Реагент для инвертных эмульсионных буровых растворов
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и предназначено для промывки ствола скважины. Цель изобретения повышение стабильности бурового раствора . Реагент содержит компоненты при их соотношении (в мас.%) побочный продукт стадии получения диметилдиоксана производства синтетического каучука 1 и эмульгатор 0,4 - 0,8. Соотношение эмульгатор - побочный продукт ограничивается только условием полного смачивания эмульгатора . Реагент получают смешиванием компонентов. Время перемешивания зависит от вида эмульгатора, типа перемешивающего устройства, но не должно превышать 20-40 мин. Количество реагента для обработки бурового раствора выбирают в зависимости от типа эмульгатора и содержания водной фазы . 1 табл. с (Л 00 1
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (б)1 4 С 09 К 7(06
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Н А BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3876229/23-03 (22) 12,02.85 (46) 15 ° 06,87 ° Бюл. N - 22 (71) Московский институт нефти и газа им. И.М.Губкина (72) О, К. Ангелопуло и В, Э, Аваков (53) 622. 243 ° 415, 144. 3 (088. 8) (56) Авторское свидетельство СССР
М 1143760, кл. С 09 К 7/06> 1983, Авторское свидетельство СССР
N - 700528, кл, С 09 К 7/06, )975. (54) РЕАГЕНТ ДЛЯ ИНВЕРТНЪ)Х ЭМУЛЬСИОНН1)Х БУРОВЫХ РАСТВОРОВ (57) Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и предназначено для промь|вки ствола скважины, Цель иэобретения—
SU 1317014 А1 повьппение стабильности бурового раствора, Реагент содержит компоненты при их соотношении (в мас.7) побочный продукт стадии получения диметилдиоксана производства синтетического каучука 1 и эмульгатор 0,4
0,8. Соотношение эмульгатор — побочный продукт ограничивается только условием полного смачивания эмульгатора. Реагент получают смешиванием компонентов, Время перемешивания зависит от вида эмульгатора, типа перемешивающего устройства, но не должно превышать 20-40 мин, Количество реагента для обработки бурового раствора выбирают в зависимости от типа эмульгатора и содержания водной фазы, 1 табл °
1 131701
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, н частности к промывке ствола скважины, Цель изобретения — повьщ1ение стабильности бурового раствора, 5
Реагент содержит 0,4 — 0,8 мас,ч. эмульгатора к 1 мас.ч. побочного продукта стадии получения диметилдиоксана производства синтетического каучука. f0
Данный реагент получают смешением компонентов. Время перемешивания зависит от вида эмульгатора, типа перемешивающего устройства, но не превышает 20-40 мин. 15
Соотношение эмульгатор — Т-80 выбирается в зависимости от типа оборудования, воэможности перекачки суспензии и ограничивается только условиями суспендирования и полного сма- 20 чивания эмульгатора реагентом Т-80.
Содержание углеводородной фазы в буровых растворах целесообразно иметь в интервале 30 — 60 мас.Х, так как использование эмульсионных растворов с
25 содержанием углеводородной фазы менее 307. приводит к неоправданному перерасходу углеводородной фазы и эмульгаторов, Количество реагента для обработки бурового раствора выбирают в зависимости от типа эмульгатора, содержа1
0,4-0,8
Параметры эмульснонныл растворов
Объемное соотноне нне углеводо» родной н
° одной фав
Соста водно фаэм
Соотноненне
Растворнтель эмульгатора
Количество, нл, н состав компонентов углеводородной фавн, в которуя аводнтсл растворенный энулъгатор
Эиульгатор
Кол-во эиульгатор1 рас творнтель
Ф прн
Стабнль-. ность
Кол-во, г
Наэва нне
20 С 80 С
",4:1 360, n,ò. 102-ньв1 50:50 42 16 р-р СаС1
21
0,4:l 360, д.т. -"- 50:50,24 6
Д.т. 100
2 Эмультал 40
3 Окнсленнмй петролатум 40
О ° 6:1 340, д,т. -"- 50:50 18 . 6
Д.т. 100
Бентоннт 20
4 Окнсленный петролатуи 40
0,4:l 360, д,т. -"- . 50:50 18 6
Т-80 100
0„4:! 360, д„т. -"- 50:50 12 4
Т-80 100
Эиультал 40
Олнслемный петролатум 40
0,6:1 360, д.т. 10 4 т-80 ion
Бентоннт 20
2 Окнсленнъа1 нетролатум 40 Д.т. ЛОО ния водной фазы и оно находится в интервале 0,04 — 0,08 мас.ч. в пересчете на эмульгатор к 1 мас.ч, бурового раствора.
В таблице приведены данные, иллюстрирующие влияние состава реаген та на технологические параметры буровых растворов, обработанных реагентом, Как видно из таблицы, предлагаемый реагент позволяет получить более стабильные эмульсии.
Формула и э о б р е т е н и я
Реагент для инвертных эмульсионных буровых растворов, включающий эмульгатор, отличающийся тем, что, с целью повышения стабильности бурового раствора, он дополнительно содержит побочный продукт стадии получения диметилдиоксана производства синтетического каучука при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:
Побочный продукт стадии получения диметилдиоксана производства синтетического каучука
Эмульгатор
i 3i ?nlrb
П родолжение таблицы
Параметры эмулъсионнъпс растворов
Объемное со-. отнощенне уграстворитсль эмульгатора
Эмульгатор
Состав водной фаэы
Соотновенне
9МУЛЬ
Состав
Количество, мл, и состав компонентов
На9ьа
Кол-во
Ф прн
СтабнльКол-во, г
Наэвагатор: растворитель леводородной н водной фаэ нне
20 С 80о(ность, 7 Окисленный петролатум 40
° Ф
° I
360, т-80
О ° 4:1
Т-80 00
T-80 100
l8O, п.ò.
° Ф
° °
0,6:l
8 Эмультал 40
Асбест 20
160, T-80
9 C))(K
Су-с,а 40
10 5
° 1 н
0,4:) 360 ° нефть
0,6:I 100, нефть
Т-80 )00
Т-80 100
10 Украмнн 40
260, t-80
Мел
0,8:1 200, т-80! °
I °
Т-80 IOO
120, д.r.
200, нефть 2
100
О ° 6:) Т-80
140, т-80
l3 Талловый пек
0,6:1 ?00, нефть -"- 50:50 8
40 т-80 100
140, д.т.
100, нефть
Украмнн 20
0,5:) l 4 Ухрамин 40 Т-80 100
)20, д.т.
° °
Бентоннт 10
110, Т-80
)S Талловый пек . 40
0,6:1 100, нефть
T-80
100
24(), д.т.
Украмнн 20
16 Талловый дек 40
О ° 6:1 f00 ° яефть
Т-80
100
240, д,т.
Украмин 20
Талловый яек 40
10 4
20Х-ный 40:60 р-р НБС) 0,6:) . 240> д.т.
Т-80
100
Негакенная нэвесть 20
Т"80
0,8:I 140, нефть, 100
I2 5
Б р н и е ч а н н е: Д.г. — диэелъное топливо
ВНИ)!)Ш Закаэ 2393/?3 Тираж 633
Подписное
Произв.-полигр. пр-тие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4
I l СНА2) 40
Украмин 20
Бентонит 20
I 2 (2)A)) 4 О
Битум 20
l8 Урамин 40
Эмультал 30
Уе(ОН>, 10 углеводородной фаэыр в которую вводится растворенный эмульгатор
)OХ-ный 30:70 р-р Сас1 + е
+ 5X-ный р-р NaC1
I )
