SU1731251A1 - Способ пеногашени - Google Patents
Способ пеногашени Download PDFInfo
- Publication number
- SU1731251A1 SU1731251A1 SU894682391A SU4682391A SU1731251A1 SU 1731251 A1 SU1731251 A1 SU 1731251A1 SU 894682391 A SU894682391 A SU 894682391A SU 4682391 A SU4682391 A SU 4682391A SU 1731251 A1 SU1731251 A1 SU 1731251A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- defoaming
- foaming
- gas
- drilling fluids
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- 239000006260 foam Substances 0.000 title description 7
- 238000010791 quenching Methods 0.000 title 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 title 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims abstract description 5
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims abstract 3
- 230000032050 esterification Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 12
- FDNAPBUWERUEDA-UHFFFAOYSA-N silicon tetrachloride Chemical compound Cl[Si](Cl)(Cl)Cl FDNAPBUWERUEDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 abstract description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- -1 polymethylsiloxanes Polymers 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003254 anti-foaming effect Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 125000004106 butoxy group Chemical group [*]OC([H])([H])C([H])([H])C(C([H])([H])[H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229920005573 silicon-containing polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к области пено- гашени и может быть использовано в процессах пеногашени газожидкостных очистных агентов и буровых растворов. Целью изобретени вл етс повышение эффективности пеногашени газожидкостных агентов и буровых растворов и снижение расхода пеногасител . Сущность изобретени заключаетс в том, что в качестве кремнийорганического реагента - пеногасител используют продукт этерификации олигомеров кубового остатка производства тетрахлоршлака. 3 табл.
Description
Изобретение относитс к бурению скважин различного назначени и может быть использовано в процессах пеногашени га- зожидкостных очистных агентов и буровых растворов.
Известны способы пеногашени с использованием различных природных и синтетических органических соединений. Недостатком всех этих способов вл етс большой расход реагентов (до 3%).
Известен способ, включающий применение пеногасителей на основе кремнийор- ганических полимеров класса линейных полиметилсилоксанов ПМС, 200, 300, 400, 500;ПЭС-3, ПГЖ-891 и др. Однако пеногаси- тели на основе полиметилсилоксанов имеют недостаточную эффективность пеногашени , не обеспечивают дезактивацию пено- образующего раствора после пеногашени и возможность его повторного использовани , т.е. восстановлени пенообразующей способности.
Цель изобретени - повышение эффективности пеногашени и снижение расхода пеногасител при обеспечении восстановлени пенообразующей способности.
Указанна цель достигаетс использованием кремнийорганического полимера, полученного этерификацией олигомеров кубового остатка производства тетрахлорси- лан-а в качестве пеногасител газожидкостных очистных агентов и буровых растворов.
В качестве исходного сырь дл получени пеногасител используютс кубовые остатки производства тетрахлорсилана.
Предлагаемый пеногасителц получают следующим образом.
В трехгорловую колбу, снабженную мешалкой , капельной воронкой и газоотводной трубкой, опущенной в водный раствор щелочи дл поглощени выдел ющегос хлористого водорода, помещали 500 г кубового остатка производства тетрахлорсилана (т.кип. 150°С), а затем прикапывали 1500
г бутилового спирта. После этого смесь нагревали до 100°С и отгон ли непрореагировавший бутиловый спирт.
Полученный продукт представл ет собой прозрачную желтоватую жидкость, не растворимую в воде, растворимую в бутиловом спирте, диметилсульфоксиде и имеющую следующие физико-химические свойства:
7П
Относительна плотность, d 4 0-89
Показатель преломлени дл D-линий
натри , п20о1.4225
Температура затвердевани ,°СНе выше 60
Элементный состав,
мас.%:Si 14,39 Н 9,51 С 49,35.
Продукт представл ет собой смесь оли- гомерных и полимерных продуктов линейной сетчатой и циклической структуры, содержащую св зи Si-0-Si.
П р и м е р 1. Способ пеногашени .
В газожидкостную смесь (пену) с известной исходной плотностью, полученную при перемешивании в миксере Воронеж пенообразующего состава на основе 0,5 мас.% водного раствора различных ПАВ, в том числе сульфонола, эмульгатора е-30 (ГДР) или алкилсульфоната (Лотос), добавл ли 0,05 - 1,0мас.% известного (ПМС-400) и предлагаемого (ПБС) пеногасител , затем перемешивали 1 мин и измер ли кратность и плотность после пеногашени . Результаты испытаний приведены в табл. 1.
П р и м е р 2. Способ пеногашени дл предотвращени пенообраэовани (вспенивани ) буровых растворов, обработанных вспенивающими реагентами, например ПАВ, осуществл ли следующим образом,
Приготавливали перемешиванием комплексный реагент, содержащий сульфонол в качестве реагента, обладающего высокой пенообразующей способностью, и пенога- ситель в соотношении 5:2,5, соответственно . Полученный комплексный реагент вводили в ранее приготовленные пробы трех типов буровых растворов: техническую воду, полимерный безглинистый раствор (0,25 мас.% ПАА) и малоглинистый раствор (5,0 мас.% глинопорошка). Результаты обработки буровых растворов дл предотвращени их вспенивани известным и предлагаемым пеногасителем приведены в табл.2.
Таким образом, пеногаситель может . быть использован дл гашени на выходе из скважины в процессе циркул ции газожидкостных очистных агентов, полученных и пе- нооб.разующих составов, т.е. водных растворов различных поверхностно-активных веществ (ПАВ), а также дл предотвращени нежелательного вспенивани с соответствующим снижением плотности глинистых и безглинистых буровых растворов при их обработке химическими реагентами , способствующими вспениванию.
Оптимальной концентрацией ввода пеногасител вл етс 0,1-0.4 мас.%, так как при меньшей концентрации эффективность
0 пеногашени недостаточна , а при большей
концентрации эффективность пеногашени
возрастает незначительно при большом
расходе пеногасител (табл. 1, пробы 5 и 6).
Как видно из табл. 1, предлагаемый спо5 соб пеногашени с использованием ПБС значительно эффективнее, чем с применением полиметилсилоксана ПМС-400, ПБС в оптимальном диапазоне концентраций (0,1- 0,4 мас.%) обеспечивает в зависимости от
0 типа пенообразующего ПАВ уменьшение кратности погашенной пены (КИ/КП) в 2,2- 8,7 раза и повышение плотности (ПП/ПИ) в 2,8-8.8 раза. ПМС-400 даже при концентрации 1,0 мас.% снижает кратность в 1,5 раза
5 и увеличивает плотность только в 1,52 раза. Из данных табл. 2 видно, что введение ПБС в буровые растворы совместно с вспенивающими реагентами (в качестве примера вз т сульфонол, имеющий наибольшую
0 пенообразующую способность) обеспечивает большую степень подавлени пенообра- зовани по сравнению с ПМС-400. Так, например, плотность возрастает в 4,5-8,9 раза, а кратность вспенивани уменьшаетс
5 в 4,5-8,7 раза. При равной концентрации дл ПМС-400 аналогичные критерии эффективности пеногашени не превышают 1,09-1.17 и 1,28-1,34 раза соответственно.
Важным преимуществом предлагаемо0 го способа ввиду наличи в пеногасителе подвижных бутокси-групп (C-qHgO) вл етс инвариантность его пеногас щих свойств, что дает возможность восстановлени пено- образующих свойств жидкой фазы (ПАБ t5 вода) погашенной после введени ПБС газожидкостной смеси (ГЖС). При этом обеспечиваетс возможность создани замкнутого цикла циркул ции ГЖС в процессе бурени по следующей схеме.
0Пена, выход ща в процессе бурени из
скважины, направл етс в емкость-отстойник , где гаситс введением предлагаемого пеногасител . Полученный раствор (жидка фаза ГЖС) обрабатываетс сол ной кис5 лотой 0,1-0,5 мас.%, а затем нагреваетс до 20-60°С в течение 2-3 ч. После охлаждени раствора до начальной температуры в него добавл етс 0,02-0,47 мас.% гидроксида натри , обеспечивающего нейтрализацию сол ной кислоты. При этом пенообразующий
состав восстанавливает пенообразующие свойства и после повторного вспенивани в компрессорно-дожимном устройстве буровой повторно используетс в качестве очистного агента.
Дл экспериментальной проверки восстановлени пенообразующей способности пенообразующего состава после пеногаше- ни предполагаемым пеногасителем было приготовлено 11 проб газожидкостной смеси (табл. 3).
Пример 3. В газожидкостную смесь (пену) кратностью 10, полученную как указано в примере 1 (проба 1. табл. 1), и пенообразующего состава (0,5 мс.% сульфонола) добавл ли раствор технической сол ной кислоты (0,1-0,5%). Затем колбу со смесью в течение 2-3 чнагревалидо 20-60°С. После охлаждени смеси до комнатной температуры содержимое колбы нейтрализовали гид- роксидом натри (0.07-0,47 мас.%) до рН 6-7. Повторное вспенивание производили при перемешивании в течение 5 мин на миксере Воронеж, а затем измер ли кратность полученной пены и врем истечени 50% пенообразующего раствора, т.е. жидкой фазы ГЖС, характеризующее ее стабильность . Результаты исследований приведены в табл. 3.
Из полученных данных видно, что при повторном вспенивании кратность полученной ГЖС достигает в зависимости от концентрации пеногасител . сол ной кислоты
и режима кислотной обработки 2,1-10,0 при стабильности 120-400 с.
Таким образом, применение предлагаемого способа пеногашени по сравнению с
использованием известного полиметилси- локсана ПМС-400 обеспечивает в 2-8 раз повышение эффективности пеногашени . т.е. большую степень снижени кратности и повышени плотности при меньшем в два
раза расходе пеногасител . Кроме того, совместное или раздельное введение нового пеногасител в буровые растворы со вспенивающими химическими реагентами в 4,0- 8,0 раз эффективнее по предупреждению
Claims (1)
- снижени плотности (ПП/ПИ) и вспенивани раствора (КИ/КП). При использовании предлагаемого способа пеногашени возможно также восстановление пенообразующих свойств пенообразующего состава и его повторное использование, т.е. организаци замкнутого цикла циркул ции и охрана окружающей среды при бурении с ГЖС. Формула изобретени Способ пеногашени , включающий введение кремнийорганического реагента, о т- личающийс тем, что. с целью повышени эффективности пеногашени газожидкостных очистных агентов и буровых растворов и снижени расхода пеногасител , в качестве кремнийорганического реагента используют продукт этерификации олигомеров кубового остатка производства тетрахлорсилана.Таблица 1Пред/ortipMbu способТаблица 2ТаблицаЗ
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894682391A SU1731251A1 (ru) | 1989-03-20 | 1989-03-20 | Способ пеногашени |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894682391A SU1731251A1 (ru) | 1989-03-20 | 1989-03-20 | Способ пеногашени |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1731251A1 true SU1731251A1 (ru) | 1992-05-07 |
Family
ID=21443358
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU894682391A SU1731251A1 (ru) | 1989-03-20 | 1989-03-20 | Способ пеногашени |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1731251A1 (ru) |
-
1989
- 1989-03-20 SU SU894682391A patent/SU1731251A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Тихомиров В.К. Пены. -М.: Хими , 1975, с. 216-217. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7279447B2 (en) | Subterranean well and oil or gas stream treatment with bis(3-alkoxyalkan-2-ol) sulfides, sulfones, and sulfoxides: new surface active agents | |
| US4528106A (en) | Glucoside surfactants | |
| US4176107A (en) | Water-soluble dispersions of high molecular water-soluble polymers containing a surfactant and a water-soluble organic carrier which is a hydroxy compound containing repeating alkylene oxide units | |
| AU2007236007A1 (en) | Environmentally-friendly oil/water demulsifiers | |
| CN1297427A (zh) | 用烯烃磺酸制成的阴离子表面活性剂 | |
| CN115461428A (zh) | 用于油气开采的表面活性剂 | |
| AU2005220177B2 (en) | 2-hydroxy-3-alkoxypropyl sulfides, sulfones, and sulfoxides: new surface active agents | |
| RO115539B1 (ro) | Compoziţii detergente lichide, apoase, concentrate, şi procedeu pentru prepararea acestora | |
| US4442011A (en) | Drilling mud viscosification agents based on sulfonated ionomers | |
| US5630474A (en) | Process for the extraction of crude oil | |
| US5658484A (en) | Agents and a process for waterproofing leathers and furs | |
| US4029708A (en) | Linear surfactant polymers formed from substituted amines and difunctional reactants | |
| SU1731251A1 (ru) | Способ пеногашени | |
| CA1205283A (en) | Drilling fluids based on a mixture of a sulfonated thermoplastic polymer and an amine-treated clay | |
| DE1745523A1 (de) | Verfahren zur Veraetherung von ungesaettigten polymeren Hydroxy(oxyalkylen)verbindungen | |
| RU2586066C2 (ru) | Полиэпигалогидриновые обратные деэмульгаторы | |
| US2740814A (en) | Long chain alkyl-benzenesulfonamido-alkanol ethers | |
| US4569798A (en) | Amphoteric surface active monomers | |
| NO823414L (no) | Fremgangsmaate og middel for surgjoering av olje- eller gassbroenner. | |
| US6476168B1 (en) | Emulsions having activating agents of alkoxylates of 6, 6-dimethylbicyclo [3.1.1] hept-2-ene-2-ethanol | |
| JP4029922B2 (ja) | 安定化された油中水型（ｗ／ｏ）エマルションポリマー | |
| SU1237673A1 (ru) | Способ получени полиакриламида | |
| SU1747681A1 (ru) | Реагент дл подавлени жизнеде тельности сульфатвосстанавливающих бактерий в заводн емом нефт ном пласте | |
| RU2242494C2 (ru) | Реагент для выноса водоконденсатной смеси из скважины | |
| JP7456183B2 (ja) | 液状農薬用添加剤 |