JPH01299993A - 逸泥個所の閉塞方法 - Google Patents
逸泥個所の閉塞方法Info
- Publication number
- JPH01299993A JPH01299993A JP63128186A JP12818688A JPH01299993A JP H01299993 A JPH01299993 A JP H01299993A JP 63128186 A JP63128186 A JP 63128186A JP 12818688 A JP12818688 A JP 12818688A JP H01299993 A JPH01299993 A JP H01299993A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- mud
- drilling
- water
- diisocyanate
- soluble
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 23
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims abstract description 10
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003021 water soluble solvent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 4
- -1 isocyanate compound Chemical class 0.000 claims description 4
- RRQYJINTUHWNHW-UHFFFAOYSA-N 1-ethoxy-2-(2-ethoxyethoxy)ethane Chemical compound CCOCCOCCOCC RRQYJINTUHWNHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CNJRPYFBORAQAU-UHFFFAOYSA-N 1-ethoxy-2-(2-methoxyethoxy)ethane Chemical compound CCOCCOCCOC CNJRPYFBORAQAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000005058 Isophorone diisocyanate Substances 0.000 claims description 3
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940019778 diethylene glycol diethyl ether Drugs 0.000 claims description 3
- SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N diglyme Chemical compound COCCOCCOC SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NIMLQBUJDJZYEJ-UHFFFAOYSA-N isophorone diisocyanate Chemical compound CC1(C)CC(N=C=O)CC(C)(CN=C=O)C1 NIMLQBUJDJZYEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 claims description 3
- DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N toluene 2,4-diisocyanate Chemical compound CC1=CC=C(N=C=O)C=C1N=C=O DVKJHBMWWAPEIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- YFNKIDBQEZZDLK-UHFFFAOYSA-N triglyme Chemical compound COCCOCCOCCOC YFNKIDBQEZZDLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- FKTHNVSLHLHISI-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(isocyanatomethyl)benzene Chemical compound O=C=NCC1=CC=CC=C1CN=C=O FKTHNVSLHLHISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UPMLOUAZCHDJJD-UHFFFAOYSA-N 4,4'-Diphenylmethane Diisocyanate Chemical compound C1=CC(N=C=O)=CC=C1CC1=CC=C(N=C=O)C=C1 UPMLOUAZCHDJJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000012644 addition polymerization Methods 0.000 claims description 2
- 239000012948 isocyanate Substances 0.000 claims 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 12
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 8
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N Acetonitrile Chemical compound CC#N WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000005442 diisocyanate group Chemical group 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- YEJRWHAVMIAJKC-UHFFFAOYSA-N 4-Butyrolactone Chemical compound O=C1CCCO1 YEJRWHAVMIAJKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 2
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N tetraglyme Chemical compound COCCOCCOCCOCCOC ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QIVUCLWGARAQIO-OLIXTKCUSA-N (3s)-n-[(3s,5s,6r)-6-methyl-2-oxo-1-(2,2,2-trifluoroethyl)-5-(2,3,6-trifluorophenyl)piperidin-3-yl]-2-oxospiro[1h-pyrrolo[2,3-b]pyridine-3,6'-5,7-dihydrocyclopenta[b]pyridine]-3'-carboxamide Chemical compound C1([C@H]2[C@H](N(C(=O)[C@@H](NC(=O)C=3C=C4C[C@]5(CC4=NC=3)C3=CC=CN=C3NC5=O)C2)CC(F)(F)F)C)=C(F)C=CC(F)=C1F QIVUCLWGARAQIO-OLIXTKCUSA-N 0.000 description 1
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940008841 1,6-hexamethylene diisocyanate Drugs 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- AWMVMTVKBNGEAK-UHFFFAOYSA-N Styrene oxide Chemical compound C1OC1C1=CC=CC=C1 AWMVMTVKBNGEAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane Chemical compound CCC(CO)(CO)CO ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- NBZANZVJRKXVBH-GYDPHNCVSA-N alpha-Cryptoxanthin Natural products O[C@H]1CC(C)(C)C(/C=C/C(=C\C=C\C(=C/C=C/C=C(\C=C\C=C(/C=C/[C@H]2C(C)=CCCC2(C)C)\C)/C)\C)/C)=C(C)C1 NBZANZVJRKXVBH-GYDPHNCVSA-N 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 229940105990 diglycerin Drugs 0.000 description 1
- GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N diglycerol Chemical compound OCC(O)COCC(O)CO GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- RRAMGCGOFNQTLD-UHFFFAOYSA-N hexamethylene diisocyanate Chemical compound O=C=NCCCCCCN=C=O RRAMGCGOFNQTLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011490 mineral wool Substances 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- RUELTTOHQODFPA-UHFFFAOYSA-N toluene 2,6-diisocyanate Chemical compound CC1=C(N=C=O)C=CC=C1N=C=O RUELTTOHQODFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002966 varnish Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
〔産業上の利用分野〕
本発明は油井及びガス井をボーリング泥水を用いて掘削
する時に発生する逸泥個所に、親水性のウレタンプレポ
リマーと活性水素を有さない水溶性で且つ鉱物油に難溶
な溶剤の混合物を充填して逸泥個所を閉塞する方法に関
するものである。
する時に発生する逸泥個所に、親水性のウレタンプレポ
リマーと活性水素を有さない水溶性で且つ鉱物油に難溶
な溶剤の混合物を充填して逸泥個所を閉塞する方法に関
するものである。
[従来の技術〕
油井や地熱井掘削には通常ベントナイトを水に分散させ
たボーリング泥水を使用して掘くずを運び出したり、泥
壁を形成させて掘進する方法が一般に採られているが、
多孔性地層や砂れき層の如きポーラスな地層を掘進する
時しばしば逸泥現象が発生する。逸泥をそのままに放置
すると単に泥水を大量に失うばかりでなく時には埋没、
坑内崩壊、抑留事故につながるので、逸泥が発生した場
合、直ちに逸泥個所の閉塞工事を行なう事が重要である
。
たボーリング泥水を使用して掘くずを運び出したり、泥
壁を形成させて掘進する方法が一般に採られているが、
多孔性地層や砂れき層の如きポーラスな地層を掘進する
時しばしば逸泥現象が発生する。逸泥をそのままに放置
すると単に泥水を大量に失うばかりでなく時には埋没、
坑内崩壊、抑留事故につながるので、逸泥が発生した場
合、直ちに逸泥個所の閉塞工事を行なう事が重要である
。
従来これらの逸泥個所を閉塞する方法としてかんな屑、
もみがら、綿の実の殻、ロックウール、雲母、粒状プラ
スチック、アスベスト、グラスファイバーや、更にカル
ボキシメチルセルロースの如き増粘剤をボーリング泥水
に加えて循環させたり。
もみがら、綿の実の殻、ロックウール、雲母、粒状プラ
スチック、アスベスト、グラスファイバーや、更にカル
ボキシメチルセルロースの如き増粘剤をボーリング泥水
に加えて循環させたり。
逸泥層に放置する方法が採られている。
これらの方法では逸泥が一時的にしか防止されず、しば
し掘進を再開すると逸泥が再発するという欠点があった
。またかかる逸泥の再発を防ぐために。
し掘進を再開すると逸泥が再発するという欠点があった
。またかかる逸泥の再発を防ぐために。
更に水ガラス系硬化剤やセメント液を注入する方法も採
られているが、水ガラス系硬化剤では効果が不充分であ
り、またセメント液の注入も効果が不十分であるばかり
でなくチュービングこうちやくの危険があり、更にいず
れも硬化が遅いという欠点があり、充分な効果が得られ
ていない。
られているが、水ガラス系硬化剤では効果が不充分であ
り、またセメント液の注入も効果が不十分であるばかり
でなくチュービングこうちやくの危険があり、更にいず
れも硬化が遅いという欠点があり、充分な効果が得られ
ていない。
本発明者等はかかる従来の油井およびガス井をボーリン
グ泥水を用いて掘削する時に発生する逸泥個所を閉塞す
る方法の欠点を改良すべく種々検討の結果本発明に到達
したものである。
グ泥水を用いて掘削する時に発生する逸泥個所を閉塞す
る方法の欠点を改良すべく種々検討の結果本発明に到達
したものである。
即ち本発明は逸泥個所に親水性ウレタンプレポリマー1
0〜99重量部、活性水素を有さず鉱物油に難溶な水溶
性溶剤1〜90部よりなる薬液(以下本発明の薬液とい
う)を注入することによって、逸泥個所を従来公知の方
法に比して極めて効果的に閉塞する方法を提供するもの
である。
0〜99重量部、活性水素を有さず鉱物油に難溶な水溶
性溶剤1〜90部よりなる薬液(以下本発明の薬液とい
う)を注入することによって、逸泥個所を従来公知の方
法に比して極めて効果的に閉塞する方法を提供するもの
である。
本発明の薬液は親水性ウレタンプレポリマーと活性水素
を有さず鉱物油に難溶な水溶性溶剤より成るが、溶剤は
親水性ウレタンプレポリマーの粘度を下げてハンドリン
グを改良するのみならず、水と接触した場合、水への溶
解又は分散を早め、またスペーサーとして使用する鉱物
油類への薬液の溶解を防止する作用を有する。更に寒冷
地での使用に際し、薬液の凝固を防止するのにも溶剤の
選択は重要である。
を有さず鉱物油に難溶な水溶性溶剤より成るが、溶剤は
親水性ウレタンプレポリマーの粘度を下げてハンドリン
グを改良するのみならず、水と接触した場合、水への溶
解又は分散を早め、またスペーサーとして使用する鉱物
油類への薬液の溶解を防止する作用を有する。更に寒冷
地での使用に際し、薬液の凝固を防止するのにも溶剤の
選択は重要である。
また、親水性ウレタンプレポリマーは逸泥個所に到達し
、地層水などの水と接触すると直ちに反応を開始して高
分子化が進む、この過程で増粘し、粘着性に富んだ物質
を経て、短時間のうちに強靭なゴム状弾性体となり、連
続した固結体が閉塞材として有効に作用する。
、地層水などの水と接触すると直ちに反応を開始して高
分子化が進む、この過程で増粘し、粘着性に富んだ物質
を経て、短時間のうちに強靭なゴム状弾性体となり、連
続した固結体が閉塞材として有効に作用する。
注入方法は、ボーリング泥水を送り込んでいた装置をそ
のまま使う事ができる。これら装置にスペーサーとして
現地で容易に入手できる鉱物油を最初に送り、次に本発
明の薬液を送り、更に鉱物油類を送り込む方法が最も実
用的で且つ有効である。
のまま使う事ができる。これら装置にスペーサーとして
現地で容易に入手できる鉱物油を最初に送り、次に本発
明の薬液を送り、更に鉱物油類を送り込む方法が最も実
用的で且つ有効である。
本発明に用いられる親水性のウレタンプレポリマーとは
例えば、エチレングリコール、プロピレングリコール、
グリセリン、トリメチロールプロパン、ジグリセリン、
ペンタエリスリトール、ソルビトール等の低分子活性水
素含有化合物にエチレンオキサイドとプロピレンオキサ
イド、スチレンオキサイドなどの炭素数が3以上のアル
キレンオキサイドとの付加重合比率が100:Oから6
0:40の範囲である分子末端に52個以上のヒドロキ
シル基を有し且つ分子量が3,000〜15.000の
ポリアルキレングリコールの単独又は混合物にモル数で
過剰の有機ジイソシアネートを反応させて得られるもの
である。炭素数が3以上のアルキレンオキサイドのうち
ではプロピレンオキサイドが、最も一般的で経済的にも
好ましい、尚エチレンオキサイドと共重合させる場合は
ブロックもしくはランダムのいずれでもよい。
例えば、エチレングリコール、プロピレングリコール、
グリセリン、トリメチロールプロパン、ジグリセリン、
ペンタエリスリトール、ソルビトール等の低分子活性水
素含有化合物にエチレンオキサイドとプロピレンオキサ
イド、スチレンオキサイドなどの炭素数が3以上のアル
キレンオキサイドとの付加重合比率が100:Oから6
0:40の範囲である分子末端に52個以上のヒドロキ
シル基を有し且つ分子量が3,000〜15.000の
ポリアルキレングリコールの単独又は混合物にモル数で
過剰の有機ジイソシアネートを反応させて得られるもの
である。炭素数が3以上のアルキレンオキサイドのうち
ではプロピレンオキサイドが、最も一般的で経済的にも
好ましい、尚エチレンオキサイドと共重合させる場合は
ブロックもしくはランダムのいずれでもよい。
かかるポリアルキレングリコール類と反応させる有機ジ
イソシアネートとしては、2.4−トリレンジイソシア
ネート、2.6−トリレンジイソシアネートの単独か混
合物、4,4” ジフェニルメタンジイソシアネート、
キシリレンジイソシアネートイソホロンジイソシアネー
ト、5.5−トリメチルシクロヘキシルイソシアネート
1.6−ヘキサメチレンジイソシアネート及び2,2.
4(2,4,4)−トリメチル−ヘキサメチレンジイソ
シアネート等の芳香族又は脂肪族の有機ジイソシアネー
トが単独又は混合体して使用できるがトリレンジイソシ
アネートの2,4−52,6−異性体の混合物、及びイ
ソホロンジイソシアネート、キシレンジイソシアネート
が特に好ましい。
イソシアネートとしては、2.4−トリレンジイソシア
ネート、2.6−トリレンジイソシアネートの単独か混
合物、4,4” ジフェニルメタンジイソシアネート、
キシリレンジイソシアネートイソホロンジイソシアネー
ト、5.5−トリメチルシクロヘキシルイソシアネート
1.6−ヘキサメチレンジイソシアネート及び2,2.
4(2,4,4)−トリメチル−ヘキサメチレンジイソ
シアネート等の芳香族又は脂肪族の有機ジイソシアネー
トが単独又は混合体して使用できるがトリレンジイソシ
アネートの2,4−52,6−異性体の混合物、及びイ
ソホロンジイソシアネート、キシレンジイソシアネート
が特に好ましい。
活性水素を有さない水溶性溶剤としてはアセトン、メチ
ルエチルケトン、ジオキサン、テトラヒドロビラン、ジ
メチルホルムアマイド、ジメチルスルホオキシド、アセ
トニトリル、アセトアミド、N−メチルピロリドン、ガ
ンマ−ブチルラクトン、ジエチレングリコールジメチル
エーテル、トリエチレングリコールジメチルエーテル、
テトラエチレングリコールジメチルエーテル、ジエチレ
ングリコールメチルエチルエーテル、モノエチレンジエ
チルエーテル、ジエチレングリコールジエチルエーテル
などがある。しかし、本発明で使用する溶剤は、活性水
素を有さなく水溶性であるだけではなく、注入の際にス
ペーサーとして使用する鉱物油類に難溶であること、更
に寒冷地での使用を考慮して凝固点が低いこと、又作業
現場での取扱い上の安全性を考慮した場合、引火点が高
い程好ましい。これらの諸条件を満たす溶剤として、N
−メチルビロリドン、ガンマ−ブチルラクトン、ジエチ
レングリコールジメチルエーテル、トリエチレングリコ
ールジメチルエーテル、ジエチレングリコールジエチル
エーテル、ジエチレングリコールメチルエチルエーテル
、が特に好ましい。
ルエチルケトン、ジオキサン、テトラヒドロビラン、ジ
メチルホルムアマイド、ジメチルスルホオキシド、アセ
トニトリル、アセトアミド、N−メチルピロリドン、ガ
ンマ−ブチルラクトン、ジエチレングリコールジメチル
エーテル、トリエチレングリコールジメチルエーテル、
テトラエチレングリコールジメチルエーテル、ジエチレ
ングリコールメチルエチルエーテル、モノエチレンジエ
チルエーテル、ジエチレングリコールジエチルエーテル
などがある。しかし、本発明で使用する溶剤は、活性水
素を有さなく水溶性であるだけではなく、注入の際にス
ペーサーとして使用する鉱物油類に難溶であること、更
に寒冷地での使用を考慮して凝固点が低いこと、又作業
現場での取扱い上の安全性を考慮した場合、引火点が高
い程好ましい。これらの諸条件を満たす溶剤として、N
−メチルビロリドン、ガンマ−ブチルラクトン、ジエチ
レングリコールジメチルエーテル、トリエチレングリコ
ールジメチルエーテル、ジエチレングリコールジエチル
エーテル、ジエチレングリコールメチルエチルエーテル
、が特に好ましい。
以下に本発明の薬液を用いた実際の油井及びガス井にお
ける実施例を示す。
ける実施例を示す。
〔実施例−1〕
油井掘削中に深度650mに至った所で断層の破砕帯に
生じた割れ目から激しいで逸泥が発生した。
生じた割れ目から激しいで逸泥が発生した。
セメント液lotを2度注入したが止まらず、表−1に
示す本発明の薬液−■を次の方法で注入した。
示す本発明の薬液−■を次の方法で注入した。
先ず、ドリリングパイプを通じてケロシン200Qを送
り、次に本発明の薬液500Kgを一気に送り、続いて
ケロシン300Qを送って1時間静置した、その後泥水
を送ったが逸泥は止まり、掘nIJは支障なく続けられ
た。
り、次に本発明の薬液500Kgを一気に送り、続いて
ケロシン300Qを送って1時間静置した、その後泥水
を送ったが逸泥は止まり、掘nIJは支障なく続けられ
た。
[実施例−2]
油井掘削中に泥水の比重を僅かに上げた為に、深度17
70mの所で逸泥が発生した。泥水の循環が不可能にな
り掘削は中止された。半速本発明の薬液−■を600K
gを送った。そのあと更にケロシン300Qを送り1時
間静置した。逸泥は完全に止まり泥水の循環が行えるよ
うになり作業が再開できた。
70mの所で逸泥が発生した。泥水の循環が不可能にな
り掘削は中止された。半速本発明の薬液−■を600K
gを送った。そのあと更にケロシン300Qを送り1時
間静置した。逸泥は完全に止まり泥水の循環が行えるよ
うになり作業が再開できた。
[実施例−3]
ガス井掘削中に深度の浅い220mの軟弱な砂れき層で
逸泥が発生し、セメント液3tを注入したが止められず
1本発明の薬液を400Kg注入した。注入は実施例−
1、−2と同様、ドリリングバイブを通じてケロシン2
00Qを注入したあと本発明の薬液−0400Kgを送
り、続いて更にケロシン200Qを注入して、1時間経
過した後、泥水を循環させて、逸泥が止まったことをr
a8して掘削を再開した。
逸泥が発生し、セメント液3tを注入したが止められず
1本発明の薬液を400Kg注入した。注入は実施例−
1、−2と同様、ドリリングバイブを通じてケロシン2
00Qを注入したあと本発明の薬液−0400Kgを送
り、続いて更にケロシン200Qを注入して、1時間経
過した後、泥水を循環させて、逸泥が止まったことをr
a8して掘削を再開した。
[実施例−4]
油井掘削中に深度1310mの個所で逸泥が発生した。
逸泥の激しさから硬砂岩の割れぬからと考えられ、20
tのセメント液を注入したが止まらず、本発明の薬液−
0500Kgを1前後にスペーサーとしてケロシン各4
00Qをはさんでドリリングパイプを通じて注入した。
tのセメント液を注入したが止まらず、本発明の薬液−
0500Kgを1前後にスペーサーとしてケロシン各4
00Qをはさんでドリリングパイプを通じて注入した。
1時間後、逸泥は完全に止まらず、更に同様の手順で本
発明の薬液−■500Kgを注入して1時間静置した後
泥水の循環を開始した。逸泥は完全に止まり掘削を再開
した。
発明の薬液−■500Kgを注入して1時間静置した後
泥水の循環を開始した。逸泥は完全に止まり掘削を再開
した。
(発明の効果)
実施例から明らかなように本発明の薬液を使用すること
によって従来の方法に較べ逸泥を迅速且つ完全に停止さ
せることが可能である。
によって従来の方法に較べ逸泥を迅速且つ完全に停止さ
せることが可能である。
特許出願人 東邦化学工業株式会社
手続乎甫正書(自発)
平成1年4月21日
特許庁長官 吉 1)文 教 殿
1、事件の表示
昭和63年特許願第 128186号
2、発明の名称
38補正をする者
事件との関係 特許出願人
4、補正の対象
「発明の詳細な説明」の欄及び[図面の簡単な説明」の
欄及び「図面」 5、補正の内容 (1)明細書8頁8行目の「特に好ましい、」の後以下
の文章を挿入する。
欄及び「図面」 5、補正の内容 (1)明細書8頁8行目の「特に好ましい、」の後以下
の文章を挿入する。
「次に図によって本発明工法の実施状況を説明する。
第1図のAは泥水■を掘削弁内に供給した状態でドリル
ビット■により掘削して石油弁やガス井を形成する状況
を示す。
ビット■により掘削して石油弁やガス井を形成する状況
を示す。
同図Bは掘削弁が逸泥個所に遭遇して泥水圧が降下し。
泥水の循環が止まったためドリルビットを引き上げた状
態を示す。
態を示す。
同図Cはドリルロッド内の泥水と薬液が接触して反応し
ないように予めケロシン等の液体をスペーサーとして送
りこみ、続いて薬液を送りこんでその後に再びスペーサ
ーを送りこんだ状況を示す。
ないように予めケロシン等の液体をスペーサーとして送
りこみ、続いて薬液を送りこんでその後に再びスペーサ
ーを送りこんだ状況を示す。
第2図には送りこまれた薬液が泥水と反応して固化し逸
泥が停止した状況を示す、」 (2)同11頁最終行の後に以下の通り「30図面の簡
単な説明」の欄を設ける。
泥が停止した状況を示す、」 (2)同11頁最終行の後に以下の通り「30図面の簡
単な説明」の欄を設ける。
第1図:Aは正常に掘削が行われ泥水が循環している状
態。Bは逸泥が発生して泥水圧が降下したため泥水の循
環がとまり、ドリルビットを少し引き上げた状態、Cは
スペーサーに挾まれた薬液を注入している状態をそれぞ
れ示す。 第2図:薬液が逸泥個所で固化して逸泥を閉塞した状態
を示す。 ■:泥水、■ニトリルビット、■ニスペーサー1■:薬
液、■:逸泥個所、■:固結体」 (3)図面 別紙の通りの図面を補充する。 第1図 第2図
態。Bは逸泥が発生して泥水圧が降下したため泥水の循
環がとまり、ドリルビットを少し引き上げた状態、Cは
スペーサーに挾まれた薬液を注入している状態をそれぞ
れ示す。 第2図:薬液が逸泥個所で固化して逸泥を閉塞した状態
を示す。 ■:泥水、■ニトリルビット、■ニスペーサー1■:薬
液、■:逸泥個所、■:固結体」 (3)図面 別紙の通りの図面を補充する。 第1図 第2図
Claims (4)
- (1)油井及びガス井をボーリング泥水を用いて掘削す
る際、発生した逸泥個所に親水性ウレタンプレポリマー
10〜99重量部、活性水素を有さない水溶性で且つ鉱
物油に難溶な溶剤1〜90重量部よりなる薬液を注入す
ることを特徴とする逸泥個所の閉塞方法。 - (2)親水性ウレタンプレポリマーがエチレンオキサイ
ドとプロピレンオキサイドの付加重合比率が100:0
から60:40で分子量が3,000から15,000
のポリアルキレングリコールに、イソシアネート化合物
を反応させたものである特許請求の範囲第1項の逸泥個
所の閉塞方法。 - (3)イソシアネート化合物がトリレンジイソシアネー
ト、イソホロンジイソシアネート、キシリレンジイソシ
アネート、ジフェニルメタンジイソシアネートの一種又
は二種以上である特許請求の範囲第1項の逸泥個所の閉
塞方法。 - (4)活性水素を有さない水溶性で且つ鉱物油に難溶な
溶剤がジエチレングリコールジメチルエーテル、トリエ
チレングリコールジメチルエーテル、ジエチレングリコ
ールジエチルエーテル、ジエチレングリコールメチルエ
チルエーテル、N−メチルピロリドン、ガンマ−ブチル
ラクトンの一種又は二種以上である特許請求の範囲第1
項の逸泥個所の閉塞方法。
Priority Applications (8)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP63128186A JPH01299993A (ja) | 1988-05-27 | 1988-05-27 | 逸泥個所の閉塞方法 |
US07/356,348 US4958685A (en) | 1988-05-27 | 1989-05-24 | Method for plugging lost circulation areas and lost circulation material to be used therefor |
SU894614215A SU1762765A3 (ru) | 1988-05-27 | 1989-05-26 | Способ трамбовани участков с нарушенной циркул цией |
UA4614215A UA8006A1 (uk) | 1988-05-27 | 1989-05-26 | Спосіб трамбування ділянок з порушеною циркуляцією |
EP89109653A EP0343689B1 (en) | 1988-05-27 | 1989-05-29 | Method for plugging lost circulation areas |
DE8989109653T DE68904695T2 (de) | 1988-05-27 | 1989-05-29 | Verfahren zum abdichten von formationen gegen filtratverluste. |
CA000605877A CA1318242C (en) | 1988-05-27 | 1989-07-17 | Method for plugging lost circulation areas and lost circulation material to be used therefor |
LTRP1133A LT2631B (lt) | 1988-05-27 | 1993-09-27 | Ruozo su pazeista cirkuliacija plukimo budas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP63128186A JPH01299993A (ja) | 1988-05-27 | 1988-05-27 | 逸泥個所の閉塞方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPH01299993A true JPH01299993A (ja) | 1989-12-04 |
Family
ID=14978568
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP63128186A Pending JPH01299993A (ja) | 1988-05-27 | 1988-05-27 | 逸泥個所の閉塞方法 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4958685A (ja) |
EP (1) | EP0343689B1 (ja) |
JP (1) | JPH01299993A (ja) |
CA (1) | CA1318242C (ja) |
DE (1) | DE68904695T2 (ja) |
SU (1) | SU1762765A3 (ja) |
UA (1) | UA8006A1 (ja) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH03279592A (ja) * | 1990-03-28 | 1991-12-10 | Pub Works Res Inst Ministry Of Constr | 孔用充填材及び遮水部材 |
CN113404459A (zh) * | 2021-07-13 | 2021-09-17 | 西南石油大学 | 一种底水气藏高含水气井选择性堵水方法 |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5161615A (en) * | 1991-06-27 | 1992-11-10 | Union Oil Company Of California | Method for reducing water production from wells |
TW381113B (en) * | 1995-07-14 | 2000-02-01 | Morton Int Inc | Moisture-cure urethane adhesive containing gamma-butyrolactone |
US6080704A (en) * | 1997-03-11 | 2000-06-27 | Halliday; William S. | Glycols as gas hydrate inhibitors in drilling, drill-in, and completion fluids |
US6635604B1 (en) | 1999-02-11 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Low molecular weight water soluble organic compounds as crystallization point suppressants in brines |
US20040129460A1 (en) * | 2002-08-01 | 2004-07-08 | Macquoid Malcolm | Method for using coconut coir as a lost circulation material for well drilling |
US8383557B2 (en) * | 2004-05-13 | 2013-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer |
FR2918385B1 (fr) * | 2007-07-05 | 2009-09-04 | Rhodia Operations Sas | Formulation d'huile pour la prevention des venues d'eau dans les formations souterraines |
WO2010020351A1 (en) * | 2008-08-18 | 2010-02-25 | Services Petroliers Schlumberger | Release of chemical systems for oilfield applications by stress activation |
US8240386B2 (en) | 2009-12-30 | 2012-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating well bore with polyurethane composition |
DE102010026425B4 (de) * | 2010-07-07 | 2013-03-28 | Case Compounds B.V. | Verfahren zum Abdichten von Leckagen an medienführenden Konstruktionen |
EP2683785A1 (en) | 2011-03-11 | 2014-01-15 | Services Petroliers Schlumberger | Well treatment |
RU2558558C1 (ru) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН ) | Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин |
CN112574727B (zh) * | 2019-09-30 | 2022-09-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 堵漏组合物、堵漏剂及其制备方法与应用 |
US11091964B1 (en) * | 2020-03-26 | 2021-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to manage tandem single string reactive LCM pill applications |
US11434410B2 (en) | 2020-07-07 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of making and using a wellbore servicing fluid for controlling losses in permeable zones |
CN114479818A (zh) * | 2020-10-23 | 2022-05-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 封窜剂及稠油筛管完井的水平井的封窜方法 |
CN112778983A (zh) * | 2020-12-18 | 2021-05-11 | 西南石油大学 | 一种随钻堵漏剂、随钻堵漏剂的制备方法及其在水基钻井液中的应用 |
CN115873571B (zh) * | 2021-08-24 | 2023-12-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种堵漏防窜清洗液 |
CN113738386B (zh) * | 2021-09-16 | 2023-10-03 | 中交隧道工程局有限公司 | 盾构机高水压条件下常压刀筒的堵漏方法 |
CN114086915A (zh) * | 2021-11-02 | 2022-02-25 | 河北省地矿局第三水文工程地质大队 | 地热钻探风化带漏失的堵漏方法 |
US11542424B1 (en) | 2021-12-09 | 2023-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods for controlling fluid losses in permeable zones |
CN115853461A (zh) * | 2023-02-22 | 2023-03-28 | 中煤科工集团沈阳研究院有限公司 | 一种瓦斯抽采钻孔的封孔装置及封孔方法 |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2867278A (en) * | 1956-11-16 | 1959-01-06 | Great Western Drilling Company | Sealing porous formations |
US2889883A (en) * | 1958-03-11 | 1959-06-09 | Du Pont | Process for sealing porous formations |
DE1089344B (de) * | 1959-03-28 | 1960-09-22 | Hoechst Ag | Verfahren zum Abdichten von Erdoelbohrloechern |
US3181611A (en) * | 1961-06-29 | 1965-05-04 | Dow Chemical Co | Selective prevention of water and brine intrusion into mineral producing strata |
US3181612A (en) * | 1961-07-07 | 1965-05-04 | Dow Chemical Co | Selective plugging of subterranean formations to inhibit intrusion of water into oil-producing strata |
US3688845A (en) * | 1971-03-08 | 1972-09-05 | Mobil Oil Corp | Well cementing method employing an oil base preflush |
US3878686A (en) * | 1972-11-21 | 1975-04-22 | Geol Associates Inc | Grouting process |
GB2008651A (en) * | 1977-11-19 | 1979-06-06 | Texaco Ag | Process for Reducing Water Influx into Gas or Oil Producing Wells |
-
1988
- 1988-05-27 JP JP63128186A patent/JPH01299993A/ja active Pending
-
1989
- 1989-05-24 US US07/356,348 patent/US4958685A/en not_active Expired - Fee Related
- 1989-05-26 UA UA4614215A patent/UA8006A1/uk unknown
- 1989-05-26 SU SU894614215A patent/SU1762765A3/ru active
- 1989-05-29 DE DE8989109653T patent/DE68904695T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1989-05-29 EP EP89109653A patent/EP0343689B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1989-07-17 CA CA000605877A patent/CA1318242C/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH03279592A (ja) * | 1990-03-28 | 1991-12-10 | Pub Works Res Inst Ministry Of Constr | 孔用充填材及び遮水部材 |
CN113404459A (zh) * | 2021-07-13 | 2021-09-17 | 西南石油大学 | 一种底水气藏高含水气井选择性堵水方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
UA8006A1 (uk) | 1995-12-26 |
EP0343689A3 (en) | 1990-01-31 |
SU1762765A3 (ru) | 1992-09-15 |
EP0343689B1 (en) | 1993-02-03 |
DE68904695D1 (de) | 1993-03-18 |
DE68904695T2 (de) | 1993-05-27 |
EP0343689A2 (en) | 1989-11-29 |
CA1318242C (en) | 1993-05-25 |
US4958685A (en) | 1990-09-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JPH01299993A (ja) | 逸泥個所の閉塞方法 | |
US7008908B2 (en) | Selective stimulation with selective water reduction | |
US3100528A (en) | Methods for using inert gas | |
JP4842132B2 (ja) | 逸泥を防止または処置するための抗井処理方法 | |
US3791446A (en) | Method for stimulating well production | |
US20080149351A1 (en) | Temporary containments for swellable and inflatable packer elements | |
US7994100B2 (en) | Reversible gelling system and method using same during well treatments | |
MX2008011359A (es) | Composiciones de desviacion, pildoras de control de perdida de fluido y rompedores para los mismos. | |
GB2261004A (en) | Method for inhibiting the initiation and propagation of formation fractures while drilling and casing a well | |
US2171416A (en) | Method of treating a producing formation | |
US11661812B2 (en) | Fluid barriers for dissolvable plugs | |
AU2019477648A1 (en) | Thermally responsive lost circulation materials | |
US7098172B1 (en) | Prevention and treatment of lost circulation with crosslinked polymer material | |
US6196315B1 (en) | Methods for treating underground formations | |
WO2021242275A1 (en) | Low molecular mass organic gelator viscosifiers | |
US3193007A (en) | Method for controlling injectivity profiles | |
Lai et al. | Gel-cement combination squeezes for gas shutoff | |
US3483927A (en) | Selective temporary sealing of a fluidbearing zone in a geologic formation | |
JP3091479B2 (ja) | 逸水防止工法 | |
WO2022020595A1 (en) | Diverting agents for well stimulation | |
US11624021B2 (en) | Method for controlling the permeability of a petroleum well | |
JPS5826186A (ja) | 地中穴掘削形成用逸泥防止工法 | |
US3500930A (en) | Permanently plugging thief zones between temporary frozen plug areas | |
JP2846564B2 (ja) | 鋼管矢板工法における継手部の止水方法 | |
JPH03241115A (ja) | 注入ボルトのシールパッカー工法 |