts of barite or 430-1130 kg/m 3 , and if the density of the solution increases to 2.40 g/cm 3 in 100 parts by weight of a weighted solution, the content of barite weighting agent increases to 70 parts by weight or up to 1700 kg/m 3 .
При бурении в условиях сероводородной агрессии в буровой раствор дополнительно вводят триэтаноламин 10-20 кг/м3 и нейтрализатор сероводорода ЖС-7 50-70 кг/м3.When drilling under conditions of hydrogen sulfide aggression, triethanolamine 10-20 kg/m 3 and hydrogen sulfide neutralizer ZhS-7 50-70 kg/m 3 are additionally introduced into the drilling fluid.
При бурении в разрезе поглощающих пластов дополнительно вводят кольматант - мел, или диспергированный известняк или мрамор в количестве 50-200 кг/м3.When drilling in the section of absorption layers, an additional bridging agent is introduced - chalk, or dispersed limestone or marble in an amount of 50-200 kg/m 3 .
Бурение солевых отложений производится на соленасыщенном буровом растворе. Плотность бурового раствора выбирается в зависимости от глубины залегания солевых отложений, температуры, давления и т.д. С увеличением глубины залегания солевых отложений возрастает текучесть солей, в связи с чем необходимо поэтапно регулировать плотность раствора. Текучесть солей усугубляется за счет роста температуры и горного давления и все это требует увеличение плотности бурового раствора для создания противодавления на стенки скважины.Drilling of salt deposits is carried out using salt-saturated drilling fluid. The density of the drilling fluid is selected depending on the depth of salt deposits, temperature, pressure, etc. With increasing depth of salt deposits, the fluidity of salts increases, and therefore it is necessary to gradually regulate the density of the solution. The fluidity of salts is aggravated by an increase in temperature and rock pressure, and all this requires an increase in the density of the drilling fluid to create back pressure on the walls of the well.
Так, на месторождениях Оренбургской области (на ОНГКМ) требуемая плотность бурового раствора для бурения солевых отложений находится в диапазоне 1,10-1,30 г/см3, а на месторождениях Астраханской области (на АГКМ) требуемая плотность раствора меняется по глубине от 1,50-1,60 г/см3 до 2,00 г/см3, а при поступлении рапы производят дальнейшее увеличение плотности раствора. Например, на скважине №632 Астраханского ГКМ плотность раствора для ликвидации рапопроявления увеличили до 2,40-2,45 г/см3.Thus, in the fields of the Orenburg region (at the ONGKM), the required density of the drilling fluid for drilling salt deposits is in the range of 1.10-1.30 g/cm 3 , and in the fields of the Astrakhan region (at the AGKM) the required density of the solution varies in depth from 1 .50-1.60 g/cm 3 to 2.00 g/cm 3 , and upon receipt of brine, a further increase in the density of the solution is made. For example, at well No. 632 of the Astrakhan gas and condensate field, the density of the solution to eliminate mineral deposits was increased to 2.40-2.45 g/cm 3 .
Следовательно, учитывая вышеуказанное, утяжеление бурового раствора до плотности 1,50-2,00 г/см3 производят вводом баритового утяжелителя, причем в 100 мас. ч утяжеленного раствора содержится 30-55 мас .ч. барита или 430-1130 кг/м3, а в случае увеличения плотности раствора до 2,40 г/см3 в 100 мас. ч утяжеленного раствора содержание барита доводят до 70 мас. ч или до 1700 кг/м3. При испытаниях использовался барит ГОСТ 4682-84 марки КБ-3 ООО «Боградский ГОК», Волгоградская обл. Допускается использование барита по ТУ 2458-001-00136722-96 других производителей.Consequently, taking into account the above, the weighting of the drilling fluid to a density of 1.50-2.00 g/cm 3 is carried out by introducing a barite weighting agent, and at 100 wt. h of weighted solution contains 30-55 wt.h. barite or 430-1130 kg/m 3 , and if the density of the solution increases to 2.40 g/cm 3 in 100 wt. h of weighted solution, the barite content is adjusted to 70 wt. h or up to 1700 kg/ m3 . During the tests, barite GOST 4682-84 grade KB-3 of Bogradsky GOK LLC, Volgograd region was used. It is allowed to use barite according to TU 2458-001-00136722-96 from other manufacturers.
В условиях бурения сероводородной агрессии нейтрализацию сероводорода осуществляют вводом в раствор поглотителя сероводорода железный сурик ЖС-7 в количестве 50-70 кг/м3. Выпускается ЖС-7 по ТУ 2123-004-56864391-2009. Так как реакция связывания сульфидов протекает в щелочной среде, то для поддержания щелочности раствора используется триэтаноламин 10-20 кг/м3. Допускается применение других поглотителей сероводорода, известных в буровой практике.In conditions of drilling hydrogen sulfide attack, neutralization of hydrogen sulfide is carried out by introducing iron lead ZhS-7 into the solution of a hydrogen sulfide absorbent in an amount of 50-70 kg/m 3 . ZhS-7 is produced according to TU 2123-004-56864391-2009. Since the sulfide binding reaction occurs in an alkaline environment, triethanolamine 10-20 kg/m 3 is used to maintain the alkalinity of the solution. The use of other hydrogen sulfide absorbents known in drilling practice is allowed.
При проходке проницаемых пластов с вероятностью поглощений необходимо использовать кольматанты, например, мел, или диспергированный известняк или мрамор и др. в количестве 100-200 кг/м3. Количество и тип кольматантов могут корректироваться в зависимости от интенсивности поглощения. При проведении испытаний использовался мел, выпускаемый по ТУ 5743-004-25745876-2000.When drilling permeable formations with a probability of absorption, it is necessary to use bridging agents, for example, chalk, or dispersed limestone or marble, etc. in an amount of 100-200 kg/ m3 . The amount and type of bridging agent can be adjusted depending on the intensity of absorption. During the tests, chalk was used, produced according to TU 5743-004-25745876-2000.
Катионный полимер полиэлектролит Силфок2540С, в настоящее время, широко используется на месторождениях ПАО «Газпром» и ПО «РУП Белоруснефть». Допускается использование других марок катионных полимеров из класса Полидадмахов, например, ВПК-402. Катионный полимер полиэлектролит Силфок2540С выпускается по ТУ 2227-001-92802291-2013 ООО «Силвер», г. Стерлитамак, Республика Башкортостан. Для катионного полимера Силфок2540С концентрация составляет 0,8-1,6 мас. %.The cationic polymer polyelectrolyte Silfok2540S is currently widely used in the fields of Gazprom PJSC and RUP Belorusneft. It is allowed to use other brands of cationic polymers from the Polydadmah class, for example, VPK-402. Cationic polymer polyelectrolyte Silfok2540S is produced according to TU 2227-001-92802291-2013 LLC "Silver", Sterlitamak, Republic of Bashkortostan. For the cationic polymer Silfok2540S, the concentration is 0.8-1.6 wt. %.
В качестве глинопорошка могут использоваться различные марки: ПБМА, ПБМВ, ПБМГ, которые выпускаются в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», или ТУ 39-0147001-105-93 производитель ООО «Бентонит Кургана». Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от плотности бурового раствора, причем чем выше требуемая плотность, тем ниже концентрация глинопорошка. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет 1,4-2,7 мас. %.Various brands can be used as clay powder: PBMA, PBMV, PBMG, which are produced in accordance with TU 2164-004-0013836-2006 “Glinoporoshok”, or TU 39-0147001-105-93 manufactured by Bentonite Kurgana LLC. The optimal concentration of clay powder depends on the density of the drilling fluid, and the higher the required density, the lower the concentration of clay powder. For clay powder brand PBMV, the concentration is 1.4-2.7 wt. %.
Применение модифицированного крахмала Реамил обеспечивает снижение показателя фильтрации, повышение крепящих свойств раствора за счет увеличения водородных связей между частицами неустойчивой породы. Допускается применение различных марок крахмала. Для модифицированного крахмала Реамил по ТУ 2458-026-14023401-2012 производство НПО «Химпром» г. Пермь концентрация составляет 1,4-2,0 мас. %.The use of modified Reamil starch ensures a decrease in filtration rate and an increase in the fastening properties of the solution due to an increase in hydrogen bonds between particles of unstable rock. The use of various brands of starch is allowed. For modified starch Reamil according to TU 2458-026-14023401-2012, produced by NPO Khimprom, Perm, the concentration is 1.4-2.0 wt. %.
Дополнительное усиление крепящих свойств раствора возможно путем ввода углеводородных компонентов, обеспечивающих заполнения ячеек водородных сеток.Additional enhancement of the fastening properties of the solution is possible by introducing hydrocarbon components that ensure filling of the cells of hydrogen networks.
Перевод на соленасыщеный (высокоминерализованный) поликатионный раствор производится вводом технической соли до насыщения, что составляет 21-25 мас. %, т.е. количество соли определяется исходя из насыщения водной фазы солью, что обеспечивает предотвращение растворение соленосных пород на стенках скважины. Для засолонения применяется техническая соль галит ГОСТ 4233-77 или ТУ 2111-004-00352851-05.Transfer to a salt-saturated (highly mineralized) polycationic solution is carried out by introducing technical salt until saturation, which is 21-25 wt. %, i.e. the amount of salt is determined based on the saturation of the aqueous phase with salt, which prevents the dissolution of salt-bearing rocks on the walls of the well. For salinization, technical salt halite GOST 4233-77 or TU 2111-004-00352851-05 is used.
Высокомолекулярный загущающий биополимер ксантановый модифицированный Гламин производство НПО «Химпром» г. Пермь по ТУ 2458-001-14023401-2008. Он обладает высокой загущающей способностью при низких концентрациях. Биополимер Гламин позволяет получать буровые растворы с низким содержанием твердой фазы и великолепными псевдопластическими характеристиками. Он совместим с другими реагентами предлагаемого бурового раствора. Для биополимера Гламин производство НПО «Химпром» г. Пермь по ТУ 2458-001-14023401-2008 концентрация составляет 0,14-0,27 мас. %. Допускается использование других марок биополимера.High-molecular thickening xanthan biopolymer modified Glamin produced by NPO Khimprom, Perm according to TU 2458-001-14023401-2008. It has a high thickening ability at low concentrations. The biopolymer Glamin makes it possible to produce drilling fluids with a low solids content and excellent pseudoplastic characteristics. It is compatible with other reagents of the proposed drilling fluid. For the biopolymer Glamin, produced by NPO Khimprom, Perm, according to TU 2458-001-14023401-2008, the concentration is 0.14-0.27 wt. %. The use of other brands of biopolymer is allowed.
Технологические показатели прототипа и предлагаемого раствора приведены в Таблице. Technological indicators of the prototype and the proposed solution are shown in the Table.
Примечание: * растворы после 36 ч термостатирования при 100°СNote: * solutions after 36 hours of thermostatting at 100°C
Вспенивание бурового раствора подавляется обработкой общеулучшающим флотореагентом Оксаль Т-92, который также частично позволяет нейтрализовать сероводород. Кроме того, флотореагент Оксаль Т-92 обеспечивает улучшение смазочных свойств раствора, эффективно снижает коэффициент трения и не оказывает негативного влияния на свойства бурового раствора. Флотореагент Оксаль Т-92 выпускается по ТУ 2452-029-05766801-2016 ПАО «Нижнекамскнефтехим». Для реагента Оксаль Т-92 концентрация составляет 0,7-2,1 мас. %.Foaming of the drilling fluid is suppressed by treatment with the general improving flotation reagent Oksal T-92, which also partially neutralizes hydrogen sulfide. In addition, the flotation reagent Oksal T-92 improves the lubricating properties of the solution, effectively reduces the coefficient of friction and does not have a negative effect on the properties of the drilling mud. Flotation reagent Oksal T-92 is produced according to TU 2452-029-05766801-2016 by PJSC Nizhnekamskneftekhim. For the Oxal T-92 reagent, the concentration is 0.7-2.1 wt. %.
В Таблице приняты следующие сокращения и обозначения: глин. - глинопорошок бентонитовый; БП - биополимер Гламин; крахмал - модифицированный крахмал Реамил; триэтаноламин - ТЭ, ρ - плотность раствора, г/см3; ПФ - показатель фильтрации по API, см3 за 30 мин; ηпл - пластическая вязкость, мПа*с; τ0 - динамическое напряжение сдвига, Па; CHC1/10 - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин, соответственно, дПа.The following abbreviations and designations are used in the Table: clay. - bentonite clay powder; BP - biopolymer Glamin; starch - modified Reamil starch; triethanolamine - TE, ρ - solution density, g/cm 3 ; PF - API filtration index, cm 3 in 30 minutes; ηpl - plastic viscosity, mPa*s; τ 0 - dynamic shear stress, Pa; CHC 1/10 - static shear stress for 1 and 10 minutes, respectively, dPa.
Из Таблицы видно, что снижение концентрации глинопорошка менее 1,4%, Силфок2540С менее 0,8%, модифицированного крахмала Реамил менее 1,4%, биополимера Гламин менее 0,14%, Т-92 менее 0,7% не позволяет получить глинистые суспензии с удовлетворительными структурно-реологическими показателями и показателем фильтрации (табл., п. 3). Такие буровые растворы после утяжеления баритом теряют седиментационную устойчивость, что приводит к снижению плотности со всеми вытекающими последствиями (табл., п. 3.1). Увеличение содержания основных компонентов (глинопорошка, Силфок2540С, модифицированного крахмала Реамил и биополимера Гламин) приводит к перерасходу реагентов без улучшения показателей раствора и росту реологии, как у прототипа (табл., п. 8, 8.1).The table shows that reducing the concentration of clay powder less than 1.4%, Silfok2540S less than 0.8%, modified starch Reamil less than 1.4%, biopolymer Glamin less than 0.14%, T-92 less than 0.7% does not allow obtaining clay suspensions with satisfactory structural and rheological parameters and filtration index (table, item 3). Such drilling fluids, after being weighted with barite, lose sedimentation stability, which leads to a decrease in density with all the ensuing consequences (Table, section 3.1). An increase in the content of the main components (clay powder, Silfok2540S, modified starch Reamil and biopolymer Glamin) leads to excessive consumption of reagents without improving the performance of the solution and an increase in rheology, as in the prototype (Table, paragraph 8, 8.1).
На примере строительства скважины №632 Астраханского ГКМ покажем использование соленасыщенного поликатионного бурового раствора с высокой плотностью при глушении рапы.Using the example of the construction of well No. 632 of the Astrakhan gas and condensate field, we will demonstrate the use of salt-saturated polycationic drilling fluid with high density when killing brine.
Исходные данные по скважине: 2-я техническая колонна диаметром 244,5×250,8 мм спущена на глубину 3679 м при забое 3855 м. Профиль скважины: вертикальный. Температура на глубине 2640 м - 61°С, 3855 м - 101°С.Initial data on the well: the 2nd technical column with a diameter of 244.5×250.8 mm was lowered to a depth of 3679 m with a bottomhole of 3855 m. Well profile: vertical. Temperature at a depth of 2640 m - 61°C, 3855 m - 101°C.
После цементирования 245 мм обсадной колонны во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) началось проявление рапы. Было принято решение по глушению рапопроявления путем поэтапного замещения жидкости в стволе скважины на утяжеленный раствор с дальнейшим поэтапным утяжелением до максимальной плотности 2,40-2,45 г/см3.After cementing 245 mm of casing while waiting for the cement to harden, brine began to appear. A decision was made to kill the mineral deposits by gradually replacing the fluid in the wellbore with a weighted solution with further gradual weighting to a maximum density of 2.40-2.45 g/cm 3 .
Работы по приготовлению раствора плотностью 2,40-2,45 г/см3 и глушению рапы с переводом скважины на утяжеленный Катбурр проведены в полном объеме. Всего было приготовлено 320 м3 утяжеленного соленасыщенного поликатионного раствора плотностью 2,40-2,45 г/см3.Work on preparing a solution with a density of 2.40-2.45 g/cm 3 and killing the brine with transferring the well to a weighted Katburr was carried out in full. A total of 320 m 3 of a weighted salt-saturated polycationic solution with a density of 2.40-2.45 g/cm 3 was prepared.
Готовый раствор имел следующие показатели:The finished solution had the following indicators:
После глушения рапы проведены работы ГИС. Доход прибора АКЦ до 3633 м, МИД и ПТС до 3640 м.After killing the brine, GIS work was carried out. The income of the ACC device is up to 3633 m, MID and PTS up to 3640 m.
В процессе проведения работ утяжеленный Катбурр проявил исключительную седиментационную устойчивость в условиях скважины под воздействием высокой температуры и на поверхности в емкостях.During the work, the weighted Cutburr showed exceptional sedimentation resistance in well conditions under the influence of high temperature and on the surface in tanks.
Приготовление соленасыщенного поликатионного раствора плотностью 2,40-2,45 г/см3 осуществлялось путем разбавления имеющегося раствора для снижения концентрации глинистой фазы и полимеров и утяжеления баритом до требуемой плотности.The preparation of a salt-saturated polycationic solution with a density of 2.40-2.45 g/cm 3 was carried out by diluting the existing solution to reduce the concentration of the clay phase and polymers and weighting it with barite to the required density.
В лабораторных условиях соленасыщенный поликатионный раствор готовится на основе свежей глинистой суспензии следующим образом: в воду при перемешивании последовательно вводят бентонитовый глинопорошок, соль NaCl до насыщения, Силфок2540С, биополимер Гламин, модифицированный крахмал Реамил, оксаль Т-92. Количество компонентов не должно выходить за рамки допускаемых значений. Далее после тщательного перемешивания производят утяжеление до требуемой плотности вводом барита. Приготовление соленасыщенного утяжеленного раствора завершается после ввода барита и перемешивания до равномерного распределения компонентов в объеме раствора.In laboratory conditions, a salt-saturated polycationic solution is prepared on the basis of a fresh clay suspension as follows: bentonite clay powder, NaCl salt until saturation, Silfok 2540C, Glamin biopolymer, modified Reamil starch, T-92 oxal are sequentially introduced into water with stirring. The number of components should not exceed the permitted values. Then, after thorough mixing, weighting is carried out to the required density by introducing barite. The preparation of a salt-saturated weighted solution is completed after adding barite and stirring until the components are evenly distributed in the volume of the solution.
При необходимости вводят кольматанты (мел, диспергированный известняк, мраморная крошка) в количестве 50-200 кг/м3, нейтрализатор сероводорода (ЖС-7, оксид марганца, карбонат цинка и др.), углеводородные компоненты, обеспечивающих усиление крепящей способности раствора и т.д.If necessary, bridging agents (chalk, dispersed limestone, marble chips) are introduced in an amount of 50-200 kg/ m3 , a hydrogen sulfide neutralizer (ZhS-7, manganese oxide, zinc carbonate, etc.), hydrocarbon components that enhance the fixing ability of the solution, etc. .d.
Claims (5)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2806397C1 true RU2806397C1 (en) | 2023-10-31 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998056497A1 (en) * | 1997-06-10 | 1998-12-17 | Rhodia Inc. | Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same |
| RU2534286C1 (en) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Drill mud for completion, development and well-workover operations in terrigenous reservoirs |
| RU2651657C1 (en) * | 2017-07-26 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Thermal resistant polycationic drill mud |
| RU2655267C1 (en) * | 2017-08-21 | 2018-05-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cationic drilling mud |
| RU2655311C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Synthetic drilling solution |
| RU2683456C1 (en) * | 2017-12-21 | 2019-03-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Lightweight drilling fluid (options) |
| RU2740459C1 (en) * | 2019-11-11 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Thermosaline-resistant drilling fluid |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998056497A1 (en) * | 1997-06-10 | 1998-12-17 | Rhodia Inc. | Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same |
| RU2534286C1 (en) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Drill mud for completion, development and well-workover operations in terrigenous reservoirs |
| RU2655311C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Synthetic drilling solution |
| RU2651657C1 (en) * | 2017-07-26 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Thermal resistant polycationic drill mud |
| RU2655267C1 (en) * | 2017-08-21 | 2018-05-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cationic drilling mud |
| RU2683456C1 (en) * | 2017-12-21 | 2019-03-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Lightweight drilling fluid (options) |
| RU2740459C1 (en) * | 2019-11-11 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Thermosaline-resistant drilling fluid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4083407A (en) | Spacer composition and method of use | |
| US5866517A (en) | Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore | |
| US9969923B2 (en) | Sealant compositions for use in subterranean formation operations | |
| US4363736A (en) | Fluid loss control system | |
| RU2492208C2 (en) | Cation-inhibiting drilling mud | |
| JP7277437B2 (en) | Enhanced high temperature bridging fracturing fluid | |
| US10287474B2 (en) | Rare earth-containing compounds to enhance performance of downhole treatment compositions | |
| NO136845B (en) | LEIRFRI BOREFLUID. | |
| US4474667A (en) | Fluid loss control system | |
| NO20151313A1 (en) | Inhibitive water-based drilling fluids and method of drilling in formations containing sand and other water-sensitive formations. | |
| RU2486224C2 (en) | Light salt mud | |
| RU2602262C1 (en) | Heat-resistant cationic drilling mud | |
| US5480863A (en) | Brine viscosification | |
| US20110263465A1 (en) | Use Of Vinyl Phosphonic Acid For Producing Biodegradable Mixed Polymers And The Use Thereof For Exploring And Extracting Petroleum And Natural Gas | |
| AU2005231200B2 (en) | Clay stabilization in sub-surface formations | |
| RU2806397C1 (en) | Polycationic drilling fluid for drilling salt deposits | |
| RU2651652C1 (en) | Cation drilling mud for unstable clay rocks drilling | |
| EP0444542B1 (en) | Cementing compositions containing polyethyleneimine phosphonate derivatives as dispersants | |
| US2543868A (en) | Sealing of porous formations | |
| US5008025A (en) | Sulfonate-containing polymer/polyanionic cellulose combination for high temperature/high pressure filtration control in water base drilling fluids | |
| RU2614839C1 (en) | Cationic drilling fluid with enhanced both inhibits and studs properties | |
| US2867584A (en) | Drilling fluid | |
| RU2687815C1 (en) | Gel-drill drilling fluid | |
| RU2461600C1 (en) | Loaded drilling mud | |
| RU2614838C1 (en) | Cationic drilling mud |