SU1467076A1 - Полимерный буровой раствор - Google Patents
Полимерный буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- SU1467076A1 SU1467076A1 SU874249530A SU4249530A SU1467076A1 SU 1467076 A1 SU1467076 A1 SU 1467076A1 SU 874249530 A SU874249530 A SU 874249530A SU 4249530 A SU4249530 A SU 4249530A SU 1467076 A1 SU1467076 A1 SU 1467076A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- viscosity
- hours
- ammonium oxalate
- solution
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относитЬ к бурению ; скважин в геолого-разведочной отрасли и нефт ной пром-сти и предназначено дл их про1№1Бки. Цель - улучшение технологических свойств раствора за счет снижени его в зкости при 45- 90 С. Раствор содержит следук цие ингредиенты , мас.%: полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 0,5- 1,9 мас.% 0,14-0,20; бихромат щелочного металла 0,14-0,20; гипосульфит натри О,11-0,15; оксалат аммони 0,001-0,010, вода остальное. Раствор готов т путем постепенного растворени в воде вход щих в раствор ингредиентов . Использование раствора обеспечивает сокращение затрат времени и средств на борьбу с осложнени ми, св занными с прихватами бурильной ко- с лонны или потерей буровым раствором технологических свойств. 1 табЛо (Л
Description
1
Изобретение относитс -к области бурени скважин в геолого-разведоч- ной отрасли и нефт ной промышленности и предназначено дл их промывки.
Цель изобретени - улучшение технологических свойств полимерного бурового раствора за счет снижени его в зкости при .:
Полимерный буровой раствор, включающий полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 0,5-1,9%, бихро- мат щелочного металла, гипосульфит натри и воду, дополнительно содержит оксалат аммони при следукицих соотношени х ингредиентов, мас.%:
Полиакриламид (ПАА)
с содержанием карбоксильных групп
0,5-1,9 мас.% 0,14-0,20
Бихромат щелочного металла0,14-0,20
Гипосульфит натри 0 ,11-0,15 Оксалат аммони 0,001-0,010 Вода Остальное В таблице приведены данные, ил- люстрируницие зависимость в зкости буровых растворов от количественного соотношени его ингредиентов и температуры .
Пример 1. В 900 г воды последовательно раствор ют 1,4 г IMA с молекул рной массой З-Ш и содержанием карбоксильных групп 0,5%, 1,4 г бихромата кали , 1,1 г гипосульфита натри , 0,01 г оксалата аммони , а затем доливают воду до массы 1000 г. Полученный буровой ра4iib Од О О
створ имеет состав, мас.%: ПАА 0,14; бихромат кали 0,14 гипосульфит натри 0,11; оксалат 0,001j вода остальное. Он имеет плотность 1010 кг/м, в зкость 19 с, водоотдас: через 1 ч 23; через 2 ч 30; через 4 ч 45; через 6 ч 130.
Пример 4. В 900 г воды последовательно раствор ют 2 г ПАА с молекул рной массой 610 и содержанием
чу 9 см , статическое напр жение сдвига О, суточный отстой 10, После прогрева при 45 С в зкость бурового раствора составл ет, с; через 1 ч 19ii;4epe3 2ч 19; через 4 ч 27, через 8 ч 60; при 70°С,с;через 1 ч 19; через 2 ч 20, через 4ч 35,; через 6 ч 60; при 90 с,с: через 1 ч 19, через 2 ч 25, через , 4 ч 35, через 6 ч 60.
Пример 2. В 900 г воды по- следовательно, раствор ют1,7 г ПАА с молекул рной Maccoif 6 -10 и содержанием карбоксильных групп 1,2%, 1,7 г бихромата натри 1,3,г гипосульфита натри , 0,05 г оксалата аммони , а затем доливают воду до массы 1000 г. Полученный буровой раствор имеет состав, мас.%: ПАА 0,17; бихромат натри ,0,17; гипосульфит натри 0,13; оксалат аммони 0,005; вода остальное. Он имеет плотность 1010 кг/м , в зкость 21.с, водоотдачу
см
статическое напр жение
сдвига О, суточный отстой 0. После прогрева при 45°С в зкость бурового раствора составл ет, с: через 1 ч 21, через 2 ч 22, через ,4 ч 32, через 8 ч 95; при 70 с, с: через 1 ч 21, через 2 ч 22; через 4 ч 35, через 6 ч 90; при 90°G, с: через 1 ч 21, через 2 ч 27, через 4 ч 37, через 6 ч 98.
Пример З.В 900 г воды последовательно -раствор ют 2 г ПАА с молекул рной массой 610 и содержанаем карбоксильных групп 1,9%, 2 г бихромата кали ; 1,5 г гипосульфита натри ; 0,1 г оксалата аммони , а затем доливают воду до массы 1000 г. Полученный буровой раствор имеет состав, мас.%: ПАА 0,2; бихромат кали 0,2 гипосульфит натри О,13 оксалат аммони 0,01; вода остальное Он имеет плотность 1010 кг/м , в зкость 23 с, водоотдачу 8 см, статическое напр жение сдвига О, суточный отстой О, После прогрева при 45 С в зкость бурового раствора составл ет, с: через 1 ч 23, через 2 ч 23; через 4 ч 33; через 8 ч 120; при 70 с, с: через 1 ч 23 с; через 2 ч 28; через 4 ч 40 с; через 6 ч 125; при 90 С5
карбоксильных групп 1,9%, 2 г бихромата натри , 1,5 г гипосульфита натри , 0,01 г оксалата аммони , а затем доливают воду до массы 1000 г. Полученньй буровой раствор имеет состав мас.%: ПАА 0,2; бихромат натри 0,2{ гипосульфит натри 0,15; оксалат аммони 0,001} вода .остальное. Он имеет плотность 1010 кг/м , в зкость 23 с, водоотдачу 8 см, статическое .напр жение сдвига О, суточный отстой 0. После прогрева при 45 С в зкость бурового раствора составл
ет , с: через 1 ч 23; через 2ч 38;
через 4 ч 45; через 8 ч 130; при , с: через 1 ч 23; через 2 ч 45; через 4 ч 60; через 6 ч 135; при 90 С с: через 1 ч 23; через 2 ч 45, через 4 ч 138.
Пример 5. В 900 г воды следовательно раствор ют 2 г ПАА с молекул рной массой и содержанием карбоксильных групп 1,9%, 2 г бихромата кали , 1,5 г гипосульфита натри , 0,12 г оксалата аммони , а затем доливают воду до массы 1000 г. Полученный буровой раствор имеет состав , мас.%: ПАА 0,2; бихромат кали 0,2; гипосульфит натри 0,15; оксалат аммони 0,012,- вода остальное. Он имеет плотность 1010 кг/м, в зкость 23 с, водоотдачу 8 см, статическое напр й ение сдвига О, суточный отстой О. После прогрева при 45, 70 и 90°С в течение 8 ч в зкость бурового раствора не измен етс и составл ет 23 с.
Пример 6.В 900 г воды последовательно раствор ют-1,4 г ПАА с
молекул рной массой 6-10 и содержанием карбоксильных групп 1,9% 1,4 г бихромата кали , 1,1 г. гипосульфита натри , 0,005 г оксалата аммони , а затем доливают воду до массы 1000 г. Полученный буровой раствор имеет состав , мас.%: ПАА 0,14; бихромат кали 0,14, гипосульфит натри 0,11; оксалат аммони 0,0005; вода остальное . Он имеет плотность 1010 кг/м, в зкость 20 с, водоотдачу 9 см, ст атическое напр жение сдвига О, суточный Отстой 0. После прогрева при 45 С в зкость бурового раствора составл ет, с: через 30 мин 28; через
1 ч 65i при , с: через 30 мин 150; через 1 ч не течет .(образуетс пространственно сшитый гель)} при 90 С, с: через 30 мин 275i через 1 ч не течет (образуетс пространственно сшитый гель) ,
Пример 7.В 900 г воды последовательно раствор ют 1,4 ПАА с молекул рной массой 6-10 и содержанием карбоксильных групп 1,9%, 1,4 бихромата кали , 1,1 г гипосульфита натри , а затем доливают воду до масы 1000 г. Полученный буровой раствор имеет состав, мас.%: ПАА 0,14; бихромат кали 0,14; гипосульфит натри 0,11; вода остальное. Он имеет плотность 1010 кг/м, в зкость 20 с, водоотдачу 9 см, статическое напр жение сдвига О, суточный отсто О, После прогрева при в зкость бурового раствора составл ет, с: через 30 мин 30; через 1 ч 70; при , с: через 30 мин 165, через
1 ч не течет (образуетс пространст венно спитый гель), при 90°С, с: через 30 мин 290; через 1 ч не течет (образуетс пространственно сшитый гель).
Из анализа экспериментальных дан- 30 чающий полиакрнпамид с содержанием
ных следует, что при содержании, мас.%: ПАА 0,14-0,20, бихромат натри или кали 0,14-0,20, гипосульфит натри О,11-0,15 и оксалат аммони 0,001-0,01 в зкость бурового раствора составл ет 19-45 с через 1-4 ч при 45-90°С, что удовлетвор ет услови м хорошей промьшки ствола скважины ,- а при зтих же температурах через 6-8 ч прогрева - 60-130 с, что удовлетвор ет услови м закупоривани поглощающих каналов. При увеличении содержани оксалата аммони в пределах 0,001-0,01% интенсифицируетс снижение в зкости. Если, согласно примеру 4, в зкость составл ет 23- 45, с после прогрева в течение 1-2 ч при 45-90°С, через 4 ч 45-138 с, то по примеру 3 в течение 1-4 ч в з14670766
кость составл ет 23-45 с. Это свиде45-90°С .
тельствует о том, что благодар введению в буровой раствор оксалата аммони в зкость его снижаетс .
Увеличение содержани в буровом растворе оксалата аммони относительно 0,01% нецелесообразно, поскольку приводит к резкому снижению
в зкости, котора не измен етс в течение 8 ч прогрева, в св зи с чем он тер ет закупоривающие свойства. Уменьшение содержани оксалата аммони относительно 0,001% не приводит к необходимому снижению в зкости .
При использовании предлагаемого полимерного бурового раствора обеспечиваетс сокращение затрат времени
и. средств на борьбу с осложнени ми, св занными с прихватами бурильной колонны или потерей буровым раствором своих технологических свойств, вызванных высокой его в зкостью при
45-90°С.
Claims (1)
- Формула изобретени Полимерный буровой раствор, вклю505карбоксильных групп 0,5-1,9 мас.%, бихромат щелочного металла, гипосульфит натри и воду, отличающийс тем, что, с целью улучшени технологических свойств за счет снижени его в зкости при 45-90 С, он дополнительно содержит оксалат аммони при следующем соотношении ингредиентов , мас;%:. Полиакриламид с содержанием карбоксильных групп 0,5-1,9 мас.% Бихромат щелочного металла Гипосульфит натриОксалат аммони Вбдд0,14-0,20- 0,14-0,200,11-0,15,0,001-0,010Остальноеt01 0) 0)ЕИ кu о аз нto о о vo aго Nin О С vT r C
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874249530A SU1467076A1 (ru) | 1987-05-25 | 1987-05-25 | Полимерный буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874249530A SU1467076A1 (ru) | 1987-05-25 | 1987-05-25 | Полимерный буровой раствор |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1467076A1 true SU1467076A1 (ru) | 1989-03-23 |
Family
ID=21306054
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874249530A SU1467076A1 (ru) | 1987-05-25 | 1987-05-25 | Полимерный буровой раствор |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1467076A1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2005061652A1 (en) * | 2003-12-24 | 2005-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc | Method and composition for improving performance of aqueous and polymer based fluids at high temperatures |
RU2607564C1 (ru) * | 2012-12-12 | 2017-01-10 | Тойо Сейкан Груп Холдингс, Лтд. | Дисперсионная жидкость для бурения и способ добычи полезных ископаемых с помощью дисперсионной жидкости |
RU2654024C2 (ru) * | 2014-03-11 | 2018-05-15 | Тойо Сейкан Груп Холдингз, Лтд. | Помещаемое в воду формованное полимерное изделие |
-
1987
- 1987-05-25 SU SU874249530A patent/SU1467076A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент US № 4040484, Jen. 166-294, опублик. 1977. Патент US № 4076628 ,кл. 252-8.5. С опублик. 1978. Авторское свидетельство СССР № 1239140, кл. С 09 К 7/02, 1983. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2005061652A1 (en) * | 2003-12-24 | 2005-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc | Method and composition for improving performance of aqueous and polymer based fluids at high temperatures |
RU2607564C1 (ru) * | 2012-12-12 | 2017-01-10 | Тойо Сейкан Груп Холдингс, Лтд. | Дисперсионная жидкость для бурения и способ добычи полезных ископаемых с помощью дисперсионной жидкости |
RU2654024C2 (ru) * | 2014-03-11 | 2018-05-15 | Тойо Сейкан Груп Холдингз, Лтд. | Помещаемое в воду формованное полимерное изделие |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4142595A (en) | Shale stabilizing drilling fluid | |
US4292183A (en) | High-density fluid compositions | |
US5264470A (en) | Set retarding additives, cement compositions and methods | |
NO983242L (no) | Vandige borevµsker med °ket viskositet og h°y tetthet, og fremgangsmÕte for fremstilling av slike | |
EP0178574A3 (en) | Fluid loss additives for oil base muds and low fluid loss compositions thereof | |
US3492227A (en) | Drilling fluid | |
US5612293A (en) | Drill-in fluids and drilling methods | |
SU1467076A1 (ru) | Полимерный буровой раствор | |
US4385999A (en) | Sulfonated gilsonite drilling mud additive | |
EP0291182A2 (en) | Aminoalkylated polyacrylamide aldehyde gels, their preparation and use in oil recovery | |
US4607099A (en) | Stabilization of xanthan gum in aqueous solution | |
US2161245A (en) | Process of lowering sulphur viscosity and resulting nonviscous sulphur compound | |
US3177142A (en) | Drilling fluid | |
US2931772A (en) | Method for converting a drilling fluid into a well packer fluid | |
US4554080A (en) | Aqueous drilling fluids containing alkenyl succinic anhydrides | |
SU1364629A1 (ru) | Полимерный буровой раствор | |
SU1049515A1 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
US2973320A (en) | Drilling fluid | |
SU1460070A1 (ru) | Буровой раствор | |
SU1472476A1 (ru) | Способ получени известково-битумного раствора | |
US4572790A (en) | Lubrication additive for aqueous drilling fluids | |
SU1452834A1 (ru) | Безглиниста промывочна жидкость | |
SU1384594A1 (ru) | Реагент дл буровых растворов | |
SU883141A1 (ru) | Инвертный эмульсионный буровой раствор | |
SU1654546A1 (ru) | Способ изол ции трещиноватых и закарстованных поглощающих пластов |