RU2661955C1 - Cation-inhibiting drilling mud (variants) - Google Patents
Cation-inhibiting drilling mud (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661955C1 RU2661955C1 RU2017123372A RU2017123372A RU2661955C1 RU 2661955 C1 RU2661955 C1 RU 2661955C1 RU 2017123372 A RU2017123372 A RU 2017123372A RU 2017123372 A RU2017123372 A RU 2017123372A RU 2661955 C1 RU2661955 C1 RU 2661955C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- drilling fluid
- microcolmatant
- soluble salt
- cationic
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 17
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 title abstract description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 33
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 26
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 23
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 18
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims abstract description 15
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 33
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 12
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 10
- -1 cationic amine Chemical class 0.000 claims description 10
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 6
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000011368 organic material Substances 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 27
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 25
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 24
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 12
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 9
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 8
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 8
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 7
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 7
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 6
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920001353 Dextrin Polymers 0.000 description 2
- 239000004375 Dextrin Substances 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 2
- 235000019425 dextrin Nutrition 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002779 inactivation Effects 0.000 description 2
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 2-(oxan-2-yl)oxane Chemical compound O1CCCCC1C1OCCCC1 MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 description 1
- CUXLIVVHHYUEEV-UHFFFAOYSA-L C(C)(=O)[O-].[Na+].[Na+].C(C)(=O)O.C(C)(=O)[O-] Chemical compound C(C)(=O)[O-].[Na+].[Na+].C(C)(=O)O.C(C)(=O)[O-] CUXLIVVHHYUEEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 1
- SQWNNXFILHDMEE-UHFFFAOYSA-L [Cl-].[K+].[Ag]Cl Chemical compound [Cl-].[K+].[Ag]Cl SQWNNXFILHDMEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229960003178 choline chloride Drugs 0.000 description 1
- SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M choline chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCO SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013538 functional additive Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010442 halite Substances 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 description 1
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005185 salting out Methods 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для бурения и ремонта скважин, в том числе для вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях: в разрезах, сложенных неустойчивыми глинистыми породами, а также при бурении горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения.The group of inventions relates to the oil and gas industry and can be used for drilling and repairing wells, including for opening productive formations in difficult geological conditions: in sections composed of unstable clay rocks, as well as when drilling horizontal wells and wells with a large deviation angle .
Из уровня техники известен буровой раствор по патенту РФ 2492208, С09К 8/24, 10.09.2013, включающий воду, глинопорошок и понизитель фильтрации полиэлектролит ВПК-402 при следующем соотношении компонентов, мас.%: глинопорошок – 5-8; ВПК-402 – 7-15; вода – остальное.The drilling fluid is known from the prior art according to the patent of the Russian Federation 2492208,
К недостаткам известного состава относятся низкие структурные характеристики раствора, такие как динамическое напряжение сдвига (ДНС) и статическое напряжение сдвига (СНС). Статическое напряжение сдвига не позволяет выбуренной породе оседать из раствора при остановке циркуляции, а динамическое напряжение сдвига отвечает за качество выноса выбуренной породы. К тому же для состава характерен высокий расход полиэлектролита ВПК-402. The disadvantages of the known composition include the low structural characteristics of the solution, such as dynamic shear stress (CSN) and static shear stress (CHS). The static shear stress does not allow the cuttings to settle out of the solution when the circulation is stopped, and the dynamic shear stress is responsible for the quality of removal of the cuttings. In addition, the composition is characterized by a high consumption of VPK-402 polyelectrolyte.
Наиболее близким к заявляемому изобретению как по первому, так и по второму вариантам, является катионный буровой раствор, описанный в патенте РФ №2567580, С09К 8/24, 2015, содержащий в мас.%: глинопорошок 5-8, полидадмах 5-6, ксантановый биополимер Биоксан 0,05-0,2, воду – остальное. Closest to the claimed invention, both in the first and in the second embodiments, is a cationic drilling fluid described in the patent of the Russian Federation No. 2566780,
Недостатком данного состава является то, что в качестве основного структурообразователя используется глинопорошок, который при приготовлении раствора предварительно гидратируют в воде. Известно, что глинистые суспензии способствуют загрязнению вскрываемого продуктивного пласта содержащимися в них глинистыми частицами и как следствие - снижению коэффициента восстановления проницаемости при освоении коллектора. К тому же для качественной гидратации глинопорошка необходимо обеспечить его длительное перемешивание и диспергирование, что требует дополнительного расхода времени (4-8 часов) и специальных технических средств. Кроме того, специфика взаимодействия глинистой суспензии, представляющей собой структурную основу раствора, и катионного флокулянта – полидадмаха, такова, что известный раствор имеет высокие значения пластической вязкости (28-37 мПа*с) при принятом в отрасли оптимальном интервале значений 10-25 мПа*с. Высокие значения пластической вязкости крайне нежелательны, так как при циркуляции бурового раствора могут возникать высокие гидравлические сопротивления, отрицательно влияющие на работу забойных двигателей, буровых насосов, оборудования системы очистки. Кроме того, высокие значения пластической вязкости способствуют росту эквивалентной циркуляционной плотности, при увеличении которой возможен гидроразрыв пласта, и вытекающие из этого негативные последствия. Также, для известного состава характерен высокий расход полидадмаха (5-6%.). Также недостатком ближайшего аналога является сложность его утяжеления за счет ввода водорастворимых солей ввиду их известного выраженного коагулирующего действия на глинистую суспензию, которая является основой раствора по ближайшему аналогу (в особенности солями поливалентных металлов, такими, например, как CaCl2, MgCl2 и др.). Утяжеление же твердофазными утяжелителями имеет известный предел, обусловленный в том числе ростом вязкости, снижением скорости бурения, высокими коэффициентами трения. Кроме того, фильтрат бурового раствора по прототипу не является минерализованным, в то время как известно, что минерализация фильтрата должна по возможности соответствовать минерализации пластовой воды, чтобы свести к минимуму возникающие при пропитывании породы фильтратом осмотические процессы, способные усугубить набухание и спровоцировать дестабилизацию глинистых отложений.The disadvantage of this composition is that clay powder is used as the main structure-forming agent, which, when preparing the solution, is pre-hydrated in water. It is known that clay suspensions contribute to the contamination of the exposed reservoir by the clay particles contained in them and, as a result, to a decrease in the permeability recovery coefficient during reservoir development. In addition, for high-quality hydration of the clay powder, it is necessary to ensure its long-term mixing and dispersion, which requires an additional expenditure of time (4-8 hours) and special technical means. In addition, the specificity of the interaction of the clay suspension, which is the structural basis of the solution, and the cationic flocculant - polydynamic, is such that the known solution has high plastic viscosity values (28-37 mPa * s) with the industry standard optimum range of 10-25 MPa * from. High values of plastic viscosity are extremely undesirable, since during the circulation of the drilling fluid high hydraulic resistances can occur that adversely affect the operation of downhole motors, mud pumps, and cleaning system equipment. In addition, high values of plastic viscosity contribute to an increase in equivalent circulating density, with the increase of which hydraulic fracturing is possible, and the negative consequences resulting from this. Also, the known composition is characterized by a high consumption of polydadmach (5-6%.). Another disadvantage of the closest analogue is the complexity of its weighting due to the introduction of water-soluble salts due to their well-known pronounced coagulating effect on the clay suspension, which is the basis of the solution for the closest analogue (especially polyvalent metal salts, such as, for example, CaCl 2 , MgCl 2 , etc. ) Weighting by solid-phase weighting agents has a certain limit, which is due, inter alia, to an increase in viscosity, a decrease in the drilling speed, and high friction coefficients. In addition, the mud filtrate according to the prototype is not mineralized, while it is known that the mineralization of the filtrate should, as far as possible, correspond to the mineralization of formation water in order to minimize the osmotic processes that occur when the rock is infiltrated with the filtrate, which can aggravate swelling and provoke destabilization of clay deposits.
Задачей настоящего изобретения является улучшение эксплуатационных характеристик бурового раствора. The present invention is to improve the operational characteristics of the drilling fluid.
Технический результат заключается в улучшении структурно-реологических показателей катионноингибирующего бурового раствора. The technical result consists in improving the structural and rheological parameters of cationic-inhibiting drilling fluid.
Технический результат по первому варианту изобретения достигается тем, что катионноингибирующий буровой раствор, содержащий водную основу, структурообразующую добавку, полидадмах, согласно первому варианту изобретения, в качестве структурообразующей добавки содержит ксантановый биополимер и дополнительно содержит минерализатор, в виде водорастворимой соли, крахмальный реагент и микрокольматант, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result according to the first embodiment of the invention is achieved in that the cationic-inhibiting drilling fluid containing an aqueous base, a structure-forming additive, polydynam, according to the first embodiment of the invention, contains a xanthan biopolymer as a structure-forming additive and additionally contains a mineralizer, in the form of a water-soluble salt, starch reagent and microcolmatant, in the following ratio of components, wt.%:
Технический результат по второму варианту достигается тем, что катионноингибирующий буровой раствор, содержащий водную основу, структурообразующую добавку, полидадмах, согласно второму варианту изобретения, в качестве структурообразующей добавки содержит ксантановый биополимер и дополнительно содержит минерализатор в виде водорастворимой соли, крахмальный реагент, микрокольматант и низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result according to the second embodiment is achieved in that the cationic-inhibiting drilling fluid containing an aqueous base, a structure-forming additive, the polydynam according to the second embodiment of the invention, contains a xanthan biopolymer as a structure-forming additive and additionally contains a mineralizer in the form of a water-soluble salt, a starch reagent, a microcolmatant and a low molecular weight amine type inhibitor in the following ratio, wt.%:
Кроме того, для обоих вариантов в буровом растворе в качестве водорастворимой соли могут быть использованы минеральные или органические соли или смеси на их основе. Буровой раствор в качестве микрокольматанта может содержать мел, микрокальцит, мраморную крошку, тонкоизмельченный органический материал. In addition, for both options in the drilling fluid, mineral or organic salts or mixtures based on them can be used as a water-soluble salt. Drilling fluid as microcolmatant may contain chalk, microcalcite, marble chips, finely divided organic material.
Технический результат обеспечивается тем, что заявляемый буровой раствор в качестве основного структурообразователя содержит ксантановый биополимер, так как он не теряет своих структурообразующих свойств в рассолах высокой минерализации, в том числе приготовленных на основе солей поливалентных катионов. Ксантановый биополимер, позволяет обеспечивать высокие значения параметров ДНС и СНС при низких значениях пластической вязкости. Концентрация ксантанового биополимера в составе предлагаемого изобретения, обеспечивающая требуемый уровень структурно-реологических свойств находится в диапазоне 0,25-0,55 мас. %. При снижении концентрации реагента ниже 0,25% не обеспечиваются приемлемые значения параметров предельного СНС и ДНС, а повышение концентрации выше 0,55 мас.% приводит к чрезмерному повышению структурно-реологических характеристик.The technical result is ensured by the fact that the claimed drilling fluid contains a xanthan biopolymer as the main structure-forming agent, since it does not lose its structure-forming properties in brines of high mineralization, including those prepared on the basis of salts of polyvalent cations. Xanthan biopolymer allows you to provide high values of the DNS and SNA at low values of plastic viscosity. The concentration of xanthan biopolymer in the composition of the invention, providing the required level of structural and rheological properties is in the range of 0.25-0.55 wt. % With a decrease in the reagent concentration below 0.25%, acceptable values of the parameters of the limiting SNA and CSN are not provided, and an increase in the concentration above 0.55 wt.% Leads to an excessive increase in structural and rheological characteristics.
Использование в заявляемом составе полидадмаха обусловлено тем, что, он является основным стабилизатором, препятствующим разрушению неустойчивых отложений и выступает в качестве ингибитора глин. Большое количество осложнений, возникающих при бурении и реконструкции скважин различного профиля, от условно вертикальных до горизонтальных, связано с наличием в терригенной части их разреза глинистых отложений, склонных к набуханию, разупрочнению и потере устойчивости, что создает риск дестабилизации ствола скважины. Такого рода осложнения могут иметь место по всей длине ствола скважины, осложняя весь период ведения работ. Известно, что поверхность терригенных пород, например, базальные поверхности глинистых минералов, поверхность кварца и полевых шпатов в основном заряжена отрицательно. В связи с этим катионы будут проявлять к ней выраженную адсорбционную активность. Полидадмах представляет собой полимер, молекула которого имеет незаряженный (гидрофобный) остов и второстепенные цепи, имеющие положительный заряд. Благодаря наличию многочисленных положительных зарядов на вторичных цепях полимер адсорбируется на поверхности сразу нескольких более мелких структур (зерен, слоев, массивов) и связывает их в одно целое, тем самым укрепляя породу, снижая риск обвалов и осыпей неустойчивых отложений. Концентрация полидадмаха в составе предлагаемого изобретения, обеспечивающая требуемый уровень ингибирования и консолидации частиц горной породы находится в диапазоне 0,5-2,0 мас.% в пересчете на основное вещество. При снижении концентрации полидадмаха ниже 0,5 мас.% не обеспечивается сочетание надежного ингибирующего и консолидирующего эффекта, а повышение концентрации выше 2 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.The use of the polydadmach in the claimed composition is due to the fact that it is the main stabilizer that prevents the destruction of unstable deposits and acts as an clay inhibitor. A large number of complications arising during the drilling and reconstruction of wells of various profiles, from conditionally vertical to horizontal, is associated with the presence of clay deposits in the terrigenous part of their section, which are prone to swelling, softening and loss of stability, which creates a risk of wellbore destabilization. Complications of this kind can occur along the entire length of the wellbore, complicating the entire period of work. It is known that the surface of terrigenous rocks, for example, the basal surfaces of clay minerals, the surface of quartz and feldspars is mostly negatively charged. In this regard, cations will exhibit pronounced adsorption activity to it. Polydadmach is a polymer whose molecule has an uncharged (hydrophobic) backbone and minor chains that have a positive charge. Due to the presence of numerous positive charges on the secondary chains, the polymer is adsorbed on the surface of several smaller structures (grains, layers, massifs) at once and binds them together, thereby strengthening the rock, reducing the risk of collapses and scree of unstable deposits. The concentration of polidadmaha in the composition of the invention, providing the required level of inhibition and consolidation of rock particles is in the range of 0.5-2.0 wt.% In terms of the main substance. With a decrease in the concentration of polyadmachine below 0.5 wt.%, A combination of a reliable inhibitory and consolidating effect is not provided, and an increase in the concentration above 2 wt.% Is impractical due to overuse of the reagent.
Использование в заявляемом составе крахмального реагента обусловлено его способностью понижать фильтрацию. Крахмальный реагент, представляет собой неионогенное производное крахмалосодержащего сырья, например, экструдированное зерно, нативный и модифицированный крахмал, в том числе декстрин. Динамика разупрочнения горной породы напрямую зависит от количества фильтрата бурового раствора, проникшего в околоствольную зону скважины, поэтому ввод в состав раствора понизителя фильтрации является необходимым условием достижения технического результата. Выбранный понизитель фильтрации полностью совместим с катионным полимером полидадмах и позволяет эффективно снижать водоотдачу предлагаемого состава, существенно не увеличивая при этом его пластическую вязкость. Концентрация крахмального реагента в составе предлагаемого изобретения, обеспечивающая низкие значения показателя фильтрации, находится в диапазоне 0,35-3 мас.%. При снижении концентрации реагента ниже 0,35 мас.% не обеспечивается приемлемое снижение показателя фильтрации, а повышение концентрации выше 3 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.Use in the inventive composition of starch reagent due to its ability to lower filtration. Starch reagent is a non-ionic derivative of starch-containing raw materials, for example, extruded grain, native and modified starch, including dextrin. The dynamics of rock softening directly depends on the amount of drilling fluid filtrate that has penetrated into the borehole zone, therefore, the introduction of a filtration reducer into the solution is a necessary condition for achieving a technical result. The selected filtration reducer is fully compatible with the cationic polymer polyadmix and can effectively reduce the water loss of the proposed composition, without significantly increasing its plastic viscosity. The concentration of starchy reagent in the composition of the invention, providing low values of the filtration rate, is in the range of 0.35-3 wt.%. When reducing the concentration of the reagent below 0.35 wt.% Is not an acceptable decrease in the rate of filtration, and an increase in concentration above 3 wt.% Is impractical due to overuse of the reagent.
Использование в заявляемом составе минерализатора в виде водорастворимых солей необходимо для обеспечения необходимой минерализации фильтрата бурового раствора, совместимости полимерных компонентов состава, а также в качестве дополнительного ингибитора глин. Добавление водорастворимых солей в буровой раствор заявляемого состава обязательно до ввода в раствор полидадмаха и обусловлено предотвращением снижения взаимной растворимости полимеров. The use of the mineralizer in the claimed composition in the form of water-soluble salts is necessary to ensure the necessary mineralization of the mud filtrate, the compatibility of the polymer components of the composition, and also as an additional clay inhibitor. The addition of water-soluble salts to the drilling fluid of the claimed composition is mandatory before the introduction of polydynamic and is due to the prevention of a decrease in the mutual solubility of the polymers.
Ксантановый биополимер по химической природе представляет собой слабоанионогеный гетерополисахарид. При смешении его раствора с раствором катионного полимера, полидадамаха, может происходить их взаимное высаливание - потеря растворимости, что в конечном итоге приведет к их частичной или полной инактивации, что может привести к полной утрате раствором необходимых эксплуатационных характеристик. Взаимная инактивация является прямым следствием сближения и ассоциации противоположно заряженных функциональных групп - отрицательно заряженной анионной группы ксантановой смолы и положительно заряженной группы катионного полимера полидадмаха, в результате которой заряды взаимно нейтрализуются, что отрицательно сказывается на гидрофильности части или целых молекул полимеров и приводит к потере их растворимости. Для устранения взаимного высаливания в систему добавляют катионы, ассоциация с которыми для анионных групп биополимера будет термодинамически выгодней или статистически вероятней, чем с положительно заряженными группами катионного полимера. В качестве источника подобных катионов в данном изобретении используют водорастворимые соли (минеральные или органические соли). Причем катионы солей должны присутствовать в системе в необходимом заявленном количестве. Требуемое содержание водорастворимой соли по настоящему изобретению находится в диапазоне 0,85-35 мас.%. При уменьшении концентрации соли ниже заявленного значения полидадмах и ксантан будут взаимно инактивироваться. Максимальная концентрация соли ограничена ее растворимостью. Повышение концентрации соли выше 35 мас.% даже при условии сохранения ее растворимости нецелесообразно, поскольку при таком уровне минерализации увеличивается вязкость рассола, что приводит к существенному росту пластической вязкости раствора.By its chemical nature, xanthan biopolymer is a weakly anionic heteropolysaccharide. When a mixture of its solution is mixed with a solution of a cationic polymer, polydamide, they can be salted out mutually — loss of solubility, which ultimately leads to their partial or complete inactivation, which can lead to a complete loss of the required operational characteristics by the solution. Mutual inactivation is a direct consequence of the convergence and association of oppositely charged functional groups - the negatively charged anionic group of xanthan gum and the positively charged group of the cationic polydynamic polymer, as a result of which the charges are mutually neutralized, which negatively affects the hydrophilicity of part or whole polymer molecules and leads to the loss of their solubility . To eliminate mutual salting out, cations are added to the system, the association with which for anionic groups of the biopolymer will be thermodynamically more favorable or statistically more likely than with positively charged groups of the cationic polymer. Water soluble salts (mineral or organic salts) are used as a source of such cations in this invention. Moreover, salt cations must be present in the system in the required amount. The required content of water-soluble salt of the present invention is in the range of 0.85-35 wt.%. If the salt concentration decreases below the declared value, the polydadmax and xanthan gum will be mutually inactivated. The maximum salt concentration is limited by its solubility. An increase in the salt concentration above 35 wt.% Even if its solubility is maintained is impractical, since at this level of mineralization the brine viscosity increases, which leads to a significant increase in the plastic viscosity of the solution.
Использование в заявляемом составе микрокольматанта обусловлено тем, что он является вспомогательным реагентом, участвующим в формировании фильтрационной корки на стенке скважины и совместно с крахмальным реагентом уменьшает количество фильтрата бурового раствора, проникающего вглубь горной породы и пропитывающего ее. Концентрация микрокольматанта в растворе ниже 2 мас.% может оказаться недостаточной для того, чтобы фильтрационная корка формировалась плотной и за непродолжительное время, а повышение концентрации выше 10 мас.% нецелесообразно ввиду увеличения пластической вязкости раствора сверх оптимальных значений.The use of microcolmatant in the claimed composition is due to the fact that it is an auxiliary reagent that participates in the formation of a filter cake on the wall of the well and together with starch reagent reduces the amount of mud filtrate penetrating deep into the rock and impregnating it. The concentration of microcolmatant in the solution below 2 wt.% May be insufficient for the filter cake to form dense and for a short time, and increasing the concentration above 10 wt.% Is impractical due to the increase in the plastic viscosity of the solution in excess of the optimal values.
В изобретении по второму варианту используется низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа в количестве 0,5-1,5 мас.%. Его применение целесообразно при наличии ограничений по общей минерализации раствора, например, при необходимости повысить удельное электрическое сопротивление раствора для облегчения интерпретации данных внутрискважинных исследований методами электрокаротажа, или тогда, когда необходимо обеспечить невысокие значения плотностей раствора. В этой ситуации ввиду низкой концентрации соли-минерализатора, выступающей в качестве дополнительного ингибитора глин, основная нагрузка по обеспечению ингибирующих свойств раствора ложится на полидадмах. Однако уровень ингибирования не может быть полностью компенсирован за счет повышения концентрации катионного полимера в растворе, так как ввиду своей макромолекулярности он не способен проникать вместе с фильтратом бурового раствора вглубь породы и осуществлять ее ингибирование в более глубоких слоях. Известно, что давление набухания глинистых минералов может быть весьма существенным и провоцировать возникновение внутренних напряжений, приводящих к деформации и осыпанию массива горной породы. Вводимый же в состав низкомолекулярный катионный ингибитор аминного типа способен легко проникать вместе с фильтратом бурового раствора в горную породу и предотвращать ее набухание в более глубоких слоях. In the invention according to the second embodiment, a low molecular weight cationic amine type inhibitor is used in an amount of 0.5-1.5 wt.%. Its use is advisable if there are restrictions on the total mineralization of the solution, for example, if necessary, increase the electrical resistivity of the solution to facilitate the interpretation of downhole data by electric logging methods, or when it is necessary to ensure low values of the density of the solution. In this situation, due to the low concentration of the salt-mineralizer, which acts as an additional clay inhibitor, the main burden to ensure the inhibitory properties of the solution lies with the polydadma. However, the level of inhibition cannot be fully compensated by increasing the concentration of the cationic polymer in the solution, since due to its macromolecularity it is not able to penetrate deep into the rock together with the drilling fluid filtrate and inhibit it in deeper layers. It is known that the swelling pressure of clay minerals can be very significant and provoke the occurrence of internal stresses, leading to deformation and shedding of the rock mass. The low molecular weight cationic amine type inhibitor introduced into the composition is able to penetrate easily with the mud filtrate into the rock and prevent its swelling in deeper layers.
На фиг.1 представлена таблица, отражающая конкретные примеры составов, приготовленных по вариантам заявляемой группы изобретений.Figure 1 presents a table reflecting specific examples of compositions prepared according to variants of the claimed group of inventions.
На фиг.2 представлена таблица, отражающая эксплуатационные характеристики составов по заявляемой группе изобретений.Figure 2 presents a table reflecting the operational characteristics of the compositions of the claimed group of inventions.
На фиг.3-6 представлен внешний вид образцов после тестирования.Figure 3-6 shows the appearance of the samples after testing.
Для приготовления вариантов заявляемого бурового раствора используют следующие компоненты, приведенные в таблице 1.To prepare options for the inventive drilling fluid, the following components are used, are shown in table 1.
Таблица 1Table 1
(полимер хлорида диаллилдиметиламмония)Polydadmach
(polymer of diallyldimethylammonium chloride)
HENGYA IMP & EXP TRADING CO., Ltd
Конкретные примеры составов, приготовленных по заявляемому изобретению, указаны на фиг.1.Specific examples of the compositions prepared according to the claimed invention are shown in figure 1.
Способ приготовления заявляемого бурового раствора заключается в следующем.A method of preparing the inventive drilling fluid is as follows.
В водной фазе предварительно гидратируют ксантановую камедь до ее полного растворения, далее в полученный раствор вводят соль в минимально возможной концентрации, обеспечивающей совместимость ксантановой смолы и полидадмаха (фиг.1) Помимо марок полидадмаха, указанных в вышеприведенной таблице используют полидадмах под торговым названием FLOQUATTM FL 45. Перемешивают смесь до полного растворения введенной соли. После этого в смесь добавляют полидадмах и тщательно перемешивают. Полный или частичный ввод соли в водную фазу возможен до ввода ксантановой камеди при условии, что достигнутая общая минерализация не будет существенно замедлять скорость и полноту ее растворения, но обязательно до ввода полидадмаха. Ввод крахмального реагента и низкомолекулярного катионного ингибитора аминного типа возможен на любом этапе приготовления. На последнем этапе в раствор вводят кольматант. Последовательность ввода компонентов может варьировать, однако при этом должно быть соблюдено главное условие: ввод полидадмаха производится только после ввода соли и полного растворения ксантана. In the aqueous phase, xanthan gum is pre-hydrated until it is completely dissolved, then salt is introduced into the resulting solution in the lowest possible concentration, which ensures the compatibility of xanthan gum and polydynamic (Fig. 1) In addition to the polydynamic brands indicated in the above table, polydynamic under the trade
Для приготовления раствора в условиях применения может быть использовано стандартное оборудование: емкости и мешалка любого типа (механические или гидравлические разновидности).To prepare the solution in the conditions of use, standard equipment can be used: containers and a mixer of any type (mechanical or hydraulic varieties).
При необходимости в раствор могут быть добавлены утяжеляющие добавки, смазывающие добавки, бактерициды, пеногасители, регуляторы рН и жесткости, нейтрализаторы кислых газов, инертные наполнители и другие дополнительные функциональные присадки в известных концентрациях сверх 100 % основного состава бурового раствора. В частности, буровой раствор может дополнительно содержать до 30 мас.% утяжелителя. Буровой раствор в качестве утяжелителя может содержать барит, гематит, магнетит, кальцит, доломит, известняк, сидерит, галенит. Буровой раствор так же дополнительно может содержать до 10 мас.%. смазывающей добавки. Буровой раствор в качестве смазывающей добавки может содержать минеральное углеводородное масло, или жирные кислоты и их производные, такие как триглицериды, амиды, и др. эфиры, или смеси на их основе.If necessary, weighting additives, lubricating additives, bactericides, antifoaming agents, pH and hardness regulators, acid gas neutralizers, inert fillers and other additional functional additives in known concentrations in excess of 100% of the main drilling fluid composition can be added to the solution. In particular, the drilling fluid may additionally contain up to 30 wt.% Weighting agent. Drilling mud as a weighting agent may contain barite, hematite, magnetite, calcite, dolomite, limestone, siderite, galena. The drilling fluid may also optionally contain up to 10 wt.%. lubricant additives. Drilling fluid as a lubricating additive may contain mineral hydrocarbon oil, or fatty acids and their derivatives, such as triglycerides, amides, and other ethers, or mixtures based on them.
Для определения эксплуатационных характеристик заявляемого бурового раствора были проведены исследования. Эксплуатационные характеристики заявляемого бурового раствора такие как, плотность, пластическая вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига, показатель фильтрации, определяли согласно действующему стандарту ГОСТ 33213-2014. To determine the operational characteristics of the inventive drilling fluid, studies were conducted. The operational characteristics of the inventive drilling fluid, such as density, plastic viscosity, static and dynamic shear stress, filtration rate, were determined according to the current standard GOST 33213-2014.
Исследование ингибирующей и консолидирующей способности раствора проводили на спрессованных образцах глины, изготовленных на основе бентонитового глинопорошка при помощи гидравлического пресса и осуществляли следующим образом. По 2 образца-таблетки помещали в ячейку с исследуемым вариантом состава. После этого ячейку закрывали и помещали на вальцы, где обеспечивали ее непрерывное вращение в течение суток, моделируя тем самым процесс разупрочнения горной породы в динамичной среде циркулирующего в скважине бурового раствора. Далее ячейку вскрывали и все содержимое пропускали через сито с размером ячейки 2 мм. Визуально оценивали состояние образцов глины, масштаб и характер произошедшего разрушения. На фиг. 3 и фиг. 4 представлены фотоснимки, иллюстрирующие состояние образцов после тестирования. Для сравнения на фиг.5 и фиг. 6 (И-К) представлены фотоснимки образцов, выдержанных в составах аналогичных вариантам 5 и 7 с содержанием катионного полимера 0,3 мас.%, состояние которых идентифицировано как «образцы утратили целостность»The study of the inhibitory and consolidating ability of the solution was carried out on compressed clay samples made on the basis of bentonite clay powder using a hydraulic press and was carried out as follows. 2 tablet samples were placed in a cell with the investigated composition. After that, the cell was closed and placed on rollers, where it was provided with its continuous rotation during the day, thereby simulating the process of rock softening in a dynamic medium of the drilling fluid circulating in the well. Then the cell was opened and all the contents were passed through a sieve with a mesh size of 2 mm. Visually assessed the state of clay samples, the scale and nature of the destruction. In FIG. 3 and FIG. 4 presents photographs illustrating the state of the samples after testing. For comparison, in FIG. 5 and FIG. 6 (IK) presents photographs of samples aged in compositions similar to
Дополнительно ингибирующую способность оценивали по степени набухания образца глины, помещенного в исследуемый раствор. Степень набухания определяли как линейное увеличение высоты образца в % от первоначальной высоты. Данное увеличение происходило за время выдержки в среде исследуемого раствора в тестере линейного набухания Swellmeter, производства компании OFITE. Additionally, the inhibitory ability was assessed by the degree of swelling of the clay sample placed in the test solution. The degree of swelling was determined as a linear increase in sample height in% of the initial height. This increase occurred during exposure to the test solution in a linear swelling tester Swellmeter, manufactured by OFITE.
Эксплуатационные характеристики составов, иллюстрирующие степень достижения технического результата отражены в таблице на фиг.2. В таблице приняты следующие сокращения: ρ - плотность (г/см3); Ф-показатель фильтрации (см3); ПВ - пластическая вязкость (мПа*с); ДНС - динамическое напряжение сдвига (дПа); СНС - статическое напряжение сдвига (дПа).The operational characteristics of the compositions illustrating the degree of achievement of the technical result are shown in the table in figure 2. The following abbreviations are adopted in the table: ρ - density (g / cm3); F-rate of filtration (cm3); PV - plastic viscosity (MPa * s); CSN - dynamic shear stress (dPa); СНС - static shear stress (dPa).
Проведенные исследования показали, что катионноингибирующий буровой раствор, как по первому, так и по второму вариантам настоящей группы изобретений, не содержащий в своем составе глинопорошок, обладает улучшенными стуктурно-реологическими характеристиками за счет использования в качестве основного структурообразователя ксантановой камеди. Не считая крайней точки с содержанием соли 35 мас.% пластическая вязкость находится в диапазоне соответственно 16-25 мПа*с, а основная структурная характеристика, СНС, сохраняет высокие значения. Кроме того за счет ввода в состав водорастворимой соли обеспечивается широкий диапазон вариантов минерализации фильтрата бурового раствора, что дополнительно позволяет обеспечивать начальную плотность состава в интервале значений от 1,05 до 1,39 г/см3. При этом заявляемая группа изобретений позволяет снизить расход полидадмаха: 0,5-2,0 мас.% по настоящему изобретению против 5-6 мас.% в составе ближайшего аналога, при обеспечении высоких ингибирующих и консолидирующих свойств предлагаемых вариантов состава. Studies have shown that cationic-inhibiting drilling fluid, both in the first and second variants of this group of inventions, which does not contain clay powder, has improved structural and rheological characteristics due to the use of xanthan gum as the main structure-forming agent. Apart from the extreme point with a salt content of 35 wt.%, The plastic viscosity is in the range of 16-25 MPa * s, respectively, and the main structural characteristic, SSS, remains high. In addition, by introducing a water-soluble salt into the composition, a wide range of mineralization options for the drilling fluid filtrate is ensured, which additionally allows providing an initial composition density in the range of 1.05 to 1.39 g / cm 3 . Moreover, the claimed group of inventions allows to reduce the consumption of polydahm: 0.5-2.0 wt.% According to the present invention against 5-6 wt.% In the composition of the closest analogue, while ensuring high inhibitory and consolidating properties of the proposed composition.
За счет снижения пластической вязкости изобретение позволяет улучшить структурно-реологические характеристики и улучшить условия работы забойных двигателей, буровых насосов, а значит и сократить сроки строительства скважины. Помимо заявленного технического результата изобретение позволяет повысить технологичность работы с буровым раствором за счет экономии времени на гидратацию глины. Снижение пластической вязкости раствора также позволяет повысить эффективность работы системы очистки при очистке раствора от выбуренной породы. Расширяется область использования за счет того, что в качестве основного структурообразователя выступает ксантановый полимер, а не глина, которая, как известно, способствует загрязнению коллектора. Отсутствие глины позволяет использовать состав для вскрытия продуктивных пластов.By reducing the plastic viscosity, the invention improves the structural and rheological characteristics and improves the working conditions of downhole motors, mud pumps, and therefore reduce the construction time of the well. In addition to the claimed technical result, the invention improves the manufacturability of working with a drilling fluid by saving time for clay hydration. Reducing the plastic viscosity of the solution also improves the efficiency of the cleaning system when cleaning the solution from cuttings. The area of use is expanding due to the fact that the xanthan polymer, rather than clay, which, as is known, contributes to the pollution of the collector, acts as the main structure-forming agent. The lack of clay allows you to use the composition for opening productive formations.
Таким образом, заявляемая группа изобретений позволяет получить безглинистый буровой раствор, улучшить структурно-реологические показатели катионноингибирующего бурового раствора, обеспечить его высокие ингибирующие и стабилизирующие свойства при сниженном расходе катионного полимера в широком диапазоне минерализации и плотности. Thus, the claimed group of inventions allows to obtain clay-free drilling fluid, to improve the structural and rheological parameters of cationic-inhibiting drilling fluid, to provide its high inhibitory and stabilizing properties with a reduced consumption of cationic polymer in a wide range of mineralization and density.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017123372A RU2661955C1 (en) | 2017-07-03 | 2017-07-03 | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017123372A RU2661955C1 (en) | 2017-07-03 | 2017-07-03 | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2661955C1 true RU2661955C1 (en) | 2018-07-23 |
Family
ID=62981473
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017123372A RU2661955C1 (en) | 2017-07-03 | 2017-07-03 | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2661955C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695201C1 (en) * | 2018-11-29 | 2019-07-22 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Drill mud for primary opening of productive formation |
| RU2738048C1 (en) * | 2020-05-19 | 2020-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью МИРРИКО | Inhibiting drilling fluid |
| RU2755108C1 (en) * | 2020-08-21 | 2021-09-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Inhibiting drilling fluid for drilling in unsteady terrigenous deposits |
| RU2775214C2 (en) * | 2020-08-05 | 2022-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cationic inhibiting drilling mud |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2501828C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Alcohol drilling fluid |
| RU2533478C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2534546C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий- Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2534286C1 (en) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Drill mud for completion, development and well-workover operations in terrigenous reservoirs |
| RU2567580C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2614838C1 (en) * | 2015-10-12 | 2017-03-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cationic drilling mud |
-
2017
- 2017-07-03 RU RU2017123372A patent/RU2661955C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2501828C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Alcohol drilling fluid |
| RU2533478C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2534546C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий- Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2534286C1 (en) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Drill mud for completion, development and well-workover operations in terrigenous reservoirs |
| RU2567580C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2614838C1 (en) * | 2015-10-12 | 2017-03-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cationic drilling mud |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695201C1 (en) * | 2018-11-29 | 2019-07-22 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Drill mud for primary opening of productive formation |
| RU2738048C1 (en) * | 2020-05-19 | 2020-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью МИРРИКО | Inhibiting drilling fluid |
| RU2775214C2 (en) * | 2020-08-05 | 2022-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cationic inhibiting drilling mud |
| RU2755108C1 (en) * | 2020-08-21 | 2021-09-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Inhibiting drilling fluid for drilling in unsteady terrigenous deposits |
| RU2798347C1 (en) * | 2022-03-28 | 2023-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Pseudoplastic drilling fluid for improving wellbore cleaning and drilling method using it (variants) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE69614555T2 (en) | DRILLING LIQUID BASED ON GLYCOL | |
| US10202532B2 (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore | |
| US11555138B2 (en) | Fluids and methods for mitigating sag and extending emulsion stability | |
| RU2647529C2 (en) | Alkylated polyetheramines as clay stabilizing agents | |
| RU2661955C1 (en) | Cation-inhibiting drilling mud (variants) | |
| EP1856225B1 (en) | Drilling fluids containing biodegradable organophilic clay | |
| US20020155956A1 (en) | Aqueous drilling fluid and shale inhibitor | |
| US20060166839A1 (en) | Methods of using drilling fluids containing biodegradable organophilic clay | |
| MX2009001084A (en) | Functionalized clay compositions for aqueous based drilling fluids. | |
| Xalloqovich | Effective composition of washing fluid on base the waste products when opening the productive horizon | |
| AU2014241704B2 (en) | Beneficiated clay viscosifying additives | |
| AU2015395673B2 (en) | Drilling fluid for use in horizontal directional drilling operations | |
| US20200308468A1 (en) | Cross-linked levan blends as lost cirulation materials | |
| CA2802048C (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore | |
| RU2730145C1 (en) | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method | |
| AU2014241703B2 (en) | Methods of beneficiating drilling fluids comprising low- and high-quality clays | |
| US11118104B2 (en) | Clay control additive for wellbore fluids | |
| RU2683448C1 (en) | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure | |
| US11725129B2 (en) | Low-end rheology modifier for oil based drilling fluids | |
| US4778608A (en) | High temperature drilling mud composition |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20181214 Effective date: 20181214 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20181214 Effective date: 20190423 |