RU2695732C2 - Method for preparation of hydrocarbon phase of waste invert-emulsion drilling mud as base for preparation of process fluids used in drilling and development of wells - Google Patents
Method for preparation of hydrocarbon phase of waste invert-emulsion drilling mud as base for preparation of process fluids used in drilling and development of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2695732C2 RU2695732C2 RU2017130770A RU2017130770A RU2695732C2 RU 2695732 C2 RU2695732 C2 RU 2695732C2 RU 2017130770 A RU2017130770 A RU 2017130770A RU 2017130770 A RU2017130770 A RU 2017130770A RU 2695732 C2 RU2695732 C2 RU 2695732C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- hydrocarbon phase
- organic solvent
- surfactant
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 57
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 57
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 28
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 29
- 239000002699 waste material Substances 0.000 title abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000006259 organic additive Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 10
- WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N Benzyl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CC=C1 WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims description 8
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 8
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000019445 benzyl alcohol Nutrition 0.000 claims description 3
- 229940035429 isobutyl alcohol Drugs 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 12
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 229920005676 ethylene-propylene block copolymer Polymers 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 48
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 29
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 9
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 6
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 230000000368 destabilizing effect Effects 0.000 description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- -1 dioxane alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000012388 gravitational sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000000930 thermomechanical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K3/00—Materials not provided for elsewhere
- C09K3/32—Materials not provided for elsewhere for absorbing liquids to remove pollution, e.g. oil, gasoline, fat
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Public Health (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и позволяет решить проблему безотходной технологии бурения скважин при использовании инвертно-эмульсионных буровых растворов, за счет выделения углеводородной основы указанных отработанных растворов и ее повторного использования для приготовления технологических жидкостей, применяемых для бурения и освоения скважин.The invention relates to the field of drilling oil and gas wells and allows to solve the problem of non-waste drilling technology when using invert emulsion drilling fluids, due to the allocation of the hydrocarbon base of these spent fluids and its reuse for the preparation of process fluids used for drilling and well development.
Инвертно-эмульсионные буровые растворы (далее - ИЭР) в настоящее время находят широкое применение при бурении скважин, что связано с их высокой эффективностью и рядом преимуществ перед буровыми растворами на водной основе. К таким преимуществам относятся: сохранение естественной продуктивности пласта, ввиду схожей физико-химической природы углеводородной основы растворов и флюидов, насыщающих продуктивный пласт; инертность по отношению к неустойчивым глинистым и соленосным отложениям; низкая диспергирующая способность в отношении выбуренной породы; устойчивость к проявлениям рапы и кислых газов; высокие смазочные и антикоррозионные свойства.Invert-emulsion drilling fluids (hereinafter referred to as IER) are currently widely used in well drilling, which is associated with their high efficiency and a number of advantages over water-based drilling fluids. Such advantages include: maintaining the natural productivity of the reservoir, due to the similar physicochemical nature of the hydrocarbon base of the solutions and fluids saturating the reservoir; inertness in relation to unstable clay and saline deposits; low dispersing ability in relation to the cuttings; resistance to manifestations of brine and acid gases; high lubricating and anti-corrosion properties.
В последнее время при строительстве скважин уделяется большое внимание экологической безопасности проводимых работ. В этом отношении перспективным представляется при проведении комплекса работ по созданию и внедрению технологических жидкостей предусматривать разработку технологий их последующей утилизации, что позволит снизить техногенную нагрузку на окружающую природную среду. Актуальность этого вопроса существенно возрастает при разработке и внедрении ИЭР, поскольку такие растворы включают углеводородную составляющую, поступление которой в объекты окружающей природной среды является недопустимым. Кроме этого, углеводородная основа ИЭР является дорогостоящим товарным продуктом, что обуславливает экономическую заинтересованность в ее возращении в производственный цикл. Таким образом, при разработке технологий утилизации отработанных ИЭР, как с экологической, так и с экономической точек зрения, целесообразным представляется выделение из них углеводородной фазы и ее последующее повторное применение в качестве основы для приготовления технологических жидкостей различного назначения, преимущественно, необходимых при бурении и освоении скважин. Это позволит значительно сократить материальные расходы на приготовление ИЭР и снизить транспортные расходы на вывоз отработанных технологических жидкостей.Recently, during the construction of wells, much attention has been paid to the environmental safety of ongoing work. In this regard, it seems promising when carrying out a set of works on the creation and implementation of process fluids to provide for the development of technologies for their subsequent disposal, which will reduce the technogenic load on the environment. The relevance of this issue increases significantly during the development and implementation of the IEM, since such solutions include a hydrocarbon component, the entry of which into the objects of the environment is unacceptable. In addition, the hydrocarbon base of the IER is an expensive commodity product, which leads to economic interest in its return to the production cycle. Thus, when developing technologies for the disposal of spent IER, both from an environmental and from an economic point of view, it seems advisable to isolate the hydrocarbon phase from them and its subsequent reuse as a basis for the preparation of technological fluids for various purposes, mainly necessary for drilling and development wells. This will significantly reduce material costs for the preparation of IEM and reduce transportation costs for the disposal of waste process fluids.
Известен способ электрофоретического выделения углеводородной фазы ИЭР путем отделения воды и твердой фазы с использованием специального аппарата, в котором установлены положительно и отрицательно заряженные электроды, с приложением напряжения от 200 до 5000 В. Под действием электрического поля мелкие частицы твердой фазы и капли воды движутся в направлении отрицательно заряженного электрода, благодаря чему происходит разделение ИЭР на отдельные фазы (Заявка МХ 2009009509, Мексика). Недостатками известного способа являются отсутствие возможности качественного разделения фаз ИЭР, использование дорогостоящего специального оборудования, необходимость повышенных затрат электроэнергии и соблюдения специальных требований к правилам безопасности при работе на электрофорезной установке. Кроме того, отсутствует возможность реализовать указанный способ утилизации в условиях буровой с применением имеющегося там стандартного набора оборудования.There is a method of electrophoretic separation of the hydrocarbon phase of the ESI by separating water and a solid phase using a special apparatus in which positive and negatively charged electrodes are installed, with a voltage of 200 to 5000 V. Small particles of a solid phase and water droplets move in the direction negatively charged electrode, due to which there is a separation of the IER into separate phases (Application MX 2009009509, Mexico). The disadvantages of this method are the lack of the possibility of high-quality phase separation of the IEM, the use of expensive special equipment, the need for increased energy costs and compliance with special requirements for safety rules when working on an electrophoretic installation. In addition, it is not possible to implement the indicated disposal method in a drilling environment using the standard set of equipment available there.
Известен способ выделения углеводородной фазы из отработанного ИЭР (Патент США №20150345273), согласно которому ИЭР подвергают нагреву с последующим выпариванием углеводородов, воды и отделением твердого осадка, включающего твердую фазу раствора и минеральные соли. Нагрев осуществляют термомеханическим методом в специальных установках. Недостатками известного способа являются: неэффективное разделение на фазы углеводородсодержащего бурового раствора, необходимость существенных затрат энергии на выпаривание ИЭР, использование специального оборудования, требующего соблюдения повышенных требований к правилам безопасности. Также отсутствует возможность реализовать указанный способ с применением имеющегося на буровой стандартного набора оборудования.A known method of separating the hydrocarbon phase from the spent IER (US Patent No. 2015345273), according to which the IER is subjected to heating, followed by evaporation of hydrocarbons, water and separation of the solid precipitate, including the solid phase of the solution and mineral salts. Heating is carried out by the thermomechanical method in special installations. The disadvantages of this method are: inefficient phase separation of a hydrocarbon-containing drilling fluid, the need for significant energy costs for evaporation of the IER, the use of special equipment that requires compliance with the increased requirements for safety rules. Also, it is not possible to implement this method using the standard set of equipment available on the rig.
Известен способ (Патент США №20030100452) утилизации бурового раствора на углеводородной основе, загрязненного избытком водной фазы, предусматривающий частичное выделение последней из углеводородной дисперсионной среды. Способ реализуется путем частичного разрушения эмульсии под действием комплекса специальных реагентов в концентрации 0,01-15% (предпочтительно 1-5%) от объема исходного раствора. Предлагаемый комплекс реагентов включает анионные и неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ), а также алкилполигликозиды. В качестве анионных ПАВ используют алкилсульфаты, алкилсульфонаты, алкиларилсульфонаты. Неионогенные ПАВ представляют собой алкилполигликозиды, этоксилированные спирты, этоксилированные эфиры. Согласно известному способу в исходный ИЭР добавляют указанный комплекс ПАВ, перемешивают на механической мешалке в течение 1 минуты, затем смесь оставляют отстаиваться в течение нескольких часов, после этого выделенная снизу водная фаза откачивается насосами на обезвреживание, углеводородная фаза остается в составе неразрушенной эмульсии с пониженным содержанием водной фазы.A known method (US Patent No. 20030100452) utilization of a hydrocarbon-based drilling fluid contaminated with excess aqueous phase, providing for the partial separation of the latter from the hydrocarbon dispersion medium. The method is implemented by partial destruction of the emulsion under the action of a complex of special reagents in a concentration of 0.01-15% (preferably 1-5%) of the volume of the initial solution. The proposed complex of reagents includes anionic and nonionic surfactants (surfactants), as well as alkylpolyglycosides. As anionic surfactants, alkyl sulfates, alkyl sulfonates, alkylaryl sulfonates are used. Nonionic surfactants are alkylpolyglycosides, ethoxylated alcohols, ethoxylated esters. According to the known method, the specified surfactant complex is added to the initial IER, mixed on a mechanical stirrer for 1 minute, then the mixture is left to settle for several hours, after which the aqueous phase separated from the bottom is pumped out by pumps for neutralization, the hydrocarbon phase remains in the composition of the intact emulsion with a low content water phase.
Недостатком известного способа является отсутствие возможности выделения качественной углеводородной фазы, пригодной для повторного использования.The disadvantage of this method is the inability to allocate high-quality hydrocarbon phase, suitable for reuse.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ разрушения и утилизации отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора (Патент РФ №2386657). Сущность известного способа заключается во введении в отработанный ИЭР добавок: реагента на основе смеси высших диоксановых спиртов, раствора коагулянта (водный раствор сульфата алюминия с концентрацией 100-350 г/л), раствора смеси неионогенных и ионогенных поверхностно-активных компонентов в органическом растворителе. При этом вышеуказанные добавки вводят в отработанный буровой раствор последовательно, и после ввода каждой добавки смесь перемешивают в течение не менее 0,5 часа, далее смесь отработанного бурового раствора и добавок выдерживают не менее 6 часов, производят последующее центрифугирование и отделившуюся при этом углеводородную фазу направляют на повторное использование. Основным недостатком указанного способа является необходимость применения центрифугирования для выделения углеводородной фазы ИЭР, что усложняет технологическую схему процесса, требует специального оборудования (вертикальной сепарирующей центрифуги периодического действия) и вызывает необходимость повышенных затрат электроэнергии. Стандартные центрифуги, входящие в комплект очистного оборудования буровой установки, являются центрифугами проточного типа, время нахождения в них одной порции раствора не достаточно для разделения эмульсии на две фазы даже при минимально возможной подаче раствора (3-4 л/с).Closest to the proposed technical solution is a method of destruction and disposal of spent invert-emulsion drilling fluid (RF Patent No. 2386657). The essence of the known method consists in introducing additives into the spent IER: a reagent based on a mixture of higher dioxane alcohols, a coagulant solution (an aqueous solution of aluminum sulfate with a concentration of 100-350 g / l), a solution of a mixture of nonionic and ionogenic surface-active components in an organic solvent. Moreover, the above additives are introduced into the spent drilling fluid sequentially, and after each additive is introduced, the mixture is stirred for at least 0.5 hours, then the mixture of spent drilling mud and additives is kept for at least 6 hours, subsequent centrifugation is carried out and the hydrocarbon phase separated in this case is sent for reuse. The main disadvantage of this method is the need for centrifugation to separate the hydrocarbon phase of the ESI, which complicates the technological scheme of the process, requires special equipment (a vertical separating centrifuge of periodic action) and necessitates increased energy costs. The standard centrifuges included with the drilling rig cleaning equipment are flow-type centrifuges, the residence time of one portion of the solution in them is not enough to separate the emulsion into two phases even with the minimum possible flow rate of the solution (3-4 l / s).
Технический результат, достигаемый при осуществлении заявляемого изобретения, заключается в возможности выделения качественной углеводородной фазы, пригодной для повторного использования, при одновременном упрощении процесса выделения углеводородной фазы из отработанных ИЭР за счет исключения необходимости применения специального оборудования (центрифуги) и снижение энергетических затрат при этом.The technical result achieved by the implementation of the claimed invention consists in the possibility of isolating a high-quality hydrocarbon phase suitable for reuse, while simplifying the process of separating the hydrocarbon phase from spent IER by eliminating the need for special equipment (centrifuges) and reducing energy costs.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов для последующего использования ее в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, применяемых при бурении и освоении скважин, включающий введение в отработанный инвертно-эмульсионный буровой раствор раствора неионогенного поверхностно-активного вещества ПАВ в органическом растворителе и добавок, проведение перемешивания смеси после введения каждого вещества в течение не менее 0,5 часа, выдержку смеси и отделение в последующем углеводородной фазы, при этом новым является то, что в качестве добавок используют техническую воду, и деэмульгатор на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена, а в качестве раствора неионогенного ПАВ в органическом растворителе используют ПАВ с гидрофильно-липофильным балансом не менее 12, которое растворено в концентрации 20 об. % в органическом растворителе, при этом вышеуказанные вещества вводят в следующей последовательности: техническая вода, указанный раствор ПАВ и указанный деэмульгатор, и после вышеуказанного перемешивания полученную смесь выдерживают без перемешивания не менее 24 часов, причем указанные добавки и раствор указанного ПАВ берут в следующем соотношении на 100 об.ч. отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора, об.ч.:The specified technical result is achieved by the proposed method for the preparation of the hydrocarbon phase of spent invert-emulsion drilling fluids for its subsequent use as a basis for the preparation of process fluids used in drilling and well development, including the introduction of a solution of a nonionic surfactant surfactant into the spent invert-emulsion drilling fluid in an organic solvent and additives, mixing the mixture after introducing each substance into at least 0.5 hours, holding the mixture and separating the subsequent hydrocarbon phase, the new one is that process water is used as additives and a demulsifier based on block copolymers of ethylene oxide and propylene, and as a solution of a nonionic surfactant in organic solvent using surfactants with a hydrophilic-lipophilic balance of at least 12, which is dissolved in a concentration of 20 vol. % in an organic solvent, while the above substances are introduced in the following sequence: industrial water, the specified surfactant solution and the specified demulsifier, and after the above mixing, the resulting mixture is kept without stirring for at least 24 hours, and these additives and the solution of the specified surfactant are taken in the following ratio 100 rpm spent invert emulsion drilling fluid, vol.h .:
В качестве раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе используют реагент Неонол ΑФ9-12, или Реверсмол марки В, или Синтанол АЛМ-10, растворенный в изобутиловом спирте, или изопропиловом спирте, или бензиловом спирте.As a solution of a nonionic surfactant in an organic solvent, the reagent Neonol ΑF 9-12 , or Reversmol grade B, or Sintanol ALM-10 dissolved in isobutyl alcohol or isopropyl alcohol or benzyl alcohol is used.
В качестве деэмульгатора на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена используют реагент Дисолван 4411 или ИН-ДЭМ.As a demulsifier based on block copolymers of ethylene oxide and propylene, the reagent Disolvan 4411 or IN-DEM is used.
Приведенный технический результат обеспечивается за счет следующего.The technical result is provided due to the following.
Механизм выделения углеводородной фазы предлагаемым способом из отработанных ИЭР заключается в следующем. Благодаря экспериментально подобранным веществам, рекомендуемым для введения в отработанный буровой раствор, а также их количеству и режимам ввода, происходит снижение кинетической и агрегативной устойчивости эмульсии ИЭР, коалесценция капель дисперсной водной фазы и расслоение ставшей термодинамически неустойчивой системы вследствие разности плотностей на углеводородную фазу и водную фазу с частично неразрушенным слоем эмульсии, твердыми наполнителями и выбуренным шламом.The mechanism for the allocation of the hydrocarbon phase of the proposed method from spent IER is as follows. Due to the experimentally selected substances recommended for introduction into the spent drilling fluid, as well as their quantity and input modes, the kinetic and aggregative stability of the emulsion emulsion decreases, the droplets of the dispersed aqueous phase coalesce and the thermodynamically unstable system becomes stratified due to the difference in density between the hydrocarbon phase and the aqueous phase with a partially undamaged emulsion layer, solid fillers and drill cuttings.
Введение технической воды повышает объемную долю водной фазы в составе дисперсной системы, что ведет к нарушению сбалансированного соотношения «углеводород-вода» и, вследствие этого, оказывает дестабилизирующее действие на эмульсию типа «вода в масле», которой являются отработанные ИЭР.The introduction of process water increases the volume fraction of the aqueous phase in the composition of the disperse system, which leads to a violation of the balanced hydrocarbon-water ratio and, as a result, has a destabilizing effect on the water-in-oil emulsion, which is spent IER.
Введение в отработанный ИЭР раствора неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе оказывает дополнительное дестабилизирующее действие на эмульсию «вода в масле». Указанные неионогенные ПАВ являются эмульгаторами преимущественно прямых эмульсий и способствуют образованию в системе термодинамически не устойчивой множественной микроэмульсии, то есть смеси эмульсий I и II рода. Спирты, выступающие в качестве органического растворителя неионогенных ПАВ, и вводимые вместе с ними в дисперсную систему, также создают более благоприятные условия для ее расслаивания с выделением углеводородной фазы, что связано с частичным замещением молекул эмульгаторов, адсорбированных на границе раздела фаз масло-вода, на молекулы вводимых спиртов. При этом молекулы спиртов не являются эффективными стабилизаторами эмульсий, что приводит к снижению агрегативной устойчивости дисперсной системы. Использование неионогенного ПАВ именно с гидрофильно-липофильным балансом (ГЛБ) не менее 12 обусловлено тем, что данные ПАВ, выступающие инвертором эмульсии второго рода, способствуют протеканию в системе процесса катастрофической инверсии фаз, являющегося одним из путей деэмульгирования отработанных ИЭР.The introduction of a solution of a nonionic surfactant in an organic solvent into the spent IER has an additional destabilizing effect on the water-in-oil emulsion. These nonionic surfactants are emulsifiers of predominantly direct emulsions and contribute to the formation of a thermodynamically unstable multiple microemulsion in the system, that is, a mixture of emulsions of the first and second kind. Alcohols acting as an organic solvent of nonionic surfactants, and introduced together with them into a disperse system, also create more favorable conditions for its separation with the release of the hydrocarbon phase, which is associated with the partial replacement of emulsifier molecules adsorbed at the oil-water interface by molecules of introduced alcohols. Moreover, alcohol molecules are not effective stabilizers of emulsions, which leads to a decrease in the aggregative stability of a disperse system. The use of a nonionic surfactant with a hydrophilic-lipophilic balance (HLB) of at least 12 is due to the fact that these surfactants acting as an inverter of a second-type emulsion contribute to the catastrophic phase inversion process, which is one of the ways of demulsifying spent IER.
Действие на отработанный ИЭР вводимого далее деэмульгатора на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена связано с разрушением адсорбционного слоя, образованного молекулами эмульгатора-стабилизатора ИЭР, за счет их вытеснения молекулами деэмульгатора с границы раздела фаз и полным нарушением агрегативной и седиментационной стабильности дисперсной системы, что в конечном итоге приводит к ее расслаиванию с выделением углеводородной фазы. Использование деэмульгатора именно на основе блок-сополимеров окиси этилена и пропилена обусловлено тем, что он относится к группе водорастворимых соединений и не переходит в углеводородную фазу при ее выделении из ИЭР. Это обеспечивает высокое качество выделяемой углеводородной фазы, что позволяет использовать ее в новом технологическом процессе без дополнительной сложной обработки.The effect on the spent IER of the further demulsifier introduced on the basis of block copolymers of ethylene oxide and propylene is associated with the destruction of the adsorption layer formed by the molecules of the emulsifier-stabilizer of the IEM due to their displacement by the demulsifier molecules from the phase boundary and a complete violation of the aggregative and sedimentation stability of the disperse system, which ultimately leads to its delamination with the release of the hydrocarbon phase. The use of a demulsifier based on block copolymers of ethylene oxide and propylene is due to the fact that it belongs to the group of water-soluble compounds and does not transfer to the hydrocarbon phase when it is separated from the ESI. This ensures high quality of the separated hydrocarbon phase, which makes it possible to use it in a new technological process without additional complex processing.
Таким образом, техническая вода и раствор указанного неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе выполняют роль дополнительных дестабилизаторов, создающих условия, обеспечивающие эффективное действие на систему деэмульгатора.Thus, industrial water and a solution of the specified nonionic surfactant in an organic solvent play the role of additional destabilizers, creating conditions that ensure effective action on the demulsifier system.
Выдерживание дестабилизированной дисперсной системы без перемешивания в течение не менее 24 часов для протекания процесса деэмульгирования позволяет получать качественную углеводородную фазу, пригодную для повторного использования.Maintaining a destabilized disperse system without stirring for at least 24 hours for the process of demulsification allows you to get high-quality hydrocarbon phase, suitable for reuse.
Таким образом, только благодаря специально подобранному комплексу добавок и указанному раствору ПАВ при заявленном их соотношении и при определенном порядке их ввода, обеспечивается получение указанного технического результата.Thus, only thanks to a specially selected complex of additives and the specified surfactant solution, with their stated ratio and with a certain order of their input, the specified technical result is obtained.
Предлагаемый способ подготовки углеводородной фазы отработанных ИЭР для последующего использования ее в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, применяемых при бурении и освоении скважин, был опробован в лабораторных условиях. При испытаниях были использованы следующие вещества:The proposed method for the preparation of the hydrocarbon phase of the spent IER for its subsequent use as a basis for the preparation of process fluids used in drilling and well development was tested in laboratory conditions. In the tests, the following substances were used:
Техническая вода:Technical water:
Неионогенные поверхностно-активные вещества:Nonionic surfactants:
- Неонол марки АФ9-12 с ГЛБ 14,0, ТУ 2483-077-05766801-98;- Neonol brand AF 9 - 12 with HLB 14.0, TU 2483-077-05766801-98;
- Реверсмол марки В с ГЛБ 14,0, ТУ 2458-0102-38892610-2012;- Reverse brand B with GLB 14.0, TU 2458-0102-38892610-2012;
- Синтанол АЛМ-10 с ГЛБ 13,5, ТУ 2483-003-71150986-2006;- Syntanol ALM-10 with HLB 13.5, TU 2483-003-71150986-2006;
Органические растворители:Organic solvents:
- изобутиловый спирт, ГОСТ 9536-2013;- isobutyl alcohol, GOST 9536-2013;
- изопропиловый спирт, ТУ 2421-001-75671350-2011;- isopropyl alcohol, TU 2421-001-75671350-2011;
- бензиловый спирт, ТУ 2632-206-05763458-95;- benzyl alcohol, TU 2632-206-05763458-95;
Деэмульгаторы:Demulsifiers:
- Диссолван 4411 на основе блок-сополимеров окиси этилена/пропилена, по импорту;- Dissolvan 4411 based on block copolymers of ethylene oxide / propylene, according to import;
- ИН-ДЭМ на основе блок-сополимеров окиси этилена/пропилена, ТУ 2458-076-38892610-2016.- IN-DEM based on block copolymers of ethylene oxide / propylene, TU 2458-076-38892610-2016.
Согласно заявляемому способу подготовки углеводородной фазы отработанных ИЭР в условиях буровой осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности:According to the claimed method for the preparation of the hydrocarbon phase of the spent IER in the drilling conditions, the following operations are carried out in the following sequence:
1. В емкость с отработанным ИЭР, оборудованную перемешивателем, вводят техническую воду в количестве 5-10 об.ч. (на 100 об.ч. исходного ИЭР). Раствор перемешивают в течение 0,5-2 часов.1. In the tank with waste IER, equipped with a stirrer, enter the technical water in the amount of 5-10 vol.h. (per 100 parts by volume of the initial IER). The solution is stirred for 0.5-2 hours.
2. Добавляют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в органическом растворителе в количестве 1-3 об.ч. (на 100 об.ч. исходного ИЭР). Раствор перемешивают в течение 0,5-2 часов.2. Add a solution of nonionic surfactant in an organic solvent in an amount of 1-3 vol.h. (per 100 parts by volume of the initial IER). The solution is stirred for 0.5-2 hours.
3. Далее вводят в смесь деэмульгатор, предпочтительно, ИН-ДЭМ или Диссолван 4411 в количестве 0,5-1,5 об.ч. (на 100 об.ч. исходного ИЭР). Раствор перемешивают в течение 0,5-2 часов.3. Next, a demulsifier, preferably IN-DEM or Dissolvan 4411, is introduced into the mixture in an amount of 0.5-1.5 vol. (per 100 parts by volume of the initial IER). The solution is stirred for 0.5-2 hours.
4. Полученную смесь ИЭР, раствора ПАВ и добавок выдерживают в течение 24-72 часов без перемешивания для протекания процесса деэмульгирования.4. The resulting mixture of IER, a surfactant solution and additives is incubated for 24-72 hours without stirring for the process of demulsification.
5. При помощи насоса откачивают отделившуюся после отстаивания углеводородную фазу в отдельную емкость.5. Using a pump, the hydrocarbon phase separated after settling is pumped out into a separate container.
6. Выделенную углеводородную фазу хранят, исключая попадания осадков и солнечных лучей, в дальнейшем используют повторно для приготовления технологических жидкостей, используемых при бурении и освоении скважин.6. The separated hydrocarbon phase is stored, excluding the ingress of precipitation and sunlight, and then reused for the preparation of process fluids used in drilling and well development.
Для реализации предлагаемого способа подготовки углеводородной фазы в лабораторных условиях, на скважинах были отобраны три пробы отработанных ИЭР, состав которых представлен в таблице 1.To implement the proposed method for the preparation of the hydrocarbon phase in laboratory conditions, three samples of spent IER were selected at the wells, the composition of which is presented in table 1.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.The essence of the invention is illustrated by the following examples.
Пример 1. В лабораторный стакан помещают 100 мл отработанного ИЭР (№1 в таблице 1), вливают в него при перемешивании 7 мл технической воды, смесь перемешивают в течение 0,5 часа, после чего добавляют 2 мл раствора реагента Реверсмол марки В в изопропиловом спирте с концентрацией 20 об. % и перемешивают в течение 0,5 часа, далее вливают 1 мл деэмульгатора ИН-ДЭМ. После перемешивания в течение 0,5 часа оставляют смесь для протекания процесса деэмульгирования на 24 часа. Отстоявшуюся сверху углеводородную фазу отбирают пипеткой. При этом получают следующие результаты по выделению углеводородной фазы из отработанного ИЭР (% от объема конечной смеси): олеофильная фаза - 52, водная фаза - 48. Полнота выделения углеводородной фазы - 95% от ее исходного содержания в растворе (опыт №2 в таблице 2).Example 1. 100 ml of spent IER is placed in a beaker (No. 1 in table 1), 7 ml of technical water are poured into it with stirring, the mixture is stirred for 0.5 hours, after which 2 ml of Reversmol brand B reagent solution in isopropyl is added alcohol with a concentration of 20 vol. % and stirred for 0.5 hours, then pour 1 ml of demulsifier IN-DEM. After stirring for 0.5 hours, leave the mixture for the process of demulsification for 24 hours. The hydrocarbon phase settled on top is taken with a pipette. In this case, the following results are obtained on the separation of the hydrocarbon phase from the spent IER (% of the volume of the final mixture): oleophilic phase - 52, the aqueous phase - 48. The completeness of the hydrocarbon phase is 95% of its initial content in the solution (experiment No. 2 in table 2 )
Пример 2. В лабораторный стакан помещают 100 мл отработанного ИЭР (№2 в таблице 1), вливают в него при перемешивании 5 мл технической воды, смесь перемешивают в течение 0,5 часа, после чего добавляют 3 мл раствора реагента Синтанол АЛМ-10 в бензиловом спирте с концентрацией 20 об. % и перемешивают в течение 0,5 часа, далее вливают 0,5 мл деэмульгатора Дисолван 4411. После перемешивания в течение 0,5 часа оставляют смесь для протекания процесса деэмульгирования на 24 часа. Отстоявшуюся сверху углеводородную фазу отбирают пипеткой. При этом получают следующие результаты по выделению углеводородной фазы из отработанного ИЭР (% от объема конечной смеси): олеофильная фаза - 31, водная фаза - 69. Полнота выделения углеводородной фазы - 68% от ее исходного содержания в растворе (опыт №1 в таблице 2).Example 2. 100 ml of spent IER is placed in a beaker (No. 2 in Table 1), 5 ml of technical water are poured into it with stirring, the mixture is stirred for 0.5 hours, after which 3 ml of Sintanol ALM-10 reagent solution is added to benzyl alcohol with a concentration of 20 vol. % and stirred for 0.5 hours, then pour 0.5 ml of demulsifier Disolvan 4411. After stirring for 0.5 hours, leave the mixture for the process of demulsification for 24 hours. The hydrocarbon phase settled on top is taken with a pipette. In this case, the following results are obtained on the separation of the hydrocarbon phase from the spent IER (% of the volume of the final mixture): oleophilic phase - 31, the aqueous phase - 69. The completeness of the hydrocarbon phase is 68% of its initial content in the solution (experiment No. 1 in table 2 )
Разрушение отработанного ИЭР путем введения добавок других реагентов и с другим количественным соотношением производят аналогичным образом.The destruction of the spent IER by introducing additives of other reagents and with a different quantitative ratio is carried out in a similar way.
В таблице 2 приведены данные по показателям выделения углеводородной фазы из отработанных ИЭР заявляемым способом.Table 2 shows data on the indicators of the allocation of the hydrocarbon phase from the spent IER of the claimed method.
В лабораторных условиях исследовали следующие параметры процесса выделения углеводородной фазы из отработанного ИЭР:In laboratory conditions, the following parameters of the process for the separation of the hydrocarbon phase from the spent IER were investigated:
- электростабильность ИЭР после введения добавок (ЭС, В), замеряли на анализаторе стабильности эмульсий фирмы OFITE;- the electrical stability of the ESI after the introduction of additives (ES, B) was measured on an OFITE emulsion stability analyzer;
- объемная доля углеводородной фазы, выделившейся после расслаивания эмульсии (% от объема конечной смеси);- volume fraction of the hydrocarbon phase released after separation of the emulsion (% of the volume of the final mixture);
- объемная доля водной фазы, оставшейся после выделения углеводородной фазы (% от объема конечной смеси), в состав водной фазы включены также неразрушенный слой эмульсии, твердые наполнители и выбуренный шлам;- the volume fraction of the aqueous phase remaining after the separation of the hydrocarbon phase (% of the volume of the final mixture), the intact emulsion layer, solid fillers and drill cuttings are also included in the aqueous phase;
- полнота выделения углеводородной фазы из ИЭР (% от исходного содержания углеводородной фазы в ИЭР).- the completeness of the allocation of the hydrocarbon phase from the ESI (% of the initial content of the hydrocarbon phase in the ESI).
Данные, приведенные в таблице 2, показывают, что полнота выделения углеводородной фазы из отработанного ИЭР с использованием указанного ПАВ и комплекса добавок, вводимых в концентрациях и порядке согласно заявляемому способу (опыты №1, 2, 3 таблицы 2), существенно превышает данный показатель при разрушении ИЭР в соответствии со следующими вариантами:The data shown in table 2 show that the completeness of the hydrocarbon phase from the spent IER using the specified surfactant and a complex of additives introduced in concentrations and order according to the claimed method (experiments No. 1, 2, 3 of table 2), significantly exceeds this indicator when destruction of the IEM in accordance with the following options:
использованием предлагаемого комплекса добавок в концентрациях, отличающихся от заявленных (опыты №4, 5 таблицы 2);using the proposed complex of additives in concentrations that differ from the declared (experiments No. 4, 5 of table 2);
- использованием предлагаемого комплекса добавок, вводимых в порядке, отличающемся от заявленного (опыт №6 таблицы 2);- using the proposed complex of additives introduced in an order that differs from the declared (experience No. 6 of table 2);
- использованием заявляемых добавок по отдельности, а не согласно предлагаемому способу (опыты №7, 8, 9, 10, 11 таблицы 2);- the use of the claimed additives separately, and not according to the proposed method (experiments No. 7, 8, 9, 10, 11 of table 2);
- использованием добавок согласно известному способу по прототипу без применения центрифугирования (опыт №12 таблицы 2).- the use of additives according to the known method of the prototype without the use of centrifugation (experiment No. 12 of table 2).
Также в лабораторных условиях были приготовлены две пробы инвертно-эмульсионных буровых растворов на основе углеводородной фазы, полученной в опытах №1 и №2 таблицы 2 в соответствие с рецептурой растворов №1 и №2 таблицы 1. Данные о показателях технологических свойств этих растворов приведены в таблице 3.Also, in laboratory conditions, two samples of invert-emulsion drilling fluids based on the hydrocarbon phase obtained in experiments No. 1 and No. 2 of table 2 were prepared in accordance with the formulation of solutions No. 1 and No. 2 of table 1. Data on the indicators of technological properties of these solutions are given in table 3.
Технико-экономические преимущества заявляемого способа по сравнению с известным способом разрушения и утилизации отработанного инвертно-эмульсионного бурового раствора, заключаются в следующем:The technical and economic advantages of the proposed method compared with the known method of destruction and disposal of spent invert-emulsion drilling mud are as follows:
- заявляемый комплекс вводимых добавок оказывает дестабилизирующее действие на дисперсную систему ИЭР, снижая электростабильность (ниже 15 В) и существенно облегчая расслаивание эмульсии, что позволяет упростить процесс выделения углеводородной фазы, применяя метод гравитационного отстаивания, исключив при этом использование специального оборудования (центрифуги) и сократив энергетические затраты на реализацию процесса;- the claimed complex of introduced additives has a destabilizing effect on the dispersed system of ESI, reducing the electrical stability (below 15 V) and significantly facilitating the separation of the emulsion, which simplifies the process of hydrocarbon phase separation using the gravitational sedimentation method, eliminating the use of special equipment (centrifuges) and reducing energy costs for the implementation of the process;
- заявляемый способ подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов в качестве основы для приготовления технологических жидкостей позволяет выделить и в дальнейшем использовать до 68-95% качественной углеводородной фазы от ее содержания в исходном ИЭР. При этом использование известного способа, принятого за прототип, при исключении этапа центрифугирования позволяет выделять лишь 10% углеводородной фазы;- the inventive method for the preparation of the hydrocarbon phase of the spent invert emulsion drilling fluids as the basis for the preparation of process fluids allows you to select and further use up to 68-95% of the high-quality hydrocarbon phase from its content in the original IER. Moreover, the use of the known method adopted as a prototype, with the exception of the centrifugation step, allows you to allocate only 10% of the hydrocarbon phase;
- буровые растворы, приготовленные на основе выделенной углеводородной фазы, отвечают всем технологическим требованиям, предъявляемым к инвертно-эмульсионным буровым растворам для строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин.- drilling fluids prepared on the basis of the separated hydrocarbon phase meet all the technological requirements for invert-emulsion drilling fluids for the construction of directional and horizontal wells.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017130770A RU2695732C2 (en) | 2017-08-30 | 2017-08-30 | Method for preparation of hydrocarbon phase of waste invert-emulsion drilling mud as base for preparation of process fluids used in drilling and development of wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017130770A RU2695732C2 (en) | 2017-08-30 | 2017-08-30 | Method for preparation of hydrocarbon phase of waste invert-emulsion drilling mud as base for preparation of process fluids used in drilling and development of wells |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017130770A RU2017130770A (en) | 2019-02-28 |
| RU2017130770A3 RU2017130770A3 (en) | 2019-05-29 |
| RU2695732C2 true RU2695732C2 (en) | 2019-07-25 |
Family
ID=65632514
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017130770A RU2695732C2 (en) | 2017-08-30 | 2017-08-30 | Method for preparation of hydrocarbon phase of waste invert-emulsion drilling mud as base for preparation of process fluids used in drilling and development of wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2695732C2 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU93039203A (en) * | 1993-07-30 | 1996-07-10 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | METHOD OF UTILIZATION OF PROCESSED DRILLING SOLUTIONS ON OIL AND WATER BASIS |
| US20030100452A1 (en) * | 2001-04-24 | 2003-05-29 | Mueller Frank Manfred Franz | Method of recycling water contaminated oil based drilling fluid |
| WO2008112493A1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-09-18 | M-I Llc | Method and apparatus for electrophoretic separation of solids and water from oil based mud |
| RU2386657C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Method of decomposing and recycling spent invert emulsion drilling mud |
| RU2468056C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Additive to drill fluid on optibur water base |
| RU2525408C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Plugging material for making of bridges in well drilled inverted-emulsion drilling mud (versions) |
| RU2549657C2 (en) * | 2013-03-19 | 2015-04-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Oil sludge treatment method |
-
2017
- 2017-08-30 RU RU2017130770A patent/RU2695732C2/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU93039203A (en) * | 1993-07-30 | 1996-07-10 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | METHOD OF UTILIZATION OF PROCESSED DRILLING SOLUTIONS ON OIL AND WATER BASIS |
| US20030100452A1 (en) * | 2001-04-24 | 2003-05-29 | Mueller Frank Manfred Franz | Method of recycling water contaminated oil based drilling fluid |
| WO2008112493A1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-09-18 | M-I Llc | Method and apparatus for electrophoretic separation of solids and water from oil based mud |
| RU2386657C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Method of decomposing and recycling spent invert emulsion drilling mud |
| RU2468056C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Additive to drill fluid on optibur water base |
| RU2549657C2 (en) * | 2013-03-19 | 2015-04-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Oil sludge treatment method |
| RU2525408C1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Plugging material for making of bridges in well drilled inverted-emulsion drilling mud (versions) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017130770A (en) | 2019-02-28 |
| RU2017130770A3 (en) | 2019-05-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Yonguep et al. | Formation, stabilization and chemical demulsification of crude oil-in-water emulsions: A review | |
| Umar et al. | A review of petroleum emulsions and recent progress on water-in-crude oil emulsions stabilized by natural surfactants and solids | |
| Kokal | Crude-oil emulsions: A state-of-the-art review | |
| US9353261B2 (en) | Demulsifier composition and method of using same | |
| US6019888A (en) | Method of reducing moisture and solid content of bitumen extracted from tar sand minerals | |
| US4505839A (en) | Polyalkanolamines | |
| AU2016225821B2 (en) | Demulsifier composition and method of using same | |
| Angle | Chemical demulsification of stable crude oil and bitumen emulsions in petroleum recovery—a review | |
| EP0141585B1 (en) | Demulsifying process | |
| US3929625A (en) | Shale oil purification | |
| US8997896B2 (en) | Oil-based drilling fluid recovery and reuse | |
| Nurainia et al. | Effect of chemical breaking agents on water-in-crude oil emulsion system | |
| US4404362A (en) | Block polymers of alkanolamines | |
| US4175054A (en) | Use of hydrocarbon polymers in demulsification | |
| Yau et al. | Evaluation of different demulsifiers for Marpol oil waste recovery | |
| WO2008117005A1 (en) | Process for separation of water from slop mud | |
| RU2695732C2 (en) | Method for preparation of hydrocarbon phase of waste invert-emulsion drilling mud as base for preparation of process fluids used in drilling and development of wells | |
| US4731481A (en) | Polyalkanolamines | |
| Abdurahman et al. | Chemical destabilization on water in crude oil emulsions | |
| US4459220A (en) | Block polymers of alkanolamines as demulsifiers for O/W emulsions | |
| US4840748A (en) | Polyalkanolamines | |
| RU2386657C1 (en) | Method of decomposing and recycling spent invert emulsion drilling mud | |
| Egbogah et al. | Spontaneous emulsification aspect of enhanced oil recovery | |
| Igwilo et al. | Experimental analysis of chemical de-emulsification using polymerization and sulfonation methods on Niger Delta crude oil | |
| CH KHIDIR et al. | Experimental Study to Find Alternative Demulsifier to Treat Emulsion Crude Oil |