RU2289603C1 - Биополимерный буровой раствор - Google Patents
Биополимерный буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2289603C1 RU2289603C1 RU2005110769/03A RU2005110769A RU2289603C1 RU 2289603 C1 RU2289603 C1 RU 2289603C1 RU 2005110769/03 A RU2005110769/03 A RU 2005110769/03A RU 2005110769 A RU2005110769 A RU 2005110769A RU 2289603 C1 RU2289603 C1 RU 2289603C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- biopolymer
- drilling fluid
- alkali
- reagent
- properties
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к полимерным буровым растворам для бурения газовых и нефтяных скважин, в частности к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях, в том числе в хемогенных отложениях и при высоких забойных температурах, а также наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин. Технический результат изобретения - уменьшение количества и концентрации компонентов для приготовления бурового раствора при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств, а также повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду. Биополимерный буровой раствор содержит, мас.%: полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа 0,2-0,5, этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,0, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР 3,0-6,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0, вода остальное. 2 табл.
Description
Изобретение относится к полимерным буровым растворам для бурения газовых и нефтяных скважин, в частности к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях, в том числе в хемогенных отложениях и при высоких забойных температурах, а также наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.
Известна промывочная жидкость, которая включает, мас.%: углещелочной реагент (гуматы щелочных металлов), которые выполняют функцию понизителя фильтрации, - 15; биополимер "энпосан" (на сухое вещество) - 0,2-05; вода - остальное (см. пат. Украины №47493, МПК 6 С 09 К 7/00, 7/01, публ. 15.07.2002 г., Бюл. №7). Недостатком промывочной жидкости являются недостаточные структурно-реологические свойства, низкий показатель выносящей способности и отсутствие солестойкости.
Известен биополимерный буровой раствор, предназначенный для бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин (патент России №2236429, МПК 7 С 09 К 7/02, публ 20.09.2004 г., йод №26), который содержит, мас.%: ксантановый биополимер типа Flo-Vis - 0,3-0,5, гуматный реагент (порошковый углещелочной реагент - ПУЩР) - 10,5-15,0, воду - остальное. Недостатком данного раствора является низкая термостойкость (до 80°С) и низкая устойчивость к воздействию ионов поливалентных металлов.
Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов (прототип), который содержит, мас.%: крахмал (полимерный понизитель фильтрации) - 1,0-1,5; биополимер - 0,2-0,3; карбонантный утяжелитель - 5,0-10,0, спирт (полиглиоколь) - 3,0-5,0; гидрофобизирующее поверхностно-активное вещество (ПАВ) ГКД-515 - 1,5-2, смазочную добавку (реагент ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых таллоных масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом - оксалем) - 0,5-1,0 и воду остальное (см. патент России №2179568, МПК 7 С 09 К 7/02, публ 20.01.2002 г., Бюл. №6).
В безглинистом буровом растворе для вскрытия продуктивных горизонтов крахмал и карбонатный утяжелитель выполняют функцию понизителя фильтрации, но наличие в растворе карбонатного утяжелителя усложняет регулирование плотности бурового раствора в сторону уменьшения. Биополимерный реагент выполняет функцию структурообразователя, но его термостабильность ограничивается применением при забойных температурах до 120°С. Для обеспечения ингибирующих, смазывающих, фильтрационных и противоприхватных свойств в предложенном буровом растворе используются несколько различных компонентов при высоких концентрациях, а именно: гидрофобизирующее ПАВ - ПКД-515 обеспечивает увеличение проницаемости коллектора; добавка ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом - оксанам используется для снижения противоприхватных свойств и улучшения смазочных свойств; спирты (полигликоли) используют в качестве ингибитора глин и бактерицида, но при этом они являются высокотоксичными веществами.
Кроме того, недостатком данного раствора являются недостаточные структурно-реологические свойства, а именно предложенное количество биополимера и крахмала не обеспечивают высокие показатели вязкости, динамического напряжения сдвига и пластической вязкости, что ограничивает его применение при бурение горизонтальных скважин, недостаточная термостойкость ограничивает его применение при бурении в сложных горно-геологических условиях (при высоких забойных температурах и хемогенных отложениях).
Техническим результатом изобретения является уменьшение количества и концентрации компонентов для приготовления бурового раствора при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств, а также повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду.
Для достижения технического результата используют биополимерный буровой раствор, содержащий полимерный понизитесь фильтрации, биополимер ксантанового типа, поверхностно-активное вещество, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве поверхностно-активного вещества и смазочной добавки этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата, в качестве полимерного понизителя фильтрации - полианионную целлюлозу или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил и дополнительно - гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР и соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| указанный понизитель фильтрации | 0,1-1,0 |
| биополимер ксантанового типа | 0,2-0,5 |
| указанные этилендиамиды жирных кислот | 0,05-3,0 |
| УЩР или ГКР | 3,0-6,0 |
| указанные соли | 3,0-40,0 |
| вода | остальное |
Исследованиями установлено, что в водном растворе биополимер и гуматы щелочных металлов образуют неразделимые пространственные комплексы, которые обеспечивают активное функционирование каждого компонента в агрессивной среде (высокие концентрации солей, высокие температуры), где ни гуматы, ни биополимер самостоятельно не способны существовать. При совместном растворении происходит взаимодействие разветвленных цепочек молекул биополимера с полианионами гуматов щелочных металлов за счет образования большого количества водородных связей. Такое взаимодействие макромолекул обеспечивает необратимое пространственное трехмерное расположение молекул в водной среде и активное связывание воды даже при агрессивном действии высоких концентраций солей и высоких температур, что и обеспечивает высокие структурно-реологические свойства и снижение показателя фильтрации при низких концентрациях полимеров.
Для снижения показателя фильтрации синергетическая смесь нуждается в дополнительном применении полимерных понизителей фильтрации (крахмал, полианионная целлюлоза (ПДЦ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза (КМСОЦ), оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан)).
Использование этилендиамидов жирных кислот позволяет уменьшить количество и концентрацию компонентов в составе бурового раствора за счет того, что этилендиамиды одновременно выполняют несколько функций.
В предложенном техническом решении этилендиамиды жирных кислот выполняют функцию ПАВ, что обеспечивает высокие ингибирующие свойства благодаря гидрофобизации поверхности частичек, снижение степени их гидратации и диспергирования, и функцию смазочной и противоприхватной добавки благодаря способности к адсорбции и образованию плотного мономолекулярного слоя, что позволяет эффективно использовать его при низких концентрациях.
Исследованиями установлено, что этилендиамиды на основе природных неразветвленных с четным числом углеродных атомов жирных кислот, кроме вышеприведенных свойств, выполняют антиферментативную функцию, являются биоразлагаемыми, нетоксичными и не вредными для окружающей среды и таким образом предотвращают ферментативную деструкцию полимерных (полисахаридных) реагентов.
Для повышения ингибирующих свойств и обеспечения возможности применения во время бурения в сложных горно-геологических условиях (в том числе в хемогенных отложениях и при высоких температурах) в биополимерный буровой раствор добавляют соли щелочных и/или щелочноземельных металлов (KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит).
Биополимерную основу бурового раствора составляют биополимеры ксантанового типа марки Duovis, Flo-vis, RadopoL, Zibosan и другие. Они представляют собой водорастворимые порошковые полисахариды, полученные обработкой бактериями типа "ксантамонас".
В качестве полимерного понизителя фильтрации используют крахмал пищевой согласно ТУ-2483-002-41668452-97 или другие модификации крахмала, или полианионную целлюлозу (Polypac L или R), или карбоксиметилцеллюлозу (Камцел, Tylose, Finnfix и др.), или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу (CHR-1, CHR-6 и др.), или оксиетилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил (гипан согласно ТУ У 31062554.02-2001) и их различные модификации и торговые марки.
Этилендиамиды жирных кислот изготавливают согласно ТУ У 24.6-32028975-005-2004.
В качестве гуматов щелочных металлов используют углещелочной реагент согласно ТУ У 36-01-247-76 или гуматно-калиевый реагент согласно ТУ У 26.8-23690792-002-2001.
Соли щелочных и/или щелочноземельных металлов (KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит) получают: KCl согласно ГОСТ 4568-95, NaCl согласно ГОСТ 13830-68, CaCl2 согласно ГОСТ 450-77, MgCl2 или бишофит согласно ГОСТ 7759-73.
Пример приготовления биополимерного бурового раствора в лабораторных условиях.
В 900 мл воды при перемешивании растворяют 5 г биополимера ксантанового типа в течение 15 минут, далее добавляют 50 г УЩР или ГКР и 2 г крахмала или ПДЦ, или КМЦ, или ММОЭЦ, или ОЭЦ или гидролизованый полиакрилонитрил, затем этилендиамиды жирных кислот (ЭДЖК) - 30 г и перемешивают в течение 15-30 минут, затем добавляют 70 г KCl или NaCl, или CaCl2, или MgCl2 или бишофита. После растворения солей биополимерный буровой раствор готов для использования.
В таблице 1 приведены примеры приготовления биополимерного бурового раствора при различных концентрациях компонентов.
В таблице 2 приведены данные о смазочных, ингибирующих, противоприхватных свойствах биополимерного бурового раствора при различных концентрациях компонентов.
Снижение концентрации биополимера до 0,2% и УЩР или ГКР до 3,0% отрицательно сказывается на структурно-реологических свойствах (см. позиции 2 и 3 в таблице 1), при этом уменьшается стойкость раствора к солям щелочных и щелочноземельных металлов и действию высоких температур. Увеличение концентрации биополимера свыше 0,5%, а УЩР или ГКР свыше 6,0% нецелесообразно, так как увеличивается расход химреагентов, а структурно-реологические и фильтрационные свойства существенно не улучшаются (см. поз.7-10 в таблице 1).
Использование полимерных понизителей фильтрации в приведенных концентрациях обеспечивает низкий показатель фильтрации биополимерного бурового раствора даже при агрессии солей поливалентных металлов. Повышение их концентрации свыше 1,0% является экономически и технологически нецелесообразным (см. поз. 10 в таблице 1).
Добавление этилендиамидов жирных кислот меньше 0,05% является неэффективным, так как получаем снижение смазочных, ингибирующих, противоприхватных и антиферментных свойств, а увеличение концентрации этилендиамидов жирных кислот более 3,0% нецелесообразно в связи с тем, что дальнейшего улучшения этих свойств практически не происходит (см. таблицу 2).
Исследованиями установлено, что этилендиамиды жирных кислот являются нетоксичными и относятся к реагентам четвертого класса опасности.
Ингибирующие свойства солей, как известно, заметно проявляются, начиная с концентрации 3,0%, чем обусловлен нижний порог концентрации солей. Благодаря высокой солестойкости предлагаемой рецептуры бурового раствора верхний порог концентрации солей ограничен только пределом их растворимости в воде, что дает возможность использовать такой раствор при бурении в хемогенных отложениях.
Статическая фильтрация определялась на приборе фильтр-пресс Фанн по стандарту Американского нефтяного института (АНИ).
Показатель фильтрации при температуре 140°С и перепаде давления 7 МПа определялся на приборе ВГВД (фирмы ОПТЕ) - высокая температура, высокое давление (по стандарту АНИ), что отражает условия на забое скважины глубиной около 5000 м.
В рамках заявленных соотношений концентраций компонентов все составы биополимерного бурового раствора достаточно термостойки, что видно по незначительному увеличению показателя фильтрации, который определяли после прогрева при температуре 150°С на протяжении 4 часов (см. поз.1-10 в таблице 1).
Смазочные и противоприхватные свойства определяли на приборе "Lubricity Tester" американской фирмы "Farm Instrument Co" и с помощью прибора КТК.
Ингибирующие свойства были проверены методом обкатки кернового материала в автоклавах в роликовой печи при температуре 100°С в течение четырех часов. В качестве кернового материала использовали аргиллит. После обкатки в дистиллированной воде остаток на сите составил 80,8% кернового материала, а после обкатки в биополимерном буровом растворе 95,7-97,5% (см. поз.1-10 табл.2), что свидетельствует об улучшении ингибирующих свойств предложенного раствора.
Антиферментативное действие этилендиамидов жирных кислот определяли по количеству анаэробных бактерий в 0,5% растворе биополимерного реагента при помощи индикаторов Sanivcheck AB фирмы "Biosan Laboratories. INC". Пробы, отобранные в пластиковые пакеты, оставляли для инкубации на 36 часов при температуре 36°С, количество бактерий в растворе 100 на 1 мл, при концентрации 0,5-1%.
Результатом использования предложенного биополимерного бурового раствора является получение высоких структурно-реологических свойств, повышение ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств, уменьшение количества и концентрации компонентов, повышение их стойкости к действию высоких температур и высоких концентрации солей щелочных и щелочноземельных металлов, повышение антиферментативных свойств.
Внедрение предложенного биополимерного бурового раствора позволит уменьшить затраты на химическую обработку буровых растворов в сложных горно-геологических условиях (в том числе в хемогенных отложениях и при повышенных температурах), а также при бурении наклонно-направляющих и горизонтальных участков скважин, уменьшить вредное влияние на окружающую среду, улучшить технико-экономические показатели бурения.
| Таблица 1 | ||||||||||||||||||||||
| Примеры приготовления биополимерного бурового раствора при разных концентрациях компонентов | ||||||||||||||||||||||
| № | Состав биополимерного бурового раствора, мас.% | Параметры биополимерного бурового раствора | ||||||||||||||||||||
| При t=20°C | После прогрева 4 ч t=150°C | |||||||||||||||||||||
| БП | УЩР или ГКР | ПАЦ | КМЦ | КМОЭЦ | ОЭЦ | Вода | NaCl, KCl | CaCl2, MgCl2, бишофит | Гипан (на сух. вещество) | Крахмал | ЭДЖК | Ф, см3/ 30 м | СНС 10/10, дПа | η, мПа*с | τ, ДПа | Т, с | Т, с | Ф, см3/30 м | СНС 10/10, дПа | η, мПа*с | τ, дПа | |
| 1 | 0,1 | 3 | 0,1 | 80,75 | 7 | 9 | 0,05 | 4,8 | 12/17 | 18 | 25 | 30 | 28 | 6,8 | 8/10 | 13 | 15 | |||||
| 2 | 0,2 | 3 | 0,1 | 74,6 | 10 | 12 | 0,1 | 4,8 | 16/17 | 22 | 27 | 35 | 33 | 6,5 | 12/14 | 18 | 21 | |||||
| 3 | 0,2 | 3 | 80,6 | 15 | 0,4 | 1 | 5,8 | 17/21 | 20 | 22 | 37 | 34 | 7,5 | 13/15 | 13 | 17 | ||||||
| 4 | 0,3 | 5 | 0,2 | 86 | 7 | 1,5 | 4,5 | 29/37 | 27 | 39 | 42 | 39 | 5,0 | 45/62 | 35 | 48 | ||||||
| 5 | 0,3 | 5 | 0,2 | 90 | 3 | 1,5 | 4,7 | 31/49 | 25 | 34 | 45 | 42 | 5,6 | 35/52 | 29 | 37 | ||||||
| 6 | 0,4 | 5 | 0,2 | 66,4 | 26 | 2 | 7,0 | 57/63 | 69 | 95 | 60 | 55 | 6,5 | 51/58 | 60 | 87 | ||||||
| 7 | 0,5 | 6 | 0,3 | 51,2 | 40 | 2 | 6,7 | 72/82 | 120 | 167 | 85 | 72 | 8 | 70/85 | 110 | 140 | ||||||
| 8 | 0,5 | 6 | 0,3 | 70,8 | 20 | 2,5 | 6,5 | 75/85 | 25 | 158 | 82 | 73 | 7,8 | 67/81 | 20 | 154 | ||||||
| 9 | 0,5 | 6 | 0,2 | 64,3 | 26 | 3 | 6,2 | 71/80 | 21 | 149 | 71 | 68 | 5 | 62/77 | 18 | 140 | ||||||
| 10 | 0,5 | 6 | 65 | 26 | 1,5 | 4 | 55/73 | 23 | 78 | 45 | 40 | 4,2 | 49/71 | 20 | 71 | |||||||
| 11 | 5 | 14/18 | 12 | 18 | 65 | 30 | 15 | 0/5 | 5 | 8 | ||||||||||||
| * прототип | ||||||||||||||||||||||
| Используют гуматы: УЩР - в растворах №1-5, ГКР - в растворах №6-10. | ||||||||||||||||||||||
| Используют соли: NaCl+CaCl2 - в растворе №1, KCl+MgCl2 - в растворе №2, 3, бишофит - в растворе №3, NaCl - в растворах №4-6, KCl - в растворах №9, 10, CaCl2 - в растворе №7, MgCl2 - в растворе №8. | ||||||||||||||||||||||
| Таблица 2 | |||
| Данные о смазочных, ингибирующих и противоприхватных свойствах биополимерного бурового раствора при разных концентрациях компонентов | |||
| № раствора из таблицы 1 | Измеряемые свойства | ||
| Смазочные (КТК) | Противоприхватные, Ампер | Ингибирующие, % | |
| 1 | 0,17 | 4,5 | 95,7 |
| 2 | 0,15 | 4,0 | 95,9 |
| 3 | 0,15 | 3,7 | 96,2 |
| 4 | 0,13 | 3,6 | 96,8 |
| 5 | 0,13 | 3,3 | 96,3 |
| 6 | 0,12 | 3,2 | 96,5 |
| 7 | 0,12 | 3,2 | 96,9 |
| 8 | 0,11 | 2,6 | 97,3 |
| 9 | 0,10 | 2,2 | 97,5 |
| 10 | 0,13 | 3,3 | 97,0 |
Claims (1)
- Биополимерный буровой раствор, содержащий полимерный понизитель фильтрации, биополимер ксантанового типа, поверхностно-активное вещество, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве поверхностно-активного вещества и смазочной добавки этилендиамиды жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата, в качестве полимерного понизителя фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилокси-этилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил и дополнительно - гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР и соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанный понизитель фильтрации 0,1-1,0 Биополимер ксантанового типа 0,2-0,5 Указанные этилендиамиды жирных кислот 0,05-3,0 УЩР или ГКР 3,0-6,0 Указанные соли 3,0-40,0 Вода Остальное
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAA200501899A UA78086C2 (en) | 2005-03-01 | 2005-03-01 | Biopolymer drilling fluid |
| UAA200501899 | 2005-03-01 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005110769A RU2005110769A (ru) | 2006-10-20 |
| RU2289603C1 true RU2289603C1 (ru) | 2006-12-20 |
Family
ID=37437623
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005110769/03A RU2289603C1 (ru) | 2005-03-01 | 2005-04-13 | Биополимерный буровой раствор |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2289603C1 (ru) |
| UA (1) | UA78086C2 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103275680A (zh) * | 2013-05-22 | 2013-09-04 | 克拉玛依市金鑫科技有限公司 | 无粘土低固相水平井段钻井液及其制备方法 |
| RU2530097C1 (ru) * | 2013-03-28 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе |
| RU2561634C2 (ru) * | 2013-12-02 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" | Биополимерный буровой раствор сбк-uni (plus) |
| RU2561630C2 (ru) * | 2013-12-02 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" | Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard) |
| RU2601635C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин |
| RU2648379C1 (ru) * | 2017-05-22 | 2018-03-26 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С |
| RU2753910C1 (ru) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103031118B (zh) * | 2011-10-10 | 2015-11-25 | 滨州德润化工有限责任公司 | 钻井液用聚合物降滤失剂 |
| CN103589406B (zh) * | 2013-11-14 | 2016-08-17 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司 | 一种封堵煤层裂隙的复合盐水钻井液及其使用工艺 |
| CN114316282A (zh) * | 2022-01-20 | 2022-04-12 | 河南金孚顿石油新技术发展有限公司 | 一种钻井液用抗盐降滤失剂乳液聚合物及其制备方法 |
| CN115725278A (zh) * | 2022-11-03 | 2023-03-03 | 克拉玛依友联实业有限责任公司 | 一种钻井液用环保型抗温抗盐胺基降滤失剂及其制备方法 |
-
2005
- 2005-03-01 UA UAA200501899A patent/UA78086C2/uk unknown
- 2005-04-13 RU RU2005110769/03A patent/RU2289603C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2530097C1 (ru) * | 2013-03-28 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе |
| CN103275680A (zh) * | 2013-05-22 | 2013-09-04 | 克拉玛依市金鑫科技有限公司 | 无粘土低固相水平井段钻井液及其制备方法 |
| CN103275680B (zh) * | 2013-05-22 | 2016-02-24 | 克拉玛依市金鑫科技有限公司 | 无粘土低固相水平井段钻井液及其制备方法 |
| RU2561634C2 (ru) * | 2013-12-02 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" | Биополимерный буровой раствор сбк-uni (plus) |
| RU2561630C2 (ru) * | 2013-12-02 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" | Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard) |
| RU2601635C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин |
| RU2648379C1 (ru) * | 2017-05-22 | 2018-03-26 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С |
| RU2753910C1 (ru) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005110769A (ru) | 2006-10-20 |
| UA78086C2 (en) | 2007-02-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2289603C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор | |
| US9353306B2 (en) | Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use | |
| NO303129B1 (no) | FremgangsmÕte for boring av en br÷nn og br÷nnborefluid | |
| RU2698389C1 (ru) | Высокоингибированный безглинистый эмульсионный буровой раствор | |
| CN101389728A (zh) | 降低用于石油和天然气采掘的聚合物稠化含水体系粘度的方法 | |
| CN103113861A (zh) | 一种钻井液用抑制剂及其制备方法 | |
| Hamida et al. | Filtration loss characteristics of aqueous waxy hull-less barley (WHB) solutions | |
| RU2501828C1 (ru) | Спиртовой буровой раствор | |
| RU2481374C1 (ru) | Безглинистый утяжеленный буровой раствор | |
| WO2021007531A1 (en) | A rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems | |
| US20110030961A1 (en) | Treatment of Fluids that Increase in Viscosity at or Above a Threshold Temperature and Methods of Formulating and Using Such Fluids | |
| RU2601635C1 (ru) | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин | |
| RU2655276C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор | |
| RU2561630C2 (ru) | Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard) | |
| RU2440397C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений | |
| RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
| RU2648379C1 (ru) | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С | |
| CA2945989C (en) | Water-based drilling fluid for reducing bitumen accretion | |
| RU2695201C1 (ru) | Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта | |
| RU2186819C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор преимущественно для бурения горизонтальных скважин (варианты) | |
| RU2318855C2 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
| RU2468056C1 (ru) | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур | |
| RU2804720C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор | |
| Hamida et al. | Rheological characteristics of aqueous waxy hull-less barley (WHB) solutions | |
| RU2298575C1 (ru) | Буровой раствор (варианты) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090414 |