SU1077913A1 - Method for preparing drilling mud - Google Patents
Method for preparing drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- SU1077913A1 SU1077913A1 SU813296051A SU3296051A SU1077913A1 SU 1077913 A1 SU1077913 A1 SU 1077913A1 SU 813296051 A SU813296051 A SU 813296051A SU 3296051 A SU3296051 A SU 3296051A SU 1077913 A1 SU1077913 A1 SU 1077913A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- clay suspension
- drilling mud
- oil
- reagent
- electrolyte
- Prior art date
Links
Landscapes
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
Description
Изобретение относитс к области бурени скважин, а точнее к приготовлению бурового раствора на водной основе. Известны способы приготовлени бурового раствора дл св зывани сероводорода Ct 3« Однако в полученных по этому способу буровых растворах реагент Т-66 не вл етс понизителем фильтрации и структурообразователем и поэтому требует добавок соответствующих реагентов. Наиболее близким к изобретению вл етс способ приготовлени бурового раствора путем смешени глинистой суспензии с реагентом-стабилизатором , электролитом и специальной добавкой. Приготовление букового раствора по указанному способу заключаетс в следующем. Глиниста суспензи обрабатываетс реагентом-стабилизатором, электро литом и ут жел етс (баритом). Далее в раствор вводитс отход стадии переработки масл ного синтеза диметилдиоксана при производстве изопренового каучука (реагент Т-66) и тщательно перемешиваетс С2Д. Недостатком данного способа вл етс большой расход дорогосто щих реагентов-стабилизаторов (КМЦ, крахмал , КССБ и др.) дл поддержани необходимых параметров раствора. Кро ме того, при таком способе реагент Т-66 не во всех случа х играет роль понизител фильтрации и структурообразовател , что затрудн ет возможность эффективно регулировать тех нологические свойства раствора в про цессе {дурени глубоких скважин в сложных геологических услови х. Цель изобретени - повышение эффективности регулировани структур но-механических и реологическихсвойств буровых растворов при одновременном снижении расхода реагентастабилизатора . Поставленна цель достигаетс тем, что сЬгласно способу приготовлени бурового раствора путем сме- . шени глинистой суспензии с реагентом-стабилизатором , электролитом и специальной добавкой перед введением аглинистую суспензию реагента-стаби лизатора и электролита ее предвари;тельно смешивают со специальной добавкой , в качестве которой испольэуют отход стадии переработки водного сло синтеза диметилдиоксана (ЛВ) или отход стадии переработки масл ного сло синтеза диметилдиоксана при производстве изопренового каучука (Т-66) в количестве 1-100 вес.ч. глинистой суспензии. Кроме того, с целью получени нефтеэмульсионного бурового раствора, в глинистую суспензию ввод т дизельное топливо или нефть в количестве 515 вес.ч. к обработанной глинистой суспензии. Отход стадии переработки водного сло синтеза диметилдиоксана (ЛВ) по техническим услови м (ТУ 38 30371-79) Волжского завода синтетического каучука представл ет собой , вес.%: Пирановый спирт0,5-1,8 Метилбутадиол-1 ,315,0-22,0 Спиртоэфиры1 ,6-4,2 Смесь ди оксановых спиртов40,0-44,0 Вода5,0-10,0 Диоксановые диолы и триолы25 ,0-29,0 Смесь натриевых солей муравьиной и уксусной кислоты0,5-1,0 Дл подтверждени предложенного пособа были испытаны буровые растворы на основе глинистой суспензии из бентонитовой глины и пресного бурового раствора со скважины 7 Романовской , приготовленные предложенным способом и известным (табл. 1). Смеси 1 - 4, 7-24 приготавливали по новой технологии, т.е. в пресный буровой раствор или глинистую суспензию последовательно вводили и смешивали Т-66 (или ЛВ), реагенты-стабилизаторы электролит, дизельное топливо . Затем растворы термостатировали 1 ч при 95-100 С. После охлаждени замер ли параметры раствора. Смеси 5 и 6 приготавливали известным способом, т.е. Т-66 (или ЛВ) вводили в глинистую суспензию или простой буровой раствор, после всех добавок . В течение часа растворы термоJ10779134The invention relates to the field of drilling wells, and more specifically to the preparation of water-based drilling mud. There are known methods for preparing a drilling fluid to bind hydrogen sulfide with Ct 3. However, in the drilling solutions obtained by this method, T-66 reagent does not act as a filtration reducer and builder, and therefore requires the addition of appropriate reagents. Closest to the invention is a method of preparing a drilling fluid by mixing a clay slurry with a stabilizer reagent, an electrolyte, and a special additive. Preparation of the beech solution according to the above method is as follows. The clay suspension is treated with a stabilizer reagent, electrolyte and thinned (barite). Next, waste is introduced into the solution at the stage of processing oil synthesis of dimethyldioxane during the production of isoprene rubber (reagent T-66) and thoroughly mixed with C2D. The disadvantage of this method is the high consumption of expensive stabilizer reagents (CMC, starch, CSSC, etc.) to maintain the required solution parameters. Moreover, with this method, the T-66 reagent does not in all cases play the role of a filtration reducer and structurant, which makes it difficult to effectively control the technological properties of the solution in the process of deep boreholes in complex geological conditions. The purpose of the invention is to increase the efficiency of regulating the structures of the no-mechanical and rheological properties of drilling fluids while reducing the consumption of the reagent-stabilizer. This goal is achieved by the fact that the method of preparation of drilling mud by means of blended. Before the introduction, the clay suspension with the stabilizer reagent and electrolyte and special additive is mixed with a special additive, which is used as waste from the processing stage of the aqueous layer of dimethyl dioxane (LV) synthesis or from the oil processing stage. dimethyl dioxane synthesis layer in the production of isoprene rubber (T-66) in an amount of 1-100 parts by weight clay suspension. In addition, in order to obtain an oil emulsion drilling mud, diesel fuel or oil in an amount of 515 parts by weight is introduced into the clay slurry. to the treated clay suspension. The waste of the stage of processing the aqueous layer of dimethyldioxane (LV) synthesis according to the technical conditions (TU 38 30371-79) of the Volga synthetic rubber plant is, wt%: Piran alcohol 0.5-1.8 Methylbutadiol-1, 315.0-22 , 0 The alcohol esters1, 6-4.2 A mixture of di oxane alcohols40.0-44.0 Water5.0-10.0 Dioxane diols and triols25, 0-29.0 A mixture of sodium salts of formic and acetic acid 0.5-1.0 DL confirmations of the proposed tool were tested drilling muds based on clay suspension from bentonite clay and fresh mud from well 7 Romanovsky, Prepared by the proposed method and known (table. 1). Mixtures 1-4, 7-24 were prepared using a new technology, i.e. T-66 (or LV), electrolyte reagents, stabilizers, diesel fuel were sequentially introduced and mixed into the fresh drilling mud or clay slurry. Then the solutions were thermostated for 1 h at 95-100 ° C. After cooling, the parameters of the solution were measured. Mixtures 5 and 6 were prepared in a known manner, i.e. T-66 (or LV) was injected into a clay slurry or a simple drilling mud, after all the additives. Within an hour, thermo solutionsJ10779134
статнровалй при 95-100 0. После с мн 6 и 5, приготовлемюми известохлаждени замер ли параметры раство- кым способом.stats at 95-100 0. After with mn 6 and 5, the parameters of cooling cooling were measured by the dissolving method.
ра. Смеси 1 и 2, приготовленные предт Результаты кспытаинй 11 ншедены ложенным способом, сравнивали со сме- в табл. f. Глиниста суспен13 .13 20/40 1,10 зи 10 7,0 2,5 1,08ra. The mixtures 1 and 2 prepared by the results of the experiments were carried out by the method in comparison with the mixture in the table. f. Clay suspension 13 .13 20/40 1.10 Zi 10 7.0 2.5 1.08
Пресный раствор со скважины 7Fresh solution from well 7
ПP
Из табл. 1 видно, что по предложенному способу смеси 1 и 2 имеют меньшую фильтрацию и большее СНС по сравнению со смес ми 5 и 6. Это позвол ет поддерживать количество твердой фазы в растворе на более низком .уровне и тем самым повысить эффек .тивность регулировани параметров раствора в процессе . бурени . Кроме того, предложенный способ позвол ет снизить содержание дорогосто щих реагентов-стабилизаторов без ухудшени свойств бурового раствора (смесиFrom tab. Figure 1 shows that according to the proposed method, mixtures 1 and 2 have less filtration and more SNA compared to mixtures 5 and 6. This allows maintaining the amount of solid phase in the solution at a lower level and thereby increasing the efficiency of controlling the parameters of the solution in the process . drills. In addition, the proposed method allows reducing the content of expensive stabilizer reagents without degrading the properties of the drilling mud (mixture of
3 и 4). В смес х 7-16 определ ли интервал добавок или ЛВ к исходному раствору. Нижним пределом3 and 4). In mixtures 7-16, the interval of additives or LP to the initial solution was determined. Lower limit
добавки Т-66 или ЛВ вл етс величина 1% (смеси 8 и 13). Величина 100 вл етс верхним пределом (смеси 10 и 3). Выше этой величины обработку вести экономически нецелесо .образно (смесь 10 и 16). С целью перевода бурового раствора в нефтеэмульсионный добавл лось дизельное топливо в количестве 5 - 15% (табл. 2). Растворы 11-16 готовили из пресного бурового раствора со скважины 7 Романовской, в котором тверда фаза представлена пластичными глинами, перешедшими в раствор в процессе бурени , и содержитс в количестве 25 вес.ч. Растворы 17-19 содержат бентонит в количестве до 10 вес.ч. Т - условна в зкость; Ф - фш1ьтра1Ц1 ; сне - статическое напр жение сдвига, ПВ - пластическа в зкость; УВ - удельный вес; дне - динамическое напр жение сдвига.T-66 or LV supplements are 1% (mixtures 8 and 13). The value 100 is the upper limit (mixtures 10 and 3). Above this value, processing is economically non-feasible (a mixture of 10 and 16). In order to convert the drilling fluid into oil emulsion, diesel fuel was added in the amount of 5–15% (Table 2). Solutions 11-16 were prepared from freshwater drilling mud from well 7 of Romanovskaya, in which the solid phase is represented by plastic clays that went into solution during the drilling process, and is contained in an amount of 25 parts by weight. Solutions 17-19 contain bentonite in an amount up to 10 parts by weight. T is conditional viscosity; F - fsh1tra1Ts1; sleep — static shear stress; PV — plastic viscosity; HC - specific gravity; bottom - dynamic shear stress.
Таблица 2table 2
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU813296051A SU1077913A1 (en) | 1981-05-19 | 1981-05-19 | Method for preparing drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU813296051A SU1077913A1 (en) | 1981-05-19 | 1981-05-19 | Method for preparing drilling mud |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1077913A1 true SU1077913A1 (en) | 1984-03-07 |
Family
ID=20961023
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU813296051A SU1077913A1 (en) | 1981-05-19 | 1981-05-19 | Method for preparing drilling mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1077913A1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467049C2 (en) * | 2011-02-11 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of preparing invert-emulsion drilling mud |
RU2490293C1 (en) * | 2012-02-13 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of preparing hydrophobic emulsion drilling mud by phase inversion technique for drilling low-angle and horizontal wells |
-
1981
- 1981-05-19 SU SU813296051A patent/SU1077913A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Ахметшин Э.А. и др. Ком Инированна обработка бурового раствора реагентов Т-66 и крахмалом при вскрытии пластов, содержащих сероводород - Бурение, М., 1980, №11, с. 26-27. 2. Авторское свидетельство СССР № 673653, кл. С 09 К 7/04, 1975 (прототип). * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467049C2 (en) * | 2011-02-11 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of preparing invert-emulsion drilling mud |
RU2490293C1 (en) * | 2012-02-13 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of preparing hydrophobic emulsion drilling mud by phase inversion technique for drilling low-angle and horizontal wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1054356A (en) | Clay-free thixotropic wellbore fluid | |
US5403822A (en) | Esters of carboxylic acids of medium chain-length as a component of the oil phase in invert drilling muds | |
CA2792017C (en) | Invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes | |
IE63931B1 (en) | Drilling fluids | |
MX2015002836A (en) | Salt-free invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes. | |
JPS6317984A (en) | Low toxic oil composition and use thereof in drilling fluid | |
US3492227A (en) | Drilling fluid | |
WO2021007531A1 (en) | A rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems | |
CN106634888A (en) | High water phase oil-based drilling fluid applicable to long horizontal section of shale gas and preparation method of high water phase oil-based drilling fluid | |
US3168511A (en) | Sulfonated lignin-containing process and product | |
SU1077913A1 (en) | Method for preparing drilling mud | |
US3127343A (en) | Invert emulsion well fluid | |
US3087923A (en) | Drilling fluid composition and process | |
US3244623A (en) | Drilling fluid composition and process | |
US2295067A (en) | Drilling mud composition | |
US2525783A (en) | Treatment of well-drilling fluids | |
CN86100989A (en) | Chrome humates as drilling mud additives | |
US3535239A (en) | Drilling fluid | |
WO2009127589A1 (en) | Drilling and well treatment fluids | |
US3379708A (en) | Esters of tall oil pitch and polyoxyethylene compounds and their use as drilling fluid additives | |
US3879298A (en) | Controlling salt contaminated drilling fluids with ethylene dicarboxylic acid | |
US3879299A (en) | Controlling salt contaminated drilling fluids by the addition of an admixture of a water soluble chromate and ethylene dicarboxylic acid | |
US3752763A (en) | Drilling fluid | |
RU2235751C1 (en) | Weighted drilling mud | |
US3535238A (en) | Drilling fluid |