SU968049A1 - Способ получени реагента - Google Patents
Способ получени реагента Download PDFInfo
- 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
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)
- 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. Амилов А. Промывочный раствор . дл бурени скважин в поглощаилцих отложени х. Изв.высш.учеб.заведений. 10 НЬфть и газ. Баку, 1976, 5, с. 3536 .
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) |
-
1981
- 1981-02-06 SU SU813277078A patent/SU968049A1/ru active
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 |