RU2481374C1 - Безглинистый утяжеленный буровой раствор - Google Patents
Безглинистый утяжеленный буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2481374C1 RU2481374C1 RU2011145188/03A RU2011145188A RU2481374C1 RU 2481374 C1 RU2481374 C1 RU 2481374C1 RU 2011145188/03 A RU2011145188/03 A RU 2011145188/03A RU 2011145188 A RU2011145188 A RU 2011145188A RU 2481374 C1 RU2481374 C1 RU 2481374C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- rest
- chloride
- penta
- properties
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - улучшение качества бурового раствора путем снижения водоотдачи, улучшения структурно-реологических свойств, повышение ингибирующих свойств, снижение поверхностного натяжения на границе «фильтрат-нефть», повышение стойкости к действию высоких температур и высоких концентраций пластовых солей, что в совокупности ведет к сохранению первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми. Безглинистый утяжеленный буровой раствор содержит, мас.%: структурообразователь ксантановый биополимер КК - "Робус" 0,3-0,5, реагент стабилизатор карбоксиметилированный крахмал 3-4, ингибитор - хлорид калия 4-5, регулятор pH - кальцинированную соду 0,5-0,7, бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ 0,03-0,05, пеногаситель Пента-461 на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов 0,02-0,06, барит 30-70 или шлак, получаемый при выплавке ферромолибдена, 15-80 и воду остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к безглинистым утяжеленным буровым растворам для вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД).
Известен безглинистый буровой раствор для бурения скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (пат. RU №2170753, опубл. 20.7.2001), включающий воду и акриловый ингредиент, содержит воду минерализованную, в качестве акрилового ингредиента - полиакриламид и дополнительно - длинноцепочечный полимер анионной целлюлозы и силикат натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: полиакриламид 0,1-0,3, указанная целлюлоза 0,2-0,25, силикат натрия 1,0-1,5, вода минерализованная - остальное, причем в качестве воды минерализованной он содержит пластовую воду.
Недостатком является низкая плотность бурового раствора, а при увеличении плотности возрастает условная вязкость и раствор становится непрокачиваемым.
Известен буровой раствор (авт.св. SU №1776689, опубл.23.11.1992), содержащий мас.%: бентонитовый глинопорошок 1-4, акриловый полимер 0,1-0,4, хлорид калия 1,0-2,0, карбоксиметилцеллюлоза 0,1-0,2, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза или оксиэтилцеллюлоза 0,05-0,20, баритовый утяжелитель 30,0-70,0, вода - остальное.
Недостатком данного раствора являются ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик пород в пластах с АВПД после проникновения фильтрата раствора в пласт. Это связано с тем, что данный раствор обладает высокой водоотдачей и низким статическим напряжением сдвига.
Известен утяжеленный буровой раствор (пат. RU №2235751, опубл. 10.09.2004), принятый за прототип, содержащий мас.%: структурообразователь глину 5-10, стабилизатор КМЦ-900 0,2-0,3, ингибитор глин хлористый калий 3-5, регулятор pH гидроксид калия 0,2-0,3, пластификатор КССБ-2М 0,2-0,3, утяжелитель барит 30-65, смазочную добавку ДСБ-4ТТП 0,3-0,5, флокулянт - унифлок или праестол 0,001-0,004 и воду - остальное.
Недостатками являются низкая седиментационная устойчивость бурового раствора, повышенная водоотдача, что приводит к кольматации перового пространства продуктивного пласта продуктами реакций и уменьшению в результате этого его фильтрационно-емкостных свойств.
Задача изобретения - сохранение первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с АВПД.
Техническим результатом изобретения является улучшение качества бурового раствора путем снижения водоотдачи, улучшения структурно-реологических свойств, повышение ингибирующих свойств, снижение поверхностного натяжения на границе «фильтрат-нефть», повышение стойкости к действию высоких температур и высоких концентраций пластовых солей, что в совокупности ведет к сохранению первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с АВПД.
Технический результат достигается тем, что в безглинистом утяжеленном буровом растворе, содержащем реагент стабилизатор, ингибитор гидратации глинистых частиц - хлорид калия, регулятор pH, утяжелитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит структурообразователь ксантановый биополимер КК-"Робус", бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ, пеногаситель на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов Пента-461, при этом в качестве реагента стабилизатора содержит карбоксиметилированный крахмал, в качестве регулятора pH - кальцинированную соду, а в качестве утяжелителя - барит или шлак, получаемый при выплавке ферромолибдена, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| КК-"Робус" | 0,3-0,5 |
| Карбоксиметилированный крахмал | 3-4 |
| Хлорид калия | 4-5 |
| Кальцинированная сода | 0,5-0,7 |
| Алкилдиметилбензиламмоний хлорид | |
| Катамин АБ | 0,03-0,05 |
| Барит | 30-70 |
| Пента-461 | 0,02-0,06 |
| Вода | Остальное |
| или, мас.%: | |
| КК-"Робус" | 0,3-0,5 |
| Карбоксиметилированный крахмал | 3-4 |
| Хлорид калия | 4-5 |
| Кальцинированная сода | 0,5-0,7 |
| Алкилдиметилбензиламмоний хлорид | |
| Катамин АБ | 0,03-0,05 |
| Шлак, получаемый при | |
| выплавке ферромолибдена | 15-80 |
| Пента-461 | 0,02-0,06 |
| Вода | Остальное |
Буровой раствор содержит пресную воду с добавкой хлорида натрия до плотности 1180 кг/м3.
Использование в качестве структурообразователя ксантанового биополимера КК-"Робус". который представляет собой линейный полисахарид неионогенного типа, повышает вязкость буровых растворов, статическое и динамическое напряжение сдвига. Биополимер выпускают в виде порошка от светлого до серого цвета, с термостойкостью до 120°C; ферментативно неустойчив. Водный раствор биополимера имеет pH 6,5.
Использование в качестве реагента стабилизатора карбоксиметилированного крахмала, относящегося к числу естественных полимеров - полисахаридов, снижает фильтрации пресных, средне- и высокоминерализованных растворов при наличии любых солей при температуре до 120°C. Карбоксиметилированный крахмал представляет собой порошок бело-желтого цвета, с содержанием основного вещества не менее 60%, влажностью не более 12,5%. Реагент легко растворяется в воде любой минерализации. Использование КМК менее 3% приводит к увеличению водоотдачи, уменьшению вязкости и стабильности раствора. Увеличение значения более 4% приводит к увеличению вязкости. Однако введение КМК приводит к вспениванию раствора.
Использование в качестве ингибитора хлорида калия приводит к уменьшению набухания глинистых частиц в пластах, за счет способности иона K+ связывать элементарные глинистые частицы между собой, предотвращая их гидратацию, то есть проявляется отрицательная гидратация. Исследования характера взаимодействия глин с растворами солей калия показывают, что степень набухания в пределах 4-5%-ной концентрации соли достигает минимальных значений. Дальнейшее увеличение концентрации хлорида калия до 6-7% не приводит к заметным изменениям показателей набухания, а уменьшение концентрации хлорида калия до 3% увеличивает период набухания глин. Хлорид калия представляет собой светлый мелкокристаллический порошок плотностью 1,98 г/см3. Использование хлористого калия в растворах для вскрытия продуктивных пластов снижает негативные последствия контакта водной фазы с глинистым цементом пласта.
Использование кальцинированной соды обеспечивает регулирование pH бурового раствора за счет связывания агрессивных ионов кальция и магния, попадающих в раствор с пластовыми водами, гипсом, ангидридом и цементом. Кальцинированная сода (Na2CO3) - белый мелкокристаллический порошок плотностью 2,5 г/см3 с содержанием основного вещества 99%.
Использование при содержании в растворе крахмала Катамина АБ обеспечивает предотвращение ферментативного разложения бурового раствора. Катамин АБ представляет собой бактерицид общего действия, в виде вязкой прозрачной жидкости от бесцветного до желтого цвета.
Использование пеногасителя Пента-461 в количестве 0,02-0,06% по массе предотвращает образование пены в растворе. Пента-461 - композиционный пеногаситель, на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов. Используют в качестве пеногасящей или антивспенивающей добавки в водные (образует дисперсию при перемешивании) и неводные (жирорастворимые) системы. Применяют в широком диапазоне температур от -40°C до +250°C.
Барит в количестве 30-70% по массе или шлак в количестве 15-80% по массе, получаемый при выплавке ферромолибдена из обожженного молибденового концентрата по ТУ 14-5-88-77, выполняет функцию утяжелителя системы.
Приготовление предлагаемого бурового раствора осуществляют путем последовательного смешения исходных реагентов.
Пример приготовления бурового раствора в лабораторных условиях. К 500 мл воды дозируют кальцинированную соду 2,5 г до достижения pH воды 9-10 единиц, карбоксиметилированный крахмал 20 г, вводят пеногаситель Пента-461 0,3 мл, бактерицид Катамин АБ 0,3 мл, хлорид калия 25 г. Производят перемешивание суспензии в механическом перемешивателе не менее 90 минут. Затем дозируют биополимер КК-"Робус" 2 г. Производят перемешивание суспензии не менее 2,5-3 часа до полного растворения полимеров. Готовую суспензию утяжеляют до требуемой плотности.
В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов - приведены в табл. на фиг.1 и 3. В лабораторных условиях исследовали следующие свойства заявляемого бурового раствора:
- водородный показатель замеряли на приборе рН-150М;
- плотность (ρ, кг/м3) замеряли на рычажных весах-плотномере ВПР-1;
- условную вязкость (Т, с) замеряли на приборе СПВ-5;
- статическое напряжение сдвига (СНС1/10, дПа) замеряли на приборе СНС-2;
- показатель водоотдачи (Ф, см3/30 мин) замеряли на приборе ВМ-6;
- стабильность бурового раствора (кг/м3) - на приборе ЦС-2;
- структурно-реологические свойства: предельное динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа), показатель псевдопластичности (n) и показатель консистенции (К, Па·cn) замеряли на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1;
- набухаемость глинистых частиц замеряли на приборе ПНГ-2М;
- поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора определяли на тензиометре Kruss;
Составы и свойства растворов приведены соответственно в таблицах 2 и 4.
В таблице на фиг.5 представлены результаты измерения поверхностного натяжения бурового раствора на границе "фильтрат-нефть" и "фильтрат-воздух". Наилучшие результаты показал предлагаемый состав биополимерного бурового раствора. Поверхностное натяжение на границе «фильтрат-нефть» уменьшается в 3 раза по сравнению с водой и в 1,5 раза меньше по сравнению с прототипом.
Таким образом, буровой раствор обладает высокими структурно-реологическими, ингибирующими, фильтрационными свойствами, снижает поверхностное натяжение на границе «фильтрат-нефть», имеет повышенную стойкость к действию высоких температур и высоких концентраций пластовых солей, что в совокупности ведет к сохранению первоначальных коллекторских свойств продуктивных пластов с АВПД.
| Таблица 1 | |||||||||
| № состава | Компонентный состав, мас.% | ||||||||
| КК-"Робус" | КМК | KCl | Сода | Катамин АБ | Пента | Барит | NaCl | Вода | |
| 1 | 0,3 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 30 | 29 | Остальное |
| 2 | 0,3 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0.03 | 40 | 29 | Остальное |
| 3 | 0,3 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 50 | 29 | Остальное |
| 4 | 0,3 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 60 | 29 | Остальное |
| 5 | 0,3 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 70 | 29 | Остальное |
| 6 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 30 | 29 | Остальное |
| 7 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 40 | 29 | Остальное |
| 8 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 50 | 29 | Остальное |
| 9 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 60 | 29 | Остальное |
| 10 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 70 | 29 | Остальное |
| 11 | 0,5 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 30 | 29 | Остальное |
| 12 | 0,5 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 40 | 29 | Остальное |
| 13 | 0,5 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 50 | 29 | Остальное |
| 14 | 0,5 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 60 | 29 | Остальное |
| 15 | 0,5 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 70 | 29 | Остальное |
| Таблица 2 | ||||||||
| № состава | ρ, кг/м3 | Т, с | CHC1/10, дПа | Ф, см3/30 мин | Стабильность, кг/м3 | τ0, Па | К, Па·cn | n |
| 1 | 1360 | 43 | 54/59 | 6 | 19 | 7,7 | 0,36 | 0,6233 |
| 2 | 1440 | 68 | 61/65 | 4 | 21 | 8,5 | 0,42 | 0,6146 |
| 3 | 1520 | 89 | 74/78 | 4 | 21 | 13,5 | 0,78 | 0,5917 |
| 4 | 1560 | 125 | 89/94 | 3 | 23 | 13,1 | 0,95 | 0,5931 |
| 5 | 1640 | 134 | 105/109 | 3 | 25 | 14,5 | 1,22 | 0,5985 |
| 6 | 1360 | 56 | 66/68 | 5 | 17 | 12,1 | 0,42 | 0,6589 |
| 7 | 1440 | 78 | 81/85 | 5 | 16 | 16 | 1,35 | 0,6518 |
| 8 | 1520 | 93 | 91/95 | 3 | 19 | 16,2 | 0,81 | 0,6347 |
| 9 | 1560 | 109 | 104/109 | 2 | 21 | 18,5 | 1,14 | 0,6185 |
| 10 | 1640 | 142 | 120/131 | 3 | 23 | 19,1 | 0,83 | 0,6297 |
| 11 | 1360 | 64 | 72/75 | 3 | 17 | 10,9 | 1,16 | 0,7253 |
| 12 | 1440 | 89 | 89/94 | 3 | 17 | 14,3 | 1,25 | 0,7119 |
| 13 | 1520 | 107 | 95/115 | 2 | 18 | 19,9 | 1,74 | 0,6928 |
| 14 | 1560 | 126 | 124/129 | 3 | 20 | 28,1 | 1,46 | 0,6571 |
| 15 | 1640 | 154 | 145/149 | 2 | 20 | 30,9 | 1,85 | 0,6524 |
| Таблица 3 | ||||||||
| № состава | КК-"Робус" | КМК | KCl | Сода | Катамин АБ | Пента | Указанный шлак | Вода |
| 16 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 15 | Остальное |
| 17 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 26 | Остальное |
| 18 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 40 | Остальное |
| 19 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 53 | Остальное |
| 20 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 66 | Остальное |
| 21 | 0,4 | 4 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,03 | 80 | Остальное |
| Таблица 4 | ||||||||
| № состава | ρ, кг/м3 | Т, с | СНС1/10, дПа | Ф, см3/30 мин | Стабильность, кг/м3 | τ0, Па | К, Па·cn | n |
| 16 | 1080 | 44 | 19/24 | 5 | 6 | 0,01 | 0,876 | 0,59 |
| 17 | 1190 | 50 | 34/39 | 6 | 11 | 1,59 | 1,57 | 0,52 |
| 18 | 1270 | 74 | 54/60 | 4 | 16 | 2,86 | 1,88 | 0,43 |
| 19 | 1340 | 96 | 86/92 | 6 | 21 | 4,62 | 2,49 | 0,49 |
| 20 | 1490 | 120 | 122/129 | 3 | 28 | 5,78 | 3,51 | 0,45 |
| 21 | 1540 | 143 | 135/143 | 3 | 32 | 8,22 | 4,23 | 0,43 |
| Таблица 5 | ||||
| Составы растворов | "фильтрат-воздух" | "фильтрат-нефть" | ||
| Температура, "С | ||||
| 20 | 60 | 20 | 60 | |
| Поверхностное натяжение, мН/м | ||||
| Дистиллированная вода | 73 | 68 | 16 | 13 |
| Глина 4% + ПАА 0,4% + KCl 2,0 + КМЦ 0,2 + оксиэтилцеллюлоза 0,20 | 59,5 | 56 | 15 | 12 |
| ПАА 0,3% + целлюлоза 0,2% + силикат натрия 1,5% | 48,5 | 41,6 | 23 | 17 |
| Глина 5% + КМЦ-900 0,3% + KCl 5% + KOH 0,3% + КССБ-2М 0,3% + ДСБ-4ТТП 0,5 + праестол 0,004 (прототип) | 41,5 | 38,6 | 8,5 | 6,8 |
| КК-"Робус" 0,3% + КМК 4% + KCl 5% + Na2CO3 0,5% + Катамин АБ 0,25% + Пента 0,03% (заявляемый раствор) | 39,5 | 35 | 6 | 4,5 |
Claims (2)
1. Безглинистый утяжеленный буровой раствор, содержащий реагент стабилизатор, ингибитор - хлорид калия, регулятор pH, утяжелитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит структурообразователь ксантановый биополимер КК - "Робус", бактерицид алкилдиметилбензиламмоний хлорид Катамин АБ, пеногаситель на основе органомодифицированных силиконов и органических компонентов Пента-461, при этом в качестве реагента стабилизатора содержит карбоксиметилированный крахмал, в качестве регулятора pH - кальцинированную соду, а в качестве утяжелителя - барит или шлак, получаемый при выплавке ферромолибдена, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
КК - "Робус" 0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал 3-4
Хлорид калия 4-5
Кальцинированная сода 0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ 0,03-0,05
Барит 30-70
Пента-461 0,02-0,06
Вода остальное
или, мас.%:
КК - "Робус" 0,3-0,5
Карбоксиметилированный крахмал 3-4
Хлорид калия 4-5
Кальцинированная сода 0,5-0,7
Алкилдиметилбензиламмоний хлорид
Катамин АБ 0,03-0,05
Шлак, получаемый при
выплавке ферромолибдена 15-80
Пента-461 0,02-0,06
Вода Остальное
или, мас.%:
2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он содержит пресную воду с добавкой хлорида натрия до плотности 1180 кг/м3.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011145188/03A RU2481374C1 (ru) | 2011-11-07 | 2011-11-07 | Безглинистый утяжеленный буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011145188/03A RU2481374C1 (ru) | 2011-11-07 | 2011-11-07 | Безглинистый утяжеленный буровой раствор |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2481374C1 true RU2481374C1 (ru) | 2013-05-10 |
Family
ID=48789488
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011145188/03A RU2481374C1 (ru) | 2011-11-07 | 2011-11-07 | Безглинистый утяжеленный буровой раствор |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2481374C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013181731A1 (pt) * | 2012-06-06 | 2013-12-12 | Ifsul - Instituto Federal De Educação, Ciência E Tecnologia Sul-Rio-Grandense | Composição e métodos de produção de materiais biopoliméricos de rápida biodegradaçâo, flexíveis e rígidos, com uso do bioplástico xantana compondo a matriz biopolimérica e opcionalmente cargas e/ou nanocargas ê outros constituintes; produtos obtidos e seus usos |
| 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) |
| RU2655276C1 (ru) * | 2017-03-29 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор |
| RU2683448C1 (ru) * | 2018-02-12 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением |
| RU2728910C1 (ru) * | 2019-07-30 | 2020-08-03 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") | Буровой раствор для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур |
| RU2742433C1 (ru) * | 2020-04-21 | 2021-02-05 | Ирина Амировна Четвертнева | Композиция для безглинистых биополимерных буровых растворов |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1196368A1 (ru) * | 1984-03-19 | 1985-12-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Безглинистый буровой раствор дл вскрыти продуктивных горизонтов |
| SU1744089A1 (ru) * | 1989-12-11 | 1992-06-30 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Буровой раствор |
| RU1776689C (ru) * | 1990-07-24 | 1992-11-23 | Ухтинский индустриальный институт | Буровой раствор |
| RU2170753C2 (ru) * | 1999-03-29 | 2001-07-20 | Закрытое акционерное общество "Горизонт - Сервис" | Безглинистый буровой раствор |
| RU2235751C1 (ru) * | 2003-02-07 | 2004-09-10 | ДФГУП Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Утяжеленный буровой раствор |
| RU2278890C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2427605C1 (ru) * | 2009-12-23 | 2011-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Безглинистый полисахаридный буровой раствор |
-
2011
- 2011-11-07 RU RU2011145188/03A patent/RU2481374C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1196368A1 (ru) * | 1984-03-19 | 1985-12-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Безглинистый буровой раствор дл вскрыти продуктивных горизонтов |
| SU1744089A1 (ru) * | 1989-12-11 | 1992-06-30 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Буровой раствор |
| RU1776689C (ru) * | 1990-07-24 | 1992-11-23 | Ухтинский индустриальный институт | Буровой раствор |
| RU2170753C2 (ru) * | 1999-03-29 | 2001-07-20 | Закрытое акционерное общество "Горизонт - Сервис" | Безглинистый буровой раствор |
| RU2235751C1 (ru) * | 2003-02-07 | 2004-09-10 | ДФГУП Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Утяжеленный буровой раствор |
| RU2278890C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2427605C1 (ru) * | 2009-12-23 | 2011-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Безглинистый полисахаридный буровой раствор |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013181731A1 (pt) * | 2012-06-06 | 2013-12-12 | Ifsul - Instituto Federal De Educação, Ciência E Tecnologia Sul-Rio-Grandense | Composição e métodos de produção de materiais biopoliméricos de rápida biodegradaçâo, flexíveis e rígidos, com uso do bioplástico xantana compondo a matriz biopolimérica e opcionalmente cargas e/ou nanocargas ê outros constituintes; produtos obtidos e seus usos |
| 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) |
| RU2655276C1 (ru) * | 2017-03-29 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор |
| RU2683448C1 (ru) * | 2018-02-12 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением |
| RU2728910C1 (ru) * | 2019-07-30 | 2020-08-03 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") | Буровой раствор для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур |
| RU2742433C1 (ru) * | 2020-04-21 | 2021-02-05 | Ирина Амировна Четвертнева | Композиция для безглинистых биополимерных буровых растворов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2481374C1 (ru) | Безглинистый утяжеленный буровой раствор | |
| CA2817852C (en) | Wellbore servicing compositions comprising a fluid loss agent and methods of making and using same | |
| US11015106B2 (en) | Reusable high performance water based drilling fluids | |
| RU2521259C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2486224C2 (ru) | Облегченный минерализованный буровой раствор | |
| da Câmara et al. | Evaluation of polymer/bentonite synergy on the properties of aqueous drilling fluids for high-temperature and high-pressure oil wells | |
| RU2369625C2 (ru) | Буровой раствор для наклонно-направленных скважин | |
| RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
| RU2655276C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор | |
| RU2648379C1 (ru) | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С | |
| RU2535723C1 (ru) | Инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2687815C1 (ru) | Буровой раствор гель-дрилл | |
| RU2516400C1 (ru) | Алюмогипсокалиевый буровой раствор и способ его получения | |
| RU2427605C1 (ru) | Безглинистый полисахаридный буровой раствор | |
| RU2461600C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор | |
| RU2683448C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением | |
| RU2215016C1 (ru) | Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур | |
| RU2700132C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор | |
| RU2804720C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор | |
| RU2235751C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор | |
| MX2009000251A (es) | Uso de compuestos de dicarbonilo para incrementar la estabilidad termica de los biopolimeros en el campo de la exploracion de petroleo y gas natural. | |
| RU2718545C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2669314C1 (ru) | Буровой раствор с содержанием высокозамещенного карбоксиметилированного крахмала | |
| RU2440398C1 (ru) | Полимерглинистый раствор для бурения в многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых породах | |
| RU2487909C1 (ru) | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131108 |