RU1828870C - Буровой раствор - Google Patents
Буровой растворInfo
- Publication number
- RU1828870C RU1828870C SU904801465A SU4801465A RU1828870C RU 1828870 C RU1828870 C RU 1828870C SU 904801465 A SU904801465 A SU 904801465A SU 4801465 A SU4801465 A SU 4801465A RU 1828870 C RU1828870 C RU 1828870C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- production
- water
- isobutylene
- formaldehyde
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Использование: бурение нефт ных и газовых скважин. Сущность: буровой раствор содержит, мае. % глина 0,5-4.0; хлорид магни 18,0-32,0, побочный продукт производства диметилдиоксана при получении изопрена изобутилена и формальдегида 12,0-38,0, феррохромлигносульфонат 2,0- 6,0, кожевенную пыль 1,5-6,0, вода-остальное . 2 табл.
Description
Изобретение относитс к области бурени скважин, а именно к буровым растворам , используемым дл их промывки.
Целью изобретени вл етс улучшение кинетики фильтрации раствора при одновременном снижении коррозионной активности и повышении прокачиваемости раствора, он дополнительно содержит кожевенную пыль, в качестве щелочного компонента - побочный продукт производства диметилдиоксана при получении изопрена из изобутилена и формальдегида, а в качестве лигносульфоната - феррохромлигносульфонат , при следующем соотношении компонентов, мае. %:
Глина0,5-4,0
Хлорид магни 18.0-32.0
Побочный продукт производства диметилдиоксана при получении изопрена из изобутилена и формальдегида12,0-38,0
Феррохромлигносульфонат2 ,0-6,0
Кожевенна пыль1,5-6,0
ВодаОстальное
Приготавливают раствор в следующей последовательности. Расчетное количество воды, необходимое дл приготовлени раствора разливают поровну в две емкости В первую емкость ввод т потребное количество глины. Полученную суспензию обрабатывают ФХЛС. Во второй емкости раствор ют хлорид магни , ввод т последовательно ко- жевекную пыль и Т-80. После перемешивани до однородного состо ни содержимое двух емкостей сливают в одну. После перемешивани раствор пригоден дл использовани .
П р и м е р . В две емкости заливают по 240 см3 воды. В первую емкость засыпают 20 г глинопорошка, перемешивают и после получени однородной суспензии ввод т 40 г ФХЛС.
Во второй емкости раствор ют 250 г MgCl2 и ввод т в раствор при перемешивании 30 г кожевенной пыли. В полученную суспензию доливают 240 г Т-80 и продолжи
(Л
С
со
,К 00 00
XI о
ют ее перемешивание в течение 46 мин. Затем содержимое обеих емкостей сливают и перемешивают до однородного состо ни .
В соответствии с изложенным примером были приготовлены различные рецептуры раствора отличающегос соотношением ингредиентов, состав которых приведен в табл.1.
В соответствии с поставленной целью по известной методике определ ли начальную фильтрацию Фо и стандартную Ф фильтрацию раствора. При равных значени х Ф лучшим вл етс раствор, кинетика фильтрации которого характеризуетс более высоким значением Фо поскольку в этом случае создаютс услови дл повышени буримости пород.
Прокачиваемость вл етс интегральной характеристикой раствора и определ етс совокупностью его структурно-механических и реологических свойств. В качестве количественной характеристики прокачиваемости использовали давление, развиваемое насосом при вознобновлении циркул ции через модель скважины засолоненной исследуемым раствором, Модель скважины представл ет собой две концентрично расположенных трубы , установленные вертикально. Нижний конец верхней трубы заглушен. Раствор через верхний конец внутренней трубы закачиваетс и выходит по межтрубному пространству . Методика измерени состо ла в следующем. Раствор прокачивали через модель скважины в течение трех минут. Затем прекращали циркул цию и спуст 30 минут при ее возобновлении фиксировали максимальную величину давлени , развиваемого насосом в момент пуска Рп. Дл сопоставлени растворов использовали коэффициент прокачиваемости, представл ющий собой отношение давлени прокачивани дл исследуемого раствора Рпр. к давлению прокачивани воды Рпр.:
Кп Рпр/РпвЧем выше Кп, тем хуже прокачивае- мость раствора. Из сопоставлени результатов (табл. 2} исследовани предложенного и известного растворов (состав, мае. %: насыщенный раствор MgCb, глина4, каустическа сода 0,5, крахмал 2, ССБ 10) следует,
что кинетика фильтрации последнего характеризуетс низкими значени ми начальной фильтрации. (38 % от стандартной).
У предложенного раствора (опыты 2, 3, 4) значени Фо составл ют 47-58 % от стандартной . Коэффициент прокачиваемости дл данного раствора находитс в пределах 1,08-1,26, что ниже, чем у известного (Кп 1,32).
Дл составов с соотношением ингредиентов , отличающимс от указанного в формуле изобретени (табл. 1, 1, 5) целью изобретени не достигаетс . Раствор 1, несмотр на низкий коэффициент прокачивае- мости, имеет Фо 3,6 см°, что составл ет 36 % от стандартной и ниже чем у известного раствора. Состав 5 при низкой прокачиваемости (Кп 1,34) обладает и низкой начальной фильтрацией (Фо 1,6 см3), составл ющей 23 % от стандартной.
Указанные достоинства раствора пред- определ ют возможность его использова- уи в промысловой практике с целью повышени эффективности процесса буре- ки .
Claims (1)
- Формула изобретениБуровой раствор, содержащий глину, хлорид магни , щелочной компонент, лигно- сульфонат и воду, отличающийс тем, что, с целью улучшени кинетики фильтрации при одновременном снижении коррози- онной активности и повышени прокачиваемости раствора, он дополнительно содержит кожевенную пыль, в каче- стве щелочного компонента - побочный продукт производства диметилдиоксана при получении изопрена из изобутилена и формальдегида, а в качестве лигносульфо- ната - феррохромлигносульфонат при сле- дующем соотношении, мае. %:Глина0,5-4,0Хлорит магни 18,0-32,0Побочный продуктпроизводства диметил- диоксана при полученииизопрена из изобутиленаи формальдегида12,0-38,0Феррохромлигносульфонат2 ,0-6,0 Кожевенна пыль1,6-6,0ВодаОстальноеТаблица 1MgCi-fТе18 2-4 32 34Таблица 2
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904801465A RU1828870C (ru) | 1990-01-12 | 1990-01-12 | Буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904801465A RU1828870C (ru) | 1990-01-12 | 1990-01-12 | Буровой раствор |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1828870C true RU1828870C (ru) | 1993-07-23 |
Family
ID=21501453
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904801465A RU1828870C (ru) | 1990-01-12 | 1990-01-12 | Буровой раствор |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1828870C (ru) |
-
1990
- 1990-01-12 RU SU904801465A patent/RU1828870C/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 1325059. кл. С 09 К 7/02, 1985. Р занов Я.А. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1974, с. 35. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6405801B1 (en) | Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods | |
US6182758B1 (en) | Dispersant and fluid loss control additives for well cements, well cement compositions and methods | |
CA2413694C (en) | Methods and compositions for sealing subterranean zones | |
US2775557A (en) | Drilling muds containing acrylic acidacrylamide copolymer salts | |
US7576040B2 (en) | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives | |
NO854022L (no) | Langsomt herdende sementblandinger og anvendelse derav. | |
NO324383B1 (no) | Kopolymerer som sementeringshjelpemidler, fremgangsmate for sementering av dybdeboringer og anvendelse av kopolymerene i vannbaserte borevaesker | |
US7523784B2 (en) | Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations | |
CA2183489A1 (en) | Method and composition for controlling the set time of cement | |
JPS59138694A (ja) | 水損失を減少させるための共重合体を含有する深井戸せん孔用セメントスラリ− | |
US6417142B1 (en) | Defoaming methods and compositions | |
US20080220994A1 (en) | Defoaming Methods and Compositions | |
US7308938B1 (en) | Defoaming methods and compositions | |
NO894840L (no) | Tilsetningsmiddel for broennbehandlingsfluider. | |
US6085840A (en) | Method for control of liquid loss and gas migration in well cementing | |
RU1828870C (ru) | Буровой раствор | |
EP2102304B1 (en) | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives and methods of using them | |
US3087923A (en) | Drilling fluid composition and process | |
US3956142A (en) | Noncorroding water base drilling fluids and additive system for making | |
US4209409A (en) | Drilling fluid additives | |
US5043468A (en) | Process for delaying the gelling of unsaturated monomers, delayed-gelling compositions containing the monomers and application of the compositions to the treatment of subterranean formations | |
SU1433963A1 (ru) | Реагент дл обработки глинистого бурового раствора на водной основе АСН-1 | |
SU968049A1 (ru) | Способ получени реагента | |
RU2136715C1 (ru) | Способ обработки глинистого раствора комбинированным реагентом | |
US3003956A (en) | Method of converting an aqueous drilling fluid to a packer fluid |