SU1514757A1 - Method of treating clay-base drilling mud - Google Patents
Method of treating clay-base drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- SU1514757A1 SU1514757A1 SU874292843A SU4292843A SU1514757A1 SU 1514757 A1 SU1514757 A1 SU 1514757A1 SU 874292843 A SU874292843 A SU 874292843A SU 4292843 A SU4292843 A SU 4292843A SU 1514757 A1 SU1514757 A1 SU 1514757A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- cap
- ngl
- mixture
- flowing
- solution
- Prior art date
Links
Landscapes
- Drilling And Boring (AREA)
Description
Изобретение касается Дурения скважин. Цель - сохранение текучести раствора в условиях высоких температуры и давления при одновременном обеспечении низких значений поверхностного натяжения фильтрата. Способ заключается в введении в буровой раствор предварительно смешанных гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ) и канифольно-экстракционного полимера (КЭП). Смесь состоит из 1 мас.ч. ГКЖ и 0,7-2 мас.ч. КЭП. Последний представляет субой сложнуюThe invention relates Durenia wells. The goal is to maintain the fluidity of the solution under conditions of high temperature and pressure while simultaneously ensuring low values of the surface tension of the filtrate. The method consists in the introduction of pre-mixed water-repellent silicone fluid (NGL) and rosin-extraction polymer (CEP) into the drilling fluid. The mixture consists of 1 wt.h. NGL and 0.7-2 wt.h. CEP. The last one is Suboy complicated
смесь, основными компонентами кото- вmixture, the main components of which
ФF
рои являются окисленные политерпеновые углеводороды и смоляные кислоты Λ с мол.м. 256-302. Смесь ГКЖ и КЭП вводят в раствор в количестве 12,5 - Vswarms are oxidized polyterpenic hydrocarbons and resin acids Λ mol.m. 256-302. A mixture of NGL and CEP is introduced into the solution in the amount of 12.5 - V
’ 15,0 г на 1 л раствора. 1 табл.15.0 g per 1 liter of solution. 1 tab.
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the drilling of oil and gas wells.
Цель изобретения - сохранение текучести раствора в условиях высоких температуры и давления при одновременном обеспечении низких значений поверхностного натяжения фильтрата.The purpose of the invention is to maintain the fluidity of the solution under conditions of high temperature and pressure while ensuring low values of the surface tension of the filtrate.
Способ заключается во введении в буровой раствор предварительно смешанных гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ) и канифольно-экстракционного полимера (КЭП). Смесь состоит из 1 мас.ч. ГКЖ и 0,7-2 мас.ч. КЭП. Ее вводят в раствор в количестве 12,5-15,0 г на 1 л раствора.The method consists in the introduction of pre-mixed hydrophobic silicone fluid (NGL) and rosin-extraction polymer (CEP) into the drilling fluid. The mixture consists of 1 wt.h. NGL and 0.7-2 wt.h. CEP. It is introduced into the solution in the amount of 12.5-15.0 g per 1 liter of solution.
КЭП представляют собой сложную смесь, основными компонентами которой являются окисленные политерпеновые углеводороды и смоляные кислоты мол.м. 256-302. Приготовление смеси ГКЖ и КЭП для обработки растворов заключается в механическом перемешивании компонентой перед введением (их в буровой раствор.CEP are a complex mixture, the main components of which are oxidized polyterpene hydrocarbons and resin acids mol.m. 256-302. Preparation of a mixture of NGL and CEP for the treatment of solutions consists in the mechanical mixing of the component prior to introduction (into the drilling mud).
Пример 1. В стакане емкостью^ 50 мл взвешивают 7,5 г ГКЖ-10, туда же добавляют 5 г КЭП, смесь перемешивают в течение 15 мин на магнитной мешалке, после чего используют для обработки 1 л бентонитовой суспензии' плотностью 1,13 г/см3,Example 1. In a glass with a capacity of 50 ml, 7.5 g of NGL-10 are weighed, 5 g of the cap are added thereto, the mixture is stirred for 15 minutes on a magnetic stirrer, and then 1 liter of bentonite suspension of 1.13 g / cm 3
1514757 А11514757 A1
33
' 1 5 14757 стакан емкостью'1 5 14757 glass with a capacity
Пример 2. ВExample 2. In
51) мп взвешивают 5 1' ГКЖ-10, туда же добавляют 10 г КЭП, смесь перемешивают в течение 15 мин на магнитной мешалке, после чего используют для обработки 1 л бентонитовой суспензии?51) mp is weighed by 5 1 'NGL-10, 10 g of cap is added to the same, the mixture is stirred for 15 min on a magnetic stirrer, and then used for processing 1 liter of bentonite suspension?
В таблице приведены результаты исследования способов обработки глинистого бурового раствора. Растворы испытывают при нормальных условиях и на приборе УИВ-2 при 150°С и перепаде давления 3 МПа. Текучесть раствора оценивают по величине условной вязкости .The table shows the results of the study of methods of processing mud drilling mud. Solutions are tested under normal conditions and on a UIV-2 device at 150 ° C and a pressure drop of 3 MPa. The fluidity of the solution is estimated by the magnitude of the conditional viscosity.
Из анализа данных, приведенных в таблице, следует, что данный способ (опыты 2 и 4), обеспечивает в условиях высоких температуры и давления приемлемые значения условной вязкости 20 раствора. Обработка раствора известным способом (опыты 1 и 3) приводит к загустеванию его до нетекучего состояния. Обработка раствора смесью указанных реагентов с запредельными значениями их соотношения не позволяет достичь поставленной цели.From the analysis of the data given in the table, it follows that this method (experiments 2 and 4) provides, under conditions of high temperature and pressure, acceptable values of the conditional viscosity of the 20 solution. Processing the solution in a known manner (experiments 1 and 3) leads to its thickening to a non-flowing state. Processing the solution with a mixture of these reagents with extreme values of their ratio does not allow to achieve the goal.
В опыте 6 соотношение ГКЖ-10: КЭП составляет 2:1. При таком составе смеси буровой раствор имеет повышенное поверхностное натяжение фильтрата.·In experiment 6, the ratio of NGL-10: CEP is 2: 1. With this mixture composition, the drilling fluid has an increased surface tension of the filtrate. ·
При соотношение ГКЖ-10:КЭП=1:2,3 (опыт 8) раствор имеет более высокий показатель фильтрации.When the ratio of NGL-10: CEP = 1: 2.3 (experiment 8), the solution has a higher filtration rate.
4four
Таким образом, предлагаемый способ позволяет получить при высоких температуре и давлении буровые растворы! с приемлемыми технологическими свойствами и низкими значениями поверхностного натяжения фильтрата. Указанные качества растворов предопределяют эффективность использования в промысЮ повой практике.Thus, the proposed method allows to obtain drilling solutions at high temperature and pressure! with acceptable technological properties and low values of the surface tension of the filtrate. The specified qualities of solutions predetermine the efficiency of use in the field of new practice.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874292843A SU1514757A1 (en) | 1987-08-03 | 1987-08-03 | Method of treating clay-base drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874292843A SU1514757A1 (en) | 1987-08-03 | 1987-08-03 | Method of treating clay-base drilling mud |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1514757A1 true SU1514757A1 (en) | 1989-10-15 |
Family
ID=21322696
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874292843A SU1514757A1 (en) | 1987-08-03 | 1987-08-03 | Method of treating clay-base drilling mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1514757A1 (en) |
-
1987
- 1987-08-03 SU SU874292843A patent/SU1514757A1/en active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE60036380T2 (en) | AQUEOUS DRILLING LIQUID | |
ATE327824T1 (en) | DEVICE AND METHOD FOR THE PARALLEL TREATMENT OF A PLURALITY OF REACTION MIXTURES | |
ATE111371T1 (en) | DEVICE AND METHOD FOR TREATMENT OF PULP. | |
DE69122271D1 (en) | Chromatography adsorbent, method of making the same and its use as a solid phase matrix in a fluid bed reactor | |
DE60229976D1 (en) | METHOD FOR PRODUCING MICROPULPE AND MICROPULP MADE THEREOF | |
EP0607039A1 (en) | Set retarded cement compositions | |
SU1514757A1 (en) | Method of treating clay-base drilling mud | |
Marsland et al. | Cell division: differential effects of heavy water upon the mechanisms of cytokinesis and karyokinesis in the eggs of Arbacia punctulata | |
Carlsson | An introduction to sedimentation theory in wastewater treatment | |
ATE92075T1 (en) | PROCESS FOR RECOVERING ACTIVE PROTEINS FROM A BIOLOGICALLY INACTIVE FORM. | |
ATE13558T1 (en) | MEANS AND METHODS FOR DETECTING HYDROGEN PEROXIDE. | |
McKeown et al. | Studies on the behavior of benthal deposits of wood origin | |
SU1562348A1 (en) | Reagent for processing drilling mud | |
SU1305166A1 (en) | Reagent for processing clay drilling muds | |
EP0315243A1 (en) | Oil-well cement slurries with good fluid-loss control | |
RU2143455C1 (en) | Drilling mud | |
Bismuto et al. | Fluorescence lifetime distribution of 1, 8-anilinonaphthalenesulfonate (ANS) in reversed micelles detected by frequency domain fluorometry | |
SU1559126A1 (en) | Fluid for hydraulic fracturing of formation | |
SU937707A1 (en) | Plugging composition | |
SU989045A1 (en) | Composition for isolating absorption and water inflow zones in well | |
SU1513012A1 (en) | Composition for preparing aerated drilling mud | |
RU1790591C (en) | Combined reagent for treating drilling mud and process for preparing thereof | |
DE10046034B4 (en) | Use of food dyes for staining enzyme solutions | |
SU1749227A1 (en) | Method of drilling fluid preparation | |
RU2133258C1 (en) | Composition for secondarily opening productive oil bed |