SU1669969A1

SU1669969A1 - Method of treating drilling mud

Info

Publication number: SU1669969A1
Application number: SU894728074A
Authority: SU
Inventors: Вартан Эдуардович Аваков; Олег Константинович Ангелопуло; Курбан Нурыевич Кулиев
Original assignee: Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина; Производственное Объединение "Туркменгеология"
Priority date: 1989-08-07
Filing date: 1989-08-07
Publication date: 1991-08-15

Abstract

Изобретение относитс к бурению нефт ных и газовых скважин и предназначено дл промывки ствола скважины. Цель - улучшение технологических свойств бурового раствора за счет снижени ферментативного разложени крахмального реагента. Перед введением крахмального реагента в буровой раствор его смешивают со щелочной добавкой. В качестве щелочной добавки используют щелочной сток производства капролактама в количестве 0,5 - 2,0 к 1 мас.ч. крахмального реагента. Последний ввод т в буровой раствор в количестве не менее 0,5 мас.%. Концентрационные пределы ввода ингредиентов при реализации способа выбраны, исход из возможности перемешивани суспензии, ее текучести, эффективности действи . Способ обеспечивает получение солестойких буровых растворов, повышение устойчивости ствола скважины. 1 табл.The invention relates to the drilling of oil and gas wells and is intended for flushing the wellbore. The goal is to improve the technological properties of the drilling fluid by reducing the enzymatic decomposition of the starch reagent. Before introducing starch reagent into the drilling fluid, it is mixed with an alkaline additive. As an alkaline additive, an alkaline drain of caprolactam production in the amount of 0.5-2.0 to 1 wt.h. starch reagent. The latter is introduced into the drilling fluid in an amount of at least 0.5 wt.%. The concentration limits for the input of ingredients in the implementation of the method are selected, based on the possibility of mixing the suspension, its flowability, and the effectiveness of the action. The method provides obtaining salt-resistant drilling fluids, improving the stability of the wellbore. 1 tab.

Description

Изобретение относитс к бурению нефт ных и газовых скважин, в частности к промывке ствола скважины.The invention relates to the drilling of oil and gas wells, in particular to the washing of a well bore.

Цель изобретени - улучшение технологических свойств бурового раствора за счет снижени скорости ферментативного разложени крахмального реагента.The purpose of the invention is to improve the technological properties of the drilling fluid by reducing the rate of enzymatic decomposition of the starch reagent.

Предлагаемый способ включает смешение крахмального реагента со щелочной добавкой перед введением его в буровой раствор, причем в качестве щелочной добавки используют щелочной сток производства капролактама в количестве 0,5 -2,0 мае ч. к 1 мае.ч. крахмального реагента (на сухое вещество), крахмальный реагент ввод т в буровой раствор в количестве не менее 0,5 мас.%.The proposed method involves mixing the starch reagent with an alkaline additive before introducing it into the drilling fluid, and an alkaline drain used in the production of caprolactam in an amount of 0.5-2.0 May hours to 1 wt. Hour is used as an alkaline additive. starch reagent (dry matter), starch reagent is introduced into the drilling fluid in an amount of at least 0.5 wt.%.

Щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) используют в сухом виде или вAlkaline effluent from caprolactam (ASCV) is used dry or in

виде40%-ного раствора. В состав 40%-ного раствора входи г, мас.%: Натриевые соли органических кислот (в пересчете на адипинат натри )40% solution. The composition of the 40% aqueous solution includes g, wt.%: Sodium salts of organic acids (in terms of sodium adipate)

Не менее 30Not less than 30

СмолаНе менее 9ResinNot less than 9

Свободна щелочьНе менее 2Alkaline freeNot less than 2

ВодаОстальноеWaterEverything

Водородный показатель 40%-ного раствора 10,0-10,5, плотность - 1170-1178 кг/м .Hydrogen indicator of 40% solution 10.0-10.5, density - 1170-1178 kg / m.

Пример 1. В 437,5 г воды ввод т 62,5 г 40%-ного водного раствора ЩСПК, добавл ют 50 г крахмала и размешивают (0.5:1).Example 1. Into 437.5 g of water, 62.5 g of a 40% aqueous solution of CABP was added, 50 g of starch was added and stirred (0.5: 1).

Пример 2. В 450 г воды ввод т 50 г сухого ЩСПК, затем добавп ют 50 г крахмала и тщательно размешивают в течениеExample 2. In 450 g of water, 50 g of dry AAC are added, then 50 g of starch are added and thoroughly stirred for

ОABOUT

о ю ю о юo yu o yu

20-30 мин. Полученной смесью обрабатывают буровой раствор (1 1).20-30 min. The resulting mixture is treated with drilling mud (1 1).

Пример 3. В 250 г воды ввод т 750 г 40%-ного водного раствора ЩСПК и 50 г крахмала (2:1).Example 3. In 250 g of water, 750 g of a 40% aqueous solution of SCHSPK and 50 g of starch (2: 1) are introduced.

Пример 4. В 450 г воды раствор ют 10 г гидроксида натри , затем добавл ют 50 г крахмала и тщательно размешивают в течение 20-30 мин. Полученной смесью обрабатывают буровой раствор.Example 4. In 450 g of water, 10 g of sodium hydroxide are dissolved, then 50 g of starch are added and thoroughly stirred for 20-30 minutes. The resulting mixture is treated with drilling mud.

Эффективность действи реагента проверена на трех типах буровых растворов: безглинистом (гидрогель магни ), глинистом минерализованном и пресном.The effectiveness of the reagent was tested on three types of drilling fluids: non-clayey (magnesium hydrogel), mineralized clay and freshwater.

В таблице представлены результаты испытаний .The table presents the test results.

Концентрационные пределы ввода ингредиентов при реализации способа выбраны , исход из возможности перемешивани суспензии, ее текучести, эффективности действи .The concentration limits for the input of ingredients in the implementation of the method are selected, based on the possibility of mixing the suspension, its flowability, and the effectiveness of the action.

Эффективность действи реагента по времени провер ли при перемешивании в течение 5 ч (по аналогии циркул ции бурового раствора при промывке скважины).The effectiveness of the reagent was tested over time with stirring for 5 hours (by analogy with the circulation of the drilling fluid when flushing the well).

Ферментативное разложение оценивали по разнице свойств свежеприготовленных буровых растворов и после их выдержки при комнатной температуре в течениеEnzymatic decomposition was assessed by the difference in the properties of freshly prepared drilling fluids and after they were kept at room temperature for

5 сут.5 days

Предлагаемый способ обеспечивает получение солестойких буровых растворов , повышение устойчивости ствола скважины .The proposed method provides for obtaining salt-resistant drilling fluids, improving the stability of the wellbore.

Claims

DETAILED DESCRIPTION Method for treating drilling mud by introducing starch reagent, pre-treated with alkaline

an additive, characterized in that, in order to improve the technological properties of the drilling fluid by reducing the enzymatic decomposition of the starch reagent, an alkaline additive is used in the production of capcuractam in the amount of 0.5-2.0 mash. to 1 ma.ch. starch reagent, while starch reagent is used in an amount of at least 0.5% by weight of the drill

solution.

Composition fK naked pa., - m

1 .lip HL01 Mil Ч Г H h (

935 g

hydro v-nd on three "

15 1

2, -

with i,

I-K N 1 And 1 TCH1I

i

bentonite f0 i,

Hporyl nt gry

IU g,

na and g

1p.