RU2224780C1 - Полигликолевый модификатор буровых растворов - Google Patents
Полигликолевый модификатор буровых растворов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2224780C1 RU2224780C1 RU2002119246/03A RU2002119246A RU2224780C1 RU 2224780 C1 RU2224780 C1 RU 2224780C1 RU 2002119246/03 A RU2002119246/03 A RU 2002119246/03A RU 2002119246 A RU2002119246 A RU 2002119246A RU 2224780 C1 RU2224780 C1 RU 2224780C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polyglycol
- block copolymer
- molecular weight
- modifier
- drilling fluid
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 title claims abstract description 22
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 239000003607 modifier Substances 0.000 title claims abstract description 21
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 229920005676 ethylene-propylene block copolymer Polymers 0.000 claims description 6
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 claims 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 abstract 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 6
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)CO LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 101000640020 Homo sapiens Sodium channel protein type 11 subunit alpha Proteins 0.000 description 1
- QVHMSMOUDQXMRS-UHFFFAOYSA-N PPG n4 Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)COC(C)CO QVHMSMOUDQXMRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 description 1
- 102100033974 Sodium channel protein type 11 subunit alpha Human genes 0.000 description 1
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N Tetraethylene glycol, Natural products OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000010539 anionic addition polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N pentaethylene glycol Chemical class OCCOCCOCCOCCOCCO JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000006069 physical mixture Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 1
Landscapes
- Polyethers (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к добавкам для буровых растворов, используемых при бурении, вскрытии продуктивных пластов и заканчивании скважин. Техническим результатом изобретения является создание полигликолевого модификатора к составу раствора для бурения и заканчивания скважин, обеспечивающего буровому раствору необходимые уровень ингибирующих и поверхностно-активных свойств, а также обладающего меньшей пенообразующей способностью. Полигликолевый модификатор буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, содержащий полигликоль с молекулярной массой 100–700 у.е. и блок-сополимер окисей этилена и пропилена, содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-8000 у.е. с содержанием оксиэтильных блоков 20–60 мас.%, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный полигликоль 90,0–99,9, указанный блок-сополимер 0,1–10,0. При получении указанного блок-сополимера используют триэтаноламин, триизопропаноламин, тетраизопропанолэтилендиамин, глицерин. В качестве указанного полигликоля используют кубовые остатки производства диэтиленгликоля или дипропиленгликоля. 2 з. п. ф-лы, 6 табл.
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к добавкам для буровых растворов, используемых при бурении, вскрытии продуктивных пластов и заканчивании скважин.
Известно применение бурового раствора для бурения в обваливающихся породах, состоящего из глины, полигликоля, реагента-стабилизатора, силиката калия, хлористого калия и воды. Этот раствор обладает хорошими крепящими, ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами (патент РФ 2163248, С 09 К 7/02, 2001). Однако путем изменения концентрации каждого из используемых компонентов трудно достичь необходимых технологических параметров буровых растворов.
В процессе приготовления бурового раствора обычно при введении индивидуальных полигликолевых продуктов или их физических смесей регулирование технологических свойств буровых растворов достигается варьированием концентрации каждого из используемых продуктов, что усложняет процесс химической обработки бурового раствора. Упрощение процесса достигается обработкой бурового раствора специально приготовленной сбалансированной смесью (композицией). Так, в патенте РФ № 2169753, С 09 К 7/02, опубл. в 2001 г., описан состав, состоящий из моноалкиловых эфиров пропиленгликоля и полиалкиленгликолей (сополимеров окисей этилена и пропилена с содержанием окиси пропилена не более 50 мол.% с молекулярной массой 6000-40000 и/или сополимеров окиси этилена и окиси пропилена с содержанием окиси пропилена не менее 85 мол.% с молекулярной массой 300-6000). Этот состав обеспечивает существенное снижение показателя фильтрации в присутствии ионов щелочных и щелочноземельных металлов. Недостатком этого состава является его низкая ингибирующая способность в буровых растворах.
Известен буровой раствор, в состав, которого входят полигликоли (дитетрапентаэтиленгликоли), предлагаемый для вскрытия продуктивных пластов (патент РФ № 2163248, МПК7 С 09 К 7/02, опубл. 20.02.2001). Данный буровой раствор имеет низкий коэффициент фильтруемости, оптимальную вязкость. Однако эта композиция не способна в достаточной степени проявлять поверхностную активность, что негативно влияет на качество вскрытия пласта. Кроме того, такие промышленные смеси способствуют вспениванию бурового раствора.
Наиболее близким к предлагаемому является полигликолевый модификатор буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, содержащий полигликоль молекулярной массы менее 800 у.е. и блок-сополимер окисей этилена и пропилена молекулярной массы менее 800 у.е. (патент США № 6808704, 27.06.2000, С 09 К 7/02).
Однако подобные водорастворимые композиции с молекулярной массой менее 800 у.е. также не обеспечивают эффективного снижения поверхностного натяжения на границе углеводородной и водной фаз.
Задачей изобретения является создание полигликолевого модификатора к составу раствора для бурения и заканчивания скважин, обеспечивающего буровому раствору необходимые уровень ингибирующих и поверхностно-активных свойств, а также обладающего меньшей пенообразующей способностью.
Поставленная задача решается полигликолевым модификатором буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, содержащим полигликоль с молекулярной массой 100–700 у.е. и блок-сополимер окисей этилена и пропилена, при этом он содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-8000 у.е. с содержанием оксиэтильных блоков 20–60 мас.%, при следующем соотношении компонентов, мас.%.
Указанный полигликоль 90,0–99,9
Указанный блок-сополимер 0,1–10,0
При получении указанного блок-сополимера используют триэтаноламин, триизопропаноламин, тетраизопропанолэтилендиамин, глицерин.
В качестве указанного полигликоля используют кубовые остатки производства диэтиленгликоля или дипропиленгликоля.
В процессе приготовления предложенного полигликолевого модификатора буровых растворов в качестве полигликоля с молекулярной массой 100-700 у.е. могут использоваться такие промышленно выпускаемые продукты как Лапрол-202-3-100 (ТУ 2226-017-10488057-94), Лапрол-402-2-100 (ТУ 2226- 013-10488057-94), Лапрол-502 М (ТУ 2226-012-05766801-93) и др. Также в качестве полигликоля могут использоваться кубовые остатки производства диэтиленгликоля, содержащие 15,0-22,0 мас.% диэтиленгликоля, 36,0-44,0 мас.% триэтиленгликоля, 22,0-26,0 мас.% тетраэтиленгликоля, остальное -тяжелые полиэтиленгликоли, кубовые остатки ректификации дипропиленгликоля, содержащие 13,0-20,0 мас.% дипропиленгликоля, 34,0-40,0 мас.% трипропиленгликоля, 22,0-30,0 мас.% тетрапропиленгликоля, остальное - тяжелые полипропиленгликоли, некоторые свойства этих продуктов представлены в таблице 1.
Используемый в составе модификатора буровых растворов блок-сополимер окиси пропилена и окиси этилена с молекулярной массой 3000-8000 у.е. получают анионной полимеризацией окиси пропилена и окиси этилена в присутствии щелочного катализатора с использованием в качестве стартовой системы триэтаноламина, триизопропаноламина, тетраизопропанолэтилендиамина, глицерина по нижеприведенной методике.
В реактор объемом 1,0 л загружают стартовую систему, состоящую из 18,0 г триэтаноламина и 1,2 г гидроксида калия, подают инертный газ - азот и дважды продувают реактор азотом. Затем включают мешалку, обогрев реактора и доводят температуру реакционной массы до 110°С, после чего в реактор начинают подавать окись пропилена. Реакцию оксипропилирования проводят при температуре 115-120°С и давлении 5,0-6,0 кг/см2. Общий расход окиси пропилена составляет 364,0 г. После подачи окиси пропилена проводят выдержку реакционной массы в течение 1,0 часа при температуре 115-118°С и далее в реактор начинают подачу окиси этилена. Процесс оксиэтилирования проводят аналогично оксипропилированию при температуре 115-120°С и давлении 5,0-6,0 кг/см2. Общий расход окиси этилена составляет 116,8 г. После подачи расчетного количества окиси этилена проводят выдержку реакционной массы при температуре 110-115°С в течение 1,0 часа, при этом давление в реакторе снижается до 1,0 кг/см2. В результате данного опыта получают 486 г блок-сополимера окисей пропилена и этилена на основе триэтаноламина со следующими характеристиками: динамическая вязкость при 50°С 197 сП, гидроксильное число 41,5 мг КОН/г, содержание оксиэтильных блоков 25,7 мас.%, молекулярная масса 4100 у.е.
Аналогично получают блок-сополимеры окисей этилена и пропилена с использованием в качестве стартовой системы триизопропаноламина, тетраизопропанолэтилендиамина, глицерина, свойства полученных продуктов представлены в таблице 2.
Приготовление композиции полигликолевого модификатора буровых растворов осуществляется смешиванием при температуре 40-50°С полигликоля (таблица 1) и блок-сополимера окисей пропилена и этилена (таблица 2), составы полученных модификаторов приведены в таблице 3.
Оценка эффективности полигликолевого модификатора буровых растворов проводилась изучением изменения свойств модельного глинистого бурового раствора и глинистого бурового раствора, дополнительно содержащего ингибиторы фильтрации и набухания породы в виде хлористого калия, хлористого кальция и полианионной целюлозы “Celpol SL” (фирма “NOVIANT”, Финляндия) в присутствии различных добавок указанного модификатора, при этом определялись следующие характеристики буровых растворов:
- величина фильтрации (Ф, см3) измерялась на фильтре-прессе фирмы "Baroid", США;
- коэффициент трения (Kтр) измерялся на приборе “LUBRISITY TESTER” фирмы “Baroid”, США;
- реологические свойства - вязкость пластическая (ηпл, мПа·с) и динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа) - измерялись на приборе "Fann 35C", фирмы "Fann", США;
- статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин (СНС, дПа) - на приборе СНС-2;
- условная вязкость (УВ, с) - на вискозиметре ВБР-1;
- липкость глинистой корки (а, град) (по методике [Практикум по заканчиванию скважин /Подгорня В.М., Ведищев И.А. - М.: Недра, 1985]).
Результаты испытания приведены в таблице 4.
Поверхностно-активные свойства модификаторов бурового раствора оценивались по изменению значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз фильтрата глинистого бурового раствора с керосином, определяемой на сталагмометре (по методике [Практикум по заканчиванию скважин /Подгорня В.М., Ведищев И.А. - М.: Недра, 1985]). Полученные значения представлены в таблице 5.
Дополнительно была рассмотрена пенообразующая способность 1%-ных водных растворов предложенных модификаторов (по методике [Практикум по заканчиванию скважин /Подгорня В.М., Ведищев И.А. - М.: Недра, 1985]). В таблице 6 представлены показатели вспениваемости раствора.
Введение в состав глинистых буровых растворов на различной основе предлагаемого модификатора (таблица 4) взамен смеси ди-, тетра- и пентаэтиленгликолей, как это предусмотрено по прототипу (пример 1-5 таблица 4), приводит к улучшению общетехнологических параметров.
Наблюдается повышение антифильтрационных (Ф, см3, таблица 4), смазочных свойств (Ктр, таблица 4), уменьшается липкость глинистой корки (α, град, таблица 4). Это связано с тем, что разветвленная структура блок-сополимера окисей этилена и пропилена способствует образованию эффективного экранирующего адсорбционного слоя на бентонитовой и металлических поверхностях. При использовании в композиции бурового раствора с полианионной целюлозой “Celpol SL” добавка предлагаемого модификатора способствует защите анионных функциональных групп, что приводит к разжижению бурового раствора и повышению устойчивости к солевой агрегации в присутствии хлористого кальция (таблица 4). Таким образом буровые растворы с полианионными полимерами в присутствии предлагаемого модификатора сохраняют высокие антифильтрационные свойства в присутствии хлористого кальция и обладают большей текучестью. Композиция с предлагаемым модификатором по сравнению с прототипом имеет гораздо более низкое значение межфазного поверхностного натяжения (у, мН/м) на границе фильтрата бурового раствора с керосином (таблица 5), что обеспечивает более качественное вскрытие продуктивных пластов по сравнению с прототипом. Модификатор бурового раствора по сравнению с прототипом имеет меньшую пенообразующую способность (таблица 6).
Claims (3)
1. Полигликолевый модификатор буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, содержащий полигликоль c молекулярной массой 100 – 700 у. е. и блок-сополимер окисей этилена и пропилена, отличающийся тем, что он содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-8000 у.е. с содержанием оксиэтильных блоков 20 – 60 мас.% при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанный полигликоль 90,0 – 99,9
Указанный блок-сополимер 0,1 – 10,0
2. Модификатор по п. 1, отличающийся тем, что при получении указанного блок-сополимера используют триэтаноламин, триизопропаноламин, тетраизопропанолэтилендиамин, глицерин.
3. Модификатор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве указанного полигликоля используют кубовые остатки производства диэтиленгликоля или дипропиленгликоля.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002119246/03A RU2224780C1 (ru) | 2002-07-16 | 2002-07-16 | Полигликолевый модификатор буровых растворов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002119246/03A RU2224780C1 (ru) | 2002-07-16 | 2002-07-16 | Полигликолевый модификатор буровых растворов |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002119246A RU2002119246A (ru) | 2004-01-27 |
| RU2224780C1 true RU2224780C1 (ru) | 2004-02-27 |
Family
ID=32173027
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002119246/03A RU2224780C1 (ru) | 2002-07-16 | 2002-07-16 | Полигликолевый модификатор буровых растворов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2224780C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2286373C2 (ru) * | 2004-11-15 | 2006-10-27 | Открытое акционерное общество "Нижнекамскнефтехим" | Модификатор буровых растворов |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116463111B (zh) * | 2023-04-12 | 2024-07-12 | 荆州市学成实业有限公司 | 一种高效聚合醇防塌润滑抑制剂及其制备方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5292367A (en) * | 1990-04-18 | 1994-03-08 | Atlantic Richfield Company | Dispersant compositions for subterranean well drilling and completion |
| SU1266181A1 (ru) * | 1984-11-23 | 1999-12-10 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ обработки бурового раствора на водной основе |
| US6080704A (en) * | 1997-03-11 | 2000-06-27 | Halliday; William S. | Glycols as gas hydrate inhibitors in drilling, drill-in, and completion fluids |
| RU2163248C2 (ru) * | 1998-12-16 | 2001-02-20 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах |
| RU2163615C2 (ru) * | 1999-04-05 | 2001-02-27 | Пеньков Александр Иванович | Реагент для химической обработки буровых растворов |
| RU2169753C1 (ru) * | 2000-06-20 | 2001-06-27 | Кошелев Владимир Николаевич | Состав для бурения и заканчивания скважин |
-
2002
- 2002-07-16 RU RU2002119246/03A patent/RU2224780C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1266181A1 (ru) * | 1984-11-23 | 1999-12-10 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ обработки бурового раствора на водной основе |
| US5292367A (en) * | 1990-04-18 | 1994-03-08 | Atlantic Richfield Company | Dispersant compositions for subterranean well drilling and completion |
| US6080704A (en) * | 1997-03-11 | 2000-06-27 | Halliday; William S. | Glycols as gas hydrate inhibitors in drilling, drill-in, and completion fluids |
| RU2163248C2 (ru) * | 1998-12-16 | 2001-02-20 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах |
| RU2163615C2 (ru) * | 1999-04-05 | 2001-02-27 | Пеньков Александр Иванович | Реагент для химической обработки буровых растворов |
| RU2169753C1 (ru) * | 2000-06-20 | 2001-06-27 | Кошелев Владимир Николаевич | Состав для бурения и заканчивания скважин |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2286373C2 (ru) * | 2004-11-15 | 2006-10-27 | Открытое акционерное общество "Нижнекамскнефтехим" | Модификатор буровых растворов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2002119246A (ru) | 2004-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8973668B2 (en) | Compositions for oil recovery and methods of their use | |
| EP2195400A2 (en) | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment | |
| CN111139044B (zh) | 油基钻井液用复合乳化剂及抗高温超高密度油基钻井液 | |
| CA2790913A1 (en) | Use of surfactant mixtures of polycarboxylates for microemulsion flooding | |
| US8613318B2 (en) | Flooding fluid and enhancing oil recovery method | |
| EP3652268B1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| RU2215016C1 (ru) | Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур | |
| WO2021007531A1 (en) | A rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems | |
| RU2224780C1 (ru) | Полигликолевый модификатор буровых растворов | |
| EP2427631B1 (en) | Gravel pack carrier fluids | |
| EP2877505B1 (fr) | Composition de polymères pour l'inhibition de la formation de dépôts inorganiques et/ou organiques au sein de formations souterraines | |
| RU2633468C1 (ru) | Ингибирующий буровой раствор (варианты) | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| US11390794B2 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
| CN106164157A (zh) | 包含二嵌段共聚物的钻井流体组合物 | |
| RU2648379C1 (ru) | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2695201C1 (ru) | Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта | |
| CN106458753A (zh) | 高温和高压流体损失添加剂和其使用方法 | |
| RU2286373C2 (ru) | Модификатор буровых растворов | |
| RU2047641C1 (ru) | Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин | |
| RU2794254C1 (ru) | Малоглинистый поликатионный буровой раствор | |
| EP0008153B1 (en) | Process for recovering oil from subterranean oil-bearing formations and an emulsion useful therein | |
| RU2824107C1 (ru) | Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта | |
| RU2804720C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050717 |