Ингибирующий буровой раствор (варианты)

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении набухающих неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств раствора и обеспечение стабильности структурно-реологических показателей раствора в процессе бурения набухающих глин, минимизация химических обработок и наработки раствора. Ингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, сополимер и неионный водорастворимый полисахарид - НВП, содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве НВП - гидроксиэтилцеллюлозу, при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 2-3, Силфок 2540 3-7, гидроксиэтилцеллюлоза 0,2-0,5, вода остальное, причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8. По другому варианту ингибирующий буровой раствор содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве НВП - крахмал, при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 2-3, Силфок 2540 3-7, крахмал 0,5-3, вода остальное, причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

 

Группа изобретений относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении набухающих неустойчивых глинистых пород.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является буровой раствор, включающий, мас. %: глинопорошок 2-5,46, катионный полимер ВПК-402 3-5, неионный водорастворимый эфир целлюлозы 0,2-0,5 и воду (патент РФ №2567579 С1, кл. С09K 8/24, опубл. 10.11.2015). В качестве неионного водорастворимого эфира целлюлозы используется известный в бурении реагент - гидроксиэтилцеллюлоза ГЭЦ. Для повышения ингибирующих свойств раствора в него могут быть введены неорганические ингибиторы набухания глин - NaCl или CaCl2.

К недостаткам известного состава относятся низкие ингибирующие свойства раствора, неудовлетворительные структурно-реологические показатели бурового раствора при бурении набухающих глин. Использование известного раствора требует дополнительных периодических химических обработок.

Технический результат предлагаемой группы изобретений - повышение ингибирующих свойств раствора и обеспечение стабильности структурно-реологических показателей раствора в процессе бурения набухающих глин, минимизация химических обработок и наработки раствора.

Предлагаемые ингибирующие буровые растворы включают воду, глинопорошок, сополимер и неионный водорастворимый полисахарид, например, или гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ), или крахмал. В растворе в качестве сополимера содержится Силфок 2540 при следующем соотношении компонентов, мас. %:

глинопорошок 2-3
Силфок 2540 3-7
или ГЭЦ, или крахмал 0,2-0,5 или 0,5-3 соответственно
вода остальное

Содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8.

В качестве неионного водорастворимого полисахарида в предлагаемом растворе используются известные в бурении реагенты эфиры целлюлозы - гидроксиэтилцеллюлоза ГЭЦ (или оксиэтилцеллюлоза ОЭЦ) и крахмал. Для повышения ингибирующих свойств раствора в него могут быть введены неорганические ингибиторы набухания глин, например NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2, CaO, формиаты и ацетаты натрия и калия.

Предлагаемый раствор может включать различные марки глинопорошка, от которого зависит его оптимальная концентрация. В буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок: ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, которые выпускаются в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход. Для глинопорошка марки ПБМВ концентрация составляет от 2% до 3%.

При необходимости буровой раствор может утяжеляться баритовым концентратом.

В качестве сополимера в предлагаемом растворе используют Силфок 2540 (ТУ 2227-001-92802291-2013), который получают сополимеризацией из смеси мономеров - хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в соотношении от 99:1 до 92:8.

Структурная формула сополимера Силфок 2540

Силфок 2540 представляет с собой вязкую жидкость с концентрацией основного вещества от 25% до 45% в зависимости от молекулярной массы. У Силфок 2540 молекулярная масса хорошо контролируется в отличие от Полидадмахов (ВПК-402). Молекулярная масса сополимера в реагенте Силфок 2540 - величина постоянная в отличие от ВПК-402, в котором содержание полимеров с различной молекулярной массой колеблется в широких пределах, а за молекулярную массу принимают среднее значение, которая составляет примерно 3⋅105. Такой разброс величины молекулярной массы в составе ВПК-402 связан с процессом полимеризации, что создает определенные трудности при химической обработке буровых растворов. Разные партии ВПК-402 могут сильно различаться по молекулярной массе, следовательно, и по свойствам. Для стабилизации молекулярной массы в реакционную смесь добавляют мономер малеинового ангидрида, который позволяет контролировать процесс сополимеризации.

Осуществление предлагаемых изобретений поясняется таблицами 1-4. В таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию состава Силфок 2540 на ингибирующие свойства буровых растворов при различных соотношениях мономеров, хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида в сополимере Силфок 2540.

В таблице 2 приведены результаты проведенных промысловых исследований, подтверждающие влияние Силфок 2540 и неионных полисахаридов на технологические показатели раствора. В таблицах 1-4 приняты следующие сокращения и обозначения:

Т - условная вязкость, (с); ПФ - показатель фильтрации (см3 за 30 мин); ηпл - пластическая вязкость (мПа⋅с); τ0 - динамическое напряжения сдвига (Па); CHC1 - статистическое напряжение сдвига за 1 минуту (дПа); СНС10 - статистическое напряжение сдвига за 10 минут (дПа); ГБ - глинопорошок бентонитовый ПБМВ; ГР - глинистый раствор, дадмах - хлорид диаллилдиметиламмония, ма - малеиновый ангидрид.

В таблице 3 приведены результаты проведенных промысловых исследований по наработке и утилизации растворов на скважинах №939 и №1082 Астраханского ГКМ.

В таблице 4 приведены усредненные технологические показатели бурового раствора с ВПК-402 для скважины №939 и с сополимером Силфок 2540 для скважины №1082 Астраханского ГКМ.

Из таблицы 1 следует, что относительное увеличение массы образца за счет проникновения водной фазы раствора через 7 суток уменьшается при использовании сополимера Силфок 2540 по сравнению с известным катионным буровым раствором, в состав которого входит ВПК-402.

При содержании мономера малеинового ангидрида менее 1% свойства реагента практически не отличаются от свойств ВПК -402 по влиянию на ингибирующие параметры буровых растворов (табл. 1, п. 1 и 3), а при содержании мономера малеинового ангидрида более 8% наблюдается излишек мономера малеинового ангидрида, который не вступает в реакцию (табл. 1, п. 7). Перерасход мономера малеинового ангидрида приводит к удорожанию Силфок 2540 без улучшения качества реагента. Поэтому оптимальное содержание мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8 мас. %.

Ингибирующие свойства предлагаемого состава оценивались по изменению пропитки в образцах глин. Относительное увеличение массы в % определяется по формуле:

где m2 - масса образца, выдержанного в испытуемой среде в течение 7 сут.;

m1 - масса исходного образца.

Из таблицы 2 видно, что при содержании Силфок 2540 менее 3% и ГЭЦ менее 0,2% или крахмала менее 0,5% технологические показатели раствора имеют неприемлемые значения (табл. 2, п. 3 и 9), а именно высокое значение ПФ и нулевые СНС1/10. При содержании Силфок 2540 более 7% и ГЭЦ более 0,5% или крахмала более 3% наблюдается перерасход реагента без улучшения технологических показателей бурового раствора (табл. 2, п. 8 и 13).

Ввод сополимера Силфок 2540 в буровой раствор в количестве 3-7% обеспечивает повышение его ингибирующих свойств, обеспечивает стабильность структурно-реологических показателей рабочей жидкости при бурении набухающих глин, минимизацию периодических химических обработок и наработки.

В настоящее время из огромного списка испытанных ингибирующих буровых растворов на Астраханском ГКМ в мульдовой зоне нельзя выделить хотя бы один состав, применение которого позволило бы осуществить бурение надсолевого интервала без наработки избыточного объема раствора. Учитывая накопленный опыт, можно констатировать, что средняя регламентируемая наработка бурового раствора при бурении скважин на Астраханском ГКМ в интервале 350-3000 м составляет 2000 м3, 1900 м3 из которых подлежат утилизации.

Промысловые испытания предлагаемого поликатионного бурового раствора осуществлялись при бурении скважины №1082 Астраханского ГКМ. Высокие ингибирующие и самоочищающиеся свойства поликатионного раствора предотвратили наработку, обеспечили стабильность структурно-реологических показателей рабочей жидкости при бурении набухающих глин в надсолевых отложениях, минимизацию периодических химических обработок.

Поликатионные сополимеры Силфок 2540 выпускаются для обработки буровых растворов, используемых в сложных геолого-технических условиях. Результаты проведенных испытаний на Астраханском ГКМ показали, что введение сополимера Силфок 2540 в состав раствора приводит к значительному улучшению ингибирующей способности раствора по сравнению с растворами, содержащими ВПК-402 и другие марки полидадмахов. Кроме того, у буровых растворов, стабилизированных сополимером Силфок 2540, структурно-реологические показатели значительно мягче и легче управляемы.

Предлагаемые буровые растворы готовят следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют сополимер Силфок 2540. Далее при интенсивном перемешивании последовательно вводят водорастворимый неионный полисахарид, при необходимости добавляют соли и баритовый утяжелитель.

1. Ингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, сополимер и неионный водорастворимый полисахарид, отличающийся тем, что содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве неионного водорастворимого полисахарида - гидроксиэтилцеллюлозу, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

глинопорошок 2-3
Силфок 2540 3-7
гидроксиэтилцеллюлоза 0,2-0,5
вода остальное

причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8.

2. Ингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, сополимер и неионный водорастворимый полисахарид, отличающийся тем, что содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве неионного водорастворимого полисахарида - крахмал, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

глинопорошок 2-3
Силфок 2540 3-7
крахмал 0,5-3
вода остальное

причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение протяженности изоляционного экрана, повышение нефтеотдачи пласта за счет осадкообразования и закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон.

Изобретение относится к способу получения блок-сополимеров, к блок-сополимеру и его применению в качестве регулятора реологических свойств жидкой среды. Способ получения блок-сополимера включает этап (Е) мицеллярной радикальной полимеризации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для растворения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности скважинного оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах.
Изобретение относится к резинотехнической промышленности и может быть использовано в нефтедобывающей отрасли. Нефтепромысловый элемент получают из композиции, включающей компоненты при следующем соотношении, мас.ч.: бутадиен-нитрильный каучук – БНК или комбинация БНК с гидрированным бутадиен-нитрильным каучуком – ГБНК (100,0), эфир целлюлозы (1,0-30,0), сополимер акриловой кислоты с амидом акриловой кислоты или акрилатом калия (60,0-120,0), технический углерод (50,0-90,0), высокодисперсный оксид кремния (15,0-50,0), оксид цинка (3,0-7,0), магнезия жженая (3,0-10,0), стеариновая кислота (1,5-3,0), антиоксиданты (2,0-3,0), вулканизующая система: сера (0,5-3,0) и ускорители вулканизации (1,3-3,5) или органический пероксид (4,5-10,0) и соагент вулканизации (100% активного вещества) (3,6-5,0), технологические добавки (1,0-3,0).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Группа изобретений относится к покрытию стоматологических керамических материалов. Технический результат – окрашивание без ущерба для яркости, имитация внешнего вида индивидуального природного зуба, легкая наносимость раствора для покрытия.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему: обеспечение пуццолановой суспензии, содержащей пуццолан и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей.

В настоящем изобретении приводится композиция поверхностно-активного вещества для использования в обработке и извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации. Композиция поверхностно-активного вещества для обработки несущей жидкое ископаемое топливо подземной формации, содержащая первичное поверхностно-активное вещество - ПАВ, агент, придающий композиции стабильность, выбранный из группы, состоящей из молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината, растворителя и их смеси, а также воды для закачки, причем первичное поверхностно-активное вещество содержит вещество, представленное приведенной формулой, вещество, представленное другой приведенной формулой, и молекула вспомогательного вещества характеризуется приведенной для нее формулой. Способ получения указанной выше композиции, включающий смешение первичного ПАВ с указанным агентом. Способ извлечения жидкого ископаемого топлива из несущей его подземной формации, состоящий из закачки указанной выше композиции по одной или более нагнетательных скважин, так что нефть появляется из одной или более добывающих скважин. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти. 3 н. и 7 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к способу цементирования, способу уменьшения загрязнения примесями при получении цементной композиции, к цементной системе с замедленным сроком схватывания и композиции для цементирования. Способ цементирования включает получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, первичный замедлитель схватывания и вторичный замедлитель схватывания, где указанная цементная композиция с замедленным схватыванием загрязнена цементирующей примесью в количестве примерно 5% по массе от массы пемзы или менее; хранение цементной композиции с замедленным схватыванием в текучем состоянии, пригодном для перекачивания, в течение периода времени примерно 1 дня или более; активацию указанной цементной композиции с замедленным схватыванием с получением активированной цементной композиции; введение активированной цементной композиции в подземный пласт; и обеспечение возможности схватывания активированной цементной композиции в подземном пласте. Технический результат - снижение капитальных и эксплуатационных затрат. 4 н. и 30 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ. Предложен способ ограничения водопритока в скважину, включающий приготовление и закачку водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. Предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм. Гелеобразующую композицию готовят путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент – остальное. Осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0%-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80% от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0%-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку. Техническим результатом является блокировка высокообводненных нефтяных скважин за счет увеличения изоляционных свойств создаваемых экранов, не требующих обязательного закрепления дополнительными тампонажными материалами. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Данное изобретение обеспечивает достижение технического результата в части улучшенного регулирования водоотдачи, гидратации, осаждения и разделения водных цементирующих композиций в широких температурных и временных интервалах. Изобретение относится к способу изготовления водной цементирующей суспензии, способу изготовления конструкции нефтяной скважины, к водной цементирующей композиции. Данное изобретение основано по меньшей мере частично на частицах с выделением в воду, используемых в качестве добавок для композиций, при этом частицы активируются, чтобы регулировать реологию, когда водорастворимые части частиц высвобождаются в присутствии воды. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к набухающему изделию, а также к способам его изготовления и применения. Технический результат заключается в облегчении набухания изделия под воздействием текучей среды. Набухающее изделие содержит материал матрицы, способный к расслоению материал на основе графена, расположенный в материале матрицы, и интеркалат, расположенный между слоями материала на основе графена. Способный к расслоению материал на основе графена функционально выполнен с возможностью расширения при приложении ультразвуковых частот к материалу на основе графена и с возможностью облегчения набухания набухающего изделия под воздействием выбранной текучей среды посредством сорбирования углеводородов в текучей среде. Набухание обеспечивает взаимодействие набухающего изделия со смежной структурой. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области переработки угля, конкретно к способу получения угольно-щелочного реагента для бурения нефтяных и газовых скважин и как разжижителя шлама в производстве цемента. Технический результат - получение угольно-щелочного реагента из отходов углемойки по упрощенной технологии при минимальных энергозатратах и сохранении качества продукта. В способе получения угольно-щелочного реагента, включающем измельчение отходов углемойки и их обработку водным раствором щелочи, используют отходы углемойки влажностью от 10 до 40% и измельчают их до размера частиц не более 50 мм, после чего проводят обработку отходов водным 50% раствором соды кальцинированной в реакторе-смесителе при температуре нагрева 200°C в течение 30 минут, в полученную нагретую гомогенную суспензию добавляют известь гашеную и перемешивают в течение 60 минут, при этом компоненты используют при следующем соотношении, мас.%: измельченные отходы углемойки от 60 до 65%; известь гашеная от 5 до 10%; сода кальцинированная от 15 до 20%; вода остальное. 2 пр.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода. Способ извлечения нефти содержит: обеспечение потока диоксида углерода к нефтеносной залежи, введение указанного выше димерного неионогенного поверхностно-активного вещества или его региоизомера в поток диоксида углерода для формирования смеси и нагнетание смеси в нефтеносную залежь. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности способа. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к применению алюминатов щелочных металлов и силикатов щелочных металлов с цементной пылью для получения затвердевающей композиции для применения в подземных операциях. В одном из вариантов реализации изобретения предложен способ, включающий введение в подземный пласт затвердевающей композиции, содержащей цементную пыль, алюминат щелочного металла, силикат щелочного металла и водную несущую текучую среду; и обеспечение возможности схватывания по крайней мере части затвердевающей композиции и тем самым снижения потока флюида через часть подземного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - эффективное предотвращение потери циркуляции флюида. 4 н. и 27 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к бурению. Технический результат - получение облегченного раствора с плотностью 650-780 кг/м3, обладающего низким газосодержанием и низкими реологическими свойствами, что позволяет использовать полученный буровой раствор в открытой циркуляционной системе без применения дополнительного оборудования по герметизации устья, а также систем и способов пеногашения в процессе циркуляции, снижение гидравлической нагрузки на пласты с аномально низким пластовым давлением АНПД и уменьшение потерь бурового раствора при проведении технологических операций. Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением включает: смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью при 600-1500 об/мин до получения эмульсионного состава, добавление в этот эмульсионной состав афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ, диспергирование полученной смеси, введение облегчающей добавки при двухстадийном режиме перемешивания: 600-1500 об/мин в течение 10-30 минут на первой стадии и последующее диспергирование полученного раствора при скорости вращения 1500-2500 об/мин в течение 15-60 минут на второй стадии, при этом в качестве гелирующего агента используют высокодисперсный аморфный диоксид кремния, или водный раствор смеси омыленных жирных кислот, или их смесь при следующем соотношении компонентов, об. %: указанный гелирующий агент 1-10; афронобразующий ПАВ 2-10; облегчающая добавка 0,1-15; углеводородная жидкость 65,0-96,9. 8 з.п. ф-лы, 3 табл.

В настоящем документе описаны цементные композиции и способы применения цементных композиций в подземных пластах. В одном из вариантов реализации изобретения предложен способ цементирования в подземном пласте, включающий: обеспечение цементной композиции, содержащей воду, пуццолан, гашеную известь и цеолитный активатор; и обеспечение возможности схватывания цементной композиции в подземном пласте, причем цеолитный активатор расположен на поверхности пуццолана. Технический результат - ускорение нарастания прочности на сжатие цементной композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 ил., 6 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении набухающих неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств раствора и обеспечение стабильности структурно-реологических показателей раствора в процессе бурения набухающих глин, минимизация химических обработок и наработки раствора. Ингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, сополимер и неионный водорастворимый полисахарид - НВП, содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве НВП - гидроксиэтилцеллюлозу, при следующем соотношении компонентов, мас. : глинопорошок 2-3, Силфок 2540 3-7, гидроксиэтилцеллюлоза 0,2-0,5, вода остальное, причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8. По другому варианту ингибирующий буровой раствор содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве НВП - крахмал, при следующем соотношении компонентов, мас. : глинопорошок 2-3, Силфок 2540 3-7, крахмал 0,5-3, вода остальное, причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

Наверх