RU2309970C1 - Буровой раствор низкой плотности (варианты) - Google Patents
Буровой раствор низкой плотности (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2309970C1 RU2309970C1 RU2006116207/03A RU2006116207A RU2309970C1 RU 2309970 C1 RU2309970 C1 RU 2309970C1 RU 2006116207/03 A RU2006116207/03 A RU 2006116207/03A RU 2006116207 A RU2006116207 A RU 2006116207A RU 2309970 C1 RU2309970 C1 RU 2309970C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- drilling
- low
- solution
- rest
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 24
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 9
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 6
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 8
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- FGRBYDKOBBBPOI-UHFFFAOYSA-N 10,10-dioxo-2-[4-(N-phenylanilino)phenyl]thioxanthen-9-one Chemical compound O=C1c2ccccc2S(=O)(=O)c2ccc(cc12)-c1ccc(cc1)N(c1ccccc1)c1ccccc1 FGRBYDKOBBBPOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVEXGJYMHHTVKP-UHFFFAOYSA-N 6-oxabicyclo[3.2.1]oct-3-en-7-one Chemical compound C1C2C(=O)OC1C=CC2 TVEXGJYMHHTVKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100022117 Abnormal spindle-like microcephaly-associated protein Human genes 0.000 description 1
- 229920002444 Exopolysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 101000900939 Homo sapiens Abnormal spindle-like microcephaly-associated protein Proteins 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для предупреждения поглощения и вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями. Технический результат - повышение качества бурового раствора за счет улучшения его изолирующих, реологических свойств и стабильности. Буровой раствор низкой плотности содержит, мас.%: бентонит 1-2, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 0,6-0,8, гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок" 0,1-0,2, ксантановый биополимер 0,08-0,10, гидрофобизатор 0,05-0,10, алюмосиликатные микросферы 5-20, вода -остальное. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит 1,0-1,4 мас.% карбоксиметилированного крахмала. 2 н.п. ф-лы, 3 табл.
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для предупреждения поглощения и вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями, в которых в качестве облегчающих добавок используются твердые газонаполненные частицы низкой плотности.
Известные рецептуры растворов с низкой плотностью, содержащие глину, стабилизатор, пластмассовые микробаллоны, модифицированные органоалюмосиликанатом натрия, и воду [1]. Недостатком такого раствора является низкая прочность пластмассовых микробаллонов, вследствие чего под давлением повышается плотность, ухудшаются технологические свойства раствора.
Наиболее близким аналогом (прототипом) по назначению, технической сущности и совокупности признаков к заявляемому буровому раствору является несжимаемый облегченный полыми микросферами буровой раствор низкой плотности [2], содержащий, мас.%:
| Бентонит | 3,0-10,0 |
| Стабилизатор (КМЦ) | 0,3 |
| Понизитель вязкости (УЩР) | 0,5-1,0 |
| Алюмосиликатные микросферы | 20,0-60,0 |
| Вода | Остальное |
Недостатком этого известного бурового раствора является большое содержание в нем бентонита, вследствие чего для снижения плотности требуется также большой расход микросфер. Раствор имеет большую толщину и повышенную проницаемость фильтрационной корки, низкие структурно-механические свойства, не стабилен - микросферы всплывают и скапливаются у поверхности раствора. Эти недостатки снижают показатели бурения и качество вскрытия продуктивных пластов.
Техническая задача, стоящая при создании изобретения, - повышение качества вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями и предупреждение осложнений при бурении.
Техническим результатом данного изобретения является повышение качества бурового раствора за счет улучшения его изолирующих, реологических свойств, стабильности, в совокупности обеспечивающими сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при его вскрытии.
Сущность изобретения заключается в том, что буровой раствор, содержащий бентонит, стабилизатор, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, алюмосиликатные микросферы и воду, дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок», ксантановый биополимер и гидрофобизатор при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Бентонит | 1,0-2,0 |
| Стабилизатор - КМЦ | 0,6-0,8 |
| Гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок» | 0,1-0,2 |
| Биополимер ксантановый | 0,08-0,10 |
| Гидрофобизатор | 0,05-0,10 |
| Алюмосиликатные микросферы | 5,0-20,0 |
| Вода | Остальное |
Вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор может содержать 1,0-1,4% карбоксиметилированного крахмала.
Указанный состав является основой бурового раствора, в зависимости от условий бурения в него могут быть введены дополнительно смазочные добавки, пеногасители.
Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод о том, что заявляемый буровой раствор отличается от известного дополнительным содержанием гидролизованного полиакрилонитрила «унифлок», ксантанового биополимера и гидрофобизатора. Кроме того, он отличается от известного также количественным соотношением компонентов. Поэтому заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна».
В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор плотностью 0,89-0,98 г/см3 с оптимальными технологическими параметрами, соответствующими условиям вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями. В то же время этот раствор в сравнении с раствором-прототипом содержит в 2 и более раз меньше твердой глинистой фазы. За счет снижения содержания глинистой фазы необходимые значения плотности бурового раствора достигаются при меньшем содержании облегчающей добавки - микросфер. Взаимное влияние компонентов друг на друга обеспечивает снижение толщины, проницаемости фильтрационной корки, способствует гидрофобизации поверхности коллектора, снижению капиллярного давления в порах, уменьшению фильтрации и сохранению первоначальной проницаемости пласта.
Из существующего уровня техники нам не известно, что ингредиенты, входящие в состав предлагаемого бурового раствора в заданном соотношении, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию «изобретательский уровень».
В заявляемом составе бурового раствора в качестве облегчающей добавки использовали алюмосиликатные полые микросферы - АСПМ марки МС-400, плотностью 0,6 г/см3 производства ЗАО «Гранула» (г.Екатеринбург).
Ксантановый биополимер является микробным экзополисахаридом, выпускается за рубежом под различными торговыми марками: Родопол, Saboksan, Биоксан, Ceroga, Duovis, Biolam, Alknol и др., но имеет одни и те же физико-химические и технологические свойства. Нами в экспериментах использовались Родопол, Saboksan и Ceroga. Принципиальных отличий по свойствам между ними нет.
В качестве гидрофобизаторов могут быть использованы поверхностно-активные вещества как ИВВ-1, Нефтенол-ГФ, Неонол БС-1 и др. Они обычно используются при обработке призабойной зоны скважины.
Раствор готовят следующим образом.
В воде диспергируют бентонит. Затем раствор обрабатывают заранее приготовленными водными растворами биополимера, КМЦ и «унифлока». При тщательном перемешивании в состав вводят гидрофобизатор. Состав перемешивают до окончания взаимодействия компонентов с глинистой фазой, что фиксируется по прекращению повышения вязкости раствора.
После этого в раствор добавляют алюмосиликатные полые микросферы и перемешивают до получения однородного, стабильного раствора.
Пример приготовления бурового раствора (состав 2).
В 589 мл технической воды диспергируют 10 г бентонита, затем в глинистую суспензию при постоянном перемешивании последовательно добавляют 100 мл биополимерного раствора с концентрацией 1,0%, 160 мл 5%-ного водного раствора КМЦ и 40 мл 5%-ного водного раствора «унифлока». Затем добавляют 1,0 г гидрофобизатора ИВВ-1. Перемешивание продолжают до стабилизации вязкости полученной композиции, после чего добавляют 100 г алюмосиликатных полых микросфер МС-400. Перемешивают до получения однородного, стабильного раствора.
В результате получают буровой раствор низкой плотности со следующим соотношением компонентов, мас.%: бентонит 1,0; КМЦ 0,8; «униф-лок» 0,2; ксантановый биополимер Родопол 0,1; гидрофобизатор ИВВ-1 0,1; алюмосиликатные полые микросферы МС-400 10,0; вода остальное.
Аналогичным образом готовят растворы с различным соотношением компонентов. Состав и свойства заявляемого и известного облегченного бурового раствора представлены в табл.1 и 2.
Как видно из табл.1 и 2 заявляемый буровой раствор количественно и качественно отличается от раствора-прототипа. За счет высоких значений статического напряжения сдвига и реологического критерия предложенный раствор образует прочную структуру, обеспечивающую высокую стабильность раствора, вынос выбуренной породы и качественную очистку ствола.
| Таблица 1 | ||||||||||
| Состав растворов | ||||||||||
| № пп | Состав раствора, мас.% | |||||||||
| Бентонит | Стабилизатор | Биополимер | Унифлок | Гидрофобизатор ИВВ-1 | Алюмосиликатные микросферы | Вода | ||||
| КМЦ | КМК | Родопол | Ceroga | Saboksan | ||||||
| 1 | 1 | 0,6 | - | 0,08 | - | - | 0,1 | 0,05 | 5 | остальное |
| 2 | 1 | 0,8 | - | 0,1 | - | - | 0,2 | 0,1 | 10 | остальное |
| 3 | 1 | 0,8 | - | 0,1 | - | - | 0,2 | 0,1 | 15 | остальное |
| 4 | 1 | 0,8 | - | 0,1 | - | - | 0,2 | 0,1 | 20 | остальное |
| 5 | 2 | 0,6 | - | 0,08 | - | - | 0,1 | 0,05 | 5 | остальное |
| 6 | 2 | 0,8 | - | 0,1 | - | - | 0,2 | 0,1 | 20 | остальное |
| 7 | 1 | 0,8 | - | - | 0,1 | - | 0,2 | 0,1 | 10 | остальное |
| 8 | 1 | 0,8 | - | - | - | 0,1 | 0,2 | 0,1 | 10 | остальное |
| 9 | 1 | - | 1,0 | 0,08 | - | - | 0,1 | 0,05 | 5 | остальное |
| 10 | 2 | - | 1,0 | 0,1 | - | - | 0,2 | 0,1 | 10 | остальное |
| 11 | 2 | - | 1,4 | 0,1 | - | - | 0,2 | 0,1 | 20 | остальное |
| 12 | 2 | - | 1,0 | - | 0,1 | - | 0,2 | 0,1 | 10 | остальное |
| 13 | 2 | - | 1,0 | - | - | 0,1 | 0,2 | 0,1 | 10 | остальное |
| 14 | 1 | - | 1,4 | - | 0,08 | - | 0,1 | 0,1 | 10 | остальное |
| 15 | 1 | - | 1,4 | - | - | 0,08 | 0,1 | 0,1 | 10 | остальное |
| 16 | 2 | - | 1,0 | - | 0,1 | - | 0,2 | 0,1 | 20 | остальное |
| 17 | 2 | 0,8 | - | - | - | 0,1 | 0,2 | 0,1 | 20 | остальное |
| По прототипу | ||||||||||
| 18 | 3 | 0,3 | - | - | - | - | - | - | 20 | остальное |
| 19 | 7 | 0,3 | - | - | - | - | - | - | 20 | остальное |
| 20 | 3 | 0,3 | УЩР-0,5 | - | - | - | - | - | 50 | остальное |
| 21 | 10 | 0,3 | - | - | - | - | - | - | 20 | остальное |
| Таблица 2 | |||||||||
| Свойства растворов | |||||||||
| Состав растворов | Свойства растворов | ||||||||
| Плотность, (d), г/см3 | Условная вязкость, (Т), с | CHC1/10, дПа | Показатель фильтрации, см3/30 мин | рН | Пластическая вязкость, (ηпл), мПа·с | Динамическое напряжение сдвига, (τ0), дПа | Реологический критерий, |
Стабильность раствора в течение 1 суток, dниз/dверх | |
| 1 | 0,98 | 83 | 22/28 | 5,2 | 10,0 | 24,5 | 171 | 697 | 0,98/0,98 |
| 2 | 0,96 | 130 | 29/36 | 4,8 | 9,9 | 28,0 | 223 | 797 | 0,96/0,96 |
| 3 | 0,93 | 120 | 34/43 | 4,4 | 9,8 | 33,6 | 289 | 860 | 0,93/0,93 |
| 4 | 0,89 | 156 | 38/52 | 4,0 | 9,8 | 36,6 | 337 | 921 | 0,89/0,89 |
| 5 | 0,99 | 146 | 36/38 | 4,2 | 9,8 | 16,4 | 124 | 756 | 0,90/0,90 |
| 6 | 0,90 | 160 | 72/86 | 4,2 | 10 | 36,0 | 288 | 800 | 0,96/0,96 |
| 7 | 0,96 | 123 | 27/34 | 4,6 | 9,9 | 29,0 | 196 | 676 | 0,96/0,96 |
| 8 | 0,96 | 133 | 33/38 | 4,7 | 9,9 | 31,0 | 216 | 696 | 0,98/0,98 |
| 9 | 0,98 | 62 | 23/29 | 5,0 | 9,7 | 22,0 | 156 | 709 | 0,96/0,96 |
| 10 | 0,96 | 77 | 21/26 | 4,5 | 9,6 | 30,0 | 125 | 416 | 0,89/0,89 |
| 11 | 0,89 | 144 | 37/49 | 4,1 | 9,7 | 32,0 | 192 | 600 | 0,96/0,96 |
| 12 | 0,96 | 50 | 22/34 | 3,8 | 9.8 | 20,0 | 118 | 590 | 0,95/0,95 |
| 13 | 0,95 | 77 | 31/26 | 4,7 | 9,9 | 28,0 | 148 | 528 | 0,96/0,96 |
| 14 | 0,96 | 70 | 36/48 | 4,3 | 9,4 | 18,5 | 170 | 920 | 0,96/0,96 |
| 15 | 0,96 | 53 | 38/53 | 3,5 | 10,7 | 17,0 | 120 | 705 | 0,94/0,94 |
| 16 | 0,90 | 101 | 24/31 | 2,8 | 9,6 | 42,0 | 158 | 376 | 0,94/0,93 |
| 17 | 0,93 | 144 | 34/38 | 4,1 | 9,7 | 46,0 | 197 | 428 | 0,92/0,89 |
| По прототипу | |||||||||
| 18 | 0,90 | 78 | 15/33 | 3,7 | 8,8 | 27,0 | 81 | 300 | 0,95/0,91 |
| 19 | 0,93 | 86 | 31/61 | 2,8 | 8,5 | 33,0 | 102 | 309 | 0,98/0,93 |
| 20 | 0,86 | 172 | 3/12 | 3,4 | 8,9 | 24,0 | 38 | 158 | 0,90/0,85 |
| 21 | 0,96 | 150 | 45/71 | 2,5 | 8,6 | 41,0 | 99 | 241 | - |
Содержание алюмосиликатных микросфер в растворе меньше 5% приводит к несущественному снижению плотности раствора, а повышение содержания более 20% значительно ухудшает его реологические свойства. Содержание других компонентов больше или меньше указанных пределов также ухудшает технологические свойства растворов, поэтому указанные пределы содержания ингредиентов в растворе являются оптимальными. Свойства растворов с одним и тем же количеством микросфер, но с разными биополимерами мало отличаются друг от друга (составы 2, 7 и 8). Вместо КМЦ в растворе в качестве стабилизатора может быть использован карбоксиметилированный крахмал (КМК) в количестве 1,0-1,4% (составы 9 и 17) как с Родополом, так и с другими биополимерами.
За счет преимущественно полимерной структуры заявляемого раствора обеспечивается высокая стабильность - плотность растворов в верхней и нижней частях не отличаются друг от друга, тогда как в растворах по прототипу плотности отличаются на 0,03-0,05 г/см3 (табл.2). Определение изолирующей способности заявляемого бурового раствора и раствора-прототипа провели следующим образом. После определения водоотдачи бурового раствора на пресс-фильтре слили раствор и промыли ячейку прибора технической водой. Затем в динамике наблюдали за фильтрацией технической воды через фильтрационную корку, образованную буровым раствором, и по формуле Дарси рассчитали проницаемость фильтрационной корки по воде.
При фильтрации предлагаемого раствора образуется тонкая плотная фильтрационная корка, а раствора-прототипа рыхлая толстая корка. Соответственно, объем воды, профильтровавшейся через корки, равны 2,0 и 5,0 мл. Проницаемость фильтрационной корки, образованной предлагаемым раствором, в 4,93 раза меньше, чем у фильтрационной корки, образованной раствором-прототипом (табл.3).
| Таблица 3 | |||
| Толщина и коэффициенты проницаемости фильтрационных корок буровых растворов | |||
| Состав раствора | Толщина корки, мм | Объем воды, профильтрованный через воду, мл | Коэффициент проницаемости корки, мкм2 |
| №2 (предлагаемый) | 0,5 | 2,0 | 0,14-10-6 |
| №18 (по прототипу) | 2 | 5,0 | 0,69*10-6 |
Исследования на установке УИПК-1М предлагаемого состава (№№2 и 12) показали, что после фильтрации раствора проницаемость керна Северо-Конитлорского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» пласт 2-3 БС-10 восстанавливается на 85-99%.
Такие высокие значения коэффициента восстановления проницаемости обеспечивают повышение качества вскрытия низконапорных продуктивных пластов.
Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР №1661185, кл. С09К 7/02, 1991.
2. Несжимаемые, облегченные полыми микросферами, буровые растворы низкой плотности. / Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Растегаев Б.А. // Тр. / ОАО НПО «Бурение». - Краснодар. - 2002. - Вып.8. - с.49-61.
Claims (2)
1. Буровой раствор низкой плотности для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями, содержащий бентонит, стабилизатор карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, алюмосиликатные микросферы и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок", ксантановый биополимер и гидрофобизатор при следующем содержании компонентов, мас.%:
2. Буровой раствор низкой плотности для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями, содержащий бентонит, стабилизатор, алюмосиликатные микросферы и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве стабилизатора карбоксиметилированный крахмал и дополнительно - гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок", ксантановый биополимер и гидрофобизатор при следующем содержании компонентов, мас.%:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006116207/03A RU2309970C1 (ru) | 2006-05-11 | 2006-05-11 | Буровой раствор низкой плотности (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006116207/03A RU2309970C1 (ru) | 2006-05-11 | 2006-05-11 | Буровой раствор низкой плотности (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2309970C1 true RU2309970C1 (ru) | 2007-11-10 |
Family
ID=38958266
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006116207/03A RU2309970C1 (ru) | 2006-05-11 | 2006-05-11 | Буровой раствор низкой плотности (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2309970C1 (ru) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2436825C1 (ru) * | 2010-05-04 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор для бурения вертикальных скважин (варианты) |
| RU2440399C1 (ru) * | 2010-05-04 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор для бурения наклонно-направленных скважин (варианты) |
| RU2468056C1 (ru) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур |
| RU2474602C1 (ru) * | 2011-08-17 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2486224C2 (ru) * | 2011-09-22 | 2013-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-Производственный Центр "ГеоТехРесурс" | Облегченный минерализованный буровой раствор |
| RU2541664C1 (ru) * | 2013-10-18 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
| RU2567580C1 (ru) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Катионноингибирующий буровой раствор |
| RU2605217C1 (ru) * | 2015-09-04 | 2016-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор (варианты) |
| RU2661172C2 (ru) * | 2015-08-28 | 2018-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" | Буровой раствор |
| RU2683456C1 (ru) * | 2017-12-21 | 2019-03-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Облегченный буровой раствор (варианты) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1472475A1 (ru) * | 1986-10-08 | 1989-04-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Безглинистый полимерный буровой раствор |
| SU1661185A1 (ru) * | 1989-02-13 | 1991-07-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор с низкой плотностью |
| SU1724672A1 (ru) * | 1989-09-01 | 1992-04-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор на водной основе |
| RU2064481C1 (ru) * | 1994-07-21 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Полимер-глинистый буровой раствор |
| US6152227A (en) * | 1997-10-24 | 2000-11-28 | Baroid Technology, Inc. | Drilling and cementing through shallow waterflows |
| RU2229495C2 (ru) * | 2002-07-30 | 2004-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Буровой раствор |
-
2006
- 2006-05-11 RU RU2006116207/03A patent/RU2309970C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1472475A1 (ru) * | 1986-10-08 | 1989-04-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Безглинистый полимерный буровой раствор |
| SU1661185A1 (ru) * | 1989-02-13 | 1991-07-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор с низкой плотностью |
| SU1724672A1 (ru) * | 1989-09-01 | 1992-04-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор на водной основе |
| RU2064481C1 (ru) * | 1994-07-21 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Полимер-глинистый буровой раствор |
| US6152227A (en) * | 1997-10-24 | 2000-11-28 | Baroid Technology, Inc. | Drilling and cementing through shallow waterflows |
| RU2229495C2 (ru) * | 2002-07-30 | 2004-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Буровой раствор |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПЕНЬКОВ А.И. и др. Несжимаемые, облегченные полыми микросферами буровые растворы низкой плотности, Труды ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2002, вып.8, с.49-61. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2436825C1 (ru) * | 2010-05-04 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор для бурения вертикальных скважин (варианты) |
| RU2440399C1 (ru) * | 2010-05-04 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор для бурения наклонно-направленных скважин (варианты) |
| RU2468056C1 (ru) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур |
| RU2474602C1 (ru) * | 2011-08-17 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2486224C2 (ru) * | 2011-09-22 | 2013-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-Производственный Центр "ГеоТехРесурс" | Облегченный минерализованный буровой раствор |
| RU2541664C1 (ru) * | 2013-10-18 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
| RU2567580C1 (ru) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Катионноингибирующий буровой раствор |
| RU2661172C2 (ru) * | 2015-08-28 | 2018-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" | Буровой раствор |
| RU2605217C1 (ru) * | 2015-09-04 | 2016-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор (варианты) |
| RU2683456C1 (ru) * | 2017-12-21 | 2019-03-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Облегченный буровой раствор (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2309970C1 (ru) | Буровой раствор низкой плотности (варианты) | |
| CA2338510C (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability | |
| CN102083939A (zh) | 用于减少井筒滤失和滤液损失的方法和水性基井筒流体 | |
| RU2486224C2 (ru) | Облегченный минерализованный буровой раствор | |
| CN1342189A (zh) | 含细泡沫的水性钻井和维护流体 | |
| RU2154084C1 (ru) | Реагент для обработки буровых растворов | |
| RU2289603C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор | |
| RU2567579C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2483094C2 (ru) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | |
| RU2516400C1 (ru) | Алюмогипсокалиевый буровой раствор и способ его получения | |
| RU2235751C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор | |
| RU2318855C2 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
| RU2541666C1 (ru) | Буровой раствор для стабилизации глинистых пород | |
| RU2730145C1 (ru) | Буровой раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом наклонно-направленного бурения | |
| RU2322476C1 (ru) | Жидкость для гидравлического разрыва пласта | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2156859C2 (ru) | Способ заканчивания скважин | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2277570C1 (ru) | Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2322472C1 (ru) | Технологическая жидкость для глушения нефтегазовых скважин и способ ее приготовления | |
| RU2236430C1 (ru) | Комплексный реагент-стабилизатор полимерных и малоглинистых буровых растворов и способ его приготовления | |
| RU2704658C2 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах и способ его получения | |
| CN112375550A (zh) | 一种上部地层防塌型钻井液及其制备方法 | |
| RU2755108C1 (ru) | Ингибирующий буровой раствор для бурения в неустойчивых терригенных отложениях | |
| RU2105782C1 (ru) | Буровой раствор |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111128 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |