RU1788962C - Состав дл бурени скважин и способ его приготовлени - Google Patents
Состав дл бурени скважин и способ его приготовлениInfo
- Publication number
- RU1788962C RU1788962C SU904918369A SU4918369A RU1788962C RU 1788962 C RU1788962 C RU 1788962C SU 904918369 A SU904918369 A SU 904918369A SU 4918369 A SU4918369 A SU 4918369A RU 1788962 C RU1788962 C RU 1788962C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- reagent
- clay
- water
- drilling
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
Abstract
Использование: бурение скважин. Сущность: состав включает ингредиенты при следующем их соотношении (мас.%): глина 16,4-18,8; органический реагент-стабилизатор на основе гидролизованного лолиакри- лонитрила 4,8-12,6; флотореагент Т-80 - отход производства синтетического каучука со стадии производства диоксана 14,6-36,0; вода - остальное. Способ приготовлени реагента заключаетс в последовательном смешении с водой флотореагента Т-80, реагента-стабилизатора с последующим введением в полученный раствор глины. 2 с.п.ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относитс к технике бурени скважин, а именно составам,используе- мым в процессе их промывки и проведении изол ционных работ.
Известен состав дл бурени скважин, включающий глинистый буровой раствор, приготовленный на 15-20%-ном растворе Cad2, и раствор гипана 8-10% концентрации . Этот состав обладает эффективной тампонирующей способностью, однако сложен в получении, т.к. требует раздельного приготовлени растворов бурового и гипана .
Известен состав дл бурени скважин, включающий реагент-стабилизатор, отход производства диметилдиоксана,глину и воду . Нар ду с высокой термостойкостью дан- ный состав обладает ограниченной областью применени (буровые растворы)
сложен в приготовлении, диспергирует шлам.
Прототипом предложенного технического решени вл етс состав, включающий глину, воду, реагент Т-80, гипан и гудроны соапстока ГС растительных и животных жиров.
Нар ду с высокими антифрикционными свойствами состав обладает и недостатками - низкой технологичностью, узким диапазоном функциональных возможностей и одновременно высокой диспергирующей способностью.
Цель изобретени - улучшение техноло- гичности состава и расширение его функциональныхвозможностей при одновременном снижении диспергирующей способности.
ч| 00 00
о о го
со
Поставленна цель достигаетс тем, что состав содержит глину, органический реагент-стабилизатор на основе гидролизован- ного полиэкрилонитрила, флотореагент Т-80 - отход производства синтетического каучука со стадии получени диоксана, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина16,4- 18,8
Органический
реагент-стабилизатор на
основегидролизованного полиакрилонитрила
(ГП)4,8-12,6 : Флотореагент
Т-80(оксаль)14,6-36,0
Вода .Остальное
Способ получени состава заключаетс в последовательном смешивании воды и ок- сал , растворении в полученной смеси ГП, введении в реакционную смесь глины. Ина последовательность введени ингредиентов не позвол ет достичь поставленной цели . -. -.
В качестве ГП использовали реагенты: гипан (ТУ 6-01-254-81), К-9 и НР-6 (технические услови на производство реагентов отсутствуют ).
Оксаль (Т-80) вл етс побочным продуктом производства диметилдиоксана и представл ет собой светло-коричневую жидкость плотностью 1060-1080 кг/м ; массова дол ОН-групп составл ет 23-36%; эфирное число 1,5-4 мг КОН/г; температура самовоспламенени 272°С. .
Дл приготовлени состава использовали палыгорскитовую, бентонитовую и гидрослюдистую глины (ТУ 39-044-74).
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что предлагаемый состав отличаетс от известного количественным соотношением ингредиентов и способом его приготовлени .
П р и м е р. В 550 г воды ввели 200 г оксал и перемешивали раствор до однородного состо ни . В полученной смеси растворили 80 г гипана и ввели 1,70т бентонита . После перемешивани смеси до однородного состо ни состав пригоден дл использовани .
В соответствии с вышеизложенным примером были приготовлены различные рецептуры состава, отличающиес соотношением ингредиентов (табл,1). .
Улучшение технологичности состава достигаетс за счет повышени его стабильности (отсутствует расслоение). Это позвол ет исключить необходимость посто нного кондиционировани (перемешивани ) раствора дл предотвращени расслоени . В емкост х не образуетс на поверхности раствора слой. ГС, загустевающий при понижении
температуры, улучшаютс услови работы дозаторов и других устройств..
Расширение .функциональных возможностей .состава достигаетс за счет использовани его в качестве:
а) Бурового раствора. Дл этого состав разбавл ют водой и при необходимости обрабатывают различными функциональными добавками, например, ут желителем.
б) Тампона дл изол ции зон поглощени или иной технологической жидкости с высокой в зкостью.
Диспергирующую способность исследованных рецептур составов оценивали по общеприн той методике путем прокатывани в.них глинистого шлама. Поскольку известный и предложенный составы содержат различное количество воды, что изначально предопредел ет их неравнозначность в отношении Диспергировани шлама, то с
целью исключени этого фактора исследуемые составы приготавливали одинаковой концентрации.
. Методика оценки диспергирующей способности заключалась в следующем.
В автоклав установки УТ-1 заливали 400 см исследуемого состава и засыпали 50 г шлама (Мо). Гранулометрически шлам представлен остатком на сите прибора СПВ-5. В минералогическом отношении представл ет собой аргиллит с преобладанием минералов типа монтмориллонита. Исследуемый состав прогревали до 60°С и выдерживали при этой температуре в течение 4-х часов. Во врем термостатировани автоклав вращалс с частотой 6 об/мин. По завершении термостатировани раствор охлаждали до нормальной температуры и пропускали через сито прибора СПВ-5. Остаток на сите высушивали при температуре 105°С (М). По
результатам опыта вычисл ли коэффициент диспергировани Кд М/МС.
В табл.2 приведены примеры использо-. вани предложенного состава в качестве бурового раствора. Различные варианты рецептур состава разбавл ли водой до достижени концентрации реагента-стабилизатора 0,5%. Анализ технологических свойств растворов показывает, что дл известного и предложенного технических решений они, кроме эффективной в зкости 7/Эф, наход тс в cpnoctaBHMbix пределах (измер ли условную в зкость - УВ, водоотдачу - В, статическое напр жение сдвига - CHCi/ю). Плотность исследованных растворов составл ла 1095 кг/м а показатель концентрации ионов водорода находилс в пределах рН 7,8 - 8,1.
Эффективна в зкость /Эф.-предложенных растворов (табл.2, М 2, 3, 4), изме- ренна при градиенте скорости 3000 с-1, меньше таковой у известного раствора ( 7), что предопредел ет и меньшие энергетические затраты на циркул цию раствора.
Предложенные растворы превосход т известный по диспергирующей способности . При этом, если не придерживатьс требуемого пор дка ввода ингредиентов, то .Кд. 0,49. В аналогичной по составу рецептуре № 3, приготовленной предложенным способом, Кд 0,58. Таким образом, при не соблюдении указанной последовательности ввода ингредиентов цель изобретени в частности снижение диспергирующей спо- собности.не достигаетс .
Предложенный состав можно использовать при различных технологических операци х в бурении, например, в качестве тампона при изол ции.зон поглощени или буферной жидкости. Пригодность состава дл этих целей можно оценить на качественном уровне по его эффективной в зкости 7/эф при градиенте скорости 100 .
Из данных табл.1 следует, что эффективна в зкость предложенного состава во всем диапазоне концентраций ингредиентов , в том числен дл запредельных концентраций ингредиентов, выше чем у известного (табл.1, ЬЬ 7). Это обусловлено среди прочих причин еще и тем, что сравни- ваемые составы (известный и предложенный ) существенно разн тс -по количеству реагента-стабилизатора и глины. Однако простое увеличение содержани ингредиентов (табл.1, № 6), не обеспечивает дости- жеии поставленной цели. В предложенном составе в пределах за вленных концентраций ингредиентов имеет место резкое увеличение в зкостных свойств (№ 2, 3, 4) по сравнению с запредельными концентрации ми (N 1, 5). Следовательно, эффект резкого повышени в зкостных свойств состава имеет место только при совокупности признаков , отраженных в формуле изобретени . Аналогичный вывод следует и из сопоставлени диспергирующей способности исследованных составов. Предложенный состав (табл.1, № 2, 3, 4) благодар низкой диспергирующей способности (Кд 0,92-0,96), в отличие от известного (Мг7) можно оставл ть при различных технологических операци х на длительное врем в зоне неустойчивых глинистых пород или пластов-коллекторов. Благодар этому его
можно использовать в качестве буровых растворов при бурении в неустойчивых отложени х . Нар ду с указанными выше преимуществами предложенный состав не оказывает разупрочн ющего вли ни на глинистые породы, обеспечивает сохранение коллекторских свойств пластов, обладает приемлемыми экологическими характеристиками.
Предложенный состав совместим со всеми использующимис в бурении реагентами различных классов (гуматы, фосфаты, лигносульфонаты, полисахариды, ПАВ и др.). В сочетании с известными реагентами в том числе и зарубежными, - понизител ми фильтрации, разжижител ми, ингибиторами гидратации глинистых минералов, тер- мостабилизирующими добавками, эмульгаторами, пеногасител ми, бактерицидами , ингибиторами коррозии, сероводо- родонейтрализующимии серово до родоп о тощающими добавками, флокул нтами, пенообразовател ми, коль- матантами, структурообразовател ми, ут - жител ми и др. могут быть получены полифункциональные составы дл бурени , заканчивать и ремонта скважин (в зко-упругие разделители, буферные жидкости, жидкости дл глушени и гидроразрыва скважин, жидкости затворени и др. дл обработки тампонажных растворов), а также дл добычи, транспорта и хранени углеводородов (борьба с отложени ми асфальто- смолистых и парафиновых отложений, гидравлический разрыв пласта, обработка призабойной зоны пласта, изол ци притока пластовых вод, подавление роста суль- фатвосстанавливающих бактерий и др., а также дл других отраслей промышленности ).
Фор мула изобретен и 1. Состав дл бурени скважин, включающий глину, органический реагент-стабилизатор на основе гидролизовэнного полиакрилонитрила, флотореагент Т-80 - отход производства синтетического каучука со стадии получени диоксана и воду, о т- л и ч а ю щ и и с тем, что, с целью улучшени технологического состава и расширени его функциональных возможностей при одновременном снижении диспергирующей способности, он содержит ингредиенты при следующем их соотношении , мае. %:
Глина 16,4-18,8 Органический реагент-стабилизатор на основе гмдроли- зованного полиакрилонитрила Флотореагент Т-80 - отход производства синтетического каучука со стадии получени диок- сана Вода
воду глины, органического реагента-стабилизатора на основе гидролизованного поли- акрилонитрила и флотореагента Т-80, отличающийс тем, что перед введением глины в воде последовательно раствор ют флотореагент Т-80 и органический реагент- стабилизатор на основе гидролизованного полиакрилонитрила.
2. Способ приготовлени состава дл бурени скважин, включающий введение в
Рецептуры исследованных составов
Использование предложенного состава в качестве бурого раствора
Таблица 1
Таблица 2
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904918369A RU1788962C (ru) | 1990-12-06 | 1990-12-06 | Состав дл бурени скважин и способ его приготовлени |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904918369A RU1788962C (ru) | 1990-12-06 | 1990-12-06 | Состав дл бурени скважин и способ его приготовлени |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1788962C true RU1788962C (ru) | 1993-01-15 |
Family
ID=21564577
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904918369A RU1788962C (ru) | 1990-12-06 | 1990-12-06 | Состав дл бурени скважин и способ его приготовлени |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1788962C (ru) |
-
1990
- 1990-12-06 RU SU904918369A patent/RU1788962C/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Булатов А.И. и др. Изол ционные работы при проводке скважин в услови х поглощени бурового раствора. Сер. Бурение М.. ВНИИОЭНГ, 1983, вып. 1.1/50, с.37. Авторское свидетельство СССР № 1305168,кл. С 09 К 7/02, 1985. Авторское свидетельство СССР № 1263704,кл. С 09 К 7/02, 1985, * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9884985B2 (en) | Cement oil-based mud spacer formulation | |
US5372641A (en) | Cement slurries for wells | |
US6022833A (en) | Multicomponent mixtures for use in geological exploration | |
EP1438367B1 (en) | Additive for oil-based drilling fluids | |
US2797196A (en) | Oil base drilling fluid | |
DE60015282T2 (de) | Öl- und Invertöl-Emulsions-Bohrfluide mit verbesserten Antiabsetzeigenschaften | |
US5382290A (en) | Conversion of oil-base mud to oil mud-cement | |
US4534870A (en) | Crosslinker composition for high temperature hydraulic fracturing fluids | |
EP0254412B1 (en) | Low toxicity oil composition and use thereof in drilling fluids | |
EP1877511B1 (en) | Method of using drilling fluids containing biodegradable organophilic clay | |
EP1856225B1 (en) | Drilling fluids containing biodegradable organophilic clay | |
US4659486A (en) | Use of certain materials as thinners in oil-based drilling fluids | |
DE69924050T2 (de) | Invertemulsionen für Bohr- und Behandlungsflüssigkeiten | |
IE63931B1 (en) | Drilling fluids | |
CN109971441B (zh) | 一种双连续相微乳液、其制备方法以及含有该微乳液的钻井液及其制备方法 | |
US4889645A (en) | Substituted-ammonium humate fluid loss control agents for oil-based drilling muds | |
WO2014001192A1 (en) | Rheology modifier for drilling and well treatment fluids | |
USH935H (en) | Compositions for oil-base drilling fluids | |
US3726796A (en) | Drilling fluid and method | |
AU732612B2 (en) | Improved multicomponent mixtures for use in geological exploration | |
US2793188A (en) | External oil phase drilling fluid emulsions | |
RU1788962C (ru) | Состав дл бурени скважин и способ его приготовлени | |
US2667457A (en) | Method for producing gels | |
US2793189A (en) | Drilling fluids and emulsifiers therefor | |
US7781379B2 (en) | Drilling fluids containing biodegradable organophilic clay treated with an amide-containing quaternary ammonium surfactant |