RU2468056C1 - Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур - Google Patents
Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур Download PDFInfo
- Publication number
- RU2468056C1 RU2468056C1 RU2011120603/03A RU2011120603A RU2468056C1 RU 2468056 C1 RU2468056 C1 RU 2468056C1 RU 2011120603/03 A RU2011120603/03 A RU 2011120603/03A RU 2011120603 A RU2011120603 A RU 2011120603A RU 2468056 C1 RU2468056 C1 RU 2468056C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- moles
- ethylene oxide
- additive
- water
- mixture
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к противоадгезионным добавкам к буровым растворам на водной основе для предупреждения сальникообразования при разбуривании пластичных горных пород. Технический результат - улучшение гидрофобизирующих, антифрикционных и поверхностно-активных свойств буровых растворов, образование экологически безопасных неполярных слоев на поверхностях элементов компоновок низа бурильной колонны и горной породы. Добавка к буровому раствору на водной основе содержит, об.%: эмульгатор 2-10, гидрофобизатор 0,2-2, сложные эфиры монокарбоновых кислот с числом атомов углерода до 24 и одноатомных спиртов, и/или полиальфаолефины, и/или производные нефти остальное. В качестве эмульгатора указанная добавка может содержать оксиэтилированную жирную кислоту с 6-7 молями окиси этилена Стеарокс-6, или диэтаноламид жирных кислот, или оксиэтилированный жирный амин с 6-7 молями окиси этилена, или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе жирной кислоты с 6 молями окиси этилена, или оксиэтилированный с 4-9 молями окиси этилена алкилфенол, или оксиэтилированные натуральные высшие жирные спирты фракций C12-C14 с 2-7 молями окиси этилена. В качестве гидрофобизатора указанная добавка может содержать смесь имидазолинов с примесью аминоамидов, или алкилбензилдиметиламмоний хлорид, или смесь аминоалкиламмоний хлоридов, или моноалкиламины, или смесь полиалкилпиридинов, или (алкилдиоксиэтилен)-метилметилдиэтиламмоний бензосульфонат. 2 з.п.ф-лы, 2 табл., 4 пр., 1 ил.
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к противоадгезионным или смазочным добавкам к буровым растворам. Добавка предназначена для использования в буровых растворах на водной основе для предупреждения сальникообразования при разбуривании пластичных горных пород.
Известно применение смазочной добавки (пат. РФ №2163616, МПК C09K 7/06, опубл. 27.02.2001 г.) к буровым растворам, включающей синтетическую жидкость, нейтрализующий агент и воду, содержащей в качестве синтетической жидкости ацетали, или альфаолефины, или полиальфаолефины (ПАО), жирные кислоты высшего ряда с C9 и выше, а в качестве нейтрализующего реагента - гидроокиси щелочных металлов.
В известной добавке в качестве основного вещества используются жирные кислоты высшего ряда, которые реагируют со щелочными компонентами, всегда имеющимися в буровых растворах, с образованием соответствующих солей. Соли сильно гидрофильных оснований и содержащиеся в жирах и маслах естественного происхождения жирные кислоты являются веществами, которые способствуют образованию водомасляных эмульсий и пены. Это может негативно сказываться на параметрах бурового раствора. Вышеуказанные соли являются анионными поверхностно-активными веществами (ПАВ), которые не рекомендуется применять в составе буровых растворов для вскрытия продуктивных нефтесодержащих пластов из-за их реакции с солями жесткости, содержащимися в пластовой воде, и образования нерастворимых осадков, способных загрязнять нефтяной пласт.
Наиболее близким по составу и технической сущности (прототипом) является применение органических углеводородов, таких как полиальфаолефины, в смесях с эмульгаторами и растворителями (функциональными добавками) в качестве нетоксичной смазочной добавки для водных буровых растворов, не наносящей вред морской флоре и фауне (см. пат. США №4876017, МПК C09K 7/06, опубл. 24.10.1989 г.). Недостаток известного технического решения заключается в том, что в состав смазочной добавки входит 90-100% полиальфаолефинов, что приводит к ее значительному удорожанию. Из-за отсутствия в составе добавки гидрофобизатора, ее применение не достаточно эффективно решает проблему сальникообразования.
Задачей изобретения является разработка экологически безопасной высокоэффективной противоадгезионной добавки для буровых растворов на водной основе, способной улучшать гидрофобизирующие, антифрикционные и поверхностно-активные свойства буровых растворов.
Поставленная задача решается тем, что противоадгезионная добавка к буровому раствору на водной основе, содержащая органическое соединение и эмульгатор, согласно изобретению, в качестве органического соединения содержит сложные эфиры монокарбоновых кислот с числом атомов углерода до 24 и одноатомных спиртов, и/или полиальфаолефины, и/или производные нефти и дополнительно гидрофобизатор при следующем соотношении компонентов, % об.:
эмульгатор | 2-10 |
гидрофобизатор | 0,2-2 |
органическое соединение | остальное |
Кроме того, добавка в качестве эмульгатора содержит оксиэтилированную жирную кислоту с 6-7 молями окиси этилена Стеарокс-6, или диэтаноламид жирных кислот, или оксиэтилированный жирный амин с 6-7 молями окиси этилена, или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе жирной кислоты с 6 молями окиси этилена, или оксиэтилированный с 4-9 молями окиси этилена алкилфенол, или оксиэтилированные натуральные высшие жирные спирты фракций C12-C14 с 2-7 молями окиси этилена, а в качестве гидрофобизатора - смесь имидазолинов с примесью аминоамидов, или алкилбензилдиметиламмоний хлорид, или смесь аминоалкиламмоний хлоридов, или моноалкиламины, или смесь полиалкилпиридинов, или (алкилдиоксиэтилен)-метилметилдиэтиламмоний бензосульфонат.
В качестве органических соединений могут быть использованы альфаолефины, полиальфаолефины или другие изомеры олефинов. Например, полиальфаолефины марок «Durasyn», «PAO», «Chevron», ПАОМ (ТУ 0253-014-54409843-2007).
Также в качестве органических соединений возможно применение ПАО и/или смеси сложных эфиров (СЭ) карбоновых кислот, полученных взаимодействием монокарбоновых жирных кислот с метиловым или этиловым спиртом. Например, эфиры метиловые жирных кислот масел и жиров для дизельных двигателей (ДСТУ 6081; 2009).
Кроме того, в качестве органических соединений могут использоваться производные нефти. Например, минеральное масло индустриальное И-20 (ГОСТ 20799-88).
В качестве эмульгатора возможно использование неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) с гидрофильно-липофильным балансом (ГЛБ) 5÷9, например: а) оксиэтилированная жирная кислота с 6-7 молями окиси этилена Стеарокс-6 (ГОСТ 8980-75); б) диэтаноламид жирных кислот - ДЭА (ТУ 2481-002-13805981-2006); в) оксиэтилированный жирный амин с 6-7 молями окиси этилена; г) моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе жирной кислоты с 6 молями окиси этилена; д) оксиэтилированный с 4-9 молями окиси этилена алкилфенол - Неонол АФ 9-8 (ТУ 2483-077-05766801-98); е) оксиэтилированные натуральных высшие жирные спирты фракций C12-C14 с 2-7 молями окиси этилена - Синтанол АЛМ-2 (ТУ 2483-005-71150986-2006).
В качестве гидрофобизатора возможно использование катионных маслорастворимых ПАВ. Например: а) смесь имидазолинов с примесью аминоамидов - Пеназолин (ТУ 38-40753-75); б) алкилбензилдиметиламмоний хлорид - Катамин (ТУ-6-01-816-75); в) смесь аминоалкиламмоний хлоридов; г) моноалкиламины; д) смесь полиалкилпиридинов - реагент И-1-В (ТУ 103238-74); е) (алкилдиоксиэтилен)-метилметилдиэтиламмоний бензосульфонат - Алкамон ОС-2 (ГОСТ 10106-75).
Использование СЭ в водных буровых растворах известно (см. пат. США № 7199084 B2, МПК C09K 8/18, 8/20, опубл. 03.04.2007 г.) в качестве неполярной дисперсионной среды для приготовления суспензий водорастворимых порошкообразных химреагентов, применяемых в технологии буровых растворов. Также известно применение СЭ и ПАО в качестве дисперсионной среды при приготовлении инвертных эмульсионных растворов типа вода в масле (см. пат. США №5977031, МПК C09K 7/02, опубл. 02.11.1999 г.).
В пат. РФ №2015156, МПК C09K 7/06, опубл. 30.06.1994 г., описано применение сложных эфиров в качестве масляной фазы жидкостей для бурения в виде эмульсии масла в воде.
Известно использование ПАО в водных буровых растворах (см. пат. США №5045219, МПК C09K 7/02, опубл. 03.09.1991 г., и №5605879, МПК C09K 7/02, опубл. 25.02.1997 г.) в качестве безопасной для окружающей среды смазочной добавки и ускорителя бурения и жидкости для ликвидации прихватов бурильного инструмента. Причем в качестве смазочной добавки и ускорителя бурения предлагается добавлять ПАО в буровой раствор в чистом виде или в смеси с ПАВ.
Использование Алкамона ОС-2 известно в качестве смягчителя и антистатика в текстильной и трикотажной промышленности, в деревообрабатывающей промышленности и промышленности химических волокон в качестве антистатика.
При разбуривании глинистых пород с использованием бурового раствора на водной основе эффективность бурения часто снижается из-за падения механической скорости вследствие образования сальника на буровом долоте, особенно при использовании лопастных долот с поликристаллическим вооружением. При использовании заявленной противоадгезионной добавки ОПТИБУР образуются адсорбционные слои на заряженных поверхностях металла и глины, что приводит к предотвращению мгновенного впитывания фильтрата бурового раствора глинистыми частицами и снижает прочность их адгезионного контакта с металлической поверхностью. Последнее предотвращает образование сальника на породоразрушающем инструменте и других элементах компоновок низа бурильной колонны (КНБК). Также добавка улучшает смазочные свойства раствора, предотвращает диспергирование глины, снижает показатель фильтрации, что в конечном итоге приводит к увеличению механической скорости бурения из-за отсутствия сальников на буровом долоте.
Произведен анализ известных добавок к водным буровым растворам: пат. РФ №2169753, МПК C09K 7/02, опубл. 27.06.2001 г.; пат. РФ №2101318, МПК C09K 7/02, опубл. 10.01.1998 г.; пат. РФ №2123023, МПК C09K 7/02, опубл. 10.12.1998 г.; пат. РФ №2163248, МПК C09K 7/02, опубл. 20.02.2001 г.; пат. РФ №2186819, МПК C09K 7/02, опубл. 10.08.2002 г.; пат. РФ №2170243, МПК C09K 7/02, опубл. 10.07.2001 г., и др.
Анализ показал, что способность рассмотренных добавок гидрофобизировать поверхности используется:
- для дополнительного ингибирования набухания глины;
- для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта, что достигается смачиванием поверхности пор нефтью;
- для повышения крепящих свойств по отношению к обваливающимся породам;
- для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны и предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины;
- для улучшения фильтрационных характеристик промывочной жидкости.
Применение гидрофобизации в сумме с образованием слоев экологически безопасных неполярных жидкостей на поверхности КНБК и горной породы для решения проблемы сальникообразования неизвестно.
Способ приготовления заявленной добавки заключается в следующем.
Пример 1. В 930 мл СЭ добавляют 50 мл Синтанола. Полученную смесь перемешивают и нагревают до 60°C. В нагретую смесь добавляют 20 мл Алкамона ОС-2 и продолжают перемешивание до его полного растворения. Полученный продукт остужают до комнатной температуры. Состав и влияние на удельную адгезию глины к металлу в среде бурового раствора добавки по примеру 1 представлен в п.4 таблицы 1.
Пример 2. В 930 мл ПАОМ добавляют 50 мл Синтанола. Аналогично примеру 1 смесь нагревают и добавляют 20 мл Алкамона ОС-2. Состав и влияние на удельную адгезию глины к металлу в среде бурового раствора добавки по примеру 2 представлен в п.1 таблицы 1.
Пример 3. В 465 мл СЭ добавляют 465 мл ПАОМ и 50 мл Синтанола. Аналогично примеру 1 смесь нагревают и добавляют 20 мл Алкамона ОС-2. Состав и влияние на удельную адгезию глины к металлу в среде бурового раствора добавки по примеру 3 представлен в п.2 таблицы 1.
Пример 4. В 465 мл СЭ добавляют 465 мл минерального масла И-20 и 50 мл Синтанола. Аналогично примеру 1 смесь нагревают и добавляют 20 мл Алкамона ОС-2. Состав и влияние на удельную адгезию глины к металлу в среде бурового раствора добавки по примеру 4 представлен в п.10 таблицы 1.
Аналогичным образом готовили составы заявляемой добавки ОПТИБУР с различным соотношением ингредиентов (таблица 1).
Для исследований влияния противоадгезионной добавки на параметры использовался буровой раствор (в дальнейшем базовый раствор или БР), содержащий 2 г/л полианионной целлюлозы (ПАЦ) низкой молекулярной массы, 4 г/л ПАЦ высокой молекулярной массы, 1 г/л биополимера, 0,5 г/л бактерицида, 0,5 г/л гидроксида натрия, 20 г/л бентонита (ТУ 5751-002-58156178-02) марки Медиум.
Приготовленную добавку в объемной концентрации 3% вводили в базовый раствор. Измерялась удельная сила отрыва глинистого сланца от металла (сила адгезионного взаимодействия) после 10 минут пребывания контактирующих поверхностей в растворе (таблица 1). Сила адгезионного взаимодействия измерялась с помощью специально разработанного прибора, который замеряет силу, требующуюся для отрыва глины от металла. Удельная сила отрыва глинистого сланца от металла рассчитывается по формуле:
S - площадь контакта глины и металла, см;
Fадг - сила адгезии, Н.
По влиянию вышеприведенных эмульгаторов на устойчивость эмульсий, пенообразующую способность и снижение поверхностного натяжения, их содержание в добавке больше 10% не приводит к улучшению этих характеристик. С другой стороны, для дополнительной гидрофобизации поверхности металла концентрация эмульгатора в добавке должна быть не меньше 2%.
Увеличение концентрации вышеприведенных гидрофобизаторов в неполярной жидкости выше 2% приводит к выпадению в осадок, что обусловлено их ограниченной растворимостью. К тому же, полное смачивание неполярной жидкостью металла из воды (угол смачивания равен 180°) наступает при объемной концентрации гидрофобизаторов, близкой к 2%. Угол смачивания металла при тех же условиях и объемной концентрации гидрофобизаторов в неполярной жидкости 0,2% равен 160°, что может оказаться вполне достаточным для образования пленки на поверхностях металла и глинистой породы и для снижения удельной силы отрыва глинистого сланца от металла (сила адгезионного взаимодействия).
Оптимальные концентрации эмульгатора и гидрофобизатора - 5% и 2% соответственно. Повышение концентрации гидрофобизатора выше 2% или снижение до 0,2% приводит к увеличению удельной силы отрыва глинистого сланца от металла. Также установлено, что ПАОМ более эффективно снижает адгезию глины к металлу, чем СЭ или масло И-20.
По результатам экспериментов удельная сила отрыва глинистого сланца от металла после 10 минут пребывания глины в базовом растворе с добавлением 3% разработанной противоадгезионной добавки ОПТИБУР составляет (фиг.1):
- 15 Н/см2, что в 3,7 раз меньше, чем при контакте исследуемых поверхностей в среде пресного базового раствора без добавки;
- 3 Н/см2, что в 17 раз меньше, чем при контакте исследуемых поверхностей в среде минерализованного базового раствора без добавки.
Т.о., значительное снижение удельной адгезии глины к металлу приводит к устранению проблем со слипанием, укрупнением, накоплением на забое глинистого шлама, его прилипанием к долоту и элементам КНБК.
В лаборатории также исследовалось влияние разных концентраций разработанной добавки ОПТИБУР на технологические свойства бурового раствора с помощью стандартных приборов и методик (таблица 2) (Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979; Рекомендованная практика для лабораторных исследований буровых растворов 13I/ISO 10416:2002). В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов:
- плотность измерялась при помощи рычажных весов OFITE;
- показатель фильтрации (ПФ, см3, при перепаде давления 0,7 МПа) измеряли на фильтр-прессе фирмы OFITE;
- реологические свойства - пластическую вязкость (PV, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (YP, дПа) и статическое напряжение сдвига через 10 с и 10 мин (СНС10/10, дПа), замеряли на ротационном 8-скоростном вискозиметре фирмы OFITE;
- водородный показатель (pH) замеряли на приборе ACORN;
- коэффициент трения корки (kтрения корки) измеряли на приборе КТК-2.
Смазочные свойства определяли по коэффициенту трения (Ктр пары "металл-металл") на приборе LUBRICITY TESTER «OFITE» (США) в соответствии с международным стандартом API R13B (при нагрузке 16,9 Н·м, 60 об/мин).
Добавление ОПТИБУР в пресный и минерализованный (4% KCl) водный буровой раствор не ухудшает его реологические параметры. Постоянная плотность раствора свидетельствует об отсутствии пенообразования при добавлении добавки. Также отмечается снижение показателя фильтрации, коэффициентов трения фильтрационной корки и пары «металл-металл» при увеличении концентрации разработанной добавки.
Заявляемая противоадгезионная добавка для буровых растворов на водной основе снижает трение и износ бурового оборудования, гидрофобизирует стенки скважины, выбуренную породу и металлические поверхности, что минимизирует сальникообразование и повышает устойчивость стенок скважины и, в конечном счете, повышает механическую скорость бурения и снижает расходы на бурение.
Claims (3)
1. Добавка к буровому раствору на водной основе, содержащая органическое соединение и эмульгатор, отличающаяся тем, что в качестве органического соединения содержит сложные эфиры монокарбоновых кислот с числом атомов углерода до 24 и одноатомных спиртов и/или полиальфаолефины, и/или производные нефти, и дополнительно - гидрофобизатор при следующем соотношении компонентов, об.%:
эмульгатор 2-10
гидрофобизатор 0,2-2
органическое соединение остальное
2. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что в качестве эмульгатора содержит оксиэтилированную жирную кислоту с 6-7 молями окиси этилена Стеарокс-6 или диэтаноламид жирных кислот или оксиэтилированный жирный амин с 6-7 молями окиси этилена или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе жирной кислоты с 6 молями окиси этилена или оксиэтилированный с 4-9 молями окиси этилена алкилфенол или оксиэтилированные натуральные высшие жирные спирты фракций C12-C14 с 2-7 молями окиси этилена.
3. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что в качестве гидрофобизатора содержит смесь имидазолинов с примесью аминоамидов или алкилбензилдиметиламмоний хлорид, или смесь аминоалкиламмоний хлоридов или моноалкиламины, или смесь полиалкилпиридинов, или (алкилдиоксиэтилен)-метилметилдиэтиламмонийбензосульфонат.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011120603/03A RU2468056C1 (ru) | 2011-05-20 | 2011-05-20 | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011120603/03A RU2468056C1 (ru) | 2011-05-20 | 2011-05-20 | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2468056C1 true RU2468056C1 (ru) | 2012-11-27 |
Family
ID=49254867
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011120603/03A RU2468056C1 (ru) | 2011-05-20 | 2011-05-20 | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2468056C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2655685C1 (ru) * | 2017-05-29 | 2018-05-29 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт |
RU2695732C2 (ru) * | 2017-08-30 | 2019-07-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Способ подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, используемых при бурении и освоении скважин |
RU2712854C1 (ru) * | 2019-02-04 | 2020-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Управляющая компания "Татбурнефть" (ООО "УК "Татбурнефть") | Антисальниковая добавка к буровому раствору на основе глицерина |
RU2816934C1 (ru) * | 2021-11-29 | 2024-04-08 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Жидкость для обслуживания ствола скважин, способы ее получения и применения |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4876017A (en) * | 1988-01-19 | 1989-10-24 | Trahan David O | Use of polyalphalolefin in downhole drilling |
US5045219A (en) * | 1988-01-19 | 1991-09-03 | Coastal Mud, Incorporated | Use of polyalphalolefin in downhole drilling |
SU1744089A1 (ru) * | 1989-12-11 | 1992-06-30 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Буровой раствор |
RU2006498C1 (ru) * | 1991-12-11 | 1994-01-30 | Петров Николай Александрович | Буровой раствор |
US5605879A (en) * | 1995-04-17 | 1997-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Olefin isomers as lubricants, rate of penetration enhancers, and spotting fluid additives for water-based drilling fluids |
RU2203921C2 (ru) * | 1996-11-18 | 2003-05-10 | Хенкель Коммандитгезельшафт Ауф Акциен | Многофазный концентрат смазочного средства для использования в водных рабочих жидкостях в области разведки недр путем разбуривания |
RU2204708C2 (ru) * | 1999-11-15 | 2003-05-20 | Сафин Станислав Газизович | Состав для обработки высокотемпературных нефтяных скважин |
EA005587B1 (ru) * | 2000-05-03 | 2005-04-28 | Тоталь Рафинаж Дистрибюсьон С.А. | Биоразлагаемый смазочный состав и его применение, в частности, в буровом растворе |
RU2271378C2 (ru) * | 2004-06-01 | 2006-03-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный нефтяной технический университет (ГОУ ВПО УГНТУ) | Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин |
RU2309970C1 (ru) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Буровой раствор низкой плотности (варианты) |
RU2333233C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-09-10 | Николай Александрович Петров | Жидкость для глушения и перфорации скважин |
-
2011
- 2011-05-20 RU RU2011120603/03A patent/RU2468056C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4876017A (en) * | 1988-01-19 | 1989-10-24 | Trahan David O | Use of polyalphalolefin in downhole drilling |
US5045219A (en) * | 1988-01-19 | 1991-09-03 | Coastal Mud, Incorporated | Use of polyalphalolefin in downhole drilling |
SU1744089A1 (ru) * | 1989-12-11 | 1992-06-30 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Буровой раствор |
RU2006498C1 (ru) * | 1991-12-11 | 1994-01-30 | Петров Николай Александрович | Буровой раствор |
US5605879A (en) * | 1995-04-17 | 1997-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Olefin isomers as lubricants, rate of penetration enhancers, and spotting fluid additives for water-based drilling fluids |
RU2203921C2 (ru) * | 1996-11-18 | 2003-05-10 | Хенкель Коммандитгезельшафт Ауф Акциен | Многофазный концентрат смазочного средства для использования в водных рабочих жидкостях в области разведки недр путем разбуривания |
RU2204708C2 (ru) * | 1999-11-15 | 2003-05-20 | Сафин Станислав Газизович | Состав для обработки высокотемпературных нефтяных скважин |
EA005587B1 (ru) * | 2000-05-03 | 2005-04-28 | Тоталь Рафинаж Дистрибюсьон С.А. | Биоразлагаемый смазочный состав и его применение, в частности, в буровом растворе |
RU2271378C2 (ru) * | 2004-06-01 | 2006-03-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный нефтяной технический университет (ГОУ ВПО УГНТУ) | Реагент комплексного действия для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин |
RU2309970C1 (ru) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Буровой раствор низкой плотности (варианты) |
RU2333233C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-09-10 | Николай Александрович Петров | Жидкость для глушения и перфорации скважин |
Non-Patent Citations (4)
Title |
---|
ИШБАЕВ Г.Г. и др. Современные аспекты применения ПАВ для повышения эффективности алмазного бурения нефтяных и газовых скважин, Бурение и нефть, 2010, март, No.3, с.34-37. * |
ИШБАЕВ Г.Г. и др. Современные аспекты применения ПАВ для повышения эффективности алмазного бурения нефтяных и газовых скважин, Бурение и нефть, 2010, март, №3, с.34-37. ПАУС К.Ф. Буровые растворы. - М.: Недра, 1973, с.114-119. КИСТЕР Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1972, с.302-315. * |
КИСТЕР Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1972, с.302-315. * |
ПАУС К.Ф. Буровые растворы. - М.: Недра, 1973, с.114-119. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2655685C1 (ru) * | 2017-05-29 | 2018-05-29 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт |
RU2695732C2 (ru) * | 2017-08-30 | 2019-07-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Способ подготовки углеводородной фазы отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов в качестве основы для приготовления технологических жидкостей, используемых при бурении и освоении скважин |
RU2712854C1 (ru) * | 2019-02-04 | 2020-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Управляющая компания "Татбурнефть" (ООО "УК "Татбурнефть") | Антисальниковая добавка к буровому раствору на основе глицерина |
RU2816934C1 (ru) * | 2021-11-29 | 2024-04-08 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Жидкость для обслуживания ствола скважин, способы ее получения и применения |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11248157B2 (en) | Emulsifier compositions for invert emulsion fluids and methods of using the same | |
AU2012386263B2 (en) | Esters for drilling emulsions and metal working fluids | |
EP3017137B1 (en) | Lubricating compositions for use with downhole fluids | |
US7148183B2 (en) | Surfactant-polymer composition for substantially solid-free water based drilling, drill-in, and completion fluids | |
CA2433586C (en) | Thinners for invert emulsions | |
BR0314586B1 (pt) | Composições de tratamento para furos de sondagem com fase de óleo de baixa toxicidade | |
AU2001226085A1 (en) | Thinners for invert emulsions | |
RU2521259C1 (ru) | Буровой раствор | |
EP2331787A1 (en) | Nitrogen-free invert emulsion wellbore fluid | |
RU2468056C1 (ru) | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур | |
RU2676776C2 (ru) | Композиция буровой текучей среды и способ бурения, пригодные для уменьшения отложения битума на компонентах бура | |
WO2019147515A1 (en) | Anaerobically biodegradable fluids for drilling applications | |
US10253238B2 (en) | Anti-accretion additives for wellbore fluids and methods of use thereof | |
CN106854459A (zh) | 一种水基钻井液用极压润滑剂及其制备方法 | |
US11390792B2 (en) | Clay-free drilling fluid composition | |
NZ715159B2 (en) | Lubricating compositions for use with downhole fluids |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200521 |