SU968049A1 - Способ получени реагента - Google Patents

Способ получени реагента Download PDF

Info

Publication number
SU968049A1
SU968049A1 SU813277078A SU3277078A SU968049A1 SU 968049 A1 SU968049 A1 SU 968049A1 SU 813277078 A SU813277078 A SU 813277078A SU 3277078 A SU3277078 A SU 3277078A SU 968049 A1 SU968049 A1 SU 968049A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
reagent
drilling
taken
evaporated
filtered
Prior art date
Application number
SU813277078A
Other languages
English (en)
Inventor
Нуритдин Муйдинович Хасанов
Анатолий Михайлович Панов
Абдуманон Назарович Курбанов
Савва Матвеевич Баш
Юнусали Примкулович Примкулов
Дадахон Кучкарович Кучкаров
Original Assignee
Среднеазиатский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Средазнипинефть"
Андижанское Управление Буровых Работ Министерства Нефтяной Промышленности Ссср
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Среднеазиатский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Средазнипинефть", Андижанское Управление Буровых Работ Министерства Нефтяной Промышленности Ссср filed Critical Среднеазиатский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Средазнипинефть"
Priority to SU813277078A priority Critical patent/SU968049A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU968049A1 publication Critical patent/SU968049A1/ru

Links

Landscapes

  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)

Description

концентрации, что по плотности соот ветствует 1,10-1,12 г/см, в случае необходимости транспортировать реагент на большое рассто ние и отсутстви  герметической тары, а также в том случае, когда реагент будет хранитьс  длительное врем  на складе, целесообразно полностью выпаривать воду и получать сухой безводный продукт
В этих услови х реагент сохран ет свои свойства и стабилен длительное врем .
Реагент КСТ-1 добавл етс  до обработки в буровые и тампонажные растворы . Эффективность его применени  в буровых растворах выражаетс  в снижении .в зкости и водоотдачи этих растворов, а в тампонажных растворах - в Эс1медлении его времени загустеванил .
Результаты койтрольной проверки сведены в табл. 1 и 2, где также дл  сравнени  приведены данные буровых и тампоназкных растворов после обработки, реагентом, вз того в качестве известного.
Оптимальна  дозировка реагента при вводе в буровые и тампон азкные растворы бкша вы влена после проведени  комплекса необходимых исследований . В буровой раствор вводитс  реагент в количестве 5-10 вес.%, а тампонажный раствор - 1-3 вес.%. Дальнейшее увеличение количества добагл емого в буровой раствор реагента КСТ-1 не выгодно по экономическим соображени м.
При получении реагента дл  обработки буровых и тампонажных растворов максимальное количество хлорного железа беретс  в тех случа х, когда реагент предназначаетс  использовать при сравнительно невысоких забойных температурах, до 60 . Это вызвано способностью хлорного железа к структурообразованйю в присутствии ионов кальци  и магни . Особенно это про вл етс  на примере тампонажных цементных растворов , где FeCI  вл етс  сильным ускорителем времени загустевани .
Максимальное количество хромпика выбираетс  в тех случа х, когда реагент предполагаетс  примен ть при температуре выше 120°С. Это вызвано известной способностью хроматов повышать термостабильность растворов в присутствии ионов кальци  и магни .
Пример 1.2кг рисовой шелухи заливаетс  8 л водопроводной воды
с одновременным добавлением б мл FeCl-j и 2 мл ,. После переме шивани  полученна  смесь кип титс  в течение 3 ч. Затем охла вдаетс  и фильтруетс . Полученный фильтрат упариваетс  ,до концентрации 20%. Контроль производитс  по плотности,
котора  составл ет 1,12 г/см ч Такие растворы предназначаютс  дл  сравнительно невысоких температур 6О-70 С.
Пример 2.2 кг рисовой шелухи заливаетс  8 л водопроводной воды с одновременным добавлением 2млРеС1} и б глл N а 2,0 Гд, 0:, .После перемешивани  полученна .смесь, дип тит
с  в течение 3 ч, затем смесь охлаждаетс  и фильтруетс . Полученный , фильтрат упариваетс  до концентрации 20%. Контроль производитс  по плотности, котора  составл ет 1,10 г/см.Полученный ре.агент пред-, назначен дл  обработки буровых и тампонажных растворов, использывае .5ыx в услови х высокой температурь, выше 120°С.
5 Пример 3, 2 кг рисовой шелухи заливаетс  В л водопроводной воды с одновременным добавлением хлорного железа и хромпика в количестве по 0,15% каждого. После пepeмeшивa и 
0 полученна  смесь кип титс  в течение 3 ч„ Затем смесь охла адаетс  и фильтруетс . Полученный фильтрат упариваетс  до концентрации 20%, Контроль ПРОИЗ.ВОДИТСЯ по плотности, котора 
5 составл ет 1,10 г/см. Полученный
реагент предназначен дл  обработки буровых и тампонажщ:х растворов, используемых в услови х умеренно гор чих скважин при температуре 800 . Данные сведены в табл. 3.
Использование предлагаемого способа , по сравнению с известным, обеспечивает следующие преимущества; реагент КСТ-1 позвол ет снизить в з- кость бурового раствора и соответственно уменьшить гидравлические сопротивлени  при его прокачивании, позвол ет снизить величину статического напр жени  сдвига бурового раствора , реагент хорошо совместим с другими реагентаг 1и, примен ющимис  в
буровой практике,  вл  сь пластификатором тампонажного цементного раствора , замедл ет его врем  загустевани  Б широком диапазоне температур,
5 реагент позвол ет снизить толщину корки бурового раствора, а следовательно , уменьшить возможность прихвата бурового инструмента.
0)
s к a у ф г
Si

Claims (2)

  1. а а И96 Формула изобретени  Способ получени  реагента, включающий щелочную обработку рисовой шелухи , отлич.ающийс  тем, что, с цель снижени  водоотдачи и в зкости буровых растворов и удлинеВИЯ загустевани  тампонажных растворов, дополнительно ввод т хлор- ное железо и хромпик в.смесь с последующим кип чением в течение 2-3 ч, после чего раствор фильтруют и упари804912 вают, причем железо и хромпик берут в количестве ОД-0,3 вес.% при соотношении 3:1 1:3. Источники информации, прин тие во внимание при экспертизе 5 i. Авторское свидетельство СССР - 581134, кл. С 09 К 7/02, 1967.
  2. 2. Амилов А. Промывочный раствор . дл  бурени  скважин в поглощаилцих отложени х. Изв.высш.учеб.заведений. 10 НЬфть и газ. Баку, 1976, 5, с. 3536 .
SU813277078A 1981-02-06 1981-02-06 Способ получени реагента SU968049A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU813277078A SU968049A1 (ru) 1981-02-06 1981-02-06 Способ получени реагента

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU813277078A SU968049A1 (ru) 1981-02-06 1981-02-06 Способ получени реагента

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU968049A1 true SU968049A1 (ru) 1982-10-23

Family

ID=20953915

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU813277078A SU968049A1 (ru) 1981-02-06 1981-02-06 Способ получени реагента

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU968049A1 (ru)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4083407A (en) Spacer composition and method of use
US3053673A (en) Oil well cement compositions
CA1127074A (en) Treating wells to mitigate flow-after-cementing
US3887009A (en) Drilling mud-cement compositions for well cementing operations
US3499491A (en) Method and composition for cementing oil well casing
US2775557A (en) Drilling muds containing acrylic acidacrylamide copolymer salts
US5005646A (en) Accelerating set of retarded cement
US20020173430A1 (en) Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods
NO136845B (no) Leirfri borefluid.
US3219112A (en) Cement compositions and methods of utilizing same
US2571093A (en) Composition and treatment of drilling fluids
US3411582A (en) Consolidation of earth formations
SU968049A1 (ru) Способ получени реагента
US2525783A (en) Treatment of well-drilling fluids
US2265773A (en) Drilling mud
US4209409A (en) Drilling fluid additives
US2660561A (en) Method of treating drilling fluids to reduce water losses
US4290899A (en) Thermal stabilizer for non-clay wellbore fluids
US3190832A (en) Full oil phase drilling fluids
SU825574A2 (ru) Безглиниста промывочна жидкость
SU791644A1 (ru) Ингибитор водорастворимых солевых отложений в газовых скважинах
SU1021764A1 (ru) Тампонажный раствор
SU883136A1 (ru) Буровой раствор
SU823410A1 (ru) Буровой раствор
SU607838A1 (ru) Способ обработки буровых растворов