SU1771480A3 - Method for treatment of water-based drilling mud - Google Patents
Method for treatment of water-based drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- SU1771480A3 SU1771480A3 SU904838222A SU4838222A SU1771480A3 SU 1771480 A3 SU1771480 A3 SU 1771480A3 SU 904838222 A SU904838222 A SU 904838222A SU 4838222 A SU4838222 A SU 4838222A SU 1771480 A3 SU1771480 A3 SU 1771480A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- solution
- kosyak
- drilling fluid
- reagent
- homogeneous
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Description
Изобретение относится к бурению скважин. в частности к способу обработки буровых растворов на водной основе.The invention relates to well drilling. in particular to a method for processing water-based drilling fluids.
Известны способы обработки глинистых буровых растворов путем ввода кубовых остатков СЖК[1], в буровой раствор омыленных щелочью кубовых остатков СЖК[2].Known methods of processing clay drilling muds by introducing the still residues of FFA [1], into the drilling fluid saponified with alkali, still residues of FFA [2].
Недостатками этих решений является, в первом случае низкая эффективность и сложность применения, связанная с консистенцией реагента, сдерживающим фактором во втором случае являются особенности получения реагента [3].The disadvantages of these solutions are, in the first case, low efficiency and complexity of use associated with the consistency of the reagent, the limiting factor in the second case is the peculiarities of obtaining the reagent [3].
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ обработки буровых растворов на водной основе кубовыми остатками СЖК в дизельном топливе.The closest technical solution to the proposed one is a method of processing water-based drilling fluids with distillation residues of FFA in diesel fuel.
К недостатку известного технического решения следует отнести недостаточную эффективность обработки буровых растворов указанным способом.The disadvantage of the known technical solution should be attributed to the insufficient efficiency of processing of drilling fluids in this way.
Указанная цель достигается тем, что в способе обработки водных буровых раство ров раствором синтетических жирных кислот в углеводородной жидкости, согласно изобретению, в качестве.раствора синтетических жирных кислот к углеводородной жидкости используют литейное связующее раствор кубового остатка, полученного при дистилляции синтетических жирных кислот, в узкой керосиновой фракции в количестве 1-15% от объема бурового раствора. Литейное связующее выпускается Волгоградским НПЗ по ТУ 38 10741-78.This goal is achieved by the fact that in the method for treating aqueous drilling fluids with a solution of synthetic fatty acids in a hydrocarbon liquid, according to the invention, a casting binder solution of a bottoms residue obtained by distilling synthetic fatty acids in a narrow range is used as a solution of synthetic fatty acids to a hydrocarbon liquid kerosene fraction in the amount of 1-15% of the volume of the drilling fluid. Foundry binder is produced by the Volgograd Refinery according to TU 38 10741-78.
Растворяясь в керосиновой фракции, компоненты кубового остатка приобретают высокую ориентационную подвижность, в результате чего ухудшаются условия для физико-химического взаимодействия реагента с компонентами бурового раствора, происходит глубокое эмульгирование углеводородной фазы в объеме бурового раствора.Dissolving in the kerosene fraction, the bottoms components acquire high orientational mobility, as a result of which the conditions for the physicochemical interaction of the reagent with the drilling fluid components deteriorate, and deep emulsification of the hydrocarbon phase occurs in the volume of the drilling fluid.
Далее указанный продукт будем называть реагент-ПР.Hereinafter, this product will be called reagent-PR.
Свойства реагента ПР приведены в табл.1.The properties of the PR reagent are shown in Table 1.
*4 м ммв&* 4 m mmv &
ОABOUT
1771480 41771480 4
При м ер 1. В предварительно прогид- . ратированную бентонитовую суспензию 3% масс, р = 1.025 ввели при перемешивании нитронный реагент в количестве 0,3% масс, на объем раствора (в пересчете на сухой пол- 5 имер). Раствор обрабатывали реагентом ПР в количестве до 15%. объемных. Растворы термостатировались в течение часа при температуре 90°С. при перемешивании, для стабилизации параметров. Замер парамет- 10 ров проводили на стандартных приборах через сутки при комнатной температуре.Example 1. In the preliminary prog. A roted bentonite suspension of 3% by weight, p = 1.025, was introduced with stirring a nitrone reagent in an amount of 0.3% by weight, per solution volume (in terms of dry half - 5 measurements). The solution was treated with PR reagent in an amount of up to 15%. volumetric. The solutions were thermostated for an hour at a temperature of 90 ° C. with stirring to stabilize the parameters. Measurement of parameters was carried out on standard devices every other day at room temperature.
: В табл. 2 приведены свойства полимерглинистого раствора без добавок и с добавками реагента ПР. . 15: Table. 2 shows the properties of a polymer clay solution without additives and with additives of the PR reagent. ... fifteen
П р и м е р 2. Приготовили калиевый раствор, содержащий 7 мае, % хлористого калия. В полученный раствор вводили добавки нефти и реагента ПР. pH раствора поддерживали дополнительным вводом ще- 20 ло- чй.PRI me R 2. Prepared a potassium solution containing 7 May,% potassium chloride. Additives of oil and reagent PR were added to the resulting solution. The pH of the solution was maintained by the additional addition of alkali - 20 l.
Затем растворы термостатировалисъ при температуре 90°С и через сутки при комнатной температуре проводился замер параметров. 25Then the solutions were thermostated at a temperature of 90 ° C and after a day at room temperature the parameters were measured. 25
Результаты приведены в табл. 3.The results are shown in table. 3.
Пример 3. В реагент ПР при перемешивании ввели известь в количестве 7,5% (масс.) на массу реагента. Этим составом был обработан раствор, не содержащий пе- 30 ногаситель. Растворы оценивались на способность вспениваться.Example 3. Lime was introduced into the reagent PR with stirring in an amount of 7.5% (wt.) Based on the weight of the reagent. This composition was used to treat a solution that did not contain an antifoam agent. The solutions were evaluated for their ability to foam.
Результаты приведены в табл. 4.The results are shown in table. 4.
П ри ме р ,4. Предварительно прогидратированная бентонитовая суспензия /?= 35 = 1,03 г/см3 обрабатывалась 1%-ным раствором катионактивного полимера -DKDRILL в количестве 0,1; 0,2; 0,3 мас.% в пересчете на полимер. С целью определения влияния состава углеводородной фазы 40 на свойства полимерного раствора в состав 1 ввели при перемешивании 5% реагента ПР и 5 об.% обезвоженной нефти.For example, 4. Pre-hydrated bentonite suspension /? = 35 = 1.03 g / cm 3 was treated with a 1% solution of the cationic polymer -DKDRILL in an amount of 0.1; 0.2; 0.3 wt% based on polymer. In order to determine the effect of the composition of the hydrocarbon phase 40 on the properties of the polymer solution, 5% of the PR reagent and 5 vol.% Of dehydrated oil were introduced into the composition 1 with stirring.
Добавкой щелочи регулировали pH рас- . творов. Составы термостатировалисъ при 45 температуре 90°С, замер параметров проводили при комнатной температуре, на следующие сутки, смазочная способность раствора оценивалась на приборе фирмы Бароид типа Е. Принцип измерения; по- 50 груженный в раствор металлический диск диаметром 34,5 мм. высотой 3,5 мм, вращаясь со скоростью 812,5 об.мин. прижимается к металлической призме с выбранной нагрузкой в течение 5 мин. После этого приз- 55 ма извлекается и производится измерение площади износа.By adding alkali, the pH of the solution was adjusted. creators. The compositions were thermostated at 45 90 ° C, the parameters were measured at room temperature, on the next day, the lubricity of the solution was evaluated using a Baroid type E device. Measurement principle; a metal disk with a diameter of 34.5 mm immersed in a solution. 3.5 mm high, rotating at a speed of 812.5 rpm. pressed against a metal prism with a selected load for 5 minutes. After that, the prism 55 is removed and the wear area is measured.
По формулеAccording to the formula
Рпл. = 533^ производится расчет прочности пленки, где W - нагрузка, фунт/дюйм2;Rpl. = 533 ^ the film strength is calculated, where W is the load, lb / in 2 ;
S - площадь износа на призме, дюйм2. Показатель фильтрации (водоотдачи) бурового раствора измерялся на приборе ВМ-6, коэффициент трения корки замерялся на КТК-2.S is the area of wear on the prism, inch 2 . The rate of filtration (fluid loss) of the drilling fluid was measured using a VM-6 device, the friction coefficient of the cake was measured using a CPC-2.
Результаты представлены в табл. 5.The results are presented in table. five.
Рассмотренные выше примеры ясно показывают, что растворы, содержащие реагент ПР, имеют более низкую водоотдачу, лучшие смазочные характеристики в сравнении с необработанными растворами.The examples discussed above clearly show that solutions containing the PR reagent have lower fluid loss, better lubricating characteristics in comparison with untreated solutions.
Из данных табл. 1 видно, что добавка реагента ПР менее 1 мас.% мало эффективна, а свыше 10% экономически нецелесообразна. Область pH, в которой реагент ПР хорошо работает как смазочная добавка, лежит в пределах 8-10 (табл. 5). .From the data table. 1 shows that the addition of the PR reagent less than 1 wt% is not very effective, and more than 10% is economically inexpedient. The pH range, in which the PR reagent works well as a lubricating additive, lies in the range of 8-10 (Table 5). ...
Пример 5. Для сравнения с прототипом были приготовлены пробы КОСЖК в дизельном топливе. Пробы готовились следующим образом; кубовые остатки СЖК вводились в дизельное топливо при соотношении 50:50. При температуре 90°С образцы выдерживались в течение 3-х ч. Образец кубовых остатков в диз.топливе ДЛ после охлаждения расслоился, второй образец КОСЖК в дизельном топливе марки ДЗ (зимнее) был получен сравнительно устойчивым при соотношении 50:50. Полученный образец КОСЖК в дизельном топливе марки ДЗ и образец литейного связующего были подвергнуты сравнительным испытаниям.Example 5. For comparison with the prototype, samples of KOSZhK in diesel fuel were prepared. Samples were prepared as follows; distillation residues of FFA were introduced into diesel fuel at a ratio of 50:50. At a temperature of 90 ° C, the samples were kept for 3 hours. A sample of distillation residues in diesel fuel DL after cooling stratified, the second sample of KOSZHK in diesel fuel DZ (winter) was obtained relatively stable at a ratio of 50:50. The obtained sample of KOSZhK in diesel fuel grade DZ and a sample of the foundry binder were subjected to comparative tests.
В таблице 6 приведены сравнительные данные предлагаемого изобретения и известного.Table 6 shows the comparative data of the proposed invention and the known one.
Из анализа представленных данных очевидно, что предлагаемое техническое решение по всем технологическим показателям эффективнее прототипа. Так, фильтрация снижена в 1,7 раза, прочность пленки увеличена в 1,5 раза, коэффициент трения уменьшен. . .From the analysis of the presented data, it is obvious that the proposed technical solution is more effective than the prototype in all technological parameters. So, filtration is reduced by 1.7 times, the strength of the film is increased by 1.5 times, and the friction coefficient is reduced. ... ...
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904838222A SU1771480A3 (en) | 1990-03-26 | 1990-03-26 | Method for treatment of water-based drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904838222A SU1771480A3 (en) | 1990-03-26 | 1990-03-26 | Method for treatment of water-based drilling mud |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1771480A3 true SU1771480A3 (en) | 1992-10-23 |
Family
ID=21520335
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904838222A SU1771480A3 (en) | 1990-03-26 | 1990-03-26 | Method for treatment of water-based drilling mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1771480A3 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108531188A (en) * | 2018-04-28 | 2018-09-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | A kind of inorganic agent and preparation method thereof of water-base drilling fluid drilling cuttings |
-
1990
- 1990-03-26 SU SU904838222A patent/SU1771480A3/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108531188A (en) * | 2018-04-28 | 2018-09-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | A kind of inorganic agent and preparation method thereof of water-base drilling fluid drilling cuttings |
CN108531188B (en) * | 2018-04-28 | 2020-09-04 | 中国石油天然气集团有限公司 | Water-based drilling fluid drill cutting treating agent and preparation method thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1156171A (en) | Method of transporting viscous hydrocarbons | |
JPS6317984A (en) | Low toxic oil composition and use thereof in drilling fluid | |
SU1771480A3 (en) | Method for treatment of water-based drilling mud | |
RU2096438C1 (en) | Composition for destructing aqueous oil emulsion, protection of oil production equipment from corrosion and prevention of asphaltene-resin-paraffin depositions (variants) | |
SU1724859A1 (en) | Compound for oil production control | |
RU2386666C1 (en) | Acidic composition for processing low-permeability terrigenous reservoirs | |
RU2179568C1 (en) | Clayless drilling mud for productive stratum opening | |
RU2102429C1 (en) | Clayless drilling fluid | |
SU775120A1 (en) | Composition for oil dehydration and desalinization | |
RU2186963C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of terrigenous formation | |
SU1754757A1 (en) | Reagent for treating water-base drilling mud | |
RU2744899C1 (en) | Acid composition for treatment of terrigenous reservoirs (versions) | |
SU1749226A1 (en) | Lubricant additive for drilling solution based on water | |
SU1263704A1 (en) | Reagent for treating drilling mud | |
SU1032009A1 (en) | Invertible emulsion drilling mud | |
RU2114889C1 (en) | Emulsion drilling mud | |
SU825575A1 (en) | Invert emulsion drilling mud | |
SU1170127A1 (en) | Composition for treating hole-bottom area of well | |
RU2167181C2 (en) | Composition for performance of repair and isolating operations in well | |
SU1488296A1 (en) | Composition for controlling asphalt, resin and paraffin deposits | |
SU956765A1 (en) | Thickened liquid and method of producing the same | |
RU2091435C1 (en) | Composition for dehydration and desalting of crude oil emulsion | |
SU1707051A1 (en) | Drilling mud | |
SU857210A1 (en) | Hydrophobic emulsion solution for drilling and damping wells | |
SU1116044A1 (en) | Reagent for processing potassium drilling mud |