SU1470758A1 - Drilling fluid composition - Google Patents
Drilling fluid composition Download PDFInfo
- Publication number
- SU1470758A1 SU1470758A1 SU874238667A SU4238667A SU1470758A1 SU 1470758 A1 SU1470758 A1 SU 1470758A1 SU 874238667 A SU874238667 A SU 874238667A SU 4238667 A SU4238667 A SU 4238667A SU 1470758 A1 SU1470758 A1 SU 1470758A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- resin
- starch
- sodium hydroxide
- increase
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к области бурени скважин в геологоразведочной отрасли и нефт ной промышленности. Цель изобретени - повышение эффективности разрушени и очистки забо скважин за счет снижени условной в зкости бурового раствора и увеличени мгновенной водоотдачи. Буровой раствор содержит следующие ингредиенты, мас.%: бентонит 2-5, крахмал 4-5, гидроксид натри 0,5-1,0, смола с содержанием метилольных групп 30-34% 6-10, вода остальное. В качестве смолы с содержанием метилольных групп 30-34% используетс карбамидна смола КС-11, представл юща собой в зкую жидкость с содержанием сухих веществ 62%. Дл приготовлени раствора в воде раствор ют гидроксид натри , крахмал и смолу. Затем полученный раствор смешивают с бентонитовой суспензией. Использование в составе раствора карбамидной смолы с содержанием метилольных групп 30-34% обеспечивает низкую условную емкость раствора и высокую мгновенную водоотдачу, что обусловливает повышение эффективности разрушени породы на забое скважины и его очистки от шлама. Использование раствора позвол ет уменьшить стоимость строительства скважин. 1 ил.,1 табл.This invention relates to the field of well drilling in the exploration and petroleum industries. The purpose of the invention is to increase the efficiency of destruction and clean-up of the wells by reducing the conditional viscosity of the drilling mud and increasing the instantaneous water loss. The drilling fluid contains the following ingredients, wt%: bentonite 2-5, starch 4-5, sodium hydroxide 0.5-1.0, resin containing methyl groups 30-34% 6-10, water the rest. The resin with a content of methyl groups of 30-34% is carbamide resin KS-11, which is a viscous liquid with a solids content of 62%. Sodium hydroxide, starch and gum are dissolved in water to prepare the solution. Then the resulting solution is mixed with a bentonite suspension. The use of a urea resin with a content of methylol groups of 30-34% in the solution provides a low conditional solution capacity and high instantaneous yield, which leads to an increase in the efficiency of rock destruction at the bottom of the well and its removal from sludge. The use of the solution reduces the cost of well construction. 1 ill., 1 tab.
Description
Изобретение относитс к области бурени скважин в геологоразведочной отрасли нефт ной промышленности и предназначено дл их промывки.The invention relates to the field of drilling wells in the exploration industry of the oil industry and is intended for flushing them.
Цель изобретени - повышение эффективности разрушени и очистки забо скважины за счет снижени условной в зкости бурового раствора и увеличени мгновенной водоотдачи.The purpose of the invention is to increase the efficiency of destruction and cleaning of the bottom hole by reducing the conditional viscosity of the drilling fluid and increasing instantaneous water loss.
Буровой раствор содержит, мае.%:Drilling fluid contains, in May.%:
Бентонит2-5Bentonite2-5
Крахмал4-5Starch4-5
Гидроксид натри Смола с содержанием метилольных групп 30-34%. ВодаSodium hydroxide Resin with a methylol content of 30-34%. Water
0,5-1,00.5-1.0
6-10 Остальное6-10 Else
сд sd
0000
В качестве карбамидной смолы с содержанием метилольных групп 30-34% используетс смола KC-I1, представл юща собой в зкую жидкость плотностью 1160 кг/м и в зкостью 15 с по ВЗ-1. Она содержит 62% сухих ве- ществ, 4% свободного формальдегидаAs a carbamide resin with a methylol group content of 30-34%, KC-I1 resin is used, which is a viscous liquid with a density of 1160 kg / m and a viscosity of 15 sec according to VZ-1. It contains 62% dry matter, 4% free formaldehyde
30-34% метилольных групп и имеет рН 8,5.30-34% of methylol groups and has a pH of 8.5.
Приготовление бурового раствора осуществл ют известным способом. Дл этого в одной части необходимой массы воды раствор ют расчетные количества гидроксида натри , крахмала и карбамидной смолы КС-П, а затемThe preparation of the drilling fluid is carried out in a known manner. For this purpose, the calculated amounts of sodium hydroxide, starch, and carbamide resin KS-P are dissolved in one part of the required mass of water, and then
U707584U707584
.ра РН-340, суточный отстой - с помощью мерного цилиндра объемом 100мл, недиспергирующие свойства - седимен- тационным анализом по оценке плотности функции) распределени частиц бентонита определенного размера.pp PH-340, daily sludge using a 100 ml measuring cylinder, nondispersive properties using a sedimentary analysis to estimate the density function of the distribution of particles of bentonite of a certain size.
Мгновенна водоотдача на приборе ВМ-6 определ етс по методике, вклюпо ученный раствор смешивают с бенто-0 чающей использование графическогоThe instantaneous yield on the VM-6 device is determined by the method, the included solution is mixed with a bento-0 using the graphic
нитовой суспензией, приготовленной из остальной массы воды и расчетного количества бентонита, не подвергнутого гидратированию и диспергированию .nitrous suspension prepared from the remaining mass of water and the estimated amount of bentonite, not subjected to hydration and dispersion.
П р и м е р 1. В .500 г воды раствор ют 5 г гидроксида натри , 40 г крахмала и 60 г смолы КС-11 с содержанием метилольных групп 30%, а в 375 г воды ввод т 20 г бентонита и перемешивают до получени однородной суспензии. Полученные крахмальный реагент и суспензию бентонита смешивают и перемешивают до получе- ни однородного раствора. Приготовленный буровой раствор имеет следующий состав, мас.%; бентонит 2| крахмал-4J гидроксид натри 0,5; КС-11 6; вода 87,5, Он характеризуетс следующими параметрами: П 1050 .УВ 43 cj.Bjo 4 см В 0,5 см ; сне ,/40 0/13 дПа; С„, 0; рН 9, г 1,0; Гд. 1,5;Example 1: 500 g of water is dissolved in 5 g of sodium hydroxide, 40 g of starch and 60 g of KS-11 resin with a methylol content of 30%, and in 375 g of water, 20 g of bentonite are added and mixed to obtaining a homogeneous suspension. The starch reagent obtained and the bentonite suspension are mixed and stirred until a homogeneous solution is obtained. Prepared drilling mud has the following composition, wt.%; bentonite 2 | starch 4J sodium hydroxide 0.5; KS-11 6; water is 87.5. It is characterized by the following parameters: П 1050. УВ 43 cj.Bjo 4 cm В 0.5 cm; sleep, / 40 0/13 dPa; С „, 0; pH 9, 1.0 g; Gd. 1.5;
1515
2020
2525
30 thirty
-3.-3.
;;
100 100
3,5 и3.5 and
415415
1,8%/МКМ через1.8% / MKM through
1 ч перемешивани : г. 0,4, г1 hour stirring: g. 0.4, g
8S8s
35 35
0,8; г,00 2,9 и г, 1,0 %7мкм через 4 ч перемешивани бурового раствора.0.8; g, 00 2.9 and g, 1.0% 7 microns after 4 hours of mixing the drilling mud.
Прин ты следующие условные обозначени .: р - плотность; УВ - условна в зкость; В - водоотдача за 30 ин; В - мгновенна водоотдача; СПС 1 - статическое напр жение сдвига через 1 и 10 мин; С - суточный отстой; г-, , г, г и г jj - соответственно плотность распределени частиц со средним радиусом 70, 85, 100 и 115 мкм.The following conventions are assumed: p - density; HC — conditional viscosity; B - water loss for 30 in; B - instantaneous loss of water; ATP 1 — static shear stress after 1 and 10 min; C - daily sludge; r-, r, r and rj are the density of the distribution of particles with an average radius of 70, 85, 100 and 115 µm, respectively.
Экспериментальные работы по оценке технологических свойств бурового раствора выполнены путем оценки ком- плеска обычно измер емых характе- ° ристик с использованием общеприн тъпс методик и приборов. Плотность измер ют пикнометрическим методом, услов-55 ную в зкость - с помощью воронки ВВР-1, водоотдачу - на приборе ВМ-6, статическое напр жение сдвига - на П1 иборе ВСН-3, рН - с помощью прибоспособа .Experimental work on the evaluation of the technological properties of the drilling fluid was carried out by evaluating the compaction of commonly measured characteristics using conventional techniques and instruments. Density is measured by the pycnometric method, the conditional viscosity is measured using the WWR-1 funnel, the water loss on the VM-6 instrument, the static shear stress on P1 and the BCH-3 sampler, and the pH is adjusted by means of the instrument.
Например, определение мгновенной водоотдачи по примеру 3 :(см. таблицл осуществл ют следзпощим образом.For example, the determination of instantaneous water loss in example 3: (see table is carried out in a similar way.
В процессе измерени водоотдачи по секундомеру отмечают промежутки времени, в течение которых водоотдача достигает I, 2, 3 и .4 см. Они соответственно составл ют 3, 5, 9, 18,5 и 43,5 мин. Полувоенные точки нанос т на график в системе координат водоотдача - врем .In the process of measuring the water loss by the stopwatch, the time intervals during which the water loss reaches I, 2, 3, and .4 cm are noted. They are respectively 3, 5, 9, 18.5, and 43.5 minutes. Paramilitary points are plotted on a graph in the coordinate system of water loss - time.
На чертеже изображен график в системе координат водоотдача - врем .The drawing shows a graph in the coordinate system of water loss - time.
Через точки 1-4 провод т, кривую. Из начала координат к этой кривой провод т касательную Q .Пр молинейный участок кривой (от начала координат до точки 1)5 отсекаемый касательной , соответствует величине мгновенной водоотдачи, котора определ етс по графику и составл ет см . Водоотдача за 30 мин также опред л - етс по графику (точка 5) и составл ет 3,5 см .Through points 1-4, a curve is drawn. From the origin of coordinates to this curve, a tangent Q is carried out. A linear portion of the curve (from the origin of coordinates to point 1) 5 which is cut off by a tangent corresponds to the magnitude of the instantaneous water loss, which is determined from the graph and is in cm. The water loss in 30 minutes is also determined according to the schedule (point 5) and is 3.5 cm.
Результаты исследовани растворов приведены в таблице.The results of the investigation of the solutions are given in the table.
Анализ полученных данных пока- 40 эывает следующее. При содержании в буровом растворе ингредиентов, мас. % бентонит 2-5; крахмал 4-5, гидроксид натри 0,5-1; КС-П 6-10 (примеры 1-5) условна в зкость составл ет 45 40-45-С, а мгйовенна водоотдача 0,5-1,0 см , Это. свидетельствует о- том, что в зкость ниже, а мгновенна водоотдача выше аналогичных параметров известного бурового раствора JQ (примеры 8, 9)( которые соответственно составл ют ДО-75 и О с, что способствует снижен ию условной в з- .кости бурового раствора и увеличению мгновенной водоотдачи.Analysis of the data obtained shows the following. When the content in the drilling mud ingredients, wt. % bentonite 2-5; starch 4-5, sodium hydroxide 0.5-1; KS-P 6-10 (examples 1-5), the conditional viscosity is 45 40-45-C, and the moisture loss is 0.5-1.0 cm, It. It indicates that the viscosity is lower, and the instantaneous yield is higher than the similar parameters of the known JQ drilling mud (examples 8, 9) (which constitute DO-75 and O c, respectively, which contributes to a decrease in conventional and increase instantaneous water loss.
Остальные технологические параметры данного бурового раствора: п The remaining technological parameters of the drilling mud: p
1-050 кг/м 3-4 см СНС,,о 0/16 дПа; Со 0; рН 9-10-соответствуют параметрам известного раст5 1-050 kg / m 3-4 cm SNS ,, about 0/16 dPa; Co 0; pH 9-10 - correspond to the parameters of the known rast5
00
5five
00
5five
способа.way.
Например, определение мгновенной водоотдачи по примеру 3 :(см. таблицл осуществл ют следзпощим образом.For example, the determination of instantaneous water loss in example 3: (see table is carried out in a similar way.
В процессе измерени водоотдачи по секундомеру отмечают промежутки времени, в течение которых водоотдача достигает I, 2, 3 и .4 см. Они соответственно составл ют 3, 5, 9, 18,5 и 43,5 мин. Полувоенные точки нанос т на график в системе координат водоотдача - врем .In the process of measuring the water loss by the stopwatch, the time intervals during which the water loss reaches I, 2, 3, and .4 cm are noted. They are respectively 3, 5, 9, 18.5, and 43.5 minutes. Paramilitary points are plotted on a graph in the coordinate system of water loss - time.
На чертеже изображен график в системе координат водоотдача - врем .The drawing shows a graph in the coordinate system of water loss - time.
Через точки 1-4 провод т, кривую. Из начала координат к этой кривой провод т касательную Q .Пр молинейный участок кривой (от начала координат до точки 1)5 отсекаемый касательной , соответствует величине мгновенной водоотдачи, котора определ етс по графику и составл ет см . Водоотдача за 30 мин также опред л - етс по графику (точка 5) и составл ет 3,5 см .Through points 1-4, a curve is drawn. From the origin of coordinates to this curve, a tangent Q is carried out. A linear portion of the curve (from the origin of coordinates to point 1) 5 which is cut off by a tangent corresponds to the magnitude of the instantaneous water loss, which is determined from the graph and is in cm. The water loss in 30 minutes is also determined according to the schedule (point 5) and is 3.5 cm.
Результаты исследовани растворов приведены в таблице.The results of the investigation of the solutions are given in the table.
Анализ полученных данных пока- эывает следующее. При содержании в буровом растворе ингредиентов, мас. % бентонит 2-5; крахмал 4-5, гидроксид натри 0,5-1; КС-П 6-10 (примеры 1-5) условна в зкость составл ет 40-45-С, а мгйовенна водоотдача 0,5-1,0 см , Это. свидетельствует о- том, что в зкость ниже, а мгновенна водоотдача выше аналогичных параметров известного бурового раствора (примеры 8, 9)( которые соответственно составл ют ДО-75 и О с, что способствует снижен ию условной в з- кости бурового раствора и увеличению мгновенной водоотдачи.The analysis of the obtained data shows the following. When the content in the drilling mud ingredients, wt. % bentonite 2-5; starch 4-5, sodium hydroxide 0.5-1; KS-P 6-10 (examples 1-5), the conditional viscosity is 40-45 ° C, and the apparent yield is 0.5-1.0 cm, This. It indicates that the viscosity is lower, and the instantaneous yield is higher than the similar parameters of the known drilling mud (examples 8, 9) (which respectively make DO-75 and O c, which contributes to a decrease in the conditional visibility of the drilling mud and instant water loss.
Остальные технологические параметры данного бурового раствора: п The remaining technological parameters of the drilling mud: p
1-050 кг/м 3-4 см СНС,,о 0/16 дПа; Со 0; рН 9-10-соответствуют параметрам известного раст 1470758 1-050 kg / m 3-4 cm SNS ,, about 0/16 dPa; Co 0; pH 9-10 - correspond to the parameters of the known plant 1470758
1050-1080 кг/м ; В 1050-1080 kg / m; AT
; СНС,, 0/20 дПа; С 0„ ; SNS ,, 0/20 dPa; C 0 „
ба ме сн с ве 1, руba me ns sve 1 ru
Недиспергирующие свойства данного бурового раствора (гThe non-dispersive properties of this drilling fluid (g
6 через6 through
100100
ь.5; г,ооl.5; g, oo
1 ч и г1 h and g
то Тthen t
3,5; 0,4; г 3.5; 0.4; g
2,9; r,,g -1,0 через 2.9; r ,, g -1.0 through
1,0; ,15 J. S 8S 1.0; , 15 J. S 8S
0,8; 4 ч)0.8; 4h)
соответствуют свойствам известного раствора: г 1,0; г ,. 1,6; .correspond to the properties of a known solution: g 1,0; g. 1.6; .
оо тоoh that
15 как и15 as
3,8; г3.8; g
115115
1,8 через 1 ч и 0,7; г,оо 3,0;1.8 after 1 h and 0.7; g, oo 3,0;
0,3; гдз0.3; GDZ
1,1 чере.з 4ч), Так же, в известном, в данном буровом растворе диспергированных частиц ра- .диусом 16-18 мкм не обнаружено. Это свидетельствует о сохранении недиспергирующих свойств. 1.1 through 4 hours). Also, in the well-known, in this drilling mud, dispersed particles with a radius of 16-18 microns were not detected. This indicates the preservation of non-dispersive properties.
С увеличением содержани в буровом растворе смолы КС-11 в пределах б- Ю мас.% отмечаетс увеличение мгновенной фильтрации с 0,0 до 1,0см (примеры 1, 2, 4, 5), а при содержании ее более 10 мас.% мгновенна With an increase in the content of KS-11 resin in the drilling fluid within b-10 wt.%, An increase in the instantaneous filtration from 0.0 to 1.0 cm is noted (examples 1, 2, 4, 5), and with its content exceeding 10 wt.% instant
фильтраци не возрастает (пример 7). Это свидетельствует о нецелесообразности увеличени содержани КС-1 1 более 10 мас.%. С уменьшением содержани смолы КС-11 относительно 6 мас.%filtration does not increase (example 7). This indicates that it is not feasible to increase the content of KS-1 1 to more than 10% by weight. With a decrease in the content of the resin KS-11 relative to 6 wt.%
отмечаетс возрастание в зкости пример 6), кроме того, при этом имеет место возрастание водоотдачи до 4,5 см и .снрЬкение мгновенной водоотдачй до нул . Это свидетельствуетan increase in viscosity is noted in example 6), in addition, there is an increase in water loss of up to 4.5 cm and a momentary water loss to zero. It testifies
о нецелесообразности уменьшени содержани КС-11 ниже 6 мас.%.It is not appropriate to reduce the content of KS-11 below 6 wt.%.
Таким образом, использование кар- бамидной смолы КС-11 с содержанием метилольных групп 30-34% позвол ет снизить в зкость бурового раствора с 60-75 до 40-45 с и повысить мгновенную водоотдачу с нул до 0,5 - 1,0 см при сохранении недиспергирующих свойств.Thus, the use of carbamide resin KS-11 with a methylol content of 30–34% reduces the mud viscosity from 60–75 to 40–45 s and increases the instantaneous yield from zero to 0.5–1.0 cm while maintaining non-dispersive properties.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874238667A SU1470758A1 (en) | 1987-04-30 | 1987-04-30 | Drilling fluid composition |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874238667A SU1470758A1 (en) | 1987-04-30 | 1987-04-30 | Drilling fluid composition |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1470758A1 true SU1470758A1 (en) | 1989-04-07 |
Family
ID=21301767
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874238667A SU1470758A1 (en) | 1987-04-30 | 1987-04-30 | Drilling fluid composition |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1470758A1 (en) |
-
1987
- 1987-04-30 SU SU874238667A patent/SU1470758A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Булатов А.И. и др.- Справочник по промывке скважин. М.; Недра, .1984, с. 106-108. Белов В.П.. Недиспергирующий буровой раствор с низкой концентрацией- твердой фазы. РНТС Бурение, 1983, № 5; с. 12-13. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5213446A (en) | Drilling mud disposal technique | |
DE69822089T2 (en) | Glycol solution drilling system | |
DE60036380T2 (en) | AQUEOUS DRILLING LIQUID | |
CA1156171A (en) | Method of transporting viscous hydrocarbons | |
AU2008221587B2 (en) | Lost circulation materials (LCM's) effective to maintain emulsion stability of drilling fluids | |
US3956141A (en) | Additive for reducing fluid loss or filtration rate for aqueous drilling fluid containing both high salinity and high soluble calcium | |
SU1758065A1 (en) | Water-base drilling mud | |
SU1654554A1 (en) | Compound for increasing oil recovery | |
SU1470758A1 (en) | Drilling fluid composition | |
CA1147327A (en) | Lignosulfonate well cementing additives | |
US4201679A (en) | Drilling fluid additive | |
US20080194429A1 (en) | Process for minimizing breaking of emulsion type drilling fluid systems, emulsion type drilling fluid systems, and spotting fluids | |
RU2168531C1 (en) | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations | |
SU1749227A1 (en) | Method of drilling fluid preparation | |
RU2163248C2 (en) | Drilling mud for drilling in falling down rocks | |
SU1744089A1 (en) | Drilling mud | |
RU2001936C1 (en) | Drilling solution | |
SU1661185A1 (en) | Low-density drilling mud | |
US2273925A (en) | Stabilized drilling mud | |
RU2006498C1 (en) | Drilling solution | |
SU1447831A1 (en) | Drilling mud | |
SU1266852A1 (en) | Clayless drilling mud for stripping producing level | |
SU1152613A1 (en) | Composition for foam breaking | |
RU1821489C (en) | Well-drilling liquid | |
SU1595870A1 (en) | Agent for mineralized bentonite drilling muds |