RU2669643C2 - Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора - Google Patents
Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669643C2 RU2669643C2 RU2017112191A RU2017112191A RU2669643C2 RU 2669643 C2 RU2669643 C2 RU 2669643C2 RU 2017112191 A RU2017112191 A RU 2017112191A RU 2017112191 A RU2017112191 A RU 2017112191A RU 2669643 C2 RU2669643 C2 RU 2669643C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- solution
- operating time
- oper
- amount
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000012085 test solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 19
- 230000008961 swelling Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 27
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 11
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 3
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 230000003020 moisturizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000001935 peptisation Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 2-(oxan-2-yl)oxane Chemical compound O1CCCCC1C1OCCCC1 MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- -1 Kister Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical class O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000002920 hazardous waste Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
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
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)
- Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
- Medicines Containing Material From Animals Or Micro-Organisms (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин в набухающих и диспергирующих глинах. Технический результат изобретения - повышение эффективности бурения. Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора заключается в том, что по результатам бурения на выбранной площади определяют объем наработки при бурении проектными растворами (V) и фактический объем наработки (V) при бурении с помощью испытуемого раствора, определяют коэффициент наработки Kкак отношение фактического объема наработки Vпри бурении с помощью испытуемого раствора к определенному объему наработки при бурении проектными растворами (V): K=V/V=(V-V)/V, где V- общий объем раствора на поверхности; V- необходимый объем раствора на поверхности; по коэффициентам наработки, занесенным в сформированную справочную базу данных, оценивают ингибирующие свойства испытуемого раствора как высокие при 0≤K<1 и определяют количество утилизируемого раствора, накапливаемого в процессе строительства скважины на конкретном месторождении. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин в набухающих и диспергирующих глинах.
Известен способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов (см. а.с. СССР №1222670 A, кл. C09K 7/00, опубл. 07.04.1986), учитывающий свойства глинистой породы. Известный способ относится к области исследования устойчивости стенок скважины при воздействии промывочных растворов, а также применяется для оперативного контроля качества бурового раствора при бурении в неустойчивых отложениях применительно к геологическим условиям. Известный способ позволяет получить информацию об ингибирующей способности бурового раствора и состоянии ствола скважины. Для осуществления известного способа в цилиндрической пресс-форме под давлением не ниже 40 МПа изготавливают образцы и после четырехчасовой выдержки определяют их ингибирующую способность. Известный способ целесообразно применять для лабораторных исследований. Однако способ определения ингибирующих свойств не позволяет на практике выбрать диапазоны изменения величины ингибирующих свойств и избежать наработки раствора при бурении в глинистых отложениях.
Известен способ определения ингибирующих свойств раствора по диспергирующей способности (Книга инженера по растворам ЗАО «ССК», 2005, с. 186-187), включающий отбор и высушивание шлама определенной фракции (m=20 г), перемешивание с исследуемой жидкостью (V=350 мл), термостатирование в печи с вращением роликов в течение 12-16 часов при температуре 75°C с последующим пропусканием раствора через сито с размером ячеек 0,177 мм. Оставшиеся частицы шлама промывают, сушат и взвешивают: долю твердой фазы (П), которая сохраняется в глинистой суспензии, вычисляют по формуле:
П=100*Р с .о ./20,
где П - ингибирующая способность раствора, %;
Р с.o.- вес сухого остатка шлама после термостатирования, г;
20 - навеска шлама, используемого для анализа, г.
Использование данного способа на практике не позволяет определить и выбрать диапазоны изменения величины ингибирующих свойств и избежать наработки раствора при бурении в глинистых отложениях. При наработке имеет место набухание и диспергирование глины, приводящие к росту структурно-реологических показателей раствора со всеми вытекающими последствиями.
Известен способ определения ингибирующей способности раствора по показателю увлажняющей способности (Книга инженера по растворам ЗАО «ССК», ЗАО "ССК", 2005, с. 185-186). Исследование проводят на искусственно приготовленных образцах, спрессованных из немодифицированного бентонита или глин, слагающих разрез скважины. По данному способу определяют текущую скорость увлажнения, по которой вычисляют показатель увлажняющей способности, и находят время устойчивости ствола скважины. Таким образом, определение величины ингибирующей способности раствора сводится к определению времени устойчивости ствола скважины, хотя между ними сложно выявить связь.
Недостатком существующих способов или методов определения ингибирующих свойств раствора является отсутствие определенных критериев или величин, показывающих эффективность той или иной системы, на основании которых можно осуществлять выбор рабочей жидкости, отвечающей условиям бурения в набухающих и диспергирующих глинах.
Известен способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов (см. а.с. СССР №1548436 А1, кл. Е21С 39/00, опубл. 07.03.1990), обеспечивающий контроль качества буровых растворов. В известном способе подготавливают породу, отбирая шлам, высушивают его, измельчают, просеивают через сито и увлажняют до естественной влажности. Затем увлажненную массу засыпают в пресс-форму, в которой непосредственно производят измерения. Ингибирующие свойства раствора оценивают по показателю ингибирующей способности раствора, учитывающему глубины внедрения индентора в образец за одинаковый промежуток времени в дистиллированной воде и в буровом растворе. Однако известный способ не может быть отнесен к надежным способам оценки эффективности ингибирующих свойств раствора. К тому же этот способ не позволяет определить величину или уровень ингибирующих свойств раствора.
Задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, состоит в разработке способа, позволяющего определять ингибирующие свойства раствора.
Технический результат, достигаемый изобретением - повышение эффективности бурения.
Технический результат достигается за счет выбора рационального бурового раствора по коэффициенту наработки. Способ оценки ингибирующих свойств бурового раствора, заключается в том, что по результатам бурения определяют объем наработки при бурении проектными растворами (V н a p.пр . ) на выбранной площади бурения и фактический объем наработки (V факт.нар . ) при бурении с помощью испытуемого раствора. Определяют коэффициент наработки K н , полученный как отношение измеренного фактического объема наработки V факт.на р . при бурении с помощью испытуемого раствора к определенному объему наработки при бурении проектными растворами (V нар . пр . ) на выбранной площади бурения, K н =V факт.нар . /V нар.пр . По коэффициентам наработки, занесенным в сформированную справочную базу данных, оценивают ингибирующие свойства испытуемого раствора как высокие, при 0≤K н <1, и определяют количество утилизируемого раствора, накапливаемого в процессе строительства скважины на конкретном месторождении.
Предлагаемое изобретение поясняется таблицами 1, 2, где в таблице 1 приведены сформированные справочные сведения об условной классификации буровых растворов по ингибирующим свойствам, в таблице 2 - сравнительные результаты бурения скважин на полимерных и катионных растворах в надсолевом разрезе Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ).
Бурение в набухающих и диспергирующих глинах сопряжено увеличением структурно-реологических показателей раствора, требующих разбавления водными растворами разжижителей и других химических реагентов. Пептизация твердой фазы, присутствующей в растворе, а в особенности, попадающей со шламом, является одной из главных причин загустевания буровых растворов. Везде, где есть в разрезах пластичные, легко размокающие породы, существуют значительные трудности и вероятность возникновения осложнений. Это все приводит к перерасходу химических реагентов, ухудшению технико-экономических показателей бурения, наработке раствора и увеличению затрат на бурение скважин. Для борьбы с этими осложнениями широкое распространение получило ингибирование буровых растворов путем строго дозируемой коагуляции, при которой структурообразование приостановлено на определенном уровне, а пептизация и размокание предотвращены или сильно ограничены. Избыток стабилизирующих реагентов доводит систему до состояния стабилизированного разжижения. Техника ингибирования включает в себя многокомпонентную обработку путем введения коагулирующих агентов, регуляторов pH, понизителей вязкости, противодействующих развитию коагуляционных структур и коагуляции, но для стабилизационного разжижения необходимо применять более активные разжижающие и защитные реагенты (Э.Г. Кистер, Химическая обработка буровых растворов. М.: «Недра», 1972, c. 335-336).
Недостаточные ингибирующие свойства раствора при бурении являются основной причиной наработки, приводящей к появлению опасных отходов в воде отработанного бурового раствора и бурового шлама или выбуренной породы. Преимущественно они получаются в результате наработки при разбуривании хорошо диспергирующихся глинистых пород, слагающих проходимый разрез.
Объем раствора, применяемого для проходки данного интервала, складывается из объема раствора, определяемого в соответствии с требованиями правил безопасного ведения буровых работ, потерь на фильтрацию, на очистных сооружениях и объемов наработки за счет перехода в раствор части выбуренной глинистой породы.
Как известно, основная задача ингибирующих систем, кроме выполнения всех предъявляемых требований, заключается в использовании минимально допустимых объемов раствора для проведения безопасного бурения скважины. То есть, наработки раствора должно быть столько, сколько необходимо для бурения скважины, следовательно, объема наработки должно хватить на углубление. Наработка не должна приводить к образованию лишних объемов, т.е. к утилизации раствора.
Под фактической наработкой (Vфакт.нар.) понимается избыточный объем раствора, подлежащий утилизации, который определяется как общий объем раствора на поверхности (Voбщ.пов.) минус необходимый объем раствора на поверхности (Vнеоб.пов.), т.е.
Vфакт.нар.= Voбщ.пов.- Vнеоб.пов.
Так как ингибирующие свойства раствора напрямую влияют на наработку раствора, то величина V нар.пр . объема наработки при бурении проектными растворами на данной площади (м3) может быть принята за параметр, оценивающий ингибирующие свойства раствора.
Если величина V факт.нар . - фактического объема наработки при бурении на ином испытуемом растворе, (м3) будет совпадать с объемом наработки при бурении проектными растворами на данной площади (м3), V факт.нар . =V нар.пр . , предлагаемый оценочный коэффициент наработки K н =V факт.нар . /V нар.пр . , K н =1, т.е. для буровых растворов, используемых на данной площади по проекту, коэффициент наработки условно принят за единицу.
Величина объема наработки при бурении V нар.п p . , известная величина, которая находится путем анализа пробуренных скважин на проектных буровых растворах. Величину фактического объема наработки V факт.нар . определяют по результатам испытаний используемого раствора в процессе бурения скважин.
Если коэффициент наработки K н =0, фактическая наработка раствора отсутствует (V факт.нар . =0), то рабочая жидкость обладает высокими ингибирующими свойствами. Если K н =0 ингибирующие свойства системы настолько высоки, что возникают проблемы, связанные с недостатком раствора на пополнение при углублении. При очень высоких ингибирующих свойствах раствора возможно K н <0 С увеличением K н фактическая наработка раствора соответственно возрастает и при K н =1 фактическая наработка раствора равна усредненному регламентируемому объему. Увеличение коэффициента наработки означает рост фактической наработки испытуемого раствора и снижение ингибирующих свойств рабочей жидкости.
Предлагается рассмотреть практическое применение коэффициента наработки на примере бурения скважин на Астраханском ГКМ. При бурении надсолевых отложений Астраханского ГКМ по проекту используют традиционные ингибирующие буровые растворы, которые не обеспечивают снижение наработки.
Наработка раствора по результатам бурения 394 мм долотом в надсолевых отложениях Астраханского ГКМ с применением традиционных ингибирующих систем составляет [Регламент по применению буровых растворов при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ. ОАО «Газпром»: ООО «Газпром добыча Астрахань», Инженерно-технический центр, 2010. - 40 с.]:
- интервал 350-1000 м, V нap.пр. =317 м3;
- интервал 350-1500 м, V нар.пр. =914 м3;
- интервал 350-2000 м, V нap.пр. =1050 м3;
- интервал 350-2500 м, V нap.пр. =1200 м3;
- интервал 350-3000 м, V нap.пр. =2000 м3;
Проведенный анализ результатов бурения скважин на Астраханском ГКМ показал, что в различные этапы времени использовались различные составы и типы буровых растворов (см. таблицу 1). Условно эти буровые растворы по ингибирующим свойствам разделены на 5 групп, причем растворы на углеводородной основе (РУО) и поликатионные системы вошли в одну группу.
Опытно-промышленные испытания поликатионных систем осуществлялись при бурении эксплуатационных скважин №939 и №1082. Практические результаты применения поликатионных растворов, при строительстве эксплуатационных скважин на Астраханском ГКМ выявили их преимущества перед традиционными, что привело к увеличению механической скорости бурения, (м/ч), снижению коэффициента кавернозности и времени, затраченного на осложнение (проработку), (ч) (см. таблицу 2). Для условий надсолевых отложений Астраханского ГКМ оптимальные значения коэффициента наработки при использовании поликатионых буровых растворов, таких, например, как Буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, Полидадмах и биополимер Биоксан, (см. патент РФ №2567580, опубл. 10.11.2015, кл. С09K 8/24) и Катионноингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и Полидадмах, а в качестве дополнительного ингибитора глин используют хлорид калия (см. патент РФ №2533478, опубл. 20.11.2014, кл. С09K 8/24) составляют 0-0,4. Благодаря высоким ингибирующим свойствам поликатионных буровых растворов удалось предотвратить набухание и диспергирование глин, что впервые позволило пробурить надсолевые глинистые отложения Астраханского ГКМ без наработки раствора и тем самым повысить эффективность бурения.
Примечание: *, ** скважины одной группы с аналогичным литологическим разрезом.
Claims (5)
- Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора, заключающийся в том, что по результатам бурения на выбранной площади определяют объем наработки при бурении проектными растворами (Vнар.пр.) и фактический объем наработки (Vфакт.нар.) при бурении с помощью испытуемого раствора, определяют коэффициент наработки Kн как отношение фактического объема наработки Vфакт.нар. при бурении с помощью испытуемого раствора к определенному объему наработки при бурении проектными растворами (Vнар.пр.):
- Kн=Vфакт.нар./Vнар.пр.=(Vобщ.пов.-Vнеоб.пов.)/Vнар.пр.,
- где Vобщ.пов. - общий объем раствора на поверхности;
- Vнеоб.пов. - необходимый объем раствора на поверхности;
- по коэффициентам наработки, занесенным в сформированную справочную базу данных, оценивают ингибирующие свойства испытуемого раствора как высокие при 0≤Kн<1 и определяют количество утилизируемого раствора, накапливаемого в процессе строительства скважины на конкретном месторождении.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017112191A RU2669643C2 (ru) | 2017-04-10 | 2017-04-10 | Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017112191A RU2669643C2 (ru) | 2017-04-10 | 2017-04-10 | Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017112191A RU2017112191A (ru) | 2018-10-10 |
| RU2017112191A3 RU2017112191A3 (ru) | 2018-10-10 |
| RU2669643C2 true RU2669643C2 (ru) | 2018-10-12 |
Family
ID=63763172
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017112191A RU2669643C2 (ru) | 2017-04-10 | 2017-04-10 | Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2669643C2 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110243998A (zh) * | 2019-04-17 | 2019-09-17 | 西南石油大学 | 一种抑制性钻井液防塌剂远程质量评价系统及其使用方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1222670A1 (ru) * | 1983-08-15 | 1986-04-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов |
| SU1548436A1 (ru) * | 1988-05-12 | 1990-03-07 | Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики | Способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов |
| RU2042696C1 (ru) * | 1992-04-15 | 1995-08-27 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ выбора бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых породах |
| UA43545U (ru) * | 2009-02-26 | 2009-08-25 | Дочерняя Компания "Укргаздобыча" Национальной Акционерной Компании "Нафтогаз Украины" | Способ определения ингибирующих свойств буровых растворов |
| RU2567065C1 (ru) * | 2014-08-22 | 2015-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Катионный буровой раствор |
-
2017
- 2017-04-10 RU RU2017112191A patent/RU2669643C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1222670A1 (ru) * | 1983-08-15 | 1986-04-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов |
| SU1548436A1 (ru) * | 1988-05-12 | 1990-03-07 | Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики | Способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов |
| RU2042696C1 (ru) * | 1992-04-15 | 1995-08-27 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ выбора бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых породах |
| UA43545U (ru) * | 2009-02-26 | 2009-08-25 | Дочерняя Компания "Укргаздобыча" Национальной Акционерной Компании "Нафтогаз Украины" | Способ определения ингибирующих свойств буровых растворов |
| RU2567065C1 (ru) * | 2014-08-22 | 2015-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Катионный буровой раствор |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Методические указания по определению объемов отработанных бурильных растворов и шламов при строительстве скважин РД 39-3-819-91. Министерство нефтяной пр-ти. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017112191A (ru) | 2018-10-10 |
| RU2017112191A3 (ru) | 2018-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2017400688B2 (en) | Slurry design process | |
| CN112219009B (zh) | 用于选择井筒钻井流体堵漏材料的智能系统 | |
| Wan | Advanced well completion engineering | |
| Leusheva et al. | Effect of carbonate additives on dynamic filtration index of drilling mud | |
| Avci et al. | The Rheology and Performance of Geothermal Spring Water‐Based Drilling Fluids | |
| Mohamed et al. | Impact of perlite on the properties and stability of water-based mud in elevated-temperature applications | |
| Vipulanandan et al. | Quantify the effect of temperature on the electrical resistivity, yield stress, and HPHT fluid loss of the bentonite-clay drilling mud modified with acrylamide polymer | |
| CN105038732B (zh) | 钻井液用润滑封堵剂及其制备方法和使用方法 | |
| RU2669643C2 (ru) | Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора | |
| Mohammed | Characterization and modeling of polymer-treated and nano particle modified sulfate contaminated soils, drilling muds, and hydraulic fracturing fluids under groundwater | |
| RU2535723C1 (ru) | Инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов | |
| CN103670396A (zh) | 一种用于测量地层水的矿化度的方法 | |
| EA025729B1 (ru) | Композиции и методы по обработке сланцевых смол в буровых скважинах | |
| Osgouei | Controlling rheological and filtration properties of sepiolite based drilling fluids under elevated temperatures and pressures | |
| Igorevich et al. | Analysis of the results of the experiment to determine the saturation of the filtrate of drilling fluid of the core sample | |
| Hamoodi et al. | The effect of proper selection of drilling fluid on drilling operation in Janbour field | |
| RU2563466C2 (ru) | Ремонтно-изоляционный, тампонажный состав на основе магнезиальных вяжущих веществ "quick-stone" | |
| Al-Taq et al. | Successful Application of TSE-Based Fracturing Fluids in Proppant Fracturing for Unconventional Carbonate Source Rock | |
| Stryczek et al. | Analysis of technological parameters of cement slurries used for sealing casing in the Lublin Basin area | |
| Charles et al. | Comparative Study of the Rheological Properties of Local Clay (Afuze) as a Possible Replacement for Imported Bentonite in Drilling Fluids Formulation | |
| Li et al. | Capacity Limitations of brine Contamination on High Density Oil-Based Drilling Fluid | |
| Ohen et al. | A systematic laboratory core and fluid analysis program for the design of a cost effective treatment and cleanup guidelines for a produced water disposal scheme | |
| Ronaes et al. | Stabilizing Highly Fractured, Middle Creataceous Formations by Using Organic Fibres while Drilling an Exploration Well in Eastern Abu Dhabi | |
| Arnold et al. | Waterflood in a Tight, Heterogeneous, Water-Sensitive, and Massively Fractured Reservoir | |
| Galiev et al. | Integrated solution to the issue of improving the quality of well casing in terrigenous sediments (Russian) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20201120 |