close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

буровой раствор

код для вставки
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
RU
(19)
(11)
2 300 548
(13)
C1
(51) МПК
C09K 8/10
(2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21), (22) За вка: 2006100208/03, 10.01.2006
(72) Автор(ы):
Толстунов Сергей Андреевич (RU),
Мозер Сергей Петрович (RU),
Бел ев Алексей Степанович (RU)
(24) Дата начала отсчета срока действи патента:
10.01.2006
(45) Опубликовано: 10.06.2007 Бюл. № 16
износа. Буровой раствор на водной основе
содержит, мас.%: карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 57, пеногаситель - полимер 0,8-1, поглотитель
тепла - Глауберову соль - мирабилит 20-30,
вещество, вызывающее кольматацию, - горчичный
порошок 3-5, воду - остальное. 3 табл.
R U
2 3 0 0 5 4 8
(57) Реферат:
Изобретение относитс к области бурени скважин и может примен тьс при бурении бетона
и особо прочных пород алмазными коронками.
Техническим результатом изобретени вл етс повышение эффективности охлаждени бурового
инструмента и за счет этого - снижение его
Страница: 1
RU
C 1
C 1
(54) БУРОВОЙ РАСТВОР
2 3 0 0 5 4 8
Адрес дл переписки:
199106, Санкт-Петербург, В.О., 21 лини , 2,
СПГГИ (ТУ), патентный отдел, пат.пов.
А.П.Яковлеву, рег. № 314
R U
(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: RU 2051946 С1, 10.01.1996. RU 2103311
С1, 27.01.1998. RU 2231534 C2, 27.06.2004. RU
2222566 C1, 27.01.2004. SU 1106827 A,
07.08.1984. US 5858928 A, 12.01.1999.
(73) Патентообладатель(и):
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образовани "Санкт-Петербургский государственный горный
институт имени Г.В. Плеханова (технический
университет)" (RU)
RUSSIAN FEDERATION
RU
(19)
(11)
2 300 548
(13)
C1
(51) Int. Cl.
C09K 8/10
(2006.01)
FEDERAL SERVICE
FOR INTELLECTUAL PROPERTY,
PATENTS AND TRADEMARKS
(12)
ABSTRACT OF INVENTION
(21), (22) Application: 2006100208/03, 10.01.2006
(72) Inventor(s):
Tolstunov Sergej Andreevich (RU),
Mozer Sergej Petrovich (RU),
Beljaev Aleksej Stepanovich (RU)
(24) Effective date for property rights: 10.01.2006
(45) Date of publication: 10.06.2007 Bull. 16
suppressor 0.8-1, mirabilite (Glauber's salt) as
heat absorbent 20-30, and mustard powder as
mudding component 3-5.
EFFECT: increased drilling tool cooling and
wear efficiency.
3 tbl
R U
2 3 0 0 5 4 8
C 1
C 1
(57) Abstract:
FIELD: drilling engineering.
SUBSTANCE: invention relates to boring wells
and may be used to drill concrete and especially
tough rocks with diamond crowns. Water-based
drilling fluid according to invention contains,
wt %: carboxymethylcellulose 5-7, polymeric foam
Страница: 2
EN
2 3 0 0 5 4 8
(54) DRILLING FLUID
R U
(73) Proprietor(s):
Gosudarstvennoe obrazovatel'noe uchrezhdenie
vysshego professional'nogo obrazovanija
"Sankt-Peterburgskij gosudarstvennyj gornyj
institut imeni G.V. Plekhanova (tekhnicheskij
universitet)" (RU)
Mail address:
199106, Sankt-Peterburg, V.O., 21 linija, 2,
SPGGI (TU), patentnyj otdel, pat.pov.
A.P.Jakovlevu, reg. № 314
RU 2 300 548 C1
5
10
15
20
25
30
Изобретение относитс к области бурени скважин и может примен тьс при бурении
бетона и особо прочных пород алмазными коронками.
Известен буровой раствор (патент РФ №2103311 С09К 7/00, 1998.01.27). Изобретение
относитс к бурению нефт ных и газовых скважин, а именно к составам буровых
растворов. Дл получени высокоингибированного бурового раствора замен ют при
основных ингибирующих компонентов (CaCl2, Са(ОН)2, NaOH) и пеногаситель в известной
рецептуре хлоркальциевого раствора на один компонент комплексную соль. Буровой
раствор содержит глину, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ,
карбоксиметилцеллюлозу КМЦ и комплексную соль при следующем соотношении
ингредиентов, мас.%: бентонит 8-20; КССБ-4 5-7; КМЦ-600 1-2; комплексна соль 1,753,65; вода - остальное. При замене в известной хлоркальциевой рецептуре раствора трех
основных ингибирующих компонентов на комплексную соль сохран етс эквивалентное
содержание по CaCl2 (1-2 мас.%) и поддерживаетс необходима концентраци катионов
кальци в фильтрате (3000-5000 мг/л), при этом ингибирующие свойства предлагаемого
раствора почти в 2 раза превышают аналогичные свойства известной хлоркальциевой
рецептуры бурового раствора. Недостатком указанного изобретени вл етс низкое
охлаждение бурового инструмента, вызывающее его повышенный износ.
Известен безглинистый буровой раствор, прин тый за прототип (патент РФ №2051946,
С09К 7/02, 1996.01.10). Состав относитс к буровым растворам на водной основе дл бурени скважин на нефть и газ. Улучшение технологических свойств и повышение
термостойкости раствора достигаетс тем, что безглинистый буровой раствор содержит,
мас.%: органический стабилизатор КМЦ или гипан 0,8-1,8, каустическую соду 0,5-3,5,
воду и минеральную добавку - оксид цинка 10-55. Недостатком указанного изобретени вл етс низкое охлаждение бурового инструмента, вызывающее его повышенный износ.
Техническим результатом изобретени вл етс повышение эффективности
охлаждени бурового инструмента и, за счет этого, снижение его износа.
Технический результат достигаетс тем, что буровой раствор на водной основе,
содержащий воду, КМЦ, дополнительно содержит в качестве пеногасител полимер, в
качестве поглотител тепла - Глауберову соль - мирабилит, в качестве вещества,
вызывающего кольматацию, - горчичный порошок при следующем соотношении
компонентов, мас.%:
КМЦ
5-7
Полимер
0,8-1
Глауберова соль - мирабилит
Горчичный порошок
35
40
45
50
Вода
3-5
Остальное
Применение предлагаемого изобретени по сравнению с прототипом позвол ет
повысить эффективность охлаждени бурового инструмента и, за счет этого, уменьшить
его износ.
Буровой раствор приготавливают следующим образом. В воду при посто нном
перемешивании добавл ют ингредиенты при следующем соотношении компонентов,
мас.%: КМЦ 5-7, полимер 0,8-1, Глауберову соль (мирабилит) 20-30, горчичный порошок 35.
Далее приготовленный буровой раствор подают по трубам в буримую скважину с
помощью циркул ционной системы. Необходимое количество Глауберовой соли
(мирабилита) и других компонентов бурового раствора принимают исход из имеющихс горно-геологических условий бурени . На забой скважины полученный буровой раствор
подаетс по буровым трубам, в процессе бурени выдавливаетс по зазору между стенкой
скважины и бурильными трубами. На поверхности возможно очищение загр зненного
бурового раствора и, после чего, его снова через циркул ционную систему подают в
буримую скважину.
КМЦ, обладающий свойствами, приведенными в табл.1, используют в качестве
стабилизатора смеси, составл ющей буровой раствор, причем добавл ют в количестве 5-7
Страница: 3
DE
20-30
RU 2 300 548 C1
5
мас.% из услови обеспечени необходимой стабильности бурового раствора. При
добавлении менее 5 мас.% предлагаемый буровой раствор получитс неоднородным. При
добавлении более 7 мас.% предлагаемый буровой раствор не будет обладать
необходимыми текучими свойствами. КМЦ может быть использован по ТУ 6-55-40-90, ТУ 655-221-1311-93, свойства которого приведены в таблице 1.
Таблица 1
Свойства КМЦ (75/400ТУ 6-55-40-90, Торос-2ТУ 6-55-221-1311-93)
Свойства вещества
75/400ТУ 6-55-40-90
Текстура
10
15
Массова дол основного вещества, %, не менее
45
48
Массова дол воды, %, не более
15
12
550-720
Степень полимеризации, не менее
400
Степень замещени по карбоксиметильным группам, в пределах
65-85
75-85
Массова дол алюмини в абсолютно сухом техническом продукте, %, в
пределах
-
0,04-0,5
Растворимость в водном растворе едкого натра с массовой долей 3, не
менее
98
98
Массова дол минерального или растительного масла, %, не менее
-
0,3
Массова дол крахмала, %, в пределах
-
0,3-5,0
Гарантийный срок хранени со дн изготовлени , год
20
25
30
35
40
Не ограничен
Полимер добавл ют в количестве 0,8-1 мас.% дл предотвращени образовани пенной
составл ющей раствора. Верхний предел и нижний пределы выбраны из услови рационального и экономического использовани полимера дл предотвращени вспенивани предлагаемого бурового раствора. При добавлении полимера менее 0,8
мас.% будет наблюдатьс пенна составл юща у предлагаемого бурового раствора.
Добавление полимера более 1 мас.% в предлагаемый буровой раствор вл етс нерациональным.
В качестве полимера используют, например, полиэтилен, полиметилсилоксан (ПМС),
«Комета-метеор» - акриловый полимер с молекул рной массой 30-80 тыс ч.
Горчичный порошок, обладающий свойствами, приведенными в табл.2, используют как
вещество, обладающее высокой кольматирующей способностью дл заполнени возможных трещин в горных породах, предохран тем самым потери бурового раствора в
скважине. Рекомендованное количество горчичного порошка в интервале 3-5 мас.%
прин то из услови обеспечени наиболее эффективной кольматирующей способности
предлагаемого бурового раствора. Верхний предел и нижний пределы выбраны из услови рационального и экономичного использовани горчичного порошка дл достижени необходимой кольматирующей способности предлагаемого бурового раствора. При
добавлении горчичного порошка менее 3 мас.% предлагаемый буровой раствор будет
обладать недостаточной кольматирующей способностью. При добавлении горчичного
порошка более 5 мас.% предлагаемый буровой раствор будет неоднородным. Горчичный
порошок может использоватьс по ТУ 10 РФ 10-034-96 свойства, которого приведены в
таблице 2.
Таблица 2
Свойства горчичного порошка (ТУ 10 РФ 10-034-96)
Основные свойства
45
50
Торос-2ТУ 6-55-221-1311-93
Порошкообразный или волокнистый материал от белого до
кремового цвета
ТУ 10 РФ 10-034-96
Цвет
Желтый
Текстура
Равномерно измельченный
Химический состав
Масличность, %
12-14
Влажность
7,0-7,6 max
Содержание золы, не более
6,6
Аллилизотионат
1,1-1,3
Микробиологическа чистота
Общее количество бактерий
1Ч 10 3
Сальмонелла
Отсутствует
БГКП
Отсутствует
Страница: 4
RU 2 300 548 C1
5
10
15
Вода используетс как основа предлагаемого раствора. Глауберову соль (мирабилит)
используют в буровом растворе в качестве поглотител тепла, причем добавл ют в
количестве 20-30 мас.%. Верхний предел добавлени Глауберовой соли (мирабилита),
равный 30 мас.% принимают из услови растворимости в воде. Нижний предел добавлени Глауберовой соли (мирабилита), равный 20 мас.% прин т из услови отсутстви повышени эффективности охлаждени по сравнению с прототипом.
Глауберова соль (мирабилит) выбрана, потому что обладает свойствами,
позвол ющими достигнуть технического результата. Применение не абразивной в
растворенном виде Глауберовой соли (мирабилита), обладающей следующими
термодинамическими свойствами: удельна теплоемкость - 30,5 кал/моль-град;
температура плавлени -890°С; удельна теплота плавлени - 5,8 ккал/моль; энтропи 35,73 кал/моль?град, вл етс наиболее целесообразным. За счет того, что Глауберова
соль обладает высокой удельной теплоемкостью и хорошей теплопроводностью, она будет
интенсивно поглощать выдел ющеес при бурении тепло, отводить его от забо скважины.
Это позволит снизить износ бурового инструмента и повысить эффективность охлаждени за счет снижени термических нагрузок на него. Распространенность и большие запасы
Глауберовой соли (мирабилита) позвол ют судить о возможности ее промышленной
добычи и использовани в приготовлении бурового раствора.
Состав
20
Глауберова соль КМЦ Горчичный порошок Полимер Вода Эффективность охлаждени по сравнению с прототипом
1-й состав
15
3
2
0,6
79,4
1
2-й состав
20
5
3
0,86
71,14
1,5
2,5
3-й состав
25
6
4
0,95
64,05
4-й состав
30
7
5
1
57
3
5-й состав
35
8
6
1,2
49,8
3,5
Прототип
1
25
30
35
Использование предлагаемого бурового раствора обеспечивает следующие
преимущества:
- повышение эффективности охлаждени бурового инструмента;
- повышение износостойкости бурового инструмента;
- повышение скорости бурени и снижение его себестоимости.
Формула изобретени Буровой раствор на водной основе, содержащий воду, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ,
отличающийс тем, что он дополнительно содержит в качестве пеногасител полимер, в
качестве поглотител тепла - Глауберову соль - мирабилит, в качестве вещества,
вызывающего кольматацию, - горчичный порошок при следующем соотношении
компонентов, мас.%:
КМЦ
5-7
Полимер
0,8-1
Глауберова соль - мирабилит
40
Горчичный Порошок
Вода
3-5
Остальное
45
50
Страница: 5
CL
20-30
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
3
Размер файла
76 Кб
Теги
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа