RU2786182C1 - Method for treating drilling fluids to improve their microbiological stability - Google Patents
Method for treating drilling fluids to improve their microbiological stability Download PDFInfo
- Publication number
- RU2786182C1 RU2786182C1 RU2022112118A RU2022112118A RU2786182C1 RU 2786182 C1 RU2786182 C1 RU 2786182C1 RU 2022112118 A RU2022112118 A RU 2022112118A RU 2022112118 A RU2022112118 A RU 2022112118A RU 2786182 C1 RU2786182 C1 RU 2786182C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling fluid
- water
- hydrogen sulfide
- drilling
- biocide
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 73
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 71
- 230000002906 microbiologic Effects 0.000 title claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 24
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 24
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 20
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000003115 biocidal Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000000844 anti-bacterial Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 11
- VUWCWMOCWKCZTA-UHFFFAOYSA-N 1,2-thiazol-4-one Chemical class O=C1CSN=C1 VUWCWMOCWKCZTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N hydron Chemical compound [H+] GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 230000001590 oxidative Effects 0.000 claims abstract description 9
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 230000000996 additive Effects 0.000 claims abstract description 8
- QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N Hypochlorous acid Chemical compound ClO QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000002612 dispersion media Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims abstract description 4
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 3
- NNGHIEIYUJKFQS-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)iron;zinc Chemical compound [Zn].O[Fe]=O.O[Fe]=O NNGHIEIYUJKFQS-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 claims 1
- 230000003588 decontaminative Effects 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000249 desinfective Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 5
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 4
- 239000002609 media Substances 0.000 description 4
- 230000000813 microbial Effects 0.000 description 4
- 244000005706 microflora Species 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 3
- QAYICIQNSGETAS-UHFFFAOYSA-N Dazomet Chemical compound CN1CSC(=S)N(C)C1 QAYICIQNSGETAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 230000004059 degradation Effects 0.000 description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Polymers 0.000 description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 3
- 150000004804 polysaccharides Polymers 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- 230000003068 static Effects 0.000 description 3
- 229920002521 Macromolecule Polymers 0.000 description 2
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 230000000035 biogenic Effects 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002255 enzymatic Effects 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 2
- -1 silver ions Chemical class 0.000 description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JLHMJWHSBYZWJJ-UHFFFAOYSA-N 1,2-thiazole 1-oxide Chemical class O=S1C=CC=N1 JLHMJWHSBYZWJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FDLUJYPWQYPKIA-UHFFFAOYSA-N 3,5-dimethyl-1-sulfanylidene-1,3,5-thiadiazinane Chemical compound CN1CN(C)CS(=S)C1 FDLUJYPWQYPKIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 210000002421 Cell Wall Anatomy 0.000 description 1
- 210000000805 Cytoplasm Anatomy 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 208000008466 Metabolic Disease Diseases 0.000 description 1
- 230000036091 Metabolic activity Effects 0.000 description 1
- 230000036740 Metabolism Effects 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N Silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N Sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 229940032147 Starch Drugs 0.000 description 1
- 241001061127 Thione Species 0.000 description 1
- 241001148470 aerobic bacillus Species 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 238000005904 alkaline hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003868 ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000002421 anti-septic Effects 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial Effects 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002599 biostatic Effects 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 210000004027 cells Anatomy 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-M chlorite Chemical compound [O-]Cl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 230000000254 damaging Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive Effects 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable Effects 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 230000000855 fungicidal Effects 0.000 description 1
- 239000000417 fungicide Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000002503 metabolic Effects 0.000 description 1
- 230000004060 metabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000035786 metabolism Effects 0.000 description 1
- 230000003641 microbiacidal Effects 0.000 description 1
- 230000001069 nematicidal Effects 0.000 description 1
- 239000005645 nematicide Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atoms Chemical group N* 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 1
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 229910052904 quartz Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004023 quaternary phosphonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001340 slower Effects 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 150000003567 thiocyanates Chemical class 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и позволяет решить проблему микробиологической деструкции входящих в состав буровых растворов полимерных реагентов за счет предлагаемого способа химической обработки растворов комплексом добавок бактерицидного действия.The invention relates to the field of drilling oil and gas wells and allows solving the problem of microbiological degradation of polymeric reagents included in drilling fluids due to the proposed method of chemical treatment of solutions with a complex of bactericidal additives.
Химические реагенты органической природы, применяемые для регулирования свойств буровых растворов на водной основе, подвергаются биодеструкции, которая обусловлена ферментативной активностью отдельных групп микроорганизмов, использующих реагенты в качестве источника углерода и энергии. Особенно подвержены микробиологической деструкции реагенты на основе полисахаридов, включающие в себя карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и другие эфиры целлюлозы, все виды крахмала, ксантановую и гуаровую камеди и т.д. Низкая микробиологическая устойчивость буровых растворов на водной основе, приводящая к их бактериальному разложению и ухудшению показателей свойств в течение достаточно короткого времени хранения, не позволяет повторно использовать данный вид технологических жидкостей на нескольких последовательно бурящихся скважинах.Chemical reagents of an organic nature used to control the properties of water-based drilling fluids undergo biodegradation, which is due to the enzymatic activity of certain groups of microorganisms that use reagents as a source of carbon and energy. Particularly susceptible to microbiological degradation are reagents based on polysaccharides, including carboxymethyl cellulose (CMC) and other cellulose ethers, all types of starch, xanthan and guar gum, etc. The low microbiological stability of water-based drilling fluids, which leads to their bacterial decomposition and deterioration of their properties within a fairly short storage time, does not allow reusing this type of process fluids in several sequentially drilled wells.
Наибольшее повреждающее действие на химические реагенты, входящие в состав бурового раствора, оказывают следующие группы микроорганизмов: сульфатредуцирующие бактерии, целлюлозоразрушающие и углеводородокисляющие микроорганизмы. Углеводородкисляющие микроорганизмы разрушают вещества, содержащие алкильные радикалы, такие как ПАВ и смазочные добавки, целлюлозоразрушающие вызывают деградацию полигликанов и реагентов на их основе, сульфатредуцирующие бактерии выделяют сероводород. Все это приводит к нарушению технологических параметров бурового раствора и вызывает коррозию технологического оборудования.The following groups of microorganisms have the greatest damaging effect on the chemical reagents that make up the drilling fluid: sulfate-reducing bacteria, cellulose-destroying and hydrocarbon-oxidizing microorganisms. Hydrocarbon-oxidizing microorganisms destroy substances containing alkyl radicals, such as surfactants and lubricants, cellulose-degrading ones cause degradation of polyglycans and reagents based on them, sulfate-reducing bacteria emit hydrogen sulfide. All this leads to a violation of the technological parameters of the drilling fluid and causes corrosion of the process equipment.
Традиционным способом регулирования скорости деструкции технологических жидкостей, а именно замедления и предотвращения ферментативной и термоокислительной деструкции полисахаридных реагентов, является добавка специальных реагентов-микробиоцидов и ингибиторов-антиоксидантов. Для обработки буровых растворов на водной основе известно использование следующих микробиоцидов: альдегидов, четвертичных фосфониевых и аммониевых соединений, изотиазолонов, тионов и органических тиоцианатов.The traditional way to control the rate of destruction of process fluids, namely slowing down and preventing the enzymatic and thermo-oxidative degradation of polysaccharide reagents, is the addition of special reagents-microbiocides and inhibitors-antioxidants. For the treatment of water-based drilling fluids, the use of the following microbiocides is known: aldehydes, quaternary phosphonium and ammonium compounds, isothiazolones, thiones, and organic thiocyanates.
Известен способ обработки буровых растворов бактерицидом, содержащим ионы серебра [Патент РФ 2197270]. Указанный способ не подходит для обработки больших объемов технологических жидкостей в связи с необходимостью применения метода электролиза с использованием серебряных электродов.A known method of treating drilling fluids with a bactericide containing silver ions [RF Patent 2197270]. This method is not suitable for processing large volumes of process fluids due to the need to apply the electrolysis method using silver electrodes.
Известен способ обработки буровых растворов реагентом на основе полисахаридов, содержащий продукт взаимодействия пероксида водорода с карбамидом, или боратом, или натриевой солью кремниевой кислоты, вводимый в буровой раствор в количестве 0,01-0,04 мас. % [Патент РФ 2213760]. При предварительном вводе предлагаемого реагента в воду, которую используют для приготовления бурового раствора, происходит очистка воды от органических примесей и микроорганизмов за счет окисляющего и антисептического действия пероксидной составляющей предлагаемого реагента. Основным недостатком указанного способа является негативное влияние используемого в способе реагента на эффективность действия используемых в буровых растворах полимерных реагентов, а именно инициирование процесса деструкции макромолекул полимерных реагентов за счет разрушения гликозидных связей и окисления гидроксильных групп.A known method of treating drilling fluids with a reagent based on polysaccharides containing the product of the interaction of hydrogen peroxide with urea, or borate, or sodium salt of silicic acid, introduced into the drilling fluid in an amount of 0.01-0.04 wt. % [RF Patent 2213760]. With the preliminary introduction of the proposed reagent into the water, which is used to prepare the drilling fluid, the water is purified from organic impurities and microorganisms due to the oxidizing and antiseptic effect of the peroxide component of the proposed reagent. The main disadvantage of this method is the negative effect of the reagent used in the method on the effectiveness of the action of polymer reagents used in drilling fluids, namely, the initiation of the process of destruction of macromolecules of polymer reagents due to the destruction of glycosidic bonds and the oxidation of hydroxyl groups.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ обработки бурового раствора, содержащего реагенты, подверженные микробной деструкции [Патент РФ №2036216]. Способ предусматривает обработку бурового раствора тиазоном (3,5-диметилтетрагидро-1,3,5-тиадиазинтион) в количестве не менее 0,1% от массы бурового раствора. Тиазон является эффективным фунгицидом и нематоцидом, и широко применяется по указанному функциональному назначению в сельском хозяйстве.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of processing a drilling fluid containing reagents subject to microbial destruction [RF Patent No. 2036216]. The method involves treating the drilling fluid with thiazon (3,5-dimethyltetrahydro-1,3,5-thiadiazinethione) in an amount of at least 0.1% by weight of the drilling fluid. Thiazon is an effective fungicide and nematocide, and is widely used for the indicated functional purpose in agriculture.
Недостатком этого способа является относительно низкая эффективность тиазона в плане подавления жизнедеятельности сульфатредуцирующих и целлюлозоразрушающих микроорганизмов в среде буровых растворов, в том числе в связи с низкой растворимостью указанного соединения в водной среде.The disadvantage of this method is the relatively low efficiency of thiazon in terms of suppressing the vital activity of sulfate-reducing and cellulose-destroying microorganisms in the environment of drilling fluids, including due to the low solubility of the specified compound in the aquatic environment.
Техническим результатом изобретения является повышение стабильности реологических и фильтрационных параметров буровых растворов на водной основе за счет увеличения микробиологической устойчивости с одновременным повышением их ингибирующих свойств.The technical result of the invention is to increase the stability of the rheological and filtration parameters of water-based drilling fluids by increasing the microbiological stability with a simultaneous increase in their inhibitory properties.
Дополнительным техническим результатом изобретения является обеспечение возможности повторного использования буровых растворов на водной основе на нескольких последовательно бурящихся скважинах.An additional technical result of the invention is to enable the reuse of water-based drilling fluids in several sequentially drilled wells.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом обработки бурового раствора для повышения его микробиологической устойчивости, включающий ввод бактерицидной добавки, при этом новым является то, что в качестве бактерицидной добавки используют окисляющий биоцид, диссоциирующий в воде с образованием хлорноватистой кислоты, указанный биоцид вводят в дисперсионную среду бурового раствора - воду, выдерживают на время обеззараживания не менее чем на 2 часа, далее добавляют компоненты, предусмотренные рецептурой обрабатываемого бурового раствора, после этого в раствор дополнительно вводят поглотитель сероводорода, добавляют регулятор концентрации ионов водорода - гидроокись натрия и/или калия до достижения значения величины рН раствора не менее 9,5, после этого обрабатывают буровой раствор биостатом на основе изотиазолинонов, при этом реагенты обработки берут в следующем соотношении, % к массе бурового раствора:The specified technical result is achieved by the proposed method for processing the drilling fluid to increase its microbiological stability, including the introduction of a bactericidal additive, while the novelty is that an oxidizing biocide that dissociates in water with the formation of hypochlorous acid is used as a bactericidal additive, the specified biocide is introduced into the dispersion medium of the drilling solution - water, kept for a disinfection time of at least 2 hours, then add the components provided for in the formulation of the treated drilling fluid, after that, an absorber of hydrogen sulfide is additionally introduced into the solution, a hydrogen ion concentration regulator is added - sodium and / or potassium hydroxide until the value is reached The pH of the solution is at least 9.5, after that the drilling fluid is treated with a biostat based on isothiazolinones, while the treatment reagents are taken in the following ratio, % to the weight of the drilling fluid:
указанный биоцид 0,03-0,06specified biocide 0.03-0.06
поглотитель сероводорода 0,03-0,05hydrogen sulfide absorber 0.03-0.05
гидроокись натрия и/или калия 0,03-0,1sodium and/or potassium hydroxide 0.03-0.1
биостат на основе изотиазолинонов 0,1-0,3.biostat based on isothiazolinones 0.1-0.3.
В качестве поглотителя сероводорода используют оксид цинка или оксид или карбонат железа.As an absorber of hydrogen sulfide, zinc oxide or iron oxide or carbonate is used.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.The achievement of the specified technical result is provided by the following.
Предварительная обработка дисперсионной (водной) среды бурового раствора бактерицидной добавкой, в качестве которой используют окисляющий биоцид, диссоциирующий в воде с образованием хлорноватистой кислоты, позволяет очистить воду от присутствующей в ней микрофлоры и органических веществ. Механизм бактерицидного действия указанной бактерицидной добавки заключается в окислении веществ, входящих в состав клеточной стенки и протоплазмы микроорганизмов, что приводит к нарушению обмена веществ в клетке и их последующему отмиранию.Pretreatment of the dispersion (aqueous) medium of the drilling fluid with a bactericidal additive, which is used as an oxidizing biocide that dissociates in water to form hypochlorous acid, makes it possible to purify the water from the microflora and organic substances present in it. The mechanism of the bactericidal action of the specified bactericidal additive consists in the oxidation of substances that make up the cell wall and protoplasm of microorganisms, which leads to metabolic disorders in the cell and their subsequent death.
Одним из основных недостатков окисляющих бактерицидов является их разложение в водной среде и достаточно быстрая потеря во времени их окисляющей способности. В результате отсутствия длительного бактерицидного эффекта возрастает вероятность повторного загрязнения буровых растворов различными группами микроорганизмов. Использование в предлагаемом способе обработки реагента из класса биостатов позволяет предотвратить проблему повторного развития в системе микроорганизмов. К биостатам относятся химические соединения, которые, выступая в качестве ингибиторов метаболизма, способны угнетать (подавлять) жизнедеятельность микроорганизмов и сохранять степень зараженности бурового раствора на низком уровне в течение длительного времени хранения.One of the main disadvantages of oxidizing bactericides is their decomposition in the aquatic environment and rather rapid loss of their oxidizing ability over time. As a result of the absence of a long-term bactericidal effect, the likelihood of re-contamination of drilling fluids by various groups of microorganisms increases. The use of a reagent from the class of biostats in the proposed method of processing makes it possible to prevent the problem of re-development of microorganisms in the system. Biostats include chemical compounds that, acting as inhibitors of metabolism, are able to inhibit (suppress) the vital activity of microorganisms and keep the degree of contamination of the drilling fluid at a low level for a long time of storage.
Известно, что в результате метаболической деятельности сульфат-восстанавливающих бактерий (СВБ), одного из основных видов микрофлоры буровых растворов, происходит значительное увеличение в растворе концентрации биогенного сероводорода, который, в свою очередь, за счет снижения рН среды оказывает деструктивное воздействие на макромолекулы полимерных реагентов, входящих в рецептуру бурового раствора, и вызывает коррозию технологического оборудования. Использование в предлагаемом способе обработки бурового раствора поглотителя сероводорода и регулятора концентрации ионов водорода позволяет предотвратить возникновение данной проблемы.It is known that as a result of the metabolic activity of sulfate-reducing bacteria (SRB), one of the main types of microflora of drilling fluids, there is a significant increase in the concentration of biogenic hydrogen sulfide in the solution, which, in turn, by lowering the pH of the medium, has a destructive effect on the macromolecules of polymeric reagents. , included in the drilling fluid formulation, and causes corrosion of process equipment. The use of a hydrogen sulfide absorber and a hydrogen ion concentration regulator in the proposed drilling fluid treatment method makes it possible to prevent this problem from occurring.
Повышение ингибирующей способности раствора достигается за счет следующего. При растворении в воде биостатической добавки на основе изотиазолинонов, атом азота, входящий в изотиазолиноновое кольцо, способен протонироваться, что обуславливает возникновение у молекулы положительного заряда и дает возможность взаимодействия с отрицательно заряженными группами глинистых минералов. В результате катионного обмена поверхность глинистых пород, слагающих стенки скважины, покрывается мономолекулярной пленкой этих соединений, которая существенно замедляет последующее взаимодействие глинистых минералов с водной фазой бурового раствора, что, в свою очередь, приводит к снижению скорости гидратации глинистых пород, уменьшению интенсивности их набухания и разупрочнения.Increasing the inhibitory ability of the solution is achieved due to the following. When a biostatic additive based on isothiazolinones is dissolved in water, the nitrogen atom included in the isothiazolinone ring is able to be protonated, which causes the appearance of a positive charge in the molecule and makes it possible to interact with negatively charged groups of clay minerals. As a result of cation exchange, the surface of clay rocks that make up the borehole walls is covered with a monomolecular film of these compounds, which significantly slows down the subsequent interaction of clay minerals with the aqueous phase of the drilling fluid, which, in turn, leads to a decrease in the rate of hydration of clay rocks, a decrease in the intensity of their swelling and softening.
Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:For the preparation of the proposed drilling fluid in laboratory conditions, the following substances were used:
Биоцид, диссоциирующий в воде с образованием хлорноватистой кислоты:A biocide that dissociates in water to form hypochlorous acid:
- БАКТЕРИЦИД Д, ТУ 20.59.59-111-38892610-2021;- BACTERICIDE D, TU 20.59.59-111-38892610-2021;
- Натрия гипохлорит технический марка А, ТУ 6-01-29-93.- Sodium hypochlorite technical grade A, TU 6-01-29-93.
Поглотитель сероводорода:Hydrogen sulfide absorber:
- Цинка окись, ТУ 10262-73;- Zinc oxide, TU 10262-73;
- Утяжелитель буровой сидеритовый, ТУ 0711-002-90065606-2016.- Siderite drilling weight, TU 0711-002-90065606-2016.
Регулятор концентрации ионов водорода:Hydrogen ion concentration regulator:
- Натр едкий технический, ГОСТ Р 55064-2012;- Technical caustic soda, GOST R 55064-2012;
- Калия гидрат окиси технический, ГОСТ 9285-78.- Potassium hydroxide technical, GOST 9285-78.
Биостат (Реагент на основе изотиазолинонов):Biostat (Reagent based on isothiazolinones):
- ИНОЦИД, ТУ 2458-024-38892610-2012;- INOTSID, TU 2458-024-38892610-2012;
- ЭКОТРИТ марка А-02к, ТУ 20.59.59-022-88433876-2017.- ECOTREAT brand A-02k, TU 20.59.59-022-88433876-2017.
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами. В качестве буровых растворов использовали рецептуры, состав которых приведен в таблицах 1 и 2.The possibility of carrying out the claimed invention is confirmed by the following examples. As drilling fluids, formulations were used, the composition of which is given in tables 1 and 2.
Пример 1. В емкость с 928 мл воды из водозаборной скважины с одного из нефтяных месторождений вводили 0,337 г биоцида БАКТЕРИЦИД Д, перемешивали на лопастной мешалке с выдержкой на время обеззараживания воды в течение 3 часов. После этого в воду последовательно вводили реагенты в количестве, указанном в таблице 1 (кроме воды, введена ранее). После перемешивания в течение 1 часа в раствор вводили 0,393 г поглотителя сероводорода оксида цинка и 0,449 г регулятора концентрации ионов водорода натра едкого технического. Проводили перемешивание на лопастной мешалке до полного растворения едкого натра и замеряли значение рН раствора (по результатам замера рН=9,60). При перемешивании вводили в раствор 11,23 г биостата ИНОЦИД, после перемешивания в течение 1 часа раствор считается готовым к применению и последующему длительному хранению.Example 1. In a container with 928 ml of water from a water well from one of the oil fields, 0.337 g of the BACTERICIDE D biocide was introduced, mixed on a paddle mixer with holding time for water disinfection for 3 hours. After that, reagents were sequentially introduced into the water in the amount indicated in table 1 (except for water, introduced earlier). After stirring for 1 hour, 0.393 g of hydrogen sulfide absorber zinc oxide and 0.449 g of hydrogen ion concentration regulator sodium hydroxide were added to the solution. Mixing was carried out on a paddle mixer until sodium hydroxide was completely dissolved and the pH value of the solution was measured (according to the results of measuring pH=9.60). Under stirring, 11.23 g of INOCID biostat was added to the solution; after stirring for 1 hour, the solution is considered ready for use and subsequent long-term storage.
В соответствии с примером 1 заявляемый способ включает обработку хлоркалиевого биополимерного бурового раствора комплексом предлагаемых химических добавок в следующей концентрации, % к массе бурового раствора: окисляющий биоцид, диссоциирующий в воде с образованием хлорноватистой кислоты - 0,03; поглотитель сероводорода - 0,035; регулятор концентрации ионов водорода - 0,04; биостат - 0,1.In accordance with example 1, the claimed method includes the treatment of potassium chloride biopolymer drilling fluid with a complex of proposed chemical additives in the following concentration, % by weight of the drilling fluid: oxidizing biocide, dissociating in water with the formation of hypochlorous acid - 0.03; hydrogen sulfide absorber - 0.035; hydrogen ion concentration regulator - 0.04; biostat - 0.1.
Пример 2. В емкость с 847 мл воды из поверхностного водного источника с одного из нефтяных месторождений вводили 0,75 г биоцида гипохлорит натрия, перемешивали на лопастной мешалке с выдержкой на время обеззараживания воды в течение 2 часов. После этого в воду последовательно вводили реагенты в количестве, указанном в таблице 2 (кроме воды, введена ранее). После перемешивания в течение 1 часа в раствор вводили 0,625 г поглотителя сероводорода утяжелитель буровой сидеритовый и 0,875 г регулятора концентрации ионов водорода калия гидрата окиси технического. Проводили перемешивание на лопастной мешалке до полного растворения едкого калия и замеряли значение рН раствора (по результатам замера рН=10,50). При перемешивании вводили в раствор 3,125 г биостата ЭКОТРИТ марка А-02к, после перемешивания в течение 1 часа раствор считается готовым к применению и последующему длительному хранению.Example 2. In a container with 847 ml of water from a surface water source from one of the oil fields, 0.75 g of sodium hypochlorite biocide was introduced, mixed on a paddle mixer with holding time for water disinfection for 2 hours. After that, reagents were sequentially introduced into the water in the amount indicated in table 2 (except for water, introduced earlier). After stirring for 1 hour, 0.625 g of a hydrogen sulfide absorber, drilling siderite weighting agent and 0.875 g of a regulator of the concentration of hydrogen ions of potassium, technical oxide hydrate, were introduced into the solution. Mixing was carried out on a paddle mixer until complete dissolution of caustic potassium and the pH value of the solution was measured (according to the results of measuring pH=10.50). With stirring, 3.125 g of ECOTRIT brand A-02k biostat was introduced into the solution; after stirring for 1 hour, the solution is considered ready for use and subsequent long-term storage.
В соответствии с примером 2 заявляемый способ включает обработку пресного полимерглинистого бурового раствора комплексом предлагаемых химических добавок в следующей концентрации, % к массе бурового раствора: окисляющий биоцид, диссоциирующий в воде с образованием хлорноватистой кислоты - 0,06; поглотитель сероводорода - 0,05; регулятор концентрации ионов водорода - 0,07; биостат - 0,25.In accordance with example 2, the claimed method includes the treatment of fresh polymer clay drilling fluid with a complex of proposed chemical additives in the following concentration, % by weight of the drilling fluid: oxidizing biocide, dissociating in water with the formation of hypochlorous acid - 0.06; hydrogen sulfide absorber - 0.05; hydrogen ion concentration regulator - 0.07; biostat - 0.25.
Аналогичным образом осуществляли другие способы обработки буровых растворов для повышения их микробиологической устойчивости с различным соотношением заявляемых компонентов (таблица 3).Similarly carried out other methods of processing drilling fluids to improve their microbiological stability with different ratios of the claimed components (table 3).
В лабораторных условиях определяли следующие свойства буровых растворов, обработанных с использованием заявляемого и известного по прототипу способов: пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации, общее микробное число, показатель продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с раствором.In laboratory conditions, the following properties of drilling fluids processed using the claimed and known prototype methods were determined: plastic viscosity, dynamic shear stress, static shear stress, filtration index, total microbial number, longitudinal swelling index of compressed rock samples in contact with the solution.
Структурно-реологические свойства раствора (пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига) определяли с помощью ротационного вискозиметра модели 900 производства OFITE (США) в соответствии с ГОСТ 33213-2014.The structural and rheological properties of the solution (plastic viscosity, dynamic shear stress, static shear stress) were determined using an OFITE model 900 rotational viscometer (USA) in accordance with GOST 33213-2014.
Показатель фильтрации определяли с использованием фильтр-пресса производства OFITE (США). Испытания проводили с применением в качестве модельной пористой среды специальной фильтровальной бумаги (Whatman No. 50) в соответствии с ГОСТ 33213-2014.The filtration index was determined using an OFITE filter press (USA). The tests were carried out using special filter paper (Whatman No. 50) as a model porous medium in accordance with GOST 33213-2014.
Водородный показатель рН определяли с использованием анализатора жидкости Seven Compact (Швейцария) в соответствии с ГОСТ 33213-2014.The pH value was determined using a Seven Compact liquid analyzer (Switzerland) in accordance with GOST 33213-2014.
Микробиологическую устойчивость бурового раствора во времени оценивали по изменению указанных выше показателей свойств бурового раствора после выдержки в статических условиях в течение 30 и 60 суток.The microbiological stability of the drilling fluid over time was evaluated by the change in the above indicators of the properties of the drilling fluid after exposure to static conditions for 30 and 60 days.
Обсемененность бурового раствора микрофлорой оценивали по показателю - общее микробное число (ОМЧ), которое определяли количественным подсчетом общего числа колоний аэробных бактерий в чашках Петри с агаризованной пептон-дрожжевой питательной средой.The contamination of the drilling fluid with microflora was assessed by the indicator - the total microbial number (TMC), which was determined by quantitatively counting the total number of colonies of aerobic bacteria in Petri dishes with agarized peptone-yeast nutrient medium.
Показатель продольного набухания спрессованных образцов породы определяли после контакта образцов с исследуемыми растворами в течение 72 часов при Т=25°С с применением тестера линейного набухания глинистых пород в динамических условиях производства OFITE (США). Для проведения исследований использовали спрессованные образцы породы (природного кернового материала радаевского горизонта, содержащего 50,1% глинистой фракции в виде гидрослюды, хлорита и каолинита, а также кварц -26,1%, полевой шпат - 3,3% и пирит - 20,5%), измельченной до фракции размером менее 160 мкм. Прессование измельченной породы для получения образцов проводили с использованием компактора (входящего в комплект тестера) под давлением 42 МПа.The index of longitudinal swelling of the pressed rock samples was determined after contact of the samples with the test solutions for 72 hours at T=25°C using a tester for linear swelling of clay rocks under dynamic conditions manufactured by OFITE (USA). For research, compressed rock samples were used (natural core material of the Radaevsky horizon, containing 50.1% clay fraction in the form of hydromica, chlorite and kaolinite, as well as quartz - 26.1%, feldspar - 3.3% and pyrite - 20, 5%), crushed to a fraction smaller than 160 µm. The crushed rock was pressed to obtain samples using a compactor (included in the tester kit) at a pressure of 42 MPa.
В таблице 4 приведены данные по показателям свойств буровых растворов, обработанных согласно заявляемому и известному по прототипу способам, непосредственно после приготовления, а также через следующие периоды инкубации - 30 и 60 суток.Table 4 shows data on the properties of drilling fluids processed according to the claimed and known prototype methods, immediately after preparation, as well as after the following incubation periods - 30 and 60 days.
Данные, приведенные в таблице 4, показывают, что предлагаемый способ обработки буровых растворов по сравнению с прототипом обеспечивает более высокую стабильность реологических и фильтрационных параметров буровых растворов (менее выраженное изменение указанных параметров растворов в процессе инкубации в течение 30 суток), увеличение микробиологической устойчивости буровых растворов (более низкое значение общего микробного числа в растворах непосредственно после приготовления и через 30 суток выдержки на период инкубации) с одновременным повышением их ингибирующих свойств (более низкие значения показателя продольного набухания спрессованных образцов породы при контакте с растворами).The data given in table 4 show that the proposed method of processing drilling fluids in comparison with the prototype provides a higher stability of the rheological and filtration parameters of drilling fluids (a less pronounced change in these parameters of the fluids during incubation for 30 days), an increase in the microbiological stability of drilling fluids (lower value of the total microbial number in solutions immediately after preparation and after 30 days of exposure for the incubation period) with a simultaneous increase in their inhibitory properties (lower values of the longitudinal swelling index of pressed rock samples in contact with solutions).
Заявленное количественное соотношение компонентов в предлагаемом способе обработки буровых растворов является оптимальным, так как именно за счет его применения проявляются все указанные положительные свойства.The declared quantitative ratio of components in the proposed method for processing drilling fluids is optimal, since it is due to its use that all these positive properties are manifested.
Например, добавление биоцида и биостата в количестве ниже заявленных пределов может привести к неполному обеззараживанию дисперсионной среды бурового раствора и, как следствие, к его недостаточной микробиологической устойчивости в течение длительного времени хранения. Избыток указанных компонентов не целесообразен, так как заметного влияния на увеличение микробиологической устойчивости буровых растворов не оказывает.For example, the addition of a biocide and a biostat in an amount below the stated limits can lead to incomplete disinfection of the dispersion medium of the drilling fluid and, as a result, to its insufficient microbiological stability for a long storage time. An excess of these components is not advisable, since it does not have a noticeable effect on increasing the microbiological stability of drilling fluids.
Недостаток поглотителя сероводорода может привести к ухудшению показателей реологических и фильтрационных свойств буровых растворов за счет увеличения концентрации в буровом растворе сероводорода, как техногенной (поступление H2S в раствор во время бурения из пластовых флюидов), так и биогенной (образование H2S при развитии и росте в системе СВБ) природы. Внесение поглотителя сероводорода выше верхнего предела нецелесообразно, так как заявленный верхний предел соответствует концентрации, достаточной для нейтрализации присутствующего в буровых растворах сероводорода.The lack of a hydrogen sulfide absorber can lead to a deterioration in the rheological and filtration properties of drilling fluids due to an increase in the concentration of hydrogen sulfide in the drilling fluid, both technogenic (ingress of H 2 S into the solution during drilling from reservoir fluids) and biogenic (formation of H 2 S during development and growth in the SVB system) of nature. The introduction of a hydrogen sulfide absorber above the upper limit is impractical, since the stated upper limit corresponds to a concentration sufficient to neutralize the hydrogen sulfide present in the drilling fluids.
Добавление регулятора концентрации ионов водорода (щелочного реагента) ниже заявленного предела может привести к недостаточно высокому значению рН раствора и созданию, как следствие, благоприятной среды для роста и развития микроорганизмов в среде бурового раствора (как известно, оптимальное значение водородного показателя для развития микрофлоры находится на уровне рН=5,5-8,5). Избыток щелочного реагента может привезти с инициированию протекания в системе щелочного гидролиза полимерных компонентов бурового раствора, приводящего к ухудшению его реологических и фильтрационных свойств.Adding a hydrogen ion concentration regulator (alkaline reagent) below the stated limit can lead to an insufficiently high pH value of the solution and, as a result, creating a favorable environment for the growth and development of microorganisms in the drilling fluid environment (as is known, the optimal pH value for the development of microflora is at pH level = 5.5-8.5). An excess of an alkaline reagent can lead to the initiation of the alkaline hydrolysis of the polymer components of the drilling fluid in the system, leading to a deterioration in its rheological and filtration properties.
Указанные преимущества предлагаемого способа обработки буровых растворов для повышения их микробиологической устойчивости позволяют:These advantages of the proposed method for processing drilling fluids to improve their microbiological stability allow:
- обеспечить возможность многократного (на нескольких последовательно бурящихся скважинах) использования буровых растворов на водной основе за счет сохранения их реологических и фильтрационных параметров в течение длительного времени хранения;- provide the possibility of multiple (on several successively drilled wells) use of water-based drilling fluids by maintaining their rheological and filtration parameters for a long time of storage;
- предупредить осложнения при бурении неустойчивых пород, содержащих глинистую фракцию, за счет повышения ингибирующей способности буровых растворов.- to prevent complications when drilling unstable rocks containing a clayey fraction by increasing the inhibitory ability of drilling fluids.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2786182C1 true RU2786182C1 (en) | 2022-12-19 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1058992A1 (en) * | 1982-04-06 | 1983-12-07 | Московский Ордена Октябрьской Революции И Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им.И.М.Губкина | Method for treating drilling muds |
| RU2036216C1 (en) * | 1992-09-04 | 1995-05-27 | Эмма Викторовна Карасева | Method of drilling fluid treatment containing reagents subjected for microbial destruction |
| RU2344152C1 (en) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling agent |
| WO2010080274A2 (en) * | 2008-12-18 | 2010-07-15 | Fmc Corporation | Peracetic acid oil-field biocide and method |
| WO2016126630A1 (en) * | 2015-02-04 | 2016-08-11 | Ecolab Usa Inc. | Diphenyliodonium salts as sulfidogenesis inhibitors and antimicrobials |
| RU2747957C1 (en) * | 2017-08-01 | 2021-05-17 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Hydraulic fracturing method using fluid medium with low viscocity and with low speed of proppant settlement |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1058992A1 (en) * | 1982-04-06 | 1983-12-07 | Московский Ордена Октябрьской Революции И Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им.И.М.Губкина | Method for treating drilling muds |
| RU2036216C1 (en) * | 1992-09-04 | 1995-05-27 | Эмма Викторовна Карасева | Method of drilling fluid treatment containing reagents subjected for microbial destruction |
| RU2344152C1 (en) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling agent |
| WO2010080274A2 (en) * | 2008-12-18 | 2010-07-15 | Fmc Corporation | Peracetic acid oil-field biocide and method |
| WO2016126630A1 (en) * | 2015-02-04 | 2016-08-11 | Ecolab Usa Inc. | Diphenyliodonium salts as sulfidogenesis inhibitors and antimicrobials |
| RU2747957C1 (en) * | 2017-08-01 | 2021-05-17 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Hydraulic fracturing method using fluid medium with low viscocity and with low speed of proppant settlement |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2506300C2 (en) | Oil-field biocide made from peracetic acid and method for use thereof | |
| AU2010224415B2 (en) | Environmentally friendly composition for slickwater application | |
| US7906463B2 (en) | Biocide for well stimulation and treatment fluids | |
| US20140303045A1 (en) | Biocidal Systems and Methods of Use | |
| EP2078066B1 (en) | Biocide for well stimulation | |
| RU2445336C1 (en) | Drilling fluid on synthetic basis | |
| RU2786182C1 (en) | Method for treating drilling fluids to improve their microbiological stability | |
| US20130190214A1 (en) | Biocidal system and methods of use | |
| SU1758065A1 (en) | Water-base drilling mud | |
| US7578968B1 (en) | Microbiological control in oil or gas field operations | |
| RU2335898C2 (en) | Biocide for oil and gas industry | |
| CN111955480A (en) | Water treatment bactericide | |
| US4920141A (en) | Synergistic biocides of certain nitroimidazoles and aldehydes | |
| US20170158949A1 (en) | Well-treatment fluids composition | |
| CN106495333A (en) | Medicament that a kind of petroleum waste water is processed and preparation method thereof | |
| CA1225520A (en) | Biopolymer composition having enhanced filterability | |
| NO812667L (en) | TREATMENT OF PRINTED Aqueous Systems. | |
| US20120273207A1 (en) | Chitosan as biocide in oilfield fluids | |
| US9504252B2 (en) | Microbiocides and uses thereof | |
| RU2222565C2 (en) | Method of treating water-based drilling mud | |
| RU2036216C1 (en) | Method of drilling fluid treatment containing reagents subjected for microbial destruction | |
| DE2826070B2 (en) | A composition of water, a polymeric thickener and a stabilizer for the thickener, and a method for producing oil using such a composition | |
| RU1789545C (en) | Drilling mud | |
| RU2466171C2 (en) | Compound action reagent for polysaccharide-based process liquids used in drilling and well workover (versions) | |
| RU2561634C2 (en) | Biopolymer drilling mud sbk-uni (plus) |