SU1002342A1 - Hydrophobic emulsion drilling mud - Google Patents
Hydrophobic emulsion drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- SU1002342A1 SU1002342A1 SU792796874A SU2796874A SU1002342A1 SU 1002342 A1 SU1002342 A1 SU 1002342A1 SU 792796874 A SU792796874 A SU 792796874A SU 2796874 A SU2796874 A SU 2796874A SU 1002342 A1 SU1002342 A1 SU 1002342A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- hydrophobic
- emulsion drilling
- hydrophobic emulsion
- drilling
- drilling mud
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Description
(54) ГИДРОФОБНЫЙ ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР(54) HYDROPHOBIC EMULSION DRILLING SOLUTION
Изобретение относитс к области бурени нефт ных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, примен емым при проходке скважин в сложных геологических услови х , а также при вскрытии продуктивных горизонтов.The invention relates to the field of drilling oil and gas wells, in particular, to drilling fluids used when drilling wells in difficult geological conditions, as well as when opening productive horizons.
Известен инвертный эмульсионный буровой раствор, содержащий, об.%: воду с различной степенью минерализации 60-90, нефтепродукт 5-35; эмульгатор из класса сложных эфиров ненасыщенных высших кислот и многоатомных спиртов, например змультал, 0,5-2,5 и окисленный петролатум 2-5 1.Known invert emulsion drilling fluid containing,%: water with varying degrees of mineralization 60-90, oil 5-35; an emulsifier from the class of esters of unsaturated higher acids and polyhydric alcohols, for example, emultal, 0.5-2.5, and oxidized petrolatum, 2-5 1.
Основным недостатком зтого раствора вл етс то, что при загр знении его гидрофильной породой, например глиной, в количестве, превышающем 20-25%, происходит резкое сииженне агрегативной устойчивости системы. Этот процесс интенсифицируетс при повышенных забойных температурах ( 70°С).The main disadvantage of this solution is that when it is contaminated with hydrophilic rock, such as clay, in an amount in excess of 20-25%, a sharp increase in the aggregative stability of the system occurs. This process is intensified at elevated bottomhole temperatures (70 ° C).
Известен также гидрофобный эмульсионный буровой раствор, состо щий из дизельного топлива, насыщершого раствора хлористого натри , эмульгатора - СМАД-1, структурообразовател гашеной извести и гидрофобизатора катионоактивного ПАВ - пеназопина 2.Also known is a hydrophobic emulsion drilling fluid consisting of diesel fuel, a saturated solution of sodium chloride, an emulsifier — SMAD-1, a builder of hydrated lime, and a hydrophobicizer of the cationic surfactant — penazopine 2.
Недостатком такого раствора вл етс также низка агрйггативна устойчивость при загр знении его гидрофильными породами в количестве 40 вес.% (от объема раствора).The disadvantage of this solution is also low agriggative resistance when contaminated with hydrophilic rocks in an amount of 40 wt.% (By volume of the solution).
Целью изобретени вл етс повыщекие агрегативной устойчивости гидрофобного эмульсионного бурового раствора при загр знении его гидрофильными породами.The aim of the invention is to increase the aggregative stability of a hydrophobic emulsion drilling mud when contaminated with hydrophilic rocks.
10ten
Цель достигаетс тем, что в гидрофобном буровом растворе, содержащем дизельное топливо , эмульгатор - СМАД-1, минерализованную воду, структурообразователь, и гидрофобизатор , в качестве структурообразовател The goal is achieved by the fact that in a hydrophobic drilling fluid containing diesel fuel, an emulsifier - SMAD-1, saline water, a structurant, and a water repellent agent, as a structurant
15 используетс каустическа сода, а в качестве гидрофобизатора - неионогенное ПАВ - полиоксиэтилированный алкилфенол (ОП 7 или ОП 10) при следующем соотнощении ингредиентов , вес.%:15 caustic soda is used, and as a water-repellent agent - non-ionic surfactant - polyoxyethylene alkylphenol (OD 7 or OD 10) with the following ratio of ingredients, wt.%:
2020
Дизельное топливо30-50Diesel 30-50
СМАД-18 12SMAD-18 12
ПолиоксиэтилированныйPolyoxyethylated
алкилфенол035-0,7 Каустическа сода ( или )0,15-03 Вода минерализованна Остальное Полноксиэтшшрованные ;алкнлфенолы и вл ютс многотоннажнымн продуктами нефтехимической промышленности, их цифра обозначает количество молекул этиленоксидных групп. Пример приготовлени гидрофобного эмуль сионного бурового раствора. В 200 см дизельного топлива раствор ют 50 см реагента СМАД-1 и при перемешивании с помощью лопастной мешалки с интенсивностью 3,1 тыс. оборотов вала в минуту, постепенно приливают 250 см минерализованной 6«ды. Перемеишвание производитс в течение 10 ч до стабилизации во времени показател электрическо стабильности. Затем вводитс 333 г ОП-7 ил ОП-10 и 1,67 г каустической соды и эмульси дополнительно перемешиваетс 0,5 ч. Агрегативна устойчивость гидрофобного эмульсионного бурового раствора при загр знении efo гидрофильными породами оценивагтс по максимальному количеству бентонитовой глины (максимальна глиноемкость), KOT рое может быть введено в систему с максимальным содержанием водной фазы, не вызы ва обращени фаз, (показатель электрическо стабильности при обращении фаз равен 0). Данные лабораторных исследований максимальной глиноемкости прототипа и предлагаемого раствора приведены в табл. 1. Как видно из табл. 1, максимальна глиноемкость прототипа равна 40%, содержание 1 24 водной фазы эмульсии при этом равно 50 Увеличением содержани пеназолина свер;с 0,2 вес.% глиноемкость гидрофобного эмульсионного раствора, содержащего 50 и более вес.% водной фазы, повысить не удалось. Из табл. 2 видно, что максимальна глиноемкость предлагаемого раствора при содержании водной фазы в пределах 50-60% равна 47%. Таким образом, предлагаемый гидрофобный эмульсионный буровой раствор отличаетс от прототипа более высокой агрегативной устойчивостью при загр знении его гидрофильной породой. Увеличение расхода ОП-7 (ОП-10) сверх 0,7%, а каустической соды - сверх 0,3% не приводит к дальнейшему увеличению агрегативной устойчивости эмульсии. Уменьшение расхода ОП-7 (ОП-10) до ; уровн менее 0,35%, а каустической соды менее 0,15% положительный эффект от введени полиоксизтйлированных алкилфенолов и каустической соды практически отсутствует. Высока глиностность насто щей системы (до 47%) позволит снизить; затраты средств и гремени на поддержание требуемого качества ее в процессе бурени . Это позволит также снизить т жесть осложнений при бурении и повысить качество вскрыти продуктивного горизонта. Ожидаемый экономический эффект от применени гидрофобного эмульсионного бурового раствора при бурении в осложненных услови х ориентировочно находитс в пределах 5-7 руб. на 1 м бурени .Alkylphenol035-0.7 Caustic soda (or) 0.15-03 Mineralized water Remaining Completely acidified; alkyl phenols and are large-scale products of the petrochemical industry, their number indicates the number of molecules of ethylene oxide groups. An example of the preparation of a hydrophobic emulsion drilling mud. 50 cm of the SMAD-1 reagent is dissolved in 200 cm of diesel fuel and, with stirring, using a paddle stirrer with an intensity of 3.1 thousand revolutions of the shaft per minute, 250 cm of mineralized 6 "x are gradually poured. Stirring is performed for 10 hours until stabilization in time of the electrical stability indicator. Then, 333 g of OP-7 or OP-10 and 1.67 g of caustic soda are added and the emulsion is additionally mixed for 0.5 hours. The aggregative stability of the hydrophobic emulsion drilling mud when contaminated with efo by hydrophilic rocks is estimated by the maximum amount of bentonite clay (maximum alumina capacity) KOT swarm can be introduced into the system with the maximum content of the aqueous phase, without causing phase reversal, (the indicator of electrical stability at phase reversal is 0). These laboratory studies of the maximum clay content of the prototype and the proposed solution are given in table. 1. As can be seen from the table. 1, the maximum alumina capacity of the prototype is 40%, the content of 1,224 of the aqueous phase of the emulsion is 50 Increasing the content of penazoline Ver; it was not possible to increase the alumina of the hydrophobic emulsion solution containing 50 or more wt.% Of the aqueous phase from 0.2 wt.%. From tab. 2 that the maximum clay content of the proposed solution with a content of the aqueous phase in the range of 50-60% is equal to 47%. Thus, the proposed hydrophobic emulsion drilling mud differs from the prototype in a higher aggregative resistance when contaminated with its hydrophilic rock. The increase in the consumption of OP-7 (OP-10) in excess of 0.7%, and caustic soda in excess of 0.3% does not lead to a further increase in the aggregative stability of the emulsion. Reducing the consumption of OP-7 (OP-10) to; the level is less than 0.35%, and caustic soda is less than 0.15%, the positive effect from the introduction of polyoxylated alkylphenols and caustic soda is practically absent. The high clay content of the present system (up to 47%) will reduce; the cost of funds and thunder to maintain the required quality of it in the process of drilling. This will also reduce the severity of drilling complications and improve the quality of opening the productive horizon. The expected economic effect from the use of a hydrophobic emulsion drilling mud when drilling under complicated conditions is approximately within 5-7 rubles. on 1 m of drilling.
NN
ШSh
ИAND
ss
. « ю (11. “Yu (11
н11100234212n11100234212
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU792796874A SU1002342A1 (en) | 1979-07-13 | 1979-07-13 | Hydrophobic emulsion drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU792796874A SU1002342A1 (en) | 1979-07-13 | 1979-07-13 | Hydrophobic emulsion drilling mud |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1002342A1 true SU1002342A1 (en) | 1983-03-07 |
Family
ID=20840909
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU792796874A SU1002342A1 (en) | 1979-07-13 | 1979-07-13 | Hydrophobic emulsion drilling mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1002342A1 (en) |
-
1979
- 1979-07-13 SU SU792796874A patent/SU1002342A1/en active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2109858A (en) | Drilling fluid for combating heaving shale | |
SU1002342A1 (en) | Hydrophobic emulsion drilling mud | |
SU1407945A1 (en) | Hydrogen base drilling fluid | |
SU1204625A1 (en) | Drilling mud | |
RU2001936C1 (en) | Drilling solution | |
SU709662A1 (en) | Invert emulsion drilling mud | |
SU1645281A1 (en) | Reagent for treatment of drilling mud | |
SU1361161A1 (en) | Modified humate reagent for treating clay drilling muds | |
SU722931A1 (en) | Drill mud | |
SU1252330A1 (en) | Method of producing reagent for treating drilling muds | |
SU887616A1 (en) | Reagent-stabilizer for treatment of drilling muds based on hydrocarbon base | |
SU1488297A1 (en) | Mineralized clayey drilling mud | |
RU1838596C (en) | Inverted emulsion for treatment of bottom-hole formation zone | |
SU885244A1 (en) | Drilling mud | |
SU1032009A1 (en) | Invertible emulsion drilling mud | |
SU1613475A1 (en) | Emulsion drilling mud | |
SU1058993A1 (en) | Invert-emulsion drilling mud | |
SU663709A1 (en) | Reagent-stabilizer for drilling muds | |
SU1749225A1 (en) | Drilling fluid | |
SU1118663A1 (en) | Lubrication additive for clay drilling muds | |
SU1118662A1 (en) | Reagent for processing clay drilling muds and method of preparing same | |
SU1742467A1 (en) | Hydrophobic emulsion for reservoir treatment | |
SU1484825A1 (en) | Agent for producing lime-bitumen drilling mud | |
SU1252329A1 (en) | Reagent for preparing clayless drilling mud | |
SU1121282A1 (en) | Drilling mud for drilling-in productive formations |