RU2691795C1 - Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора (варианты) - Google Patents
Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2691795C1 RU2691795C1 RU2018132083A RU2018132083A RU2691795C1 RU 2691795 C1 RU2691795 C1 RU 2691795C1 RU 2018132083 A RU2018132083 A RU 2018132083A RU 2018132083 A RU2018132083 A RU 2018132083A RU 2691795 C1 RU2691795 C1 RU 2691795C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- microcolmatant
- hydrophobic
- adhesive
- additive
- clogging
- Prior art date
Links
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims abstract description 30
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 title claims abstract description 26
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 13
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 7
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 claims description 5
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 3
- 239000010439 graphite Substances 0.000 claims description 3
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000004071 soot Substances 0.000 claims description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims 4
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims 2
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 23
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 14
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 3
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 3
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052915 alkaline earth metal silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 2
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 2
- 230000009878 intermolecular interaction Effects 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000001464 adherent effect Effects 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
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)
- Medicines Containing Material From Animals Or Micro-Organisms (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
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, высокопроницаемыми терригенными породами, и может использоваться для блокирования поступления фильтрата технологической жидкости в терригенные горные породы. Технический результат - повышение эффективности кольматации. Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора по первому варианту содержит, мас.%: полидадмах 15-45; гидрофильный микрокольматант 10-30; воду остальное. Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора по второму варианту содержит, мас.%: полидадмах 15-45; гидрофобный микрокольматант 10-30; воду остальное. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
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, высокопроницаемыми терригенными породами, и может использоваться для блокирования поступления фильтрата технологической жидкости в терригенные горные породы.
Известно, что проникновение водной фазы бурового раствора в горную породу при ее вскрытии, а в особенности при бурении терригенных пород, способно вызвать целый ряд осложнений, таких как потеря устойчивости ствола скважины в интервалах залегания глинистых сланцев и аргиллитов, а также дифференциальные прихваты в высокопроницаемых породах. Для предупреждения этих осложнений путем минимизации проникновения водной фазы бурового раствора и его фильтрата в поры и микротрещины породы используют закупоривающие добавки – кольматанты. В качестве кольматантов при этом используют такие добавки как карбонат кальция, карбонат магния, диоксид кремния, битум, сульфированный асфальт, сажа, графит и т.п., а также компаунды на их основе. Поскольку индивидуальные размеры частиц лежат в микронном диапазоне, их называют микрокольматантами. Такие кольматирующие добавки индивидуально или в смеси вводятся в буровой раствор до вскрытия на нем интервалов, сложенных породами, подлежащими кольматации.
Недостатками подобного подхода являются:
- пассивный характер кольматации, так как частицы притягиваются к стенке скважины благодаря превышению гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением, а также благодаря процессу фильтрации дисперсионной среды раствора внутрь пласта, в который при движении фильтрата вовлекаются и твердые кольматирующие частицы;
- кратковременность эффекта кольматации, так как адгезионные свойства по отношению к породе у такого кольматационного экрана не велики, вследствие чего он подвержен разрушению;
- возможность закупоривания не только стенок скважины, но и продуктивного пласта, так как мелкие частицы кольматанта способны проникать в поры и трещины на большую глубину.
Известен гидрофобный адгезионный кольматант (Авторское свидетельство СССР №1433964, С09K 7/06, E21B 33/138, 1988), содержащий анионноактивное ПАВ, соль поливалентного металла, нефть.
Недостатком известного состава является сложность и многостадийность обеспечения эффективной кольматации, так как перед введением в скважину известного кольматирующего состава для его лучшей адгезии стенки скважины последовательно обрабатывают очищающим и гидрофобизирующим составами.
Известен также адгезионный кольматирующий состав (Гайдаров М.М-Р. Исследование и разработка буровых растворов для проводки скважин в глинистых и солевых отложениях: Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук, Санкт-Петербург, 2010), содержащий в качестве микрокольматанта гидрофобные микрочастицы сажи и анионноактивные или катионноактивные ПАВ в качестве адгезионного, то есть обеспечивающего адгезию, компонента. Состав принят в качестве ближайшего аналога.
Недостатком ближайшего аналога является недостаточная сила адгезии кольматанта из-за того, что небольшие молекулы ПАВ, адсорбированные на стенках скважины, в отличие от молекул полимеров, легко подвержены десорбции под воздействием различных факторов, например, под воздействием повышенных температур.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности кольматации.
Технический результат достигается тем, что адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора, содержащая адгезионный компонент и микрокольматант, согласно первому варианту изобретения, в качестве адгезионного компонента содержит полидадмах, в качестве микрокольматанта – гидрофильный микрокольматант, а также содержит воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%
Полидадмах 15-45
Гидрофильный микрокольматант 10-30
Вода остальное.
Кроме того, в качестве гидрофильного микрокольматанта адгезионная кольматирующая добавка может содержать диоксид кремния, алюмосиликаты щелочных и щелочноземельных металлов, сульфированный асфальт, карбонат кальция, карбонат магния, или их смеси.
Технический результат достигается также тем, что адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора, содержащая адгезионный компонент и микрокольматант, согласно второму варианту изобретения, в качестве адгезионного компонента содержит полидадмах, а в качестве микрокольматанта – гидрофобный микрокольматант, а также воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%
Полидадмах 15-45
Гидрофобный микрокольматант 10-30
Вода остальное.
Кроме того, адгезионная кольматирующая добавка, в качестве гидрофобного микрокльматанта может содержать гидрофобный диоксид кремния, гидрофобные алюмосиликаты щелочных и щелочноземельных металлов, гидрофобный карбонат кальция, гидрофобный карбонат магния, битум, сажу, графит, или их смеси.
Использование в заявляемой добавке микрокольматанта обусловлено тем, что он представляет собой тонкодисперсный материал, частицы которого выполняют роль необходимых базовых структурных блоков, участвующих в механическом формировании кольматационного экрана. При этом в качестве микрокольматанта могут использоваться частицы, имеющие как гидрофильный, так и гидрофобный характер.
Использование в заявляемой добавке полидадамаха обусловлено тем, что он выступает в качестве носителя частиц микрокольматанта, обеспечивая направленное действие на терригенные породы, высокую силу адгезии и надежность формирующегося кольматационного экрана.
В отличие от небольших молекул ПАВ процесс адсорбции полимерных молекул является практически необратимым, поскольку для десорбции полимера необходимо, чтобы одновременно произошла десорбция всех сегментов его молекулы, закрепившихся на горной породе. При десорбции какой-то части сегментов молекулы, прежде, чем произойдет десорбция всей молекулы, высока вероятность адсорбции других сегментов. В силу такой инерционности, полимерная цепь остается надежно адсорбированной на поверхности горной породы.
Полидадамах – дифильное вещество, так как его молекула имеет соответствующее строение: гидрофобный остов и гидрофильные положительно заряженные вторичные цепи, направленные в сторону от гидрофобного остова. Такая его структура обеспечивает то, что при добавлении к полидадмаху, частицы микрокольматанта включаются в структуру его макромолекулы, образуя ассоциат.
Дифильная структура молекулы полидадамаха позволяет ему образовывать ассоциаты как с гидрофильными, так и с гидрофобными микрочастицами. Удержание частиц микрокольматанта в составе ассоциата обеспечивается действием сил межмолекулярных взаимодействий ион-ионной и ион-дипольной природы, если микрокольматант представлен частицами гидрофильного характера; или за счет гидрофобных взаимодействий, если микрокольматант представлен частицами гидрофобного характера. Реализуемые взаимодействия являются достаточно сильными типами межмолекулярных взаимодействий для водной среды. Поэтому, при попадании адгезионной кольматирующей добавки в среду бурового раствора конформация полимера и всего ассоциата сохраняется, способствуя сохранению связи твердых частиц микрокольматанта с молекулой полимера.
При этом такой ассоциат на основе катионноактивного полимера, имея свободные от взаимодействия с микрокольматантом заряженные группы, обращенные в сторону бурового раствора, имеет возможность закрепляться и прочно удерживаться на поверхности терригенных пород (глинистые минералы, в т.ч. сланцы, аргиллиты, и песчаники), несущей отрицательный заряд, за счет хемадсорбции.
Использование в заявляемом составе полидадмаха обусловлено также и тем, что он выступает в роли солюбилизатора для несмешивающихся с водой частиц гидрофобного микрокольматанта.
За счет этого обеспечивается быстрое формирование кольматационного экрана, имеющего высокие адгезионные свойства по отношению к терригенной породе, исключающее возможность проникновения микрочастицами кольматанта на большую глубину и закупоривания ими продуктивного горизонта. За счет создания такого экрана достигается снижение скорости проникновения водной среды бурового раствора в поры и микротрещины породы, а значит и вероятности прихватов, возникающих при высокой проницаемости, обусловленной наличием большого числа таких пор и микротрещин или их существенными геометрическими размерами. При этом остов молекулы полидадмаха формирует пространственную сетку в структуре кольматационного экрана, обеспечивая его армирование, а также дополнительно связывает разобщенные по трещинам частицы породы силами адгезии.
Таким образом, использование заявляемой адгезионной кольматирующей добавки, вводимой в состав бурового раствора, обеспечивает направленную и длительную кольматацию, укрепление неустойчивых глинистых сланцев и аргиллитов, а также снижение прихватоопасности в высокопроницаемых терригенных породах.
Заявляемый технический результат обеспечивается за счет синергетического эффекта компонентов состава в их совокупности, и не может быть обеспечен составляющими его реагентами по отдельности.
На фиг.1 представлена таблица, отражающая примеры составов, приготовленных по вариантам заявляемой группы изобретений.
На фиг.2 представлена таблица, отражающая эксплуатационные характеристики составов по заявляемой группе изобретений.
Для приготовления первого и второго вариантов заявляемого состава используют компоненты, приведенные в таблице 1.
Заявляемая адгезионная кольматирующая добавка как по первому, так и по второму вариантам готовится следующим способом. В воду вводят полидадмах до его полного растворения и гомогенизации. Затем при постоянном перемешивании небольшими порциями всыпают микрокольматант. Состав перемешивают до получения гомогенной смеси. Минимальное количество добавляемой воды должно обеспечивать полную растворимость полидадмаха, максимальное количество ограничено желаемой консистенцией добавки. Подготовленная таким образом добавка может вводиться непосредственно в буровой раствор.
Осуществление технического результата как для первого, так и второго вариантов заявляемого состава подтверждено проведенными исследованиями.
Для этого в качестве модели терригенной породы использовали образцы-таблетки спрессованного глинопорошка, которые наполовину погружали в водный солевой раствор, имитирующий дисперсионную среду бурового раствора, содержащий разные составы добавки, или содержащий только отдельные компоненты добавки, или не содержащий добавку вообще (Фиг.1). Погружаемые образцы удерживались зафиксированным на штативе пинцетом с торца верхней не погруженной в жидкость части. В качестве количественного показателя фиксировали время пропитки образца таблетки до границы с пинцетом. Выбор количественного показателя обусловлен следующим: чем эффективнее заявляемая добавка закупоривает поры и каналы, по которым водная фаза бурового раствора проникает внутрь образца, тем больше времени потребуется для его пропитки. Для сравнения оценивали время пропитки образца в растворе, не содержащем заявляемой добавки, или содержащем только отдельные компоненты добавки в концентрации, соответствующей концентрации данного компонента в заявляемой добавке.
Результаты проведенных исследований отражены в таблице на фиг.2.
Из полученных результатов видно, что все варианты заявляемой добавки увеличивают время пропитки образцов. При этом эффективность такого действия при использовании заявляемой добавки выше по сравнению с использованием отдельных компонентов добавки, что указывает на синергетический эффект.
Так, присутствие в растворе одного полидадмаха не увеличивает время пропитки образца. Присутствие в растворе только гидрофильного микрокольматанта, например, сульфированного асфальта также не увеличивает время пропитки образца. Однако при вводе в раствор заявляемой добавки, содержащей в том же количестве полидадмах и гидрофильный микрокольматант, время пропитки образца увеличивается. Синергетическое действие компонентов варианта 2 заявляемой добавки иллюстрируется также тем, что гидрофобный микрокольматант ввиду своей несмачиваемости не способен солюбилизироваться в водной среде. Полидадмах в данном случае выступает в роли солюбилизатора, обеспечивая смешиваемость гидрофобного микрокольматанта и водной среды.
Кроме того, эффективность кольматации дополнительно оценивали по влиянию проникновения фильтрата в образец на целостность образца. Для этого оценивали характер разрушения видимой непогруженной в жидкость части образца в результате пропитки и способность сохранять фиксированное состояние в удерживающем устройстве. Результаты исследования отражены в таблице на фиг.2. Из полученных результатов видно, что при одном и том же времени выдержки, в течение 6 минут, образцы, погруженные в раствор с заявляемой добавкой, преимущественно сохранили целостность, продолжая удерживаться в фиксирующем устройстве. Образцы, погруженные в раствор, содержащий только отдельные компоненты формулы или раствор, не содержащий таковых вообще, подверглись масштабному разрушению и полному обваливанию из удерживающего устройства.
Проведенные исследования показали повышение эффективности кольматации, которая выражается в увеличении времени пропитки образцов терригенной породы и повышении их устойчивости.
Таким образом, заявляемая группа изобретений позволяет повысить эффективность кольматации неустойчивых глинистых и высокопроницаемых терригенных пород.
Claims (6)
1. Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора, содержащая адгезионный компонент и микрокольматант, отличающаяся тем, что в качестве адгезионного компонента содержит полидадмах, в качестве микрокольматанта – гидрофильный микрокольматант, а также содержит воду при следующем соотношении компонентов, мас.%
2. Адгезионная кольматирующая добавка по п.1, отличающаяся тем, что в качестве гидрофильного микрокольматанта содержит диоксид кремния, или алюмосиликаты щелочных и щелочноземельных металлов, или сульфированный асфальт, или карбонат кальция, или карбонат магния, или их смеси.
3. Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора, содержащая адгезионный компонент и микрокольматант, отличающаяся тем, что в качестве адгезионного компонента содержит полидадмах, а в качестве микрокольматанта – гидрофобный микрокольматант, а также воду при следующем соотношении компонентов, мас.%
4. Адгезионная кольматирующая добавка по п.3, отличающаяся тем, что в качестве гидрофобного микрокольматанта содержит гидрофобный диоксид кремния, или гидрофобные алюмосиликаты щелочных и щелочноземельных металлов, или гидрофобный карбонат кальция, или гидрофобный карбонат магния, или битум, или сажу, или графит, или их смеси.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132083A RU2691795C1 (ru) | 2018-09-07 | 2018-09-07 | Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132083A RU2691795C1 (ru) | 2018-09-07 | 2018-09-07 | Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2691795C1 true RU2691795C1 (ru) | 2019-06-18 |
Family
ID=66947566
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018132083A RU2691795C1 (ru) | 2018-09-07 | 2018-09-07 | Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2691795C1 (ru) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1129215A1 (ru) * | 1983-02-28 | 1984-12-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор |
| SU1139740A1 (ru) * | 1983-07-26 | 1985-02-15 | Ухтинский индустриальный институт | Адгезионный кольматант дл минерализованных буровых растворов |
| SU1433964A1 (ru) * | 1986-07-07 | 1988-10-30 | Ухтинский индустриальный институт | Способ адгезионной кольматации стенок скважины |
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2492208C2 (ru) * | 2011-10-24 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Катионноингибирующий буровой раствор |
| RU2533478C1 (ru) * | 2013-07-19 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Катионноингибирующий буровой раствор |
| RU2534286C1 (ru) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор для заканчивания, освоения и капитального ремонта скважин в терригенных коллекторах |
| RU2655267C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-05-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Катионный буровой раствор |
-
2018
- 2018-09-07 RU RU2018132083A patent/RU2691795C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1129215A1 (ru) * | 1983-02-28 | 1984-12-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор |
| SU1139740A1 (ru) * | 1983-07-26 | 1985-02-15 | Ухтинский индустриальный институт | Адгезионный кольматант дл минерализованных буровых растворов |
| SU1433964A1 (ru) * | 1986-07-07 | 1988-10-30 | Ухтинский индустриальный институт | Способ адгезионной кольматации стенок скважины |
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2492208C2 (ru) * | 2011-10-24 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Катионноингибирующий буровой раствор |
| RU2533478C1 (ru) * | 2013-07-19 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Катионноингибирующий буровой раствор |
| RU2534286C1 (ru) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор для заканчивания, освоения и капитального ремонта скважин в терригенных коллекторах |
| RU2655267C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-05-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Катионный буровой раствор |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ГАЙДАРОВ М. М-Р. Исследование и разработка буровых растворов для проводки скважин в глинистых и солевых отложениях. Авто диссертации на соискание ученой степени дтн, Санк-Петербург, 2010, 40 с. * |
| ГАЙДАРОВ М. М-Р. Исследование и разработка буровых растворов для проводки скважин в глинистых и солевых отложениях. Автореферат диссертации на соискание ученой степени дтн, Санк-Петербург, 2010, 40 с. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2846045C (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same | |
| CA3080924C (en) | Using brine resistant silicon dioxide nanoparticle dispersions to improve oil recovery | |
| US8946130B2 (en) | Methods for increase gas production and load recovery | |
| US10494565B2 (en) | Well service fluid composition and method of using microemulsions as flowback aids | |
| US10815421B2 (en) | Flow back aids | |
| EA004514B1 (ru) | Состав жидкости для обработки скважин и способ гидравлического разрыва угольного пласта | |
| Blinov et al. | Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| BRPI0514825B1 (pt) | Método de remoção de emulsão invertida de água-em-óleo e partículas de crosta de lodo a partir de um furo de poço de reservatório de hidrocarboneto | |
| AU2014411439B2 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| US10435620B2 (en) | Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods | |
| US2667224A (en) | Well completion process | |
| CA3095506A1 (en) | Multi-functional surfactant solution for improving hydrocarbon recovery | |
| WO2020101644A1 (en) | Methods and compositions for hydrocarbon recovery | |
| US20130228333A1 (en) | Wellbore Servicing Compositions and Methods of Making and Using Same | |
| US20030083206A1 (en) | Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers | |
| RU2691795C1 (ru) | Адгезионная кольматирующая добавка для бурового раствора (варианты) | |
| RU2391378C1 (ru) | Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| Kafashi et al. | EXPERIMENTAL STUDY OF NANOCLAY ABSORBENTS AND ADDITIVES’EFFECTS ON MODIFICATION OF RHEOLOGICAL PROPERTIES OF DRILLING FLUIDS IN POROUS MEDIA USING GLASS MICROMODEL | |
| CN103450861B (zh) | 一种低压油藏储层保护钻井液 | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2333233C1 (ru) | Жидкость для глушения и перфорации скважин | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| US20220033702A1 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2616634C1 (ru) | Полимерторфощелочной буровой раствор |