SU1661185A1 - Буровой раствор с низкой плотностью - Google Patents
Буровой раствор с низкой плотностью Download PDFInfo
- Publication number
- SU1661185A1 SU1661185A1 SU894650180A SU4650180A SU1661185A1 SU 1661185 A1 SU1661185 A1 SU 1661185A1 SU 894650180 A SU894650180 A SU 894650180A SU 4650180 A SU4650180 A SU 4650180A SU 1661185 A1 SU1661185 A1 SU 1661185A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- sodium
- urea
- solution
- formaldehyde
- phenol
- Prior art date
Links
Landscapes
- Phenolic Resins Or Amino Resins (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к бурению нефт ных и газовых скважин. Цель - сохранение стабильности раствора в услови х повышенных давлений и температур за счет увеличени гидростатической прочности и термостойкости облегчающей добавки. Раствор содержит в качестве облегчающей добавки пластмассовые газонаполненные микросферы из мочевиноформальдегидной или фенолформальдегидной смолы, модифицированной органоалюмосиликонатом натри . Раствор включает следующие ингредиенты при их соотношении, мас.%: глина 5 - 15
реагент стабилизатор 0,5 - 1,5
пластмассовые газонаполненные микросферы из мочевино-или фенолформальдегидной смолы, модифицированной органоалюмосиликонатом натри 5 - 12
вода остальное. При приготовлении раствора вначале воду затвор ют глиной и тщательно перемешивают, затем ввод т последовательно остальные ингредиенты, вход щие в раствор. Последний сохран ет свои технологические свойства посто нными в услови х повышенных давлений и температур. 4 табл.
Description
Изобретение относитс к бурению нефт ных и газовых скважин, в частности к буровым растворам дл предупреждени поглощени и вскрыти продуктивных пластов с низкими пластовыми давлени ми, в которых в качестве облегчающих наполнителей могут быть использованы различные твердые дисперсные материалы, имеющие низкую плотность и малые размеры частиц.
Цель изобретени - сохранение стабильности бурового раствора в услови х повышенных давлений и температур за счет
увеличени гидростатической прочности и термостойкости облегчающей добавки.
Буровой раствор включает глину, реагент-стабилизатор , воду, а в качестве облег- чающей добавки - газонаполненные пластмассовые микросферы из мочевино- или фенолформальдегидной смолы, модифицированной органоалюмосиликонатом натри , при следующем соотношении ингредиентов , мас.%:
Глина5-15
Стабилизатор0,5-1,5
00
ел
Пластмассовые микросферы из мочевино-формальдегидной или фенолформальдегидной смолы, модифицированной органоалюмосипиконатом натри 5-12
ВодаОстальное
Пластмассовые газонаполненные микросферы получают меюдом распылительной сушки композиции, содержаа,ей мочевино- или фенолфомальдегидную смолу , реагент газообразователь (порофор ЧХЗ-57) и органоалюмосиликонат натри (Петросил-2М), причем указанные компоненты берут в следующем соотношении, мас,%: реагент-газообразователь 1-3, органоалюмосиликонат натри 1-3, смола остальное ,
Граничные сч а1 рн/. и, г род tern ов вис ходной композиции соосчозапj следую щим,
Если брать концентрацию реагента- газообргзовател мен&ша нижнэго преде а {1 мас.%), то плотность пластмассовых микросфер буде- зысокои (0,4-0,6 г/г,м3) из-за недостаточного коллчес за выдел ющегос азотз. Если хе брать концентрацию реаген ra-raaooljpaaoca , ел более верхнего предела 3 мас.%), то значительней обьем микросфео получаетс с отвер- сш ми з оболочке в результате прорыва через нее излишков азота, е иеконд /цион- иых. ЕСЛЕ/. брать концентрацию модифицирующей добавки - органоалюмосиликоната натри - меньше нижнего предела (1 мае %) то пластмассовые микэосферы будут иметь низкмб гидростатическую прочность и термостойкость , При концентрации opiano- алюмосиликоната натри р. композиции более верхнего предега (3 мае %) гидроста тическа прочность и термостойкость пласт массовых микоосфер улучшаютс незначительно, но при этом увеличиваетсп и их плотность, что некела ельно
Пример1.В 895 г воды затвор ют ЬО г глины (бентонита) и перемешивают в течение 1 ч до полного распускани глины. Затем ввод т 5 г стабилизатора (КМЦ) и перемешивают еще 0, 5 ч, после чего ввод т 50 г пластмассовых микросфер, перемешивают 20 мин и замер ют параметры
Г рим э р2. В 810 г воды затвор ют 100 г глины (бентонита) и перемешивают в течение 1 ч до полного распускани глины Затем ввод т 10 г стабилизатора (КМЦ) и перемешивают еше 0,5 ч после чего ввод т 80 г пластмассовьх микросфер, перемешивают 20 мин и замер ют параметры
П римерЗ. Е 714 г воды затвор ю 150 г глины (бентонита) м перемешиваю в течение 1 ч до полного распускани ГЛИНУ. Затем ввод т 15 г стабилизатора (КМЦ) и перемешивают еще 0,5 ч, после чего ввод т 120 г пластмассовых микросфер, перемешивают 20 мин и замер ют параметры.
В лабораторных услови х исследованы облегченные растворы, полученные путем введени в исходный раствор пластмассовых микросфер из мочевино-формальдегид0 ной (марки У КС) и фенолформальдегидной (марки БЖ-3) смол, модифицированных ор- ганоалюмосиликонатом натри , т.е. предлагаемые облегченные растворы.
В табл,1 приведены составы иссле5 дованных растворов В составах 1-5 используютмикросферыиз мочевино-формальдегидной смолы марки УКС, модифицированной органо- алюмосиликонатом натри . В составе 6
0 используют микросферы из той же смолы , но без модификации. Аналогично в составах 7-11 используют микросферы из .фенолформальдегидной смолы марки БЖ-3, модифицированной органо5 алюмосиликонатом натри , а в составе 12 - микросферы из той же смолы, но без модификации. Причем в составах 2-4 и 8-10 вз ты граничные и средние значени ингредиентов, в составах 1 и 7 меньше гра0 ничных значений, а в составах 5 и 11 - больше граничных значений.
Данные о технологических параметрах облегченных растворов, приготовленных из всех приведенных составов, приведены в
5 табл.2.
Как следует из приведенных данных, при содержании ингредиентов ниже граничных значений (составы 1 и 7) растворы имеют некачественные технологические
0 параметры: высокий показатель фильтрации и сравнительно высокую плотность (больше плотности дисперсионной среды), из-за низких значений структурно-механических свойств раствора отмечаетс обрат5 на седиментаци (всплывание) микросфер, При содержании ингредиентов в предлагаемых пределах (составы 2-4 и 8 - 10) растворы имеют качественные технологические параметры: низкую плотность (ниже
0 плотности дисперсионной среды), низкий показатель фильтрации, оптимальные в з- гсостные и структурно-механические свойства , высокие значени удельного электрического сопротивлени .
5 При содержании ингредиентов выше граничных значений (составы 5 и 11) у растворов чрезмерно повышаютс в зкостные и структурно-механические свойства, что может вызвать технологические трудности при их практическом применении.
У растворов, приготовленных из известных составов (составы 6 и 12), несколько выше плотность и ниже удельное электрическое сопротивление, чем у предлагаемых растворов.
Дл изучени стабильности свойств растворов (табл.1) при воздействии на них давлени и температуры растворы выдерживают в автоклаве при различных давлени х и температурах в течение 4 ч, а затем после стравливани давлени и остывани до комнатной температуры замер ют их технологические параметры. Результаты исследований при воздействии только одного давлени представлены в табл.3, а при воз- действии одновременно давлени и температуры - в табл.4.
Как следует из сравнени данных табл.2 (до термобарического воздействи ) и данных , приведенных в табл. 3 и 4 (после тер- мобарического воздействи ), предлагаемые составы облегченного раствора при оптимальных соотношени х компонентов (составы 2 - 4.и 8 - 10, табл.3 и 4) сохран ют высокую стабильность своих тёхнологиче- ских свойств в исследованных диапазонах термобарического воздействи : сохран етс низка плотность (ниже плотности дисперсионной среды), практически не измен ютс показатели в зкости, фильтра- ции, статического напр жени сдвига и удельного электрического сопротивлени .
В меньшей степени сохран ют стабильность своих свойств составы, содержащие компоненты в концентраци х больше гра- ничных значений (составы 5 и 11), особенно при совместном воздействии давлени и температуры (табл.4). Это св зано с повышенным содержанием глины (бентонита), у которой под действием давлени и темпера- туры измен етс Степень гидратации и дис- пергации, что сказываетс на параметрах раствора.
Особенно значительное изменение свойств облегченного раствора после тер- мобарического воздействи наблюдаетс у известных составов (составы 6 и 12, табл.3 и 4). У них резко повышаетс плотность из- за разрушени большей части микросфер: она становитс больше плотности диспер-
сионной среды, а при совместном воздействии давлени и температуры (табл.4) она становитс равной плотности исходного глинистого раствора (1,08 г/см3), что свидетельствует о полном разрушении всех микросфер . При этом также существенно ухудшаетс показатель фильтрации, снижаетс удельное электрическое сопротивле- ние и резко повышаютс в зкость и структурно-механические показатели.
Таким образом, в результате повышени гидростатической прочности и термостойкости пластмассовых микросфер путем модификации мочевино- или фенолфор- мальдегидных смол органоалюмосиликона- том натри раствор сохран ет свои технологические свойства посто нными в услови х повышенных давлений и температур , например, при бурении глубоких сква- жин. Это позвол ет получить экономический эффект за счет значительного сокращени расхода микросфер дл вос- полнени разрушенных в процессе бурени .
Claims (1)
- Формула изобретени Буровой раствор с низкой плотностью, включающий глину, реагент-стабилизатор, облегчающую добавку и воду, отличающийс тем, что, с целью сохранени стабильности раствора в услови х повышенных давлений и температур за счет увеличени гидростатической прочности и термостойкости облегчающей добавки, он в качестве облегчающей добавки содержит пластмассовые газонаполненные микросферы из мочевино-формальдегидной или фенолформальдегидной смолы, модифицированной органоалюмосиликонатом натри при следующем соотношении игредиентов, мас.%:Глина5-15Реагент-стабилизатор 0,5-1,5 Пластмассовые газонаполненые микросферы из мочевино- формальдегидной или фенолформальдегидной смолы, модифицированной органоалюмосиликонатом натри 5-12 ВодаОстальноеТаблица 14,00,3з.оОстальноеТаблица 2ТаблицаТаблица
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894650180A SU1661185A1 (ru) | 1989-02-13 | 1989-02-13 | Буровой раствор с низкой плотностью |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894650180A SU1661185A1 (ru) | 1989-02-13 | 1989-02-13 | Буровой раствор с низкой плотностью |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1661185A1 true SU1661185A1 (ru) | 1991-07-07 |
Family
ID=21428613
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU894650180A SU1661185A1 (ru) | 1989-02-13 | 1989-02-13 | Буровой раствор с низкой плотностью |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1661185A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2004016707A1 (en) * | 2002-08-14 | 2004-02-26 | 3M Innovative Properties Company | Drilling fluid containing microspheres and use thereof |
US7767629B2 (en) | 2002-08-14 | 2010-08-03 | 3M Innovative Properties Company | Drilling fluid containing microspheres and use thereof |
-
1989
- 1989-02-13 SU SU894650180A patent/SU1661185A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент FR N°. 2534268, кл. С 09 К 7/00, 1977. Авторское свидетельство СССР № 578320, кл. С 09 К 7/00, 1968. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2004016707A1 (en) * | 2002-08-14 | 2004-02-26 | 3M Innovative Properties Company | Drilling fluid containing microspheres and use thereof |
US6906009B2 (en) | 2002-08-14 | 2005-06-14 | 3M Innovative Properties Company | Drilling fluid containing microspheres and use thereof |
US7767629B2 (en) | 2002-08-14 | 2010-08-03 | 3M Innovative Properties Company | Drilling fluid containing microspheres and use thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE60036380T2 (de) | Wässrige bohrflüssigkeit | |
RU2067985C1 (ru) | Суспензия водорастворимого полимера и способ ее получения | |
US4428843A (en) | Well working compositions, method of decreasing the seepage loss from such compositions, and additive therefor | |
US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
US6814145B2 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
US3199590A (en) | Method of consolidating incompetent sands and composition therefor | |
US4669543A (en) | Methods and compositions for consolidating solids in subterranean zones | |
US4498995A (en) | Lost circulation drilling fluid | |
US4614599A (en) | Encapsulated lime as a lost circulation additive for aqueous drilling fluids | |
US6818598B2 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
EA002832B1 (ru) | Способ и раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ предотвращения поглощения раствора | |
CA1170822A (en) | Lost circulation material for sealing permeable formations | |
US3709819A (en) | Oil phase drilling fluid additive, composition and process | |
SU1661185A1 (ru) | Буровой раствор с низкой плотностью | |
CA2371122C (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
CA1176442A (en) | Method of increasing the rate of hydration of activated hydroethyl cellulose compositions | |
US3738934A (en) | Oil base drilling fluid composition and process | |
CA1247352A (en) | High temperature chemical cement | |
RU2112780C1 (ru) | Малосиликатный буровой раствор | |
SU985013A1 (ru) | Буровой раствор | |
US3476187A (en) | Oil recovery with a drive comprising surfactants and minute solids | |
SU1063821A1 (ru) | Буровой раствор | |
RU2137904C1 (ru) | Реагент для приготовления изолирующего состава и изолирующий состав (варианты) | |
SU1724670A1 (ru) | Реагент дл обработки глинистого бурового раствора | |
RU2107708C1 (ru) | Реагент для обработки буровых растворов |