RU2255105C1 - Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer - Google Patents
Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer Download PDFInfo
- Publication number
- RU2255105C1 RU2255105C1 RU2004100994/03A RU2004100994A RU2255105C1 RU 2255105 C1 RU2255105 C1 RU 2255105C1 RU 2004100994/03 A RU2004100994/03 A RU 2004100994/03A RU 2004100994 A RU2004100994 A RU 2004100994A RU 2255105 C1 RU2255105 C1 RU 2255105C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- water
- solution
- polysaccharide polymer
- properties
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам приготовления эмульсионных безглинистых буровых растворов, применяемых для бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов в сложных гидрогеологических и термобарических условиях строительства горизонтальных, наклонно-направленных скважин и восстановления скважин бурением вторых стволов.The invention relates to the drilling of oil and gas wells, and in particular to methods for preparing emulsion clay-free drilling fluids used for drilling wells and opening productive formations in difficult hydrogeological and thermobaric conditions for the construction of horizontal, directional wells and restoration of wells by drilling second trunks.
Одним из условий успешного бурения пологих и горизонтальных скважин является использование буровых растворов с оптимальными реологическими свойствами, достаточными для обеспечения качественной очистки ствола скважины от выбуренной породы, транспортирования ее на поверхность, но при этом предупреждающими возникновение больших избыточных гидравлических сопротивлений.One of the conditions for successful drilling of shallow and horizontal wells is the use of drilling fluids with optimal rheological properties, sufficient to ensure high-quality cleaning of the wellbore from cuttings, transporting it to the surface, but at the same time preventing the occurrence of large excess hydraulic resistance.
Такой раствор также должен обладать высокими ингибирующими свойствами по отношению к породам разреза, слагающим стенки скважины, обеспечивая их устойчивость на протяжении всего периода строительства, высокими смазочными свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, капсулирующими свойствами для предотвращения диспергирования шлама в процессе транспортировки его на поверхность; низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.Such a solution should also have high inhibitory properties with respect to the cut rocks composing the well walls, ensuring their stability throughout the entire construction period, high lubricating properties to improve the working conditions of the rock cutting tool at the bottom, and encapsulating properties to prevent dispersion of the sludge during its transportation to surface; low surface tension of the filtrate at the border with the hydrocarbon fluid to prevent changes in the reservoir properties of the reservoir when the filtrate of the drilling fluid penetrates into the reservoir.
В состав такого бурового раствора должны включаться реагенты, формирующие низкопроницаемый кольматационный экран в призабойной зоне пласта, который к периоду освоения скважины может быть легко разрушен за счет биологической или химической деструкции, тем самым обеспечивая восстановление проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. В настоящее время в отечественной и зарубежной практике строительства скважин в качестве таких реагентов используют полисахаридные полимеры (крахмал, биополимеры, эфиры целлюлозы).The composition of such a drilling fluid should include reagents that form a low-permeable mud screen in the bottomhole formation zone, which can be easily destroyed by the biological or chemical destruction by the period of well development, thereby ensuring restoration of the permeability of the bottomhole formation zone. At present, polysaccharide polymers (starch, biopolymers, cellulose ethers) are used as such reagents in domestic and foreign practice in well construction.
Известен способ приготовления безглинистого бурового раствора для бурения горизонтальных скважин, согласно которому сначала готовят водный раствор смеси крахмала и щелочной добавки при массовом соотношении гидроксид натрия: натрий кремнекислый как 1:6,67, затем в полученный раствор вводят поверхностно-активное вещество (ПАВ) МИГ и биополимер, перемешивают в течение 1 ч, затем добавляют минерализованную или пластовую воду и после перемешивания в течение 1 ч получают буровой раствор, при этом исходные компоненты берут в следующем соотношении, мас.%: биополимер 0,05-0,2; гидроксид натрия 0,045-0,16; водорастворимая соль кремниевой кислоты 0,23-1,2; ПАВ МИГ 0,3-1,0; вода (пресная, морская, пластовая) - остальное (Патент РФ №2186819, кл. С 09 К 7/02, от 2001 г.).A known method of preparing a clay-free drilling fluid for drilling horizontal wells, according to which first an aqueous solution of a mixture of starch and an alkaline additive is prepared with a mass ratio of sodium hydroxide: sodium silicate as 1: 6.67, then MIG surfactant is introduced into the resulting solution and biopolymer, stirred for 1 h, then add mineralized or produced water and after mixing for 1 h receive a drilling fluid, while the starting components are taken in the following ratio ii, wt.%: biopolymer 0.05-0.2; sodium hydroxide 0.045-0.16; water soluble salt of silicic acid 0.23-1.2; MIG surfactant 0.3-1.0; water (fresh, sea, formation) - the rest (RF Patent No. 2186819, class C 09 K 7/02, 2001).
Буровой раствор, полученный указанным известным способом, имеет низкие значения показателя фильтрации, технологически необходимые для проводки горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона структурно-реологические характеристики в условиях высокой полисолевой минерализации, оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент “n”=0,4-0,48) и низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции “К”=0,31-1,15); при этом безглинистые высокоминерализованные буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (Ктр=0,10-0,15), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью, после прогрева (90°С) показатели бурового раствора остаются практически без изменений.The drilling fluid obtained in the known manner has low values of the filtration rate, technologically necessary for drilling horizontal wells and wells with a large angle of inclination, structural and rheological characteristics in conditions of high polysalt mineralization, optimal pseudoplastic properties (coefficient “n” = 0.4-0 , 48) and low hydraulic resistance (consistency coefficient “K” = 0.31-1.15); while clayless highly mineralized drilling fluids have low values of the coefficient of friction (K Tr = 0.10-0.15), the filtrate of the drilling fluid has a low surface tension at the interface with the hydrocarbon fluid, after heating (90 ° C), the drilling fluid performance remains practically without changes.
Основными недостатками бурового раствора, полученного известным способом, являются недостаточная термостабильность и недостаточно высокие капсулирующие свойства, в результате чего ухудшается очистка бурового раствора от выбуренной породы и повышение плотности бурового раствора.The main disadvantages of the drilling fluid obtained in a known manner are the lack of thermal stability and insufficiently high encapsulating properties, as a result of which the cleaning of the drilling fluid from cuttings and the increase in the density of the drilling fluid are worsened.
Также известен способ приготовления безглинистого бурового раствора, при осуществлении которого готовят водный раствор смеси из крахмала и гидроксида натрия, смесь перемешивают 0,5 часа, затем добавляют для минерализации хлорид калия, хлорид натрия, смесь перемешивают в течение 0,5 часа; добавляют комплексообразующую соль бората щелочного металла и ПАВ МИГ и после перемешивания в течение 0,5 часа получают буровой раствор при следующем соотношении исходных компонентов, мас.%: крахмал 0,5-2,5; гидроксид натрия 0,04-0,2; ПАВ-МИГ 0,3-1,0; водорастворимое соединение бора - 0,4-1,5; вода (пресная или минерализованная) - остальное. Раствор, полученный известным способом, может дополнительно содержать полианионную целлюлозу в количестве 0,1-0,3 мас.% и водорастворимую соль кремниевой кислоты в количестве 0,1-0,6 мас.% (Патент РФ №2186820, кл. С 09 К 7/02, от 23.05.01 г.).Also known is a method of preparing a clay-free drilling fluid, in which an aqueous solution of a mixture of starch and sodium hydroxide is prepared, the mixture is stirred for 0.5 hours, then potassium chloride and sodium chloride are added for mineralization, the mixture is stirred for 0.5 hour; add the complexing salt of an alkali metal borate and MIG surfactant, and after stirring for 0.5 hours, a drilling fluid is obtained in the following ratio of starting components, wt.%: starch 0.5-2.5; sodium hydroxide 0.04-0.2; PAV-MIG 0.3-1.0; water-soluble boron compound - 0.4-1.5; water (fresh or mineralized) - the rest. The solution obtained in a known manner may additionally contain polyanionic cellulose in an amount of 0.1-0.3 wt.% And a water-soluble salt of silicic acid in an amount of 0.1-0.6 wt.% (RF Patent No. 2186820, CL 09 K 7/02, dated May 23, 01).
Указанный буровой раствор, полученный известным способом, характеризуется низкими значениями показателей консистенции при высоких значениях пластической вязкости и высоких капсулирующих свойствах при одновременном сохранении у раствора высоких смазочных свойств, устойчивости к термо- и биодеструкции и способности к сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов за счет низкого поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью, низких значений показателя фильтрации.The specified drilling fluid obtained in a known manner is characterized by low values of consistency at high values of plastic viscosity and high encapsulating properties while maintaining high lubricity, resistance to thermal and biodegradation and the ability to maintain reservoir properties of productive formations due to low surface tension mud filtrate at the border with hydrocarbon fluid, low values of the filtration rate.
Основными недостатками бурового раствора, полученного по известному способу, являются его высокие значения рН и низкая устойчивость фильтрационных и реологических свойств в присутствии солей жесткости, что ограничивает его применение в условиях поступления в скважину пластовых вод с полисолевой минерализацией.The main disadvantages of the drilling fluid obtained by the known method are its high pH and low stability of the filtration and rheological properties in the presence of hardness salts, which limits its use in the conditions of entry into the well of formation water with polysalt mineralization.
Для бурения скважин в осложненных условиях и при вскрытии продуктивных пластов в условиях наклонно-направленных и горизонтальных скважин используются также буровые растворы на нефтяной основе (РНО), в том числе обращенные (обратные) эмульсии типа “вода в масле”. Поскольку дисперсионной средой таких систем является инертная по отношению к глинам углеводородная фаза, основным преимуществом растворов на нефтяной основе является их высокая ингибирующая способность по отношению к глинистым породам разреза, а также сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Кроме того, РНО характеризуются высокой смазочной способностью.Oil-based drilling fluids (RNO), including reversed (inverse) water-in-oil emulsions, are also used for drilling wells in difficult conditions and when opening productive formations in conditions of directional and horizontal wells. Since the dispersion medium of such systems is a hydrocarbon phase inert to clay, the main advantage of oil-based solutions is their high inhibitory ability with respect to clay rocks of the section, as well as maintaining the reservoir properties of the reservoir. In addition, RNO are characterized by high lubricity.
Основными недостатками РНО являются их экологическая опасность и высокая пожароопасность. Кроме того, сложность управления свойствами РНО, повышение плотности в процессе бурения ввиду высоких структурно-реологических показателей, а также трудности в интерпретации результатов ГИС, основанных на электропроводности, ограничивают применение РНО.The main disadvantages of RNOs are their environmental hazard and high fire hazard. In addition, the complexity of managing the properties of RNO, increasing the density during drilling due to the high structural and rheological parameters, as well as difficulties in interpreting the results of well logs based on electrical conductivity, limit the use of RNO.
С целью устранения этих недостатков разрабатываются эмульсионные буровые растворы типа “масло в воде” со свойствами, близкими к свойствам РНО. В качестве дисперсной фазы в этих системах могут использоваться как нефтепродукты (нефть, дизтопливо), так и другие углеводородсодержащие продукты.In order to eliminate these shortcomings, oil-in-water emulsion drilling fluids with properties close to the properties of RNO are being developed. As the dispersed phase in these systems, both petroleum products (oil, diesel fuel) and other hydrocarbon-containing products can be used.
Известен способ приготовления эмульсионного бурового раствора, содержащего полисахаридный полимер, комплекс ПАВ, соль и воду, который заключается в приготовлении двух растворов - на углеводородной основе и на водной основе и их смешении между собой, при этом в качестве раствора на углеводородной основе (дизтопливе) готовят углеводородный раствор маслорастворимого катионоактивного гидрофобизатора (АНП-2), в качестве раствора на водной основе готовят водный раствор смеси полисахаридного полимера (оксиэтилцеллюлоза ОЭЦ) с водорастворимым неионогенным ПАВ (Проголит 20/40) и при последующем смешении этих растворов добавляют соль, а исходные компоненты берут в следующем соотношении, мас.%: дизтопливо - 20; Проголит 20/40 - 1,0-1,5; АНП-2 - 1,0-1,5; ОЭЦ - 1,0-1,5; соль КСl - 3,0; вода - остальное (“Разработка прямой эмульсии со свойствами РНО” / В.Н.Кошелев, А.И.Пеньков, Д.В.Проскурин и др. // Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и капитальном ремонте скважин: Сб. научн. Тр. /ОАО НПО “Бурение”. - Краснодар, 2002, с.40-47). Прямая эмульсия, полученная по указанному известному способу, характеризуется высокой ингибирующей способностью и высокой термостабильностью (до 120°С).A known method of preparing an emulsion drilling fluid containing a polysaccharide polymer, a surfactant complex, salt and water, which consists in preparing two solutions - a hydrocarbon-based and water-based and mixing them together, while preparing a solution based on a hydrocarbon-based (diesel fuel) hydrocarbon solution of an oil-soluble cationic water-repellent agent (ANP-2); as an aqueous solution, an aqueous solution of a mixture of a polysaccharide polymer (hydroxyethyl cellulose of OEC) and water-soluble is prepared nonionic surfactants (Progolit 20/40) and subsequent mixing of these solutions are added salt, and the initial components are taken in the following ratio, wt%: diesel fuel - 20;. Progolit 20/40 - 1.0-1.5; ANP-2 - 1.0-1.5; OEC - 1.0-1.5; KCl salt - 3.0; water - the rest (“Development of a direct emulsion with the properties of RNO” / V.N. Koshelev, A.I. Penkov, D.V. Proskurin, etc. // Basic principles for the selection of technology, equipment and materials in the construction and overhaul of wells : Collection of scientific papers / OAO NPO Burenie. - Krasnodar, 2002, pp. 40-47). Direct emulsion obtained by the specified known method, is characterized by high inhibitory ability and high thermal stability (up to 120 ° C).
В то же время эмульсионные растворы, полученные по известному способу, характеризуются:At the same time, emulsion solutions obtained by a known method are characterized by:
- недостаточной стабильностью во времени и сохраняют свои свойства только при использовании солестойкого неионогенного полимера при достаточно высоком его содержании (1,0-1,5%);- insufficient stability over time and retain their properties only when using salt-resistant nonionic polymer with a sufficiently high content (1.0-1.5%);
- низкие фильтрационные свойства буровой раствор имеет только при использовании в качестве соли - ингибитора КСl в количестве 3,0%, в присутствии же других солей - ингибиторов фильтрационные свойства достаточно высокие;- the drilling fluid has low filtration properties only when used as a KCl inhibitor salt in an amount of 3.0%, in the presence of other salts, inhibitors, the filtration properties are quite high;
- предельно высокими структурно-реологическими показателями.- extremely high structural and rheological indicators.
Кроме того, для приготовления эмульсионного бурового раствора по известному способу необходимо использовать обязательно два эмульгатора, один из которых имеет большее сродство с углеводородной фазой, а другой - с водной средой.In addition, for the preparation of emulsion drilling fluid by a known method, it is necessary to use two emulsifiers, one of which has a greater affinity for the hydrocarbon phase, and the other for the aqueous medium.
Наиболее близким к заявляемому способу по технической сущности является способ приготовления эмульсионного безглинистого бурового раствора, согласно которому осуществляют приготовление двух растворов - на углеводородной основе и водной основе, и их смешение между собой путем введения раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, при этом в качестве раствора на углеводородной основе используют раствор сложного эфира ненасыщенной жирной кислоты и многоатомного спирта в нефтепродукте, в качестве раствора на водной основе готовят водный раствор смеси карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и полиэтиленоксида (при этом перед их введением в водный раствор готовят отдельно водный раствор КМЦ и водный раствор полиэтиленоксида), при этом исходные компоненты берут в следующем соотношении, в мас.%: углеводородный продукт (нефть, дизтопливо) - 5,0-20,0; ПАВ-эмульгатор на основе сложного эфира жирной кислоты и многоатомного спирта (например, эмультал, пентол, украмин) - 0,1-3,0; КМЦ - 0,1-3,0; полиэтиленоксид - 0,01-1,0 и воду - остальное (см., например, авт. свид. СССР №1361165, кл. С 09 К 7/02, от 1985 г.). При необходимости указанный раствор может содержать соль и утяжелитель.Closest to the claimed method according to the technical essence is a method for preparing an emulsion clay-free drilling fluid, according to which two solutions are prepared - a hydrocarbon-based and water-based, and mixed together by introducing a water-based solution into a hydrocarbon-based solution, while as a hydrocarbon-based solution, a solution of an ester of an unsaturated fatty acid and polyhydric alcohol in an oil product is used, as a solution based on a water base We prepare an aqueous solution of a mixture of carboxymethyl cellulose (CMC) and polyethylene oxide (in this case, before introducing them into the aqueous solution, an aqueous solution of CMC and an aqueous solution of polyethylene oxide are prepared separately), while the starting components are taken in the following ratio, in wt.%: hydrocarbon product (oil, diesel fuel) - 5.0-20.0; A surfactant emulsifier based on a fatty acid ester and a polyhydric alcohol (for example, emulsion, pentol, ukraine) - 0.1-3.0; CMC - 0.1-3.0; polyethylene oxide - 0.01-1.0 and water - the rest (see, for example, ed. certificate of the USSR No. 1361165, class C 09 K 7/02, 1985). If necessary, this solution may contain salt and a weighting agent.
Эмульсионный буровой раствор, приготовленный по указанному способу, характеризуется высокой стабильностью эмульсии во времени, низкими значениями показателя фильтрации и высокими показателями устойчивости глинистых пород при контакте с фильтратом бурового раствора.Emulsion drilling fluid prepared by the specified method is characterized by high stability of the emulsion over time, low values of the filtration rate and high stability of clay rocks in contact with the filtrate of the drilling fluid.
Недостатками бурового раствора, приготовленного по указанному известному способу, являются предельно высокие структурно-реологические показатели, низкая капсулирующая способность по отношению к выбуренной породе, неудовлетворительные для бурения пологих и горизонтальных скважин показатели “нелинейности” (n=0,6-0,7) и коэффициента консистенции, что способствует возникновению избыточных гидравлических сопротивлений и отрицательно влияет на очистную способность бурового раствора.The disadvantages of the drilling fluid prepared by the specified known method are extremely high structural and rheological indicators, low encapsulating ability in relation to the cuttings, unsatisfactory indicators for the drilling of shallow and horizontal wells (n = 0.6-0.7) and consistency coefficient, which contributes to the emergence of excess hydraulic resistance and adversely affects the cleaning ability of the drilling fluid.
Кроме того, недостатком является и сложность технологии приготовления, так как перед смешиванием углеводородной и водной фаз все компоненты, за исключением нефтепродукта, должны быть отдельно приготовлены в виде пресных водных растворов определенной концентрации, а ПАВ с нефтепродуктом также готовится в отдельной емкости. Такая технология потребует наличия нескольких дополнительных емкостей на скважине, а в зимнее время и обеспечения их обогрева с целью предупреждения замерзания водных растворов, что приведет к значительному удорожанию стоимости буровых работ.In addition, the disadvantage is the complexity of the preparation technology, since before mixing the hydrocarbon and aqueous phases, all components, with the exception of the oil product, must be separately prepared in the form of fresh aqueous solutions of a certain concentration, and surfactants with the oil product are also prepared in a separate container. Such a technology will require the availability of several additional tanks at the well, and in winter time, and their heating to prevent freezing of aqueous solutions, which will lead to a significant increase in the cost of drilling operations.
Техническая задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в улучшении структурно-реологических показателей бурового раствора, полученного предлагаемым способом, в повышении его капсулирующих и ингибирующих свойств по отношению к выбуренной породе, при одновременном сохранении высоких смазывающих свойств и упрощении способа приготовления.The technical problem solved by the invention is to improve the structural and rheological parameters of the drilling fluid obtained by the proposed method, to increase its encapsulating and inhibitory properties in relation to the cuttings, while maintaining high lubricating properties and simplifying the method of preparation.
Указанная техническая задача решается способом приготовления эмульсионного бурового раствора на основе полисахаридного полимера, включающем приготовление двух растворов - на углеводородной основе и на водной основе, и их смешение между собой путем введения раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, при этом в качестве раствора на углеводородной основе готовят углеводородный раствор полисахаридного полимера, в качестве раствора на водной основе готовят водный раствор смеси щелочного поверхностно-активного вещества ПАВ - стабилизатора эмульсии на основе оксиэтилированных этанолов и/или гликолей с полисахаридным полимером, при этом массовое соотношение полисахаридного полимера в углеводородном и водном растворах составляет 1:0,5-3 соответственно, а исходные компоненты берут в следующем соотношении, мас.%:The specified technical problem is solved by a method of preparing an emulsion drilling fluid based on a polysaccharide polymer, which includes the preparation of two solutions - a hydrocarbon-based and water-based, and mixing them together by introducing a water-based solution into a hydrocarbon-based solution, while as a solution on a hydrocarbon solution is used to prepare a hydrocarbon solution of a polysaccharide polymer; as an aqueous solution, an aqueous solution of a mixture of an alkaline surfactant is prepared and surfactant is an emulsion stabilizer based on ethoxylated ethanols and / or glycols with a polysaccharide polymer, while the mass ratio of the polysaccharide polymer in hydrocarbon and aqueous solutions is 1: 0.5-3, respectively, and the starting components are taken in the following ratio, wt.%:
Полисахаридный полимер 0,25-3,0Polysaccharide polymer 0.25-3.0
Указанное щелочное поверхностно-активноеSpecified Alkaline Surfactant
вещество - стабилизатор эмульсии 0,5-1,7substance - emulsion stabilizer 0.5-1.7
Углеводородная жидкость 5,0-20,0Hydrocarbon Fluid 5.0-20.0
Вода ОстальноеWater Else
Для наилучшей реализации предлагаемого способа в раствор на углеводородной основе дополнительно вводят органическую или неорганическую соль - гелеобразователь в количестве 0,02-4,0 мас.%, а в раствор на водной основе дополнительно вводят водорастворимый силикат калия или натрия в количестве 0,4-3,0 мас.%, а также реагенты-минерализаторы: соли хлоридов калия, натрия, кальция, магния или пластовую воду хлоркальциевого типа.For the best implementation of the proposed method, an organic or inorganic salt is additionally introduced into the hydrocarbon-based solution - a gelling agent in an amount of 0.02-4.0 wt.%, And a water-soluble potassium or sodium silicate in an amount of 0.4- is additionally introduced into the water-based solution 3.0 wt.%, As well as mineralizing reagents: salts of potassium, sodium, calcium, magnesium chlorides or formation water of potassium chloride type.
В предлагаемом способе в качестве полисахаридного полимера используют преимущественно крахмал, биополимер, полианионную целлюлозу, карбоксиметилцеллюлозу, оксиэтилцеллюлозу или их смесь; в качестве щелочного поверхностно-активного вещества - стабилизатора эмульсии на основе оксиэтилированных этанолов и/или гликолей используют Синтал БТ, полигликоль, триэтаноламин, Оксанол, продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот ПАВ МИГ или их смесь; а в качестве углеводородной жидкости - нефтепродукты и/или высшие спирты.In the proposed method, starch, biopolymer, polyanionic cellulose, carboxymethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose or a mixture thereof are used mainly as a polysaccharide polymer; Sintal BT, polyglycol, triethanolamine, Oxanol, a product based on saponified bottoms from the production of synthetic MIG surfactant fatty acids or a mixture thereof are used as an alkaline surfactant — an emulsion stabilizer based on ethoxylated ethanol and / or glycols; and as a hydrocarbon liquid, petroleum products and / or higher alcohols.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет особой последовательности приемов введения компонентов при приготовлении бурового раствора и режимов, а также за счет компонентов, входящих в получаемый буровой раствор.The achievement of the specified technical result is achieved due to the special sequence of techniques for introducing components in the preparation of the drilling fluid and modes, as well as due to the components included in the resulting drilling fluid.
Благодаря тому что полисахаридный полимер делится на две части в заявленном соотношении и вводится по отдельности и в раствор на углеводородной основе и в раствор на водной основе, обеспечивается своеобразное его модифицирование, направленное на усиление гидрофобности макромолекулы полисахарида, как углеводородной фазой, так и ПАВом, содержащимся в водной фазе, в результате чего при последующем смешении водной и углеводородной составляющей эмульсионного раствора происходит синергизм взаимодействия между углеводородной фазой и частично гидрофобизированной водной средой, при этом комплекс “ПАВ + полисахарид + вода”, являясь уже микроэмульсией, выступает как структурообразователь и стабилизатор эмульсии по отношению к комплексу “углеводородное соединение + полисахарид”. Это позволяет получить буровой раствор, характеризующийся свойствами как “прямой”, так и “обратной” эмульсии. За счет этого достигается улучшение его структурно-реологических показателей, обеспечивающих получение необходимых показателей пластической вязкости, предела текучести, показателей “нелинейности” и консистенции, повышается стабильность полиэмульсии.Due to the fact that the polysaccharide polymer is divided into two parts in the stated ratio and is introduced separately into both the hydrocarbon-based solution and the water-based solution, a peculiar modification is provided to increase the hydrophobicity of the polysaccharide macromolecule, both by the hydrocarbon phase and the surfactant contained in the aqueous phase, as a result of which, upon subsequent mixing of the aqueous and hydrocarbon component of the emulsion solution, a synergy between the hydrocarbon phase and chno hydrophobized aqueous medium, the complex "surfactant + water + polysaccharide" being already microemulsion acts as a structurant and an emulsion stabilizer relative to the complex "hydrocarbon compound + polysaccharide". This allows you to get a drilling fluid, characterized by the properties of both “direct” and “reverse” emulsion. Due to this, an improvement in its structural and rheological parameters is achieved, providing the necessary indicators of plastic viscosity, yield strength, indicators of “nonlinearity” and consistency, and the stability of the polyemulsion is increased.
Благодаря тому что водный раствор содержит смесь щелочного ПАВ-стабилизатора эмульсии на основе оксиэтилированных этанолов и/или гликолей с полисахаридным полимером, обеспечивается повышение смазочной и ингибирующей способности, улучшение капсулирующих свойств полученного бурового раствора.Due to the fact that the aqueous solution contains a mixture of an alkaline surfactant stabilizer emulsion based on ethoxylated ethanols and / or glycols with a polysaccharide polymer, an increase in lubricity and inhibitory ability, an improvement in the encapsulating properties of the obtained drilling fluid is provided.
Для реализации предлагаемого способа осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности:To implement the proposed method carry out the following operations in the following sequence:
- готовят раствор полисахаридного полимера на углеводородной основе, для чего полисахаридный полимер вводят при перемешивании в углеводородную жидкость и перемешивают до получения однородной суспензии;- prepare a hydrocarbon-based polysaccharide polymer solution, for which the polysaccharide polymer is introduced into the hydrocarbon liquid with stirring and mixed until a homogeneous suspension is obtained;
- отдельно готовят раствор на водной основе, для чего в воду последовательно вводят при перемешивании полисахаридный полимер, а затем щелочной ПАВ-стабилизатор эмульсии на основе оксиэтилированных этанолов и/или гликолей, полученный раствор перемешивают до полного набухания полимера и получения однородного раствора;- a water-based solution is prepared separately, for which a polysaccharide polymer and then an alkaline surfactant-stabilizer emulsion based on ethoxylated ethanols and / or glycols are successively added to water with stirring, the resulting solution is mixed until the polymer swells and a homogeneous solution is obtained;
- далее полученный раствор на водной основе вводят в ранее приготовленный раствор на углеводородной основе, смесь перемешивают до получения однородной эмульсии;- then the resulting water-based solution is introduced into the previously prepared hydrocarbon-based solution, the mixture is stirred until a homogeneous emulsion is obtained;
- при этом массовое соотношение полисахаридного полимера в углеводородном и водном растворах составляет 1:0,5-3 соответственно, а исходные компоненты берут в следующем соотношении, мас.%:- the mass ratio of the polysaccharide polymer in hydrocarbon and aqueous solutions is 1: 0.5-3, respectively, and the starting components are taken in the following ratio, wt.%:
Полисахаридный полимер 0,25-3,0Polysaccharide polymer 0.25-3.0
Указанное щелочное поверхностно-активноеSpecified Alkaline Surfactant
Вещество - стабилизатор эмульсии 0,5-1,7The substance is an emulsion stabilizer 0.5-1.7
Углеводородная жидкость вода 5,0-20,0Hydrocarbon liquid water 5.0-20.0
Вода ОстальноеWater Else
Для приготовления эмульсионного бурового раствора по заявляемому способу в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:To prepare the emulsion drilling fluid according to the present method in laboratory conditions, the following substances were used:
- Полисахаридный полимер: полианионная целлюлоза марки Celpol R (Noviant); ОЭЦ марки Cellosize 100 QP; крахмал модифицированный, ТУ 9187-012-53501222-2000; БУРАМИЛ, ТУ 9187-003-40912231-2003.- Polysaccharide polymer: polyanionic cellulose brand Celpol R (Noviant); CEZ of the Cellosize 100 QP brand; modified starch, TU 9187-012-53501222-2000; BURAMIL, TU 9187-003-40912231-2003.
- Щелочное ПАВ - стабилизатор эмульсии на основе оксиэтилированных этанолов и/или гликолей: Синтал-БТ, ТУ 2482-40912231-2003; Триэтаноламин, ТУ 6-02-916-79; Полигликоль ПЭГ-600, ТУ 6-14-909-80; ПАВ МИГ, ТУ 2482-014-53501222-2000.- Alkaline surfactant - emulsion stabilizer based on ethoxylated ethanols and / or glycols: Sintal-BT, TU 2482-40912231-2003; Triethanolamine, TU 6-02-916-79; Polyglycol PEG-600, TU 6-14-909-80; MIG SAW, TU 2482-014-53501222-2000.
- Углеводородная жидкость: смазочная и противоприхватная добавка ДСПБ-БС, смесь побочных продуктов (высших спиртов) производства диметилдиоксана, сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой кислот и растворителя, ТУ 2452-002-52412574-00; флотореагент-оксаль Т-94, смесь высших спиртов производства диметилдиоксана ТУ 2452-029-05766801-94; дизтопливо, ГОСТ 305-73.- Hydrocarbon liquid: lubricant and anti-seize additive DSPB-BS, a mixture of by-products (higher alcohols) of dimethyldioxane production, oleic, linoleic, linolenic acid and solvent esters, TU 2452-002-52412574-00; flotoreagent-oxal T-94, a mixture of higher alcohols produced by dimethyldioxane TU 2452-029-05766801-94; diesel fuel, GOST 305-73.
- Вода техническая или минерализованная плотностью 1000-1180 кг/м3.- Technical or mineralized water with a density of 1000-1180 kg / m 3 .
- Соль – гелеобразователь: ацетат хрома, ТУ 6-00204197-263-97; формиат калия (фирмы Clariant); водорастворимая соль борной кислоты, ТУ 2146-01153501222-2000.- Salt - gelling agent: chromium acetate, TU 6-00204197-263-97; potassium formate (Clariant company); water-soluble salt of boric acid, TU 2146-01153501222-2000.
- Водорастворимые силикаты: силикат натрия, ТУ 2145-001-52257004-2002; силикат калия - импортного производства.- Water-soluble silicates: sodium silicate, TU 2145-001-52257004-2002; potassium silicate - imported.
- Неорганические соли: хлорид кальция, ТУ 3123-020-53501222-2001, хлорид калия ГОСТ 4568-95; хлорид натрия ТУ 6-13-10-77, необходимые для создания минерализации раствора на водной основе.- Inorganic salts: calcium chloride, TU 3123-020-53501222-2001, potassium chloride GOST 4568-95; sodium chloride TU 6-13-10-77, necessary to create the mineralization of a water-based solution.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.The essence of the invention is illustrated by the following examples.
Пример 1. Для получения заявляемого раствора к 847 г технической воды при перемешивании одновременно добавляли 9 г триэтаноламина и 2,6 г биополимера и перемешивали в течение 30 минут. В другой емкости готовили раствор на углеводородной основе, для чего к 140 г дизельного топлива при перемешивании добавляли 1,4 г биополимера, перемешивали в течение 35 минут. Далее полученные растворы на водной и углеводородной основах смешали вместе путем введения раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе и перемешивали еще в течение 20 минут и получали состав со следующим содержанием компонентов, мас.%: дизтопливо - 14; биополимер - 0,4; триэтаноламин - 0,9; техническая вода - 84,7, при этом массовое соотношение биополимера в углеводородном и водном растворах составляло 1:1,85 соответственно.Example 1. To obtain the claimed solution to 847 g of industrial water with stirring, 9 g of triethanolamine and 2.6 g of biopolymer were simultaneously added and mixed for 30 minutes. In another container, a hydrocarbon-based solution was prepared, for which 1.4 g of biopolymer was added to 140 g of diesel fuel with stirring, and stirred for 35 minutes. Next, the resulting solutions on an aqueous and hydrocarbon basis were mixed together by introducing a water-based solution into a hydrocarbon-based solution and mixed for another 20 minutes to obtain a composition with the following content of components, wt.%: Diesel fuel - 14; biopolymer - 0.4; triethanolamine - 0.9; industrial water - 84.7, while the mass ratio of the biopolymer in hydrocarbon and aqueous solutions was 1: 1.85, respectively.
Пример 2. Для получения заявляемого раствора к 547 г технической воды при перемешивании одновременно добавляли 9 г триэтаноламина, 4 г Синтала, 180 г хлорида натрия, 30 г хлорида кальция, 50 г хлорида калия, 14 г крахмала, 6 г соли борной кислоты, перемешивали в течение 50 минут. В другой емкости готовили углеводородную фазу, для чего к 150 г Т-94 при перемешивании добавляли 10 г крахмала и перемешивали в течение 35 минут. Далее полученные жидкости на водной и углеводородной основе перемешивали в течение 40 минут и получали состав со следующим содержанием компонентов, мас.%: Т-894 (углеводородная основа) - 15; крахмал - 2,4; ПАВ-1,3 (триэтаноламин - 0,9 и Синтал - 0,4); хлорид натрия 18; хлорид кальция - 3; хлорид калия - 5; соль борной кислоты - 0,6; техническая вода - 54,7, при этом массовое соотношение крахмала в углеводородном и водном растворах составляло 1:1,4.Example 2. To obtain the claimed solution to 547 g of industrial water, 9 g of triethanolamine, 4 g of Sintal, 180 g of sodium chloride, 30 g of calcium chloride, 50 g of potassium chloride, 14 g of starch, 6 g of boric acid salt were simultaneously added with stirring, mixed for 50 minutes. In another vessel, a hydrocarbon phase was prepared, for which 10 g of starch was added to 150 g of T-94 with stirring and mixed for 35 minutes. Further, the obtained liquids on an aqueous and hydrocarbon basis were mixed for 40 minutes and a composition was obtained with the following content of components, wt.%: T-894 (hydrocarbon base) - 15; starch - 2.4; PAS-1,3 (triethanolamine - 0.9 and Sintal - 0.4); sodium chloride 18; calcium chloride - 3; potassium chloride - 5; salt of boric acid - 0.6; industrial water - 54.7, while the mass ratio of starch in hydrocarbon and aqueous solutions was 1: 1.4.
Аналогичным образом по предлагаемому способу готовили другие составы эмульсионного бурового раствора с различным соотношением компонентов. Данные о составах приготовленных эмульсионных буровых растворов приведены в таблице 1.Similarly, the proposed method prepared other compositions of the emulsion drilling fluid with a different ratio of components. Data on the compositions of the prepared emulsion drilling fluids are shown in table 1.
В лабораторных условиях исследовали следующие свойства буровых растворов, приготовленных с использованием заявляемого и известного по прототипу способов:In laboratory conditions, the following properties of drilling fluids prepared using the claimed and known prototype methods were investigated:
- показатель фильтрации при ΔР=0,7 МПа (Ф, см3) замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFI;- the filtration rate at ΔР = 0.7 MPa (F, cm 3 ) was measured on a OFI dynamic filter press;
- реологические свойства - пластическую вязкость (η, мПа·с) и динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа), η и τ0 замеряли на вискозиметре фирмы OFI;- rheological properties — plastic viscosity (η, MPa · s) and dynamic shear stress (τ 0 , dPa), η and τ 0 were measured on an OFI viscometer;
- показатель псевдопластичности "n" и показатель консистенции "К" вычисляли по известным формулам (см., например, Дж.Р.Грей, Г.С.Г.Дарли “Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей)”. – М.: Недра, 1985 - С.99);- the pseudoplasticity index “n” and the consistency index “K” were calculated using well-known formulas (see, for example, J.R. Gray, G.S.G. Darley “Composition and properties of drilling agents (flushing fluids).” - M. : Nedra, 1985 - S.99);
- триботехнические свойства (коэффициент трения Ктр) изучали на приборе "Extreme Pressure and Lubricity Testes Complete" фирмы OFI;- tribological properties (coefficient of friction K Tr ) were studied on an OFI Extreme Pressure and Lubricity Testes Complete instrument;
- фрикционные свойства (липкость корки Кл) на приборе КТК-2;- frictional properties (stickiness of the crust K l ) on the device KTK-2;
- ингибирующие и капсулирующие свойства буровых растворов определяли по совместным результатам трех показателей, а именно по определению времени капиллярного всасывания, по катионнообменной способности твердых частиц выбуренной породы и по изменению дисперсности выбуренной породы при взаимодействии с буровым раствором;- the inhibitory and encapsulating properties of drilling fluids were determined by the joint results of three indicators, namely, by determining the capillary absorption time, by the cation exchange ability of solid particles of drill cuttings and by changing the dispersion of drill cuttings when interacting with the drilling fluid;
- стабильность полученного раствора оценивали по изменению реологических, фильтрационных свойств в течение всего времени наблюдения. Эти показатели замеряли после приготовления эмульсионных буровых растворов и в дальнейшем ежесуточно в течение 40 суток, также стабильность эмульсионных растворов оценивалась по отделению углеводородной фазы.- the stability of the resulting solution was evaluated by changing the rheological, filtration properties during the entire observation time. These indicators were measured after the preparation of emulsion drilling fluids and subsequently daily for 40 days, and the stability of emulsion fluids was evaluated by the separation of the hydrocarbon phase.
Методики ингибирующих и капсулирующих свойств буровых растворов заключались в следующем.Methods of inhibitory and encapsulating properties of drilling fluids were as follows.
Определение времени капиллярного всасывания (ВКВ) производится с помощью прибора C.S.T., при этом замеряется время, за которое определенное количество свободной воды из исследуемого раствора преодолевает расстояние в радиальном направлении между двумя электродами на толстой, пористой фильтровальной бумаге. Для этого сравнивали между собой показатели ВКВ1 - фильтрата бурового раствора и ВКВ2-фильтрата бурового раствора с добавлением в него 2% высококоллоидальной глины. Чем меньше время преодолевания расстояния между двумя электродами, тем выше капсулирующие и ингибирующие свойства раствора.Determination of the capillary suction time (BHC) is performed using the CST instrument, and the time is measured for which a certain amount of free water from the test solution travels the distance in the radial direction between the two electrodes on thick, porous filter paper. For this purpose, the parameters of VKB 1 - mud filtrate and VKV 2 - mud filtrate with the addition of 2% high colloidal clay were compared with each other. The shorter the time to overcome the distance between the two electrodes, the higher the encapsulating and inhibiting properties of the solution.
Катионнообменную способность частиц выбуренной породы определяли по МВТ (эквивалент содержания бентонита по метиленовой сини). Замеряли содержание коллоидных частиц в исходном растворе и растворе при добавлении в него 12,5% высококоллоидальной глины, раствор с глиной перемешивали в течение 40 минут. Определение содержания коллоидных частиц проводили по методике согласно РД 39-2-645-81 “Методика контроля параметров буровых растворов, ВНИИКРнефть, Краснодар, 1981 - С.65-70.The cation exchange ability of drill cuttings was determined using MW (equivalent of methylene blue bentonite content). The content of colloidal particles in the initial solution and the solution was measured with the addition of 12.5% high colloidal clay, the solution with clay was mixed for 40 minutes. The determination of colloidal particles was carried out according to the method in accordance with RD 39-2-645-81 “Method for monitoring the parameters of drilling fluids, VNIIKRneft, Krasnodar, 1981 - S. 65-70.
Изменение дисперсности выбуренной породы определяли по методике АНИ “Эрозия сланцев”. Высушенный образец керна (для испытания брали керн кыновских отложений) измельчали и просеивали через сита с размером ячеек 2 и 1 мм. Для испытания использовали отсев шлама, который проходил через сито с размером 2 мм и не проходил – 1 мм, т.е. размер шлама 1-2 мм. После этого навески шлама определенной фракции помещали в испытуемый раствор и перемешивали в течение 16 часов, причем температура раствора поддерживалась 80°С. Далее смесь переносили на сито 1 мм промывали. Остаток на сите 1 мм высушивали и взвешивали. Разница между весом первоначального образца и образца, полученного после испытаний, является показателем эрозии (Кэр)%.The change in the dispersion of the cuttings was determined by the method of ANI “Shale Erosion”. The dried core sample (the core of the Kynov deposits was taken for testing) was crushed and sieved through sieves with a mesh size of 2 and 1 mm. For testing, sludge screening was used, which passed through a sieve with a size of 2 mm and did not pass - 1 mm, i.e. the size of the slurry is 1-2 mm. After this, weighed portions of the sludge of a certain fraction were placed in the test solution and stirred for 16 hours, the temperature of the solution being maintained at 80 ° C. The mixture was then transferred to a 1 mm sieve, washed. The residue on a 1 mm sieve was dried and weighed. The difference between the weight of the original sample and the sample obtained after testing is an indicator of erosion (K er )%.
В табл.1 приведены данные о компонентном составе эмульсионных буровых растворов, приготовленных по известному и заявляемому способам.Table 1 shows data on the component composition of emulsion drilling fluids prepared by the known and claimed methods.
В табл.2 приведены данные о показателях свойств эмульсионных буровых растворов, приготовленных по известному и заявляемому способам.Table 2 shows data on the properties of emulsion drilling fluids prepared by the known and claimed methods.
По результатам исследований очевидно, что при использовании известного способа приготовления эмульсионного раствора невозможно получить качественный буровой раствор (табл.2, пример 3). При изменении заявленных пределов в соотношениях полисахаридного реагента в водном и углеводородном растворах получить стабильный буровой раствор с оптимальными технологическими свойствами не представляется возможным (табл.2, пример 5).According to the results of the research, it is obvious that when using the known method for preparing the emulsion solution it is impossible to obtain high-quality drilling fluid (table 2, example 3). When changing the declared limits in the ratios of the polysaccharide reagent in aqueous and hydrocarbon solutions, it is not possible to obtain a stable drilling fluid with optimal technological properties (Table 2, example 5).
Данные, приведенные в табл.1-2, показывают, что эмульсионные буровые растворы, приготовленные по предлагаемому способу, имеют:The data given in table 1-2 show that emulsion drilling fluids prepared by the proposed method have:
- низкие значения показателя фильтрации при ΔР=0,7 МПа (Ф=2-5 см3);- low values of the filtration rate at ΔP = 0.7 MPa (Ф = 2-5 cm 3 );
- технологически необходимые реологические характеристики (η=6,5-61 мПа·с, τ0=16-250 дПа);- technologically necessary rheological characteristics (η = 6.5-61 mPa · s, τ 0 = 16-250 dPa);
- характеризуются оптимальным для бурения пологих и горизонтальных скважин показателем “нелинейности” (n менее 0,5);- characterized by the optimal for drilling shallow and horizontal wells, the indicator of "non-linearity" (n less than 0.5);
- при этом эмульсионные буровые растворы, полученные по известному способу, характеризуются высокими смазочными свойствами (Ктр менее 0,18, Клипк менее 0,05); высокой капсулирующей и ингибирующей способностью по отношению к глинистой породе (так, например, при добавлении в раствор высококоллоидальной глины, содержание коллоидной не более 6 кг/м3; при добавлении в приготовленный буровой раствор шлама определенной фракции 1-2 мм и перемешивании его в течение 16 часов при температуре 80°С шлам не диспергируется, т.е. не подвергается эрозии, процент эрозии шлама у приготовленных растворов не более 4%; фильтрат приготовленного бурового раствора не диспергирует высококоллоидальную глину, что подтверждается практически неизменным временем капиллярного всасывания).- while emulsion drilling fluids obtained by a known method, are characterized by high lubricating properties (K Tr less than 0.18, K sticky less than 0.05); high encapsulating and inhibitory ability in relation to clay rock (for example, when high colloidal clay is added to the solution, the colloid content is not more than 6 kg / m 3 ; when a certain fraction of 1-2 mm is added to the prepared drilling mud and mixed for 16 hours at a temperature of 80 ° C, the sludge does not disperse, i.e. does not undergo erosion, the percentage of sludge erosion in the prepared solutions is not more than 4%; the filtrate of the prepared drilling fluid does not disperse high colloidal clay, which is confirmed etsya virtually unchanged capillary suction time).
Указанные технические преимущества эмульсионных буровых растворов, приготовленных по предлагаемому способу, позволят:These technical advantages of emulsion drilling fluids prepared by the proposed method will allow:
- снизить в 1,5-2,0 раза трудозатраты, время и средства на приготовление и регулирование свойств эмульсионных буровых растворов в процессе бурения и приготовления раствора ввиду сокращения необходимого оборудования (емкостей), сокращения времени на приготовление исходного бурового раствора, сокращения числа дополнительных обработок бурового раствора для поддержания необходимых параметров ввиду высокой устойчивости раствора к загрязняющим факторам (выбуренный шлам; минерализованные пластовые воды, в том числе сероводородсодержащие);- to reduce by 1.5-2.0 times the labor costs, time and money for the preparation and regulation of the properties of emulsion drilling fluids during drilling and mud preparation due to the reduction of the necessary equipment (tanks), reduction of the time for preparation of the initial drilling fluid, reduction in the number of additional treatments drilling fluid to maintain the necessary parameters due to the high stability of the fluid to contaminants (drill cuttings; mineralized formation water, including hydrogen sulfide);
- повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности бурового раствора и низкого значения коэффициента трения;- increase the technical and economic performance of the bits due to the high lubricity of the drilling fluid and low values of the coefficient of friction;
- повысить качество вскрытия продуктивных пластов за счет использования в качестве регуляторов фильтрационных и реологических свойств только полисахаридных реагентов, легко разрушаемых на стадии освоения при обработке кислотой или деструктором;- improve the quality of the opening of productive formations by using only polysaccharide reagents, which are easily destroyed at the stage of development during treatment with acid or destructor, as regulators of filtration and rheological properties;
- повысить коммерческую скорость строительства скважин в осложненных условиях, в том числе при бурении пологих и горизонтальных скважин за счет высоких ингибирующих свойств раствора, тем самым снизить вероятность возникновения осложнений, связанных с неустойчивостью ствола скважины, а также за счет повышенных псевдопластичных свойств раствора, способствующих повышению степени очистки ствола скважины от выбуренной породы и эффективности разрушения горных пород.- increase the commercial speed of well construction in difficult conditions, including the drilling of shallow and horizontal wells due to the high inhibitory properties of the solution, thereby reducing the likelihood of complications associated with the instability of the wellbore, as well as due to the increased pseudoplastic properties of the solution, which contribute to the degree of purification of the wellbore from cuttings and the efficiency of rock destruction.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004100994/03A RU2255105C1 (en) | 2004-01-12 | 2004-01-12 | Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004100994/03A RU2255105C1 (en) | 2004-01-12 | 2004-01-12 | Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2255105C1 true RU2255105C1 (en) | 2005-06-27 |
Family
ID=35836620
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004100994/03A RU2255105C1 (en) | 2004-01-12 | 2004-01-12 | Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2255105C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2461601C1 (en) * | 2011-01-17 | 2012-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud for productive formation entering |
| RU2521259C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling mud |
| RU2698389C1 (en) * | 2018-10-26 | 2019-08-26 | Общество с ограниченной ответственностью "НАЦИОНАЛЬНАЯ СЕРВИСНАЯ КОМПАНИЯ" | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud |
| RU2768340C1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-03-23 | Александр Яковлевич Третьяк | High-cation-inhibited drilling mud |
-
2004
- 2004-01-12 RU RU2004100994/03A patent/RU2255105C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2461601C1 (en) * | 2011-01-17 | 2012-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud for productive formation entering |
| RU2521259C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling mud |
| RU2698389C1 (en) * | 2018-10-26 | 2019-08-26 | Общество с ограниченной ответственностью "НАЦИОНАЛЬНАЯ СЕРВИСНАЯ КОМПАНИЯ" | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud |
| RU2768340C1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-03-23 | Александр Яковлевич Третьяк | High-cation-inhibited drilling mud |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Khodja et al. | Drilling fluid technology: performances and environmental considerations | |
| Hamed et al. | Rheological properties of biopolymers drilling fluids | |
| CA2039490C (en) | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid | |
| CA2426998C (en) | Environmentally acceptable fluid polymer suspension for oil field services | |
| RU2698389C1 (en) | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud | |
| US7534745B2 (en) | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture | |
| Murtaza et al. | Quaternary ammonium gemini surfactants having different spacer length as clay swelling inhibitors: Mechanism and performance evaluation | |
| NO303129B1 (en) | Procedure for drilling a well and wellbore fluid | |
| WO2007041841A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
| CA2445227C (en) | Method of recycling water contaminated oil based drilling fluid | |
| RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
| EA007929B1 (en) | High performance water based drilling mud and method of use | |
| US5755295A (en) | Modular drilling fluid system and method | |
| Hamida et al. | Filtration loss characteristics of aqueous waxy hull-less barley (WHB) solutions | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| US20050087341A1 (en) | Liquid gelling agent concentrates and methods of treating wells therewith | |
| RU2255105C1 (en) | Method of preparing emulsion drilling mud based on polysaccharide polymer | |
| RU2186819C1 (en) | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) | |
| RU2196798C2 (en) | Modified multicomponent mixtures used to expose ground | |
| US5658859A (en) | Pseudoplastic mixed metal layered hydroxide fluid with fluid loss additive and method of use in penetrating the earth | |
| RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
| Nlemedim et al. | Comparative study of bentonite and Ikwo clay for oil-based drilling mud formulation | |
| US10988660B2 (en) | Rheology modifier for subterranean treatment fluids | |
| RU2318855C2 (en) | Clayless drilling mud | |
| RU2274651C1 (en) | Polymer-clay fluid for drilling well in permafrost rock |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200113 |