RU2681614C2 - Буровой раствор - Google Patents
Буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2681614C2 RU2681614C2 RU2017125621A RU2017125621A RU2681614C2 RU 2681614 C2 RU2681614 C2 RU 2681614C2 RU 2017125621 A RU2017125621 A RU 2017125621A RU 2017125621 A RU2017125621 A RU 2017125621A RU 2681614 C2 RU2681614 C2 RU 2681614C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- clay
- drilling fluid
- polyacrylamide
- biopolymer
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 19
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 16
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 39
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- XMUBEPVSEUVEBW-VFUOTHLCSA-N 2,2,2-trifluoro-n-[(2r,3r,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]acetamide Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](NC(=O)C(F)(F)F)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O XMUBEPVSEUVEBW-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000001935 peptisation Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- VOEFELLSAAJCHJ-UHFFFAOYSA-N 1-(3-chlorophenyl)-2-(methylamino)propan-1-one Chemical compound CNC(C)C(=O)C1=CC=CC(Cl)=C1 VOEFELLSAAJCHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H dialuminum;trisulfate;hydrate Chemical compound O.[Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
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)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам. Предложен буровой раствор, содержащий, мас. %: полиакриламид АК 631 марки А 930 - 0,05; крахмальный реагент для бурения «БурС» - 3; биополимер ксантановый - 0,4-0,6; нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ - 0,05; карбонат кальция - 6-8; хлорид калия - 3-6; вода - остальное. Технический результат изобретения заключается в обеспечении стабильности значений реологических показателей бурового раствора при попадании в него глины. 1 табл.
Description
Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, используемым преимущественно при бурении горизонтальных и наклонных участков скважин.
Известен полимерглинистый буровой раствор (см. патент РФ №21003313, МПК 6 С09К 7/02, опубл. в БИ №3, 1998 г.), содержащий следующие ингредиенты, мас. %:
| Глина | 40-60 |
| Полиакриламид | 0,018 |
| Кальцинированная сода | 0,5 |
| Вода | остальное |
Как содержащий в большой доле глину, буровой раствор является устаревшим по характеристикам, имеет ряд недостатков: ухудшение условий работы долота и в результате - низкая механическая скорость бурения, высокая вязкость, приводящая к большим потерям давления при прокачивании раствора, сложность поддержания его свойств, их нестабильность, еще большее ухудшение свойств при переходе в состав раствора глины и солей, быстрый переход глины в состав бурового раствора и др.
Глина в состав бурового раствора переходит при разбуривании глиносодержащих пород при недостаточной степени ингибирования бурового раствора и неэффективной его очистке.
Известен буровой раствор (см. пат. РФ 2362793), содержащий, мас. %:
| Полиакриламид ПАА | 0,15-0,3 |
| Карбоксиметилцеллюлозу КМЦ | 0,3-0,5 |
| Кальцинированную соду Na2CO3 | 0,3-0,5 |
| Биополимер «Сараксан» или «Сараксан Т» | 0,1-0,2 |
| Вода | остальное |
Данный буровой раствор безглинистый, но также не относится к ингибирующим гидратацию, пептизацию и переход в состав бурового раствора разбуриваемых глин. Поэтому при бурении в глиносодержащих породах он быстро насыщается глиной и требует сложной, дорогостоящей физико-химической обработки. Это его недостаток.
Подобным, но более совершенным является безглинистый буровой раствор (см. пат РФ 2226540), содержащий, мас. %:
| Полиакриламид | 0,2-0,5 |
| Ксантан | 0,2-0,4 |
| Сульфат алюминия | 0,02-0,04 |
| Карбонат кальция | 2-5 |
| Вода | остальное, |
а также дополнительно раствор содержит хлорид калия в количестве 3-20 мас. %.
Благодаря наличию в составе безглинистого бурового раствора ксантана (биополимер-полисахарид) образуется объемная структура, при которой оказалось возможным значительно повысить динамическое и статическое напряжение сдвига бурового раствора, а следовательно, способность бурового раствора удерживать шлам при остановке циркуляции и выносить его в процессе циркуляции из скважины.
Содержащийся в буровом растворе хлорид калия сдерживает переход глины в состав бурового раствора. Но эффективности соли как ингибитора пептизации глины недостаточно. Поэтому и такой раствор имеет нестабильные свойства в процессе разбуривания глин.
Известен буровой раствор PRIMOSOL, содержащий, кг/м3:
| Биополимер-ксантановую. смолу | 1,5-2 |
| Полианионнную целлюлозу | 2-4 |
| Карбонат кальция | 60-80 |
| Хлорид калия или хлорид натрия | 30-40 |
| Полиакриламид | 1,5-2 |
(см. Опыт реализации инженерных решений по буровым растворам при строительстве горизонтальных скважин на Баженовскую свиту Польяновской площади Красноленинского месторождения. С.А Черевко и др. Журнал Бурение и Нефть. 2016, №3, с. 4-7) - прототип.
Это безглинистый ингибированный буровой раствор, в котором хлориды калия или натрия препятствуют в некоторой, но не в полной степени, пептизации разбуриваемой глины, переходу ее в состав бурового раствора и отрицательному воздействию на свойства раствора. Но, как и в вышеназванных аналогах - безглинистых буровых растворах - в нем содержится в большой доле полиакриламид (ПАА) - высокомолекулярный полимер, активно вступающий во взаимодействие с глиной, адсорбирующий ее. При таком высоком содержании ПАА глина, попадающая в раствор даже в малых количествах, сшивает молекулы полимера (или полимер связывает частицы глины в единую систему), образуется полимер-глинистая структура. Вязкость и структурно-механические свойства бурового раствора возрастают выше допустимых значений. Поэтому требуются частые дополнительные физико-химические обработки бурового раствора, его высококачественная, не всегда достижимая на практике, очистка, а значит, - дополнительные расходы.
Технический результат заявляемого изобретения - обеспечение стабильности значений показателей реологических свойств бурового раствора, характеризующих его выносящую способность и влияющих на потери давления при его прокачивании, при попадании в буровой раствор глины.
Буровой раствор, особенно используемый при бурении горизонтальных и наклонных участков скважин, для обеспечения необходимой выносящей способности (способности транспортировать выбуренную породу - шлам в заколонном пространстве скважины и удерживать шлам во взвешенном состоянии при остановке циркуляции) должен обладать способностью создавать структуру при низких скоростях сдвига или в покое. Эта способность оценивается косвенно такими реологическими показателями, как динамическое напряжение сдвига τ при использовании реологической модели Шведова - Бингама или показателя нелинейности n при использовании реологической модели Оствальда. Последняя из названных моделей более адекватно описывает поведение безглинистых полимерных буровых растворов.
На величину потерь давления при прокачивании бурового раствора, в первую очередь, влияют значения таких его реологических показателей, как пластическая вязкость η (модель Шведова - Бингама) и коэффициент консистенции К (модель Оствальда).
Оптимизация реологических свойств бурового раствора подразумевает повышение до некоторого заданного уровня τ и минимальных значений η, К и n (принятые здесь обозначения использованы в таблице).
Заявляемое изобретение позволяет сохранять на близком к оптимальным уровням значения реологических показателей бурового раствора при попадании в него глины.
Технический результат достигается тем, что буровой раствор содержит, мас. %:
| Полиакриламид АК 631 марки А 930 | 0,05 |
| Крахмальный реагент для бурения «БурС» | 1-3 |
| Биополимер Сараксан | 0,4-0,6 |
| Нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ | 0,05 |
| Карбонат кальция | 6-8 |
| Хлорид калия | 3-6 |
| Вода | остальное |
Заявленный состав бурового раствора обеспечивает ему оптимальные - приемлемые технологические (реологические и фильтрационные) свойства.
Образцы буровых растворов готовили следующим образом. Заранее готовили водные растворы полимеров: ПАА, полианионной целюллозы (ПАЦ), Сараксана, БурС. Кальцинированную соду, НТФ, соли и карбонат кальция (молотый мрамор) при приготовлении образцов использовали в сухом виде. Смешивали реагенты, их растворы и добавки в заданном соотношении. Глину добавляли в готовые составы в виде свежеприготовленной глинистой пасты. При приготовлении заявленных составов их щелочность поддерживали в пределах 7-8 добавлением НТФ. После приготовления образцов их прогревали в автоклавах при температуре 80°С в течение 16 часов. Затем замеряли реологические показатели на ротационном вискозиметре Fann 35SA, показатель фильтрации - на приборе ВМ-6 в комнатных условиях.
Составы, подвергшиеся испытанию, и полученные данные приведены в таблице, где в составах буровых растворов не указана вода. Она составляла остальную часть. Составы под №№1-4 - прототип. Составы под №№5 и 10 содержат ингредиенты в долях за пределами заявляемых и имеют неприемлемые значения показателей свойств.
Опыты показали, что предлагаемые составы буровых растворов, имеющие изначально приемлемые по значению показатели реологических и фильтрационных свойств, не изменяют их существенно при попадании в буровой раствор глины в доле до 3% масс. В то же время попадание глины в буровой раствор-прототип существенно ухудшает его реологические свойства. При вводе в заявляемый буровой раствор глины более чем 3% масс. стабильность показателей свойств раствора нарушается.
Полученный эффект не был ожидаемым. Видимо, он результат комплексного взаимодействия таких компонентов бурового раствора, как ПАА, БурС, НТФ и соли с попавшей в раствор глиной. Предположительно полученный эффект можно обьяснить тем, что при малых концентрациях ПАА именно выбранного качества (среднемолекулярный с низкой степенью гидролиза) в буровом растворе при попадании в раствор глины не возникает сплошная полимер-глинистая структура. Образуются только отдельные полимер-глинистые комплексы, замкнутые сами на себя, электрически нейтральные, а поэтому не взаимодействующие друг с другом и не создающие единую структуру и, как следствие, существенно не загущающие раствор. Иными словами, при малых концентрациях ПАА выводит глину как структурообразователь из активного состояния. Получению указанного эффекта способствуют: а) замена понизителя фильтрации ПАЦ на крахмальный реагент для бурения «БурС», молекулы которого имеют сравнительно значительно меньшую молекулярную массу, адсорбционно неактивны, а поэтому не взаимодействуют с глиной; б) фосфоновый комплексон НТФ, который за счет прочных хелатных связей нейтрализует заряды на поверхности глинистых частиц, делает их неактивными, а за счет снижения щелочности раствора создает благоприятные условия для работы ПАА; в) соли, которые вытесняют гидратные и создают сольватные оболочки вокруг частиц глины и тем самым также помогают полиакиламиду связывать глину в замкнутые разрозненные инертные комплексы. Таким образом, в буровом растворе реализуется сложный механизм нейтрализации глины.
В опытах использовали:
Полиакриламид среднемолекулярный с низкой степенью гидролиза АК 631 А марки 930 производства ООО «Акрипол», г. Саратов.
Ксантановый биополимер Сараксан производства ОАО «Биохимия», г. Саранск.
Крахмальный реагент для бурения «БурС» производства ООО «БурениеСервис»-ЗАО «Амилко», г. Милерово.
Фосфоновый комплексон НТФ производства ОАО «Химпром», г. Новочебоксарск.
Глину-отобранный при бурении скважины на Федоровском месторождении в Западной Сибири глинистый шлам, высушенный и затем размолотый.
Хлорид калия мелкий белый производства ОАО «Уралкалий», г. Березники.
В качестве карбоната кальция применяли молотый мрамор производства ООО «Минералресурс», г. Екатеринбург.
Проведя обзор патентов и технической литературы с целью определения технического уровня и новизны, авторы не обнаружили информацию о буровых растворах, характеризующихся заявленной совокупностью признаков. Следовательно, по мнению авторов, предложение ново.
Опыты показали неожиданно высокие положительные результаты, в то время как с прототипом получен отрицательный результат. Реализация изобретения не требует каких-либо новых средств и технологий.
Claims (2)
- Буровой раствор, содержащий полиакриламид, полимер-понизитель фильтрации, биополимер ксантановый, карбонат кальция, хлорид калия и воду, отличающийся тем, что он содержит полиакриламид среднемолекулярный с низкой степенью гидролиза АК 631 марки 930, в качестве понизителя фильтрации - крахмальный реагент для бурения «БурС», и дополнительно содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФ при следующем содержании ингредиентов, мас. %:
-
Полиакриламид АК 631 марки А 930 0,05 Крахмальный реагент для бурения «БурС» 1-3 Биополимер ксантановый 0,4-0,6 Нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ 0,05 Карбонат кальция 6-8 Хлорид калия 3-6 Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125621A RU2681614C2 (ru) | 2017-07-17 | 2017-07-17 | Буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125621A RU2681614C2 (ru) | 2017-07-17 | 2017-07-17 | Буровой раствор |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017125621A RU2017125621A (ru) | 2019-01-18 |
| RU2017125621A3 RU2017125621A3 (ru) | 2019-01-18 |
| RU2681614C2 true RU2681614C2 (ru) | 2019-03-11 |
Family
ID=65013908
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017125621A RU2681614C2 (ru) | 2017-07-17 | 2017-07-17 | Буровой раствор |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2681614C2 (ru) |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066685C1 (ru) * | 1993-09-27 | 1996-09-20 | Томский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор |
| RU2103313C1 (ru) * | 1995-07-20 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" | Буровой раствор |
| RU2230092C2 (ru) * | 1998-04-09 | 2004-06-10 | Кооперативе Веркоп-Эн Продюктиверенигинг Ван Ардаппелмел Эн Дериватен Авебе Б.А. | Буровые растворы |
| UA20698U (en) * | 2006-07-04 | 2007-02-15 | Subsidiary Ukrgazvydobuvannia | Clayless lime drilling mud |
| EA007929B1 (ru) * | 2002-01-31 | 2007-02-27 | М-Ай Л. Л. С. | Высокоэффективный буровой раствор на водной основе и способ его использования |
| UA30609U (en) * | 2007-05-08 | 2008-03-11 | Дочерняя Компания "Укргазодобыча" Национальной Акционерной Компании "Нефтегаз Украины" | Drilling agent |
| RU2362793C2 (ru) * | 2007-10-04 | 2009-07-27 | Ринат Раисович Хузин | Буровой раствор |
| RU2388782C2 (ru) * | 2005-06-15 | 2010-05-10 | Родиа Шими | Буровой раствор, содержащий полимер, и применение полимера в буровом растворе |
| EA015201B1 (ru) * | 2007-02-08 | 2011-06-30 | Эм-Ай Эл. Эл. Си. | Буровой раствор на водной основе |
| RU2582147C2 (ru) * | 2011-08-21 | 2016-04-20 | Петролео Брасилейро С.А.-Петробрас | Состав бурового раствора |
-
2017
- 2017-07-17 RU RU2017125621A patent/RU2681614C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066685C1 (ru) * | 1993-09-27 | 1996-09-20 | Томский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор |
| RU2103313C1 (ru) * | 1995-07-20 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть" | Буровой раствор |
| RU2230092C2 (ru) * | 1998-04-09 | 2004-06-10 | Кооперативе Веркоп-Эн Продюктиверенигинг Ван Ардаппелмел Эн Дериватен Авебе Б.А. | Буровые растворы |
| EA007929B1 (ru) * | 2002-01-31 | 2007-02-27 | М-Ай Л. Л. С. | Высокоэффективный буровой раствор на водной основе и способ его использования |
| RU2388782C2 (ru) * | 2005-06-15 | 2010-05-10 | Родиа Шими | Буровой раствор, содержащий полимер, и применение полимера в буровом растворе |
| UA20698U (en) * | 2006-07-04 | 2007-02-15 | Subsidiary Ukrgazvydobuvannia | Clayless lime drilling mud |
| EA015201B1 (ru) * | 2007-02-08 | 2011-06-30 | Эм-Ай Эл. Эл. Си. | Буровой раствор на водной основе |
| UA30609U (en) * | 2007-05-08 | 2008-03-11 | Дочерняя Компания "Укргазодобыча" Национальной Акционерной Компании "Нефтегаз Украины" | Drilling agent |
| RU2362793C2 (ru) * | 2007-10-04 | 2009-07-27 | Ринат Раисович Хузин | Буровой раствор |
| RU2582147C2 (ru) * | 2011-08-21 | 2016-04-20 | Петролео Брасилейро С.А.-Петробрас | Состав бурового раствора |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| МИНИБАЕВ В. и др. Эффективность полисахаридных реагентов в буровых растворах различной степени минерализации, Бурение и нефть, 2009, 10. * |
| ЧЕРЕВКО С.А. и др. Опыт реализации инженерных решений по буровым растворам при строительстве горизонтальных скважин, Бурение и нефть, 2016, 3, с. 4-7. * |
| ЧЕРЕВКО С.А. и др. Опыт реализации инженерных решений по буровым растворам при строительстве горизонтальных скважин, Бурение и нефть, 2016, 3, с. 4-7. МИНИБАЕВ В. и др. Эффективность полисахаридных реагентов в буровых растворах различной степени минерализации, Бурение и нефть, 2009, 10. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017125621A (ru) | 2019-01-18 |
| RU2017125621A3 (ru) | 2019-01-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE60118531T2 (de) | Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel und verfahren zu dessen verwendung | |
| US11015106B2 (en) | Reusable high performance water based drilling fluids | |
| US4142595A (en) | Shale stabilizing drilling fluid | |
| US5427990A (en) | Method of Improving absorption of salt water by water-swellable clay by redrying | |
| CA2677550C (en) | Water-based drilling fluid | |
| RU2602262C1 (ru) | Термостойкий катионный буровой раствор | |
| MXPA06006584A (es) | Metodo para reducir la perdida de fluido en un fluido de mantenimiento de perforaciones. | |
| RU2362793C2 (ru) | Буровой раствор | |
| CN1882672A (zh) | Cmc在钻孔液体中的应用 | |
| RU2266312C1 (ru) | Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| US4267062A (en) | Abandoned borehole compositions | |
| RU2681614C2 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
| US20230357622A1 (en) | Inhibitive divalent wellbore fluids, methods of providing said fluids, and uses thereof | |
| RU2535723C1 (ru) | Инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов | |
| EP0137872B1 (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
| CN110268034A (zh) | 页岩水合抑制剂 | |
| RU2492207C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2614839C1 (ru) | Катионный буровой раствор с повышенными ингибирующими и крепящими свойствами | |
| Liao et al. | Adsorption characteristics of PHPA on formation solids | |
| CA3025188A1 (en) | Cross-linked levan blends as lost circulation materials | |
| CN109306262A (zh) | 一种用于大斜度井的钻井液及其制备方法和应用 | |
| RU2683448C1 (ru) | Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением | |
| RU2327726C2 (ru) | Малоглинистый буровой раствор | |
| RU2804720C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190718 |