RU2163248C2 - Drilling mud for drilling in falling down rocks - Google Patents
Drilling mud for drilling in falling down rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2163248C2 RU2163248C2 RU98122763A RU98122763A RU2163248C2 RU 2163248 C2 RU2163248 C2 RU 2163248C2 RU 98122763 A RU98122763 A RU 98122763A RU 98122763 A RU98122763 A RU 98122763A RU 2163248 C2 RU2163248 C2 RU 2163248C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- solution
- liquid glass
- clay
- water
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims description 5
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 22
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 18
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 9
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 claims abstract description 3
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 5
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 3
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 37
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 15
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 7
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 7
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 7
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 7
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 5
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 5
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 2
- GDKSTFXHMBGCPG-UHFFFAOYSA-N 4,4-dimethyl-1,3-dioxane Chemical compound CC1(C)CCOCO1 GDKSTFXHMBGCPG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101000640020 Homo sapiens Sodium channel protein type 11 subunit alpha Proteins 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 102100033974 Sodium channel protein type 11 subunit alpha Human genes 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N Tetraethylene glycol, Natural products OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 230000003020 moisturizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N pentaethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCOCCO JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе. The invention relates to the field of drilling oil and gas wells, in particular to water-based drilling fluids.
Известно, что наиболее эффективным типом буровых растворов, используемых для бурения в условиях обвалов, являются силикатно-глинистые растворы, содержащие в своем составе силикат натрия (Na2SiO3), т.е. жидкое стекло. Этот компонент придает раствору крепящие и ингибирующие свойства.It is known that silicate-clay fluids containing sodium silicate (Na 2 SiO 3 ), i.e. liquid glass. This component gives the solution strength and inhibitory properties.
Известен буровой раствор для бурения в обваливающихся породах, содержащий глину, жидкое стекло, полиакриламид и воду, который с целью повышения удельного электрического сопротивления раствора дополнительно содержит кремнийорганическую жидкость марки ГКЖ-94. Known drilling mud for drilling in crumbling rocks, containing clay, water glass, polyacrylamide and water, which in order to increase the electrical resistivity of the solution additionally contains organosilicon fluid brand GKZH-94.
Недостатками указанного раствора являются:
- сравнительно низкие крепящие и ингибирующие свойства;
- недостаточная стабилизирующая способность (авт. св. СССР N 899626, 1982).The disadvantages of this solution are:
- relatively low fastening and inhibitory properties;
- insufficient stabilizing ability (ed. St. USSR N 899626, 1982).
Наиболее близким аналогом является буровой раствор для бурения в обваливающихся породах по авт. св. СССР N 933696, 1982, содержащий глину, реагент-стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, жидкое стекло - натриевое, кубовый остаток производства 4,4-диметилдиоксана-1,3, реагент Т-66 и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина - 5 - 15
КМЦ - 0,5 - 1,5
Жидкое стекло - силикат натрия - 5 - 7
Реагент Т-66 - 1,5 - 4,0
Вода - остальное.The closest analogue is drilling mud for drilling in crumbling rocks according to ed. St. USSR N 933696, 1982, containing clay, stabilizing reagent - carboxymethyl cellulose - CMC, liquid glass - sodium, bottoms production of 4,4-dimethyldioxane-1,3, reagent T-66 and water in the following ratio of ingredients, wt.%:
Clay - 5 - 15
CMC - 0.5 - 1.5
Water glass - sodium silicate - 5 - 7
Reagent T-66 - 1.5 - 4.0
Water is the rest.
Реагент Т-66 вводят в силикат-глинистый раствор для придания ему устойчивости к микробиологическому воздействию и для повышения удельного электрического сопротивления. The reagent T-66 is introduced into a silicate-clay solution to give it resistance to microbiological effects and to increase the electrical resistivity.
Недостатками данного раствора являются:
- сравнительно невысокие ингибирующие и крепящие свойства;
- низкая гидрофобизирующая способность фильтрата.The disadvantages of this solution are:
- relatively low inhibitory and fastening properties;
- low hydrophobizing ability of the filtrate.
Задачей изобретения является повышение ингибирующих, крепящих и гидрофобизирующих свойств при одновременном уменьшении расхода реагентов-стабилизаторов. The objective of the invention is to increase the inhibitory, fastening and hydrophobic properties while reducing the consumption of reagent stabilizers.
Поставленная задача решается тем, что буровой раствор для бурения в обваливающихся породах, содержащий глину, реагент-стабилизатор, жидкое стекло и воду, содержит в качестве жидкого стекла силикат калия и дополнительно - полигликоль и хлористый калий при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Глина - 10 - 25
Полигликоль - 3 - 5
Реагент-стабилизатор - 0,3 - 1,0
Жидкое стекло - 0,5 - 3,0
Хлористый калий - 3 - 15
Вода - остальное.The problem is solved in that the drilling fluid for drilling in crumbling rocks, containing clay, a stabilizing reagent, liquid glass and water, contains potassium silicate as liquid glass and additionally polyglycol and potassium chloride in the following ratio of ingredients, wt.%:
Clay - 10 - 25
Polyglycol - 3 - 5
Reagent-stabilizer - 0.3 - 1.0
Liquid glass - 0.5 - 3.0
Potassium Chloride - 3 - 15
Water is the rest.
Хлористый калий широко применяется в качестве минерального удобрения в сельском хозяйстве, выпускается химическими предприятиями. Potassium chloride is widely used as a mineral fertilizer in agriculture, and is produced by chemical enterprises.
Полигликоль, выпускаемый по ТУ 38.30214-88 в АО "Салаватнефтеоргсинтез" (г. Салават, Башкортостан), представляет собой смесь многоатомных спиртов - гликолей (диэтиленгликоль, тетраэтиленгликоля, пентаэтиленгликоля, пропиленгликоля). Известная область применения полигликоля - в качестве компонента котельного топлива и для производства незамерзающей охлаждающей жидкости. The polyglycol produced in accordance with TU 38.30214-88 in Salavatnefteorgsintez JSC (Salavat, Bashkortostan) is a mixture of polyhydric alcohols - glycols (diethylene glycol, tetraethylene glycol, pentaethylene glycol, propylene glycol). A known field of application of polyglycol is as a component of boiler fuel and for the production of non-freezing coolant.
Калиевое жидкое стекло (K3SiO3) выпускается в АО "Салаватстекло" (г. Салават, Башкортостан).Potassium liquid glass (K 3 SiO 3 ) is produced at Salavatsteklo JSC (Salavat, Bashkortostan).
В качестве стабилизатора заявляемого раствора можно использовать известные реагенты - стабилизаторы (КМЦ, крахмал, полианионную целлюлозу и др.). As a stabilizer of the claimed solution, you can use known reagents - stabilizers (CMC, starch, polyanionic cellulose, etc.).
Сопоставительный анализ заявляемого изобретения с техническими решениями прототипа (а.с. СССР N 933696) и аналогов свидетельствует о том, что изобретение отвечает критерию "существенные отличия", поскольку в данном случае калиевое жидкое стекло помимо крепящих и ингибирующих свойств выполняет новую, ранее неизвестную функцию: его добавки позволяют снизить показатель фильтрации, т.е. оказывают еще стабилизирующее действие. A comparative analysis of the claimed invention with the technical solutions of the prototype (AS USSR N 933696) and analogues indicates that the invention meets the criterion of "significant differences", because in this case, potassium liquid glass in addition to fastening and inhibitory properties performs a new, previously unknown function : its additives can reduce the filtration rate, i.e. have a stabilizing effect.
Кроме того, заявляемое изобретение отвечает критерию "новизна", поскольку в своем составе содержит новый компонент - полигликоль. In addition, the claimed invention meets the criterion of "novelty", because it contains a new component - polyglycol.
Конкретные примеры приготовления заявляемого бурового раствора. Specific examples of the preparation of the inventive drilling fluid.
Пример 1. В 832 г воды затворяют 100 г глины и перемешивают в течение 1 часа. В готовую глинистую суспензию вводят последовательно полигликоль в количестве 30 г, реагент-стабилизатор (например, КМЦ) в количестве 3 г (в расчете на сухое вещество), калиевое жидкое стекло в количестве 5 г ( в расчете на сухое вещество) и хлористый калий в количестве 30 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 30 мин. Example 1. In 832 g of water, 100 g of clay is closed and stirred for 1 hour. Polyglycol in an amount of 30 g, stabilizing reagent (for example, CMC) in an amount of 3 g (calculated on dry matter), potassium liquid glass in an amount of 5 g (calculated on dry matter) and potassium chloride are sequentially introduced into the prepared clay suspension the amount of 30 g. After entering each component, the solution is mixed for 30 minutes.
Пример 2. В 693 г воды затворяют 150 г глины и перемешивают в течение 1 часа. В готовую глинистую суспензию вводят последовательно полигликоль в количестве 40 г, реагент-стабилизатор (например, КМЦ) в количестве 7 г (в расчете на сухое вещество), калиевое жидкое стекло в количестве 20 г (в расчете на сухое вещество), хлористый калий в количестве 90 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 30 мин. Example 2. In 693 g of water, 150 g of clay are closed and stirred for 1 hour. Polyglycol in the amount of 40 g, stabilizing reagent (for example, CMC) in the amount of 7 g (calculated on the dry matter), potassium liquid glass in the amount of 20 g (calculated on the dry matter), potassium chloride in amount of 90 g. After entering each component, the solution is mixed for 30 minutes.
Пример 3. В 510 г воды затворяют 250 глины и перешивают в течение 1 часа. В готовую суспензию вводят последовательно полигликоль в количестве 50 г, реагент-стабилизатор (например, КМЦ) в количестве 10 г (в расчете на сухое вещество), калиевое жидкое стекло в количестве 50 г (в расчете на сухое вещество), хлористый калий в количестве 150 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 30 мин. Example 3. 250 g of clay are mixed in 510 g of water and mixed for 1 hour. Polyglycol in an amount of 50 g, a stabilizing reagent (for example, CMC) in an amount of 10 g (calculated on a dry matter), potassium liquid glass in an amount of 50 g (calculated on a dry matter), potassium chloride in an amount 150 g. After the introduction of each component, the solution is mixed for 30 minutes.
В лабораторных условиях приведены исследования заявляемого бурового раствора (составы 4 - 6) и раствора, принятого за прототип предлагаемого изобретения по а.с. СССР N 933696 ( составы 7 - 9). In laboratory conditions, studies of the inventive drilling fluid (
Для сравнения исследованы также необработанный исходный глинистый раствор (состав 1) и обработанный калиевым жидким стеклом (состав 2) и натриевым жидким стеклом (состав 3). For comparison, the untreated initial clay solution (composition 1) and treated with potassium liquid glass (composition 2) and sodium liquid glass (composition 3) were also studied.
В таблице 1 приведены компонентные составы всех указанных растворов. Table 1 shows the component compositions of all these solutions.
В таблице 2 приведены результаты исследований основных технологических свойств растворов, составы которых представлены в таблице 1, а в таблице 3 приведены результаты исследований таких специфических свойств указанных растворов, как крепящая, ингибируюшая и гидрофобизирующая способность. Table 2 shows the results of studies of the main technological properties of solutions, the compositions of which are presented in table 1, and table 3 shows the results of studies of such specific properties of these solutions as fastening, inhibitory and hydrophobizing ability.
Технологические параметры замерялись с помощью стандартных приборов и методик (см. , например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам.- М.: Недра 1979). Удельное электрическое сопротивление (УЭС) замеряли с помощью стандартного резистивиметра ПР-I. Смазочная способность раствора оценивалась с помощью прибора американской фирмы "Fann Instrument Company". Методикой предусмотрены замеры силы тока (I), которая коррелирует с коэффициентом трения при взаимодействии под определенной нагрузкой металлической пары "вращающееся кольцо - неподвижная колодка" в среде исследуемого раствора. Чем меньше сила тока, тем лучше смазочные свойства раствора. Оценка противоприхватных свойств прозводилась с помощью модернизированного прибора СНС-2, позволяющего замерять коэффициент сдвига корки (КСК). Чем меньше значение КСК, тем лучше противоприхватная способность раствора. Technological parameters were measured using standard instruments and techniques (see, for example, Ryazanov Y. A. Reference on drilling fluids. - M .: Nedra 1979). Electrical resistivity (resistivity) was measured using a standard resistor PR-I. The lubricity of the solution was evaluated using an instrument of the American company Fann Instrument Company. The technique provides for measurements of current strength (I), which correlates with the coefficient of friction during interaction under a certain load of a metal pair of "rotating ring - fixed block" in the medium of the test solution. The lower the current, the better the lubricating properties of the solution. Evaluation of the anti-seizing properties was carried out using the modernized device SNS-2, which allows measuring the shear coefficient of the crust (KSK). The lower the value of KSK, the better the anti-seizing ability of the solution.
Как следует из анализа данных таблицы 2, исходный глинистый раствор (состав 1) имеет низкое качество: у него высокий показатель фильтрации (28 см3 за 30 мин), низкие значения статического напряжения сдвига и плохие смазочные и противоприхватные свойства. При вводе в данный раствор калиевого жидкого стекла отмечается неожиданный эффект - снижается показатель фильтрации (состав 2), тогда как при вводе натриевого стекла (состав 3) данный показатель увеличивается. Но только заявляемый раствор (состава 4 - 6) обеспечивает наилучшее качество: минимальные значения показателя фильтрации (3 - 5 см3 за 30 мин), оптимальные значения вязкости и структурно-механических свойств, смазочной и противоприхватной способности. Раствор прототипа (составы 7 - 9) по всем перечисленным показателям уступает заявляемому раствору.As follows from the analysis of the data in Table 2, the initial clay solution (composition 1) is of poor quality: it has a high filtration rate (28 cm 3 in 30 min), low values of static shear stress and poor lubricating and anti-seizing properties. When potassium liquid glass is introduced into this solution, an unexpected effect is noted - the filtration rate decreases (composition 2), while when sodium glass (composition 3) is introduced, this indicator increases. But only the claimed solution (composition 4-6) provides the best quality: the minimum values of the filtration rate (3-5 cm 3 in 30 minutes), the optimal values of viscosity and structural and mechanical properties, lubricating and anti-seizing ability. The solution of the prototype (
В лабораторных условиях также произведена оценка ингибирующих, крепящих и гидрофобизирующих свойств растворов, составы которых представлены в таблице 1. In laboratory conditions, the inhibitory, fastening and hydrophobizing properties of solutions were also evaluated, the compositions of which are presented in table 1.
Крепящая способность раствора оценивалась по величине коэффициента набухания бентонита в среде фильтрации исследуемого раствора (K2) и по величине пластичной прочности набухшего образца бентонита (Pm). Коэффициент набухания определяли с помощью прибора и по медике Городнова В.Д. - "Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении".- М.: Недра, 1977. Для измерения пластической прочности применяли конический пластометр Ребиндера П. А. Чем меньше значения K2 и больше значение Pm, тем лучше крепящие свойства раствора.The fastening ability of the solution was estimated by the value of the coefficient of swelling of bentonite in the filtration medium of the test solution (K 2 ) and the value of the plastic strength of the swollen sample of bentonite (Pm). The swelling coefficient was determined using the device and the physician Gorodnova V.D. - "Physicochemical methods for the prevention of drilling complications." - M .: Nedra, 1977. To measure plastic strength, a Rebinder P. A. conical plastometer was used. The lower the K 2 value and the higher the Pm value, the better the fixing properties of the solution.
Ингибирующие свойства растворов оценивались по показателю увлажняющей способности (По), определяемому в соответствии с РД 39-2-813-82, ВНИИКрнефть, Краснодар, 1982. Данный показатель комплексно учитывает влияние капиллярной пропитки, диффузии, осмотического массопереноса на процесс гидратации бентонита. Чем меньше значения По, тем больше высокой ингибирующей способностью обладает раствор.The inhibitory properties of solutions were evaluated by the moisturizing ability index (P o ), determined in accordance with RD 39-2-813-82, VNIIKrneft, Krasnodar, 1982. This indicator comprehensively takes into account the effect of capillary impregnation, diffusion, and osmotic mass transfer on the process of bentonite hydration. The smaller the values of P about , the more high the inhibitory ability of the solution.
Гидрофобизирующая способность фильтрата бурового раствора оценивалась по величине краевого угла смачивания ( Θ ) на границе "твердое тело (стеклянная пластинка) - фильтрат раствора - керосин". Замеры краевого угла смачивания производили с помощью "оптической скамьи" (Бабалян Г.А и др. "Физико-химические основы применения ПАВ при разработке нефтяных месторождений".- М.: ГТТИ, 1962). Поверхность твердого тела считается гидрофобной, если краевой угол смачивания (Θ) имеет величину от 90 до 180 градусов, и гидрофильной, если (Θ) меньше 90 градусов. The water-repellent ability of the mud filtrate was estimated by the value of the contact angle (Θ) at the boundary "solid (glass plate) - mud filtrate - kerosene". Measurements of the wetting angle were made using the "optical bench" (Babalyan G.A. et al. "Physicochemical Basics of the Use of Surfactants in the Development of Oil Fields" .- M .: GTTI, 1962). A solid surface is considered hydrophobic if the contact angle (Θ) is between 90 and 180 degrees, and hydrophilic if (Θ) is less than 90 degrees.
В таблице 3 приведены результаты проведенных опытов. Table 3 shows the results of the experiments.
Как следует из анализа данных таблицы 3, заявляемый раствор (составы 4 - 6) обладает значительно лучшими крепящими и ингибирующими свойствами по сравнению с раствором - прототипом (составы 7 - 9). Так, коэффициент набухания бентонита в фильтрате заявляемого раствора составляет 0,15 - 0,20 см3/г, а пластическая прочность - 63,8 - 68,2 г/см2. Аналогичные показатели для раствора прототипа находятся в пределах 0,30 - 0,36 см3/г и 52,0 - 57,3 г/см3. По ингибирующей способности, оцениваемой по скорости увлажнения образца бентонита (П), заявляемый раствор значительно превосходит раствор прототипа: скорость увлажнения в первом случае почти в 2 раза ниже, чем во втором. Важным преимуществом заявляемого раствора является способность его фильтрата гидрофобизировать твердую поверхность: краевой угол смачивания на границе фаз существенно выше 90o и находится в пределах 155 - 163o. У фильтрата раствора - прототипа гидрофобизирующей способности нет.As follows from the analysis of the data in table 3, the inventive solution (
Кроме того, фильтрат заявляемого раствора из-за присутствия в нем полигликоля обладает поверхностной активностью, что является положительным свойством для качественного вскрытия продуктивных пластов. In addition, the filtrate of the claimed solution due to the presence of polyglycol in it has surface activity, which is a positive property for high-quality opening of productive formations.
Claims (1)
Глина - 10 - 25
Полигликоль - 3 - 5
Реагент-стабилизатор - 0,3 - 1,0
Указанное жидкое стекло - 0,5 - 3,0
Хлористый калий - 3 - 15
Вода - ОстальноеA drilling fluid for drilling in crumbling rocks, containing clay, a stabilizing reagent, liquid glass and water, characterized in that it contains potassium silicate and additional polyglycol and potassium chloride as liquid glass in the following ratio of ingredients, wt.%:
Clay - 10 - 25
Polyglycol - 3 - 5
Reagent-stabilizer - 0.3 - 1.0
Specified liquid glass - 0.5 - 3.0
Potassium Chloride - 3 - 15
Water - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98122763A RU2163248C2 (en) | 1998-12-16 | 1998-12-16 | Drilling mud for drilling in falling down rocks |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98122763A RU2163248C2 (en) | 1998-12-16 | 1998-12-16 | Drilling mud for drilling in falling down rocks |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98122763A RU98122763A (en) | 2000-10-10 |
| RU2163248C2 true RU2163248C2 (en) | 2001-02-20 |
Family
ID=20213524
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98122763A RU2163248C2 (en) | 1998-12-16 | 1998-12-16 | Drilling mud for drilling in falling down rocks |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2163248C2 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2224780C1 (en) * | 2002-07-16 | 2004-02-27 | Открытое акционерное общество "Нижнекамскнефтехим" | Polyglycol drilling fluid modifier |
| RU2242492C2 (en) * | 2003-01-29 | 2004-12-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Drilling fluid for drilling in collapsing rocks and exposing productive formations |
| RU2344154C2 (en) * | 2007-02-28 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Drilling agent without solid phase |
| RU2374292C2 (en) * | 2007-12-05 | 2009-11-27 | Александр Яковлевич Мандель | Inhibiting drill fluid |
| RU2386656C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells |
| RU2486224C2 (en) * | 2011-09-22 | 2013-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-Производственный Центр "ГеоТехРесурс" | Light salt mud |
| RU2492209C2 (en) * | 2011-07-29 | 2013-09-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method to produce reagent-inhibitor with stabilising properties for treatment of fresh drilling mud |
| RU2675650C1 (en) * | 2018-05-31 | 2018-12-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Polymerclay mud solution |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3920560A (en) * | 1974-06-27 | 1975-11-18 | Texaco Inc | Drilling fluid |
| US4473480A (en) * | 1981-04-24 | 1984-09-25 | W. R. Grace & Co. | High temperature stable fluid loss control system |
| SU1696451A1 (en) * | 1989-06-26 | 1991-12-07 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Drilling mud |
| RU2027732C1 (en) * | 1992-02-21 | 1995-01-27 | Наиб Эйнал оглы Зейналов | Drilling fluid |
| RU2066684C1 (en) * | 1992-08-31 | 1996-09-20 | Рыжов Валентин Михайлович | Method for regulation of drilling mud water loss |
| RU2087515C1 (en) * | 1993-11-12 | 1997-08-20 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Reagent for treating drilling fluids |
-
1998
- 1998-12-16 RU RU98122763A patent/RU2163248C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3920560A (en) * | 1974-06-27 | 1975-11-18 | Texaco Inc | Drilling fluid |
| US4473480A (en) * | 1981-04-24 | 1984-09-25 | W. R. Grace & Co. | High temperature stable fluid loss control system |
| SU1696451A1 (en) * | 1989-06-26 | 1991-12-07 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Drilling mud |
| RU2027732C1 (en) * | 1992-02-21 | 1995-01-27 | Наиб Эйнал оглы Зейналов | Drilling fluid |
| RU2066684C1 (en) * | 1992-08-31 | 1996-09-20 | Рыжов Валентин Михайлович | Method for regulation of drilling mud water loss |
| RU2087515C1 (en) * | 1993-11-12 | 1997-08-20 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Reagent for treating drilling fluids |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2224780C1 (en) * | 2002-07-16 | 2004-02-27 | Открытое акционерное общество "Нижнекамскнефтехим" | Polyglycol drilling fluid modifier |
| RU2242492C2 (en) * | 2003-01-29 | 2004-12-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Drilling fluid for drilling in collapsing rocks and exposing productive formations |
| RU2344154C2 (en) * | 2007-02-28 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Drilling agent without solid phase |
| RU2374292C2 (en) * | 2007-12-05 | 2009-11-27 | Александр Яковлевич Мандель | Inhibiting drill fluid |
| RU2386656C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells |
| RU2492209C2 (en) * | 2011-07-29 | 2013-09-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method to produce reagent-inhibitor with stabilising properties for treatment of fresh drilling mud |
| RU2486224C2 (en) * | 2011-09-22 | 2013-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-Производственный Центр "ГеоТехРесурс" | Light salt mud |
| RU2675650C1 (en) * | 2018-05-31 | 2018-12-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Polymerclay mud solution |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Blkoor et al. | The influence of XC-polymer on drilling fluid filter cake properties and formation damage | |
| RU2163248C2 (en) | Drilling mud for drilling in falling down rocks | |
| Wilfred et al. | Comparative study of basic properties of mud prepared with Nigerian local clay and mud prepared with foreign clay: a case study of Abbi clay deposit | |
| RU2179568C1 (en) | Clayless drilling mud for productive stratum opening | |
| SU1758065A1 (en) | Water-base drilling mud | |
| RU2132351C1 (en) | Drilling mud for drilling loose rock | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| RU2142978C1 (en) | Lubricating composition of water-based drilling mud | |
| RU2102429C1 (en) | Clayless drilling fluid | |
| RU2153518C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2107708C1 (en) | Reagent for treating drilling muds | |
| RU2123023C1 (en) | Aqueous base mud | |
| RU2174996C2 (en) | Drilling mud | |
| RU2327726C2 (en) | Thin clay drilling mud | |
| RU2242492C2 (en) | Drilling fluid for drilling in collapsing rocks and exposing productive formations | |
| RU2001936C1 (en) | Drilling solution | |
| RU2135542C1 (en) | Hydrogel drilling mud | |
| SU1696451A1 (en) | Drilling mud | |
| SU1266852A1 (en) | Clayless drilling mud for stripping producing level | |
| RU2101318C1 (en) | Method of treating drilling mud | |
| RU2143455C1 (en) | Drilling mud | |
| RU1556099C (en) | Clayless drilling liquid | |
| SU1470758A1 (en) | Drilling fluid composition | |
| SU1399322A1 (en) | Potassium drilling fluid | |
| RU2211239C1 (en) | Hydrocarbon-based emulsion drilling mud |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101217 |