RU2541664C1 - Non-dispersing mud - Google Patents
Non-dispersing mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2541664C1 RU2541664C1 RU2013146563/03A RU2013146563A RU2541664C1 RU 2541664 C1 RU2541664 C1 RU 2541664C1 RU 2013146563/03 A RU2013146563/03 A RU 2013146563/03A RU 2013146563 A RU2013146563 A RU 2013146563A RU 2541664 C1 RU2541664 C1 RU 2541664C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- biosol
- vpk
- bioxan
- water
- clay
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.The invention relates to water-based drilling fluids and can find application in the drilling of oil and gas wells, mainly in the drilling of unstable clay rocks.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является буровой раствор, включающий глинопорошок 5-8 масс.%, ингибитор глин и понизитель фильтрации раствора ВПК-402 7-15 масс.% и воду (патент RU 2492208 С2, 10.09.2013). Недостатками известного состава являются низкие ингибирующие свойства раствора и большое количество реагента ВПК-402.The closest technical solution to the proposed one is drilling mud, including clay powder 5-8 wt.%, Clay inhibitor and a decrease in filtration solution VPK-402 7-15 wt.% And water (patent RU 2492208 C2, 09/10/2013). The disadvantages of the known composition are the low inhibitory properties of the solution and a large amount of VPK-402 reagent.
Технический результат, на достижение которого направлено данное изобретение, заключается в устранении указанных недостатков, а именно состоит в повышении ингибирующих свойств раствора и снижении расхода ВПК-402.The technical result to which this invention is directed is to eliminate these drawbacks, namely, to increase the inhibitory properties of the solution and reduce the consumption of VPK-402.
Данный технический результат достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок ПБМВ и полиэлектролит ВПК-402, дополнительно содержится структурообразователь и понизитель фильтрации биополимер «Биоксан» и ингибитор набухания глин ингибирующая композиция «Биосол» при следующем соотношении компонентов, масс.%:This technical result is achieved due to the fact that in the drilling fluid, including water, PBMV clay powder and VPK-402 polyelectrolyte, the structure-forming agent and the filtration reducer Bioksan biopolymer and the clay swelling inhibitor, the Biosol inhibiting composition in the following ratio of components, masses are additionally contained. %:
В составе раствора применяется глинистый раствор из глинопорошка марки ПБМВ и полиэлектролит ВПК-402, который представляет собой высокомолекулярный катионный полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийхлорида, который, в свою очередь, изготавливается из аллилхлорида и диметиламина нагреванием в щелочной среде. Структурная формула ВПК-402 представлена из повторяющихся мономерных звеньев.The solution contains a clay solution made of PBMV clay powder and VPK-402 polyelectrolyte, which is a high molecular weight cationic polymer with a linear cyclic structure, obtained by radical polymerization of dimethyl diallylammonium chloride monomer, which, in turn, is made from allyl chloride and dimethylamine by heating in an alkaline medium. The structural formula of VPK-402 is presented from repeating monomer units.
Полиэлектролит ВПК-402 выпускается в виде однородной по консистенции жидкости без посторонних включений от бесцветного до желтого цвета. Молекулярная масса полимера составляет примерно 3*105. В товарном продукте молекулярная масса ВПК-402 может изменяться в пределах от 104 до 106.VPK-402 polyelectrolyte is available in the form of a liquid with a uniform consistency without extraneous inclusions from colorless to yellow. The molecular weight of the polymer is approximately 3 * 10 5 . In a marketable product, the molecular weight of VPK-402 can vary from 10 4 to 10 6 .
Композиция «Биосол» представляет собой водорастворимый макромолекулярный комплекс с модифицирующими добавками, обеспечивающий ингибирование набухания глинистых минералов и сохранение устойчивости стенок скважины, сложенных неустойчивыми гигроскопичными глинистыми породами. Ингибирующий эффект «Биосола» связан с наличием в его составе «суперполярных» соединений, вытесняющих воду с поверхности глинистых минералов и создающих на стенках скважины водонепроницаемый адсорбционный слой.The composition "Biosol" is a water-soluble macromolecular complex with modifying additives, providing inhibition of the swelling of clay minerals and maintaining the stability of the walls of the well, composed of unstable hygroscopic clay rocks. The inhibitory effect of “Biosol” is associated with the presence of “superpolar” compounds in its composition, displacing water from the surface of clay minerals and creating a waterproof adsorption layer on the walls of the well.
Композиция «Биосол» представляет собой жидкость темно-коричневого или черного цвета с нейтральным рН, хорошо растворимую в воде и ограниченно совместимую со спиртом. В зависимости от предъявляемых требований «Биосол» может иметь температуру застывания: -5°C (марка А, высоковязкая) и -15±3°C (марка Б, низковязкая), выпускается в соответствии с ТУ 2458-013-89779157-2010.The composition "Biosol" is a dark brown or black liquid with a neutral pH, readily soluble in water and partially compatible with alcohol. Depending on the requirements, Biosol can have a pour point: -5 ° C (grade A, high viscosity) and -15 ± 3 ° C (grade B, low viscosity), is produced in accordance with TU 2458-013-89779157-2010.
В составе бурового раствора используется биополимер «Биоксан», выпускаемый по ТУ 2458-025-97457491-2010.As part of the drilling fluid, Bioxan biopolymer is used, manufactured according to TU 2458-025-97457491-2010.
Изобретение поясняется табл.1-2 и приведенными на чертеже фотографиями, иллюстрирующими ингибирующие свойства предлагаемого бурового раствора по изменению состояния образцов глин до и после выдержки в испытуемых средах. На фотографиях можно наблюдать изменения состояния образцов глин при взаимодействии с различными растворами при выдержке в течение 4 сут: 6% гл.+7% ВПК-402, (фото а); 1,5% гл. +1,5% ВПК-402+15% «Биосол», (фото б); 3% гл.+3.5% ВПК-402+30% «Биосол» +0,05% «Биоксан», (фото в); 3% гл.+3,5% ВПК-402+30% «Биосол» +0,1% «Биоксан» (фото г).The invention is illustrated in table 1-2 and the photographs shown in the drawing, illustrating the inhibitory properties of the proposed drilling fluid to change the state of clay samples before and after exposure in the test medium. In the photographs, one can observe changes in the state of clay samples during interaction with various solutions during exposure for 4 days: 6% hl + 7% VPK-402, (photo a); 1.5% hl + 1.5% VPK-402 + 15% "Biosol", (photo b); 3% gl. + 3.5% VPK-402 + 30% "Biosol" + 0.05% "Bioxan", (photo c); 3% gl. + 3.5% VPK-402 + 30% "Biosol" + 0.1% "Bioxan" (photo g).
В табл.1 приведены результаты исследований по влиянию «Биосола» на технологические показатели предлагаемого бурового раствора. Из приведенных в табл.1 результатов экспериментов видно, что уменьшение содержания глинопорошка менее 1,5%, биополимера «Биоксана» менее 0,05% и «Биосола» ниже 20% приводит к ухудшению показателей раствора (п.3).Table 1 shows the results of studies on the impact of "Biosol" on the technological parameters of the proposed drilling fluid. From the results of the experiments shown in Table 1, it can be seen that a decrease in the content of clay powder is less than 1.5%, Bioxan biopolymer less than 0.05%, and Biosol below 20% leads to a deterioration in the performance of the solution (Clause 3).
Табл.2 отражает результаты исследований ингибирующих свойств раствора. Из табл.2 следует, что при содержании «Биосола» ниже 20% ингибирующие свойства раствора ухудшаются (табл.2, п.1), а именно увеличивается проникновение воды до 10 г, отсюда минимально допустимое содержание «Биосола» составляет 20%. Увеличение содержания «Биосола» более 50% и биополимера «Биоксана» более 15% неэффективно, так как приводит к перерасходу «Биосола» и росту пластической вязкости (табл.1, п.8) при незначительном повышении ингибирующих свойств раствора (табл.2, п.5). Оптимальная концентрация «Биосола» в растворе для достижения высоких ингибирующих свойств составляет 20-50% (табл.2, п.п.2-4), при которых проникновение воды снижается от 3,45 г до 0,72 г.Table 2 reflects the results of studies of the inhibitory properties of the solution. From table 2 it follows that when the content of "Biosol" below 20%, the inhibitory properties of the solution deteriorate (table 2, p. 1), namely, the penetration of water increases to 10 g, hence the minimum acceptable content of "Biosol" is 20%. An increase in the content of “Biosol” over 50% and the biopolymer “Bioxan” over 15% is inefficient, as it leads to an overrun of “Biosol” and an increase in plastic viscosity (Table 1, Clause 8) with a slight increase in the inhibitory properties of the solution (Table 2, item 5). The optimal concentration of “Biosol” in the solution to achieve high inhibitory properties is 20-50% (Table 2, items 2-4), in which the penetration of water decreases from 3.45 g to 0.72 g.
Таким образом, из табл.2, видно, что использование ВПК-402, биополимера и «Биосола» в указанных количествах позволяют улучшить ингибирующие свойства раствора. Приготовление предлагаемого бурового раствора целесообразно осуществлять следующим образом. Сначала надо перемешать воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию следует добавить полиэлектролит ВПК-402, после чего «Биосол» и биополимер «Биоксан».Thus, from table 2, it is seen that the use of VPK-402, biopolymer and "Biosol" in the indicated amounts can improve the inhibitory properties of the solution. The preparation of the proposed drilling fluid, it is advisable to carry out as follows. First you need to mix the water with the clay powder before it dissolves, then the VPK-402 polyelectrolyte should be added to the clay suspension, followed by the “Biosol” and the “Bioxan” biopolymer.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013146563/03A RU2541664C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Non-dispersing mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013146563/03A RU2541664C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Non-dispersing mud |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2541664C1 true RU2541664C1 (en) | 2015-02-20 |
Family
ID=53288736
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013146563/03A RU2541664C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Non-dispersing mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2541664C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2591858C1 (en) * | 2015-06-24 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Composition for preservation of stability of well walls (versions) |
RU2742433C1 (en) * | 2020-04-21 | 2021-02-05 | Ирина Амировна Четвертнева | Composition for clay-free biopolymer drilling muds |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1129215A1 (en) * | 1983-02-28 | 1984-12-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Drilling mud |
SU1640139A1 (en) * | 1988-10-24 | 1991-04-07 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Method of preparing drilling mud |
SU1758065A1 (en) * | 1990-04-17 | 1992-08-30 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Water-base drilling mud |
RU2148702C1 (en) * | 1996-05-28 | 2000-05-10 | Малое внедренческое предприятие "Экобур" | Method for drilling unstable clayey depositions in bore-hole |
RU2309970C1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Low-density drilling mud (versions) |
-
2013
- 2013-10-18 RU RU2013146563/03A patent/RU2541664C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1129215A1 (en) * | 1983-02-28 | 1984-12-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Drilling mud |
SU1640139A1 (en) * | 1988-10-24 | 1991-04-07 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Method of preparing drilling mud |
SU1758065A1 (en) * | 1990-04-17 | 1992-08-30 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Water-base drilling mud |
RU2148702C1 (en) * | 1996-05-28 | 2000-05-10 | Малое внедренческое предприятие "Экобур" | Method for drilling unstable clayey depositions in bore-hole |
RU2309970C1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Low-density drilling mud (versions) |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ВЕРТЮГОВ А. и др. Промышленное внедрение бентонитового порошка производства НПК "Бентонит" на площадях ОАО "Сибнефть ННГ", Бурение и нефть, 2004, N 6, с. 24-28. Ингибиторы солеотложений серии БИОСОЛ. [Найдено 2014-10-14]. Найдено в Интернет: <;URL: http://www.senamservice.ru>; , последнее изменение сайта 10.04.2013 * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2591858C1 (en) * | 2015-06-24 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Composition for preservation of stability of well walls (versions) |
RU2742433C1 (en) * | 2020-04-21 | 2021-02-05 | Ирина Амировна Четвертнева | Composition for clay-free biopolymer drilling muds |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2492208C2 (en) | Cation-inhibiting drilling mud | |
RU2567579C1 (en) | Drilling mud | |
RU2468057C2 (en) | Inhibiting drill fluid | |
RU2602262C1 (en) | Heat-resistant cationic drilling mud | |
RU2541664C1 (en) | Non-dispersing mud | |
RU2017111043A (en) | IMPROVED HYDRATION OF ASSOCIATIVE POLYMERS | |
WO2015052644A1 (en) | Reusable high performance water based drilling fluids | |
RU2309970C1 (en) | Low-density drilling mud (versions) | |
RU2445336C1 (en) | Drilling fluid on synthetic basis | |
RU2533478C1 (en) | Cation-inhibiting drilling mud | |
Mangels et al. | Relation of concentration to action of gelatinizing agents on starch1 | |
CA2684230A1 (en) | Water flooding method for secondary hydrocarbon recovery | |
RU2483094C2 (en) | Sand-carrying fluid for hydraulic fracturing of formation | |
RU2614839C1 (en) | Cationic drilling fluid with enhanced both inhibits and studs properties | |
RU2567580C1 (en) | Cation-inhibiting drilling mud | |
RU2614838C1 (en) | Cationic drilling mud | |
RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
RU2605109C1 (en) | Inhibiting drilling mud | |
RU2263701C2 (en) | Hydrocarbon-based drilling fluid | |
RU2760115C1 (en) | Hydraulic fracturing fluid based on a synthetic gelatinising agent and highly mineralised water, method for preparation thereof, and method for treatment of the formation using said fluid | |
RU2526039C1 (en) | Well water production isolation composition | |
RU2410406C1 (en) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof | |
RU2605217C1 (en) | Drilling fluid (versions) | |
RU2591284C1 (en) | Drilling mud for drilling in clay deposits | |
RU2505577C1 (en) | Method for make-up of reversive-inverted drilling fluid by phase inversion |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20201120 |