SU1699991A1 - Способ получени бурового раствора - Google Patents

Способ получени бурового раствора Download PDF

Info

Publication number
SU1699991A1
SU1699991A1 SU894717069A SU4717069A SU1699991A1 SU 1699991 A1 SU1699991 A1 SU 1699991A1 SU 894717069 A SU894717069 A SU 894717069A SU 4717069 A SU4717069 A SU 4717069A SU 1699991 A1 SU1699991 A1 SU 1699991A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
rest
nacl
solution
najsioj
hjboj
Prior art date
Application number
SU894717069A
Other languages
English (en)
Inventor
Евгений Алексеевич Коновалов
Виктор Иосифович Иссерлис
Василий Дмитриевич Городнов
Татьяна Александровна Шумилина
Александр Павлович Захаров
Original Assignee
Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина filed Critical Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина
Priority to SU894717069A priority Critical patent/SU1699991A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU1699991A1 publication Critical patent/SU1699991A1/ru

Links

Landscapes

  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)

Abstract

Изобретение относитс  к бурению нефт ных и газовых скважин в сложных геологических услови х. Цель изобретени  - снижение фильтрации и повышение его устойчивости и хлоркальциевой агрессии. Буровой раствор получают смешением силиката натри  или кали  с борной кислотой. Затем ввод т органический резгент-стабшгазатор. Соотношение компонентов в растворе следующее , мас.%. борна  кислота 1,7-4,5, силикат натри  ,0, органический реаген 1 стабилизатор 0,3-3,0, вода - остальное. Использование раствора позвол ет вести промывку в услови х неустойчивых пород при хлор- кальциевой агрессии. табл. i (Л

Description

Изобретение относитс  к бурению нефт ных и газовых скважин с применением силикатных буровых растворов.
Целью изобретени   вл етс  снижение фильтрации и повышение его устойчивости к хлоркальциевой агрессии.
Буровой раствор получают следующим образом: сначала борную кислоту добавл ют в силикат натри , получа  гелеобразную массу, затем эту массу разбавл ют до требуемых показателей по в зкости и структурно-механическим свойствам, а затем добавл ют реагент-стабилизатор дл  регулировани  фильтрационных показателей, при этом компоненты берут в следующем соотношении, мас.%:
Борна  кислота1,7-4,5
Силикат натри  или кали 4-12
Органический реагент-стабилизатор 0,3-3,0 ВодаОстальное
Буровой раствор может быть при необходимости ут желен или засолен до требуемой величины.
Пример 1. В 70 г воды раствор ют 3,0 г борной кислоты и добавл ют 8 г силиката натри , тщательно перемешивают смесь при комнаткой температуре до получени  гел . Затем его разбавл ют 17,7 г воды и вновь перемешивают в течение 30 мин. Далее ввод  1,5 г харбсксгл етил целлюлозы
О СО СО СО
со
Эф
и вновь перемешивают в течение 30 мин, в результате получают безглинистый раствор следующего состава , мас.%:
Борна  кислота 3,0 Силикат натри  8,0 КМЦ1,5
Вода87,5
После обработки этого бурового раствора 30% хлорида на три  + 4% хлорида кальци  и термостатировани  его в течение 3,0 ч при 140°С он характеризуетс  следующими показател ми: условна  в зкость Т100 21 с, статическое напр жение сдвига 25/39 дПа, фильтраци  - 12 см3, Ј0 105 дПа, 2м 26 Па-с, Ј 38 Па.с.
Устойчивость буровых растворов определ етс  согласно методике (3).
Пример 2. Берут то же количественное соотношение компонентов, но другой способ приготовлени  бурового раствора. В 87,7 г воды раствор ют 1,5 г карбоксиметилцеллюлозы, после чего туда ввод т 3,0 г борно кислоты и 8,0 г силиката натри  и тщательно перемешивают раствор в течение 1,0 ч. Буровой раствор имеет тот же состав, что и в примере 1. После обработки этого бурового раствора 30% хлорида натри  +4,0% хлорида кальци  и термостатировани  его в ечение 3,0 ч при 140еС он характеризуетс  следующими показател ми: условна  в зкость Т100 10 с,
999914
статическое напр жение сдвига О/О,
фильтраци  40 см3 ,
28 дПа, пл 7 Па-с, 12 Па,с.
5 В табл. 1 приведены результаты испытаний предлагаемых буровых растворов , в табл. 2 приведены данные по введению борной кислоты и буры. Из данных табл. 2 видно, что введение
Ю °УРЫ не приводит к увеличению стойкости бурового раствора к действию солей, а состав предлагаемый устойчив в этих услови х.
Использование бурового раствора
J5 позвол ет повысить скорость бурени  в сложных геологических услови х.
0
5
0
5

Claims (1)

  1. Формула изобретени 
    Способ получени  бурового раствора путем смешени  воды, силиката натри  или кали  с гелеобразующей добавкой и последующее введение органического реагента-стабилизатора, отличающийс  тем, что, с целью снижени  фильтрации раствора и повышени  устойчивости его к хлоркальци- евой агрессии, н качестве гелеобразующей добавки используют борную кислоту, причем компоненты используют в следующем соотношении, мас.%:
    Силикат натри  или
    кали 
    Борна  кислота
    Органический реагент-стабилизатор
    Вода
    4,0-12,0 1,7-4,5
    0,3-3,0 Остальное
    5J AU(S04), П Наг8Ц э +
    + U NaOH + ЗХ крахмала + ЭОХ Nad + пода - остальное
    1,7/С HjBOj + 4 NOjSiOi + 0,5Z НИЦ вода - остальное
    13
    4/9
    6/9
    12
    38 30
    0/3
    26
    в
    356,5
    659,395/7
    175 90 33010,7и/т120/1454
    84 55 1859,839«8/546
    64 41 1578,62631/489
    47 30 121В,2)25/3912
    35 20 95 7.7 15 18/21
    Таблица I
    0/3
    26
    в
    356,5
    659,395/7
    33010,7и/т120/1454
    1859,839«8/546
    1578,62631/489
    121В,2)25/3912
    10 29
    164
    64 49 38
    95 7.7 15 18/21
    12
    24
    75
    139 35
    76
    t&
    20 40
    280
    t60 (30 05
    84
    6,0 8,8 10,ч
    9,5
    64
    7,7
    ,3 Номер
    Состав раствора
    Показатели по термообработки
    т««. Toi/to.k,,,, «. К.Трн .fo,/io. Г ,0., I «„. Г
    с | дПв |сн Па.с П«..с ЛПа с лПа | см Па с |П,с ЛПв1 J
    3J Н3В03 4 8 NajSiOi 4 4 0,4% ОЭЦ 4 ЗОХ
    NaCl 4 гол CaClj +
    + аола - остальное 40
    3 HjBOj 4 SI Na2SiOj 1,51 иал 301 NaCl 4
    4 201 СаС1г 4
    4 аода - остальное15
    1,5 HjBflj 4 12 NajSiOj + 51 КМЦ 4 4 30 NaCl 4 ю  - остальное12
    3Z HjBOj 4 3,81 , 4 1,5 К«П 4 4 30Z NaCl 4 хода - остальное11
    31 HjBOj 4 81 NajSiOj 4 0,41 KMU 4 4 ЗОЯ NaCl 4 «ода - остальное16
    2,5 Н,ВО, 4 6.5Z NajSiOj 4 0,3Z 03U 4
    4 30J NnCl 4 20 СаС1г 27
    2,5 I ,ВО, 4 6,51 NajSiOj 4 0,3 ОЭЦ 4
    4 20Z NaCl 4 20 MgClj 21
    5Раствор 1 4 20 СаС126
    45/64 7 67 50 170 7;9 29 34/45 747
    18/24 8 25 18 65 7,5 10 12/18 819
    6/9
    10 20 12 45 9,8 8
    3/6 12 IS 9
    58/75 24 35 2030/42 6 40 25
    30 6,7 6
    3/3
    3/3
    16 12
    17 10
    70 8,4 10 45/42 4020
    105 7,1 16 18/24 6
    24/36 5 0/0 40
    27
    10
    18 7
    65 7,5 15 25 6,1 6
    21/33 0/0
    7 40
    32
    19
    7
    ТаВлкца 2
    НомерСостав раствораПоказателе до термообработкиПоказатели после термос атирован   при 160 С
    составав течение 3,0 ч
    Teo,}q«« , I ф. J ,, „., I г«,Трн т. ,QVUТ«и. ,„. Г С;, РН
    с |аПа I см3 Па- ста с ЛПа |сдПа см3 I Па с Па. с J ЦП
    .3% НВО 4 8Z HazSiOj 4
    4 1,51 КУЦ 4 вода - остальное45 57/69 8 84 55 185 9,8 39 48/54 664 139 ISO9,5
    6Раствор t 4 4 30 NsCl 4
    4 4Z CaCl 2125/39 12 № 26105 7,7
    Послетерностатнровапмч ри1SO°C в течекне 3,0 ч
    27 33/48 10 47 30 121 8,1 1921/30 5 ЗС Н90 7,5
    163 вурм 4 8Z HaЈSiO} 4
    4 1,5 «Ml17 О/ОЮ 10 1845 i6О/О 3 811258,8
    17Риствор 1 16 4 30 NaCl 4
    4 4 CaCl7 О/О40 18 12 25 9,2 6О/О 40 12 7 158,9
    :
    Составитель Л.Бестужева Редактор Е.ПолноноваТехред Л.Олийнык - Корректор С.Шекмар
    - -- - ----- - - - - - ..„ - « ... ....„.--,
    Заказ 4440ТиражПодписное
    ВНИИПИ Государственного комитета по изобретени м и открыти м при ГКНТ СССР 113035 Москва, Ж-35, Раушска  наб,, д. 4/5
    Производственно-издательский комбинат Патент, УжгородГУЛГг1гарййа Ш
    Продолжение табл.1
    Показатели после терностатирова м  при 140 С в течение 3,0 ч
    РН
    67 50 170 7;9 29 34/45 747
    25 18 65 7,5 10 12/18 819
    0 20 12 45 9,8 8
    2 IS 9
    4 35 2040 25
    30 6,7 6
    3/3
    3/3
    16 12
    17 10
    70 8,4 10 45/42 4020
    105 7,1 16 18/24 6
    0
    27
    10
    18 7
    65 7,5 15 25 6,1 6
    21/33 0/0
    7 40
    32
    19
    7
    35
    13
    17
    11 5
    125
    40
    30 25
    35
    70
    40 15.
    7.
    7,0 9.3
    6,1
    8,0 6,7
    ,2 S.8
SU894717069A 1989-07-10 1989-07-10 Способ получени бурового раствора SU1699991A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894717069A SU1699991A1 (ru) 1989-07-10 1989-07-10 Способ получени бурового раствора

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894717069A SU1699991A1 (ru) 1989-07-10 1989-07-10 Способ получени бурового раствора

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1699991A1 true SU1699991A1 (ru) 1991-12-23

Family

ID=21459948

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU894717069A SU1699991A1 (ru) 1989-07-10 1989-07-10 Способ получени бурового раствора

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1699991A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1997005212A1 (en) * 1995-07-26 1997-02-13 John Charles Urquhart Potassium silicate drilling fluid

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свидетельство СССР № 988851, кл. С 09 К 7/02, 1981. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждени осложнений в бурении. - М.: Недра, 1981. Коновалов Е.А. и др. Полимерный алюмосиликатный промывочный раствор. ( Газова промышленность, 1980, № 5, с. 13-14. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1997005212A1 (en) * 1995-07-26 1997-02-13 John Charles Urquhart Potassium silicate drilling fluid

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2549515C (en) Zeolite-containing settable spotting fluids
EP1213270B1 (en) Well cement fluid loss control additive
CA2563091C (en) Zeolite compositions having enhanced compressive strength
CA1053892A (en) Drilling mud-cement compositions for well cementing operations
CA2413694C (en) Methods and compositions for sealing subterranean zones
CA1150244A (en) Oil well cementing process and composition
US4240915A (en) Drilling mud viscosifier
CA1105348A (en) Oil base fluids with organophilic clays having enhanced dispersibility
CN105733519B (zh) 亲水性石蜡微胶囊及早强低水化放热水泥体系
WO2005054625A1 (en) Zeolite-containing remedial compositions
US4316807A (en) Viscosifying agent
SU1699991A1 (ru) Способ получени бурового раствора
US4607099A (en) Stabilization of xanthan gum in aqueous solution
EP0194254A1 (en) HIGH DENSITY BRINE FLUID AND ITS USE IN THE MAINTENANCE OF WELLBORE DRILLS.
USRE31127E (en) Oil well cementing process
US2660561A (en) Method of treating drilling fluids to reduce water losses
US4691013A (en) Process for production of modified hydroxyethyl cellulose
US3879299A (en) Controlling salt contaminated drilling fluids by the addition of an admixture of a water soluble chromate and ethylene dicarboxylic acid
RU2139424C1 (ru) Состав и способ приготовления реагента для сшивки растворов полисахаридов
CN86100989A (zh) 用作钻井泥浆添加剂的铬腐植酸盐
RU2151271C1 (ru) Облегченный тампонажный раствор
EP0191558A1 (en) Control of viscosity of aqueous drilling fluids
CA1125001A (en) Lignosulfonate salt in drilling fluid
SU1456538A1 (ru) Тампонажный раствор
RU2142558C1 (ru) Состав для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин