RU2695201C1 - Drill mud for primary opening of productive formation - Google Patents
Drill mud for primary opening of productive formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2695201C1 RU2695201C1 RU2018142173A RU2018142173A RU2695201C1 RU 2695201 C1 RU2695201 C1 RU 2695201C1 RU 2018142173 A RU2018142173 A RU 2018142173A RU 2018142173 A RU2018142173 A RU 2018142173A RU 2695201 C1 RU2695201 C1 RU 2695201C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- carbonate
- water
- sodium
- bactericide
- Prior art date
Links
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
Abstract
Description
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин.The invention relates to water-based drilling fluids and may find application in the construction of oil and gas wells.
Строительство скважины считается одной из сложных инженерно-технических сооружений, важной составной частью которой является вскрытие продуктивного горизонта, от качества вскрытия которого зависит весь последующий срок службы скважины. До недавнего времени вскрытие продуктивного объекта технологически мало отличалось от разбуривания вышележащих пород, и в основе разработки технологической программы оставались технико-экономические вопросы - без осложнений и как можно быстрее пройти коллектор. Обращалось внимание на возможность возникновения газопроявлений, в связи с чем предпринимались предупредительные мероприятия.Well construction is considered one of the complex engineering structures, an important component of which is opening a productive horizon, the entire subsequent life of the well depends on the quality of opening. Until recently, the opening of a productive facility was technologically not much different from drilling overlying rocks, and the development of the technological program remained techno-economic issues - without complications and as quickly as possible to pass the collector. Attention was drawn to the possibility of gas occurrences, in connection with which preventive measures were taken.
Кроме того, все чаще и чаще поднималась проблема сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта после его бурения. Предложено большое количество рецептур буровых растворов и растворов (жидкостей), используемых при перфорации. Тем не менее, сохранность продуктивного пласта - задача более глубокая и сложная и не ограничивается подбором специальных буровых растворов.In addition, the problem of maintaining the natural permeability of the productive formation after drilling was raised more and more often. A large number of formulations of drilling fluids and fluids (fluids) used in perforation have been proposed. Nevertheless, the preservation of the reservoir is a deeper and more complex task and is not limited to the selection of special drilling fluids.
Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений во многом определяется состоянием призабойной зоны скважины в период заканчивания.The effectiveness of the development of oil and gas fields is largely determined by the state of the bottom-hole zone of the well during the completion period.
В результате физико-химического и механического воздействия при заканчивании скважин изменяются коллекторские свойства пород в призабойной зоне, обусловленные взаимодействием флюида пласта и фильтрата бурового и цементного растворов, а также действием адсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил.As a result of physico-chemical and mechanical effects during well completion, the reservoir properties of the rocks in the near-wellbore zone change due to the interaction of the formation fluid and the filtrate of the drilling and cement solutions, as well as the effect of adsorption, capillary and diffusion-osmotic forces.
Для достижения более полного сохранения естественной фильтрационной характеристики пласта в процессе его вскрытия бурением особое внимание необходимо уделять фильтрационным и кольматационным характеристикам бурового раствора (промывочной жидкости).To achieve a more complete preservation of the natural filtration characteristics of the formation during its opening by drilling, special attention should be paid to the filtration and colmatization characteristics of the drilling fluid (flushing fluid).
Известен буровой раствор на синтетической основе, включающий воду, многоатомный спирт, биополимер, формиат натрия или ацетат натрия, анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, бактерицид и дисперсный мел. (см патент RU №2445336 С1 от 20.03.2012). Техническим результатом является сохранение реологических и фильтрационных параметров раствора в температурных условиях от 60° до 150°С.Known synthetic-based drilling fluid, including water, polyhydric alcohol, biopolymer, sodium formate or sodium acetate, anionic emulsion ROSFLOK PV, bactericide and dispersed chalk. (see patent RU No. 2445336 C1 of 03.20.2012). The technical result is the preservation of the rheological and filtration parameters of the solution in temperature conditions from 60 ° to 150 ° C.
Недостатком известного состава является низкая ингибирующая способность по отношению к глинам.A disadvantage of the known composition is the low inhibitory ability with respect to clays.
Известен буровой раствор (варианты) (см. патент RU 2298575 С1 от 10.05.2007), включающий по первому варианту - глину, понизитель фильтрации, фосфоновый комплексон, органосиликонат щелочного металла, суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля, бактерицид, вода; по второму -глину, понизитель фильтрации, комплексный реагент КР-03 - водный раствор продукта взаимодействия фосфонового комплексона и алюмометилсиликоната натрия, суперконцентрат полиэфирный - смесь полиалкиленгликолей и моноалкилового эфира полипропиленгликоля, бактерицид, вода. Дополнительно буровой раствор может содержать смазочную добавку и утяжелитель.A well-known drilling fluid (options) (see patent RU 2298575 C1 of 05/10/2007), including, according to the first embodiment, clay, a filter reducing agent, phosphonic complexone, alkali metal organosiliconate, polyester superconcentrate - a mixture of polyalkylene glycols and polypropylene glycol monoalkyl ether, bactericide, water; for the second, clay, a filtration reducer, a complex reagent КР-03 - an aqueous solution of the product of the interaction of phosphonic complexone and sodium aluminomethylsiliconate, polyester superconcentrate - a mixture of polyalkylene glycols and polypropylene glycol monoalkyl ether, bactericide, water. Additionally, the drilling fluid may contain a lubricant and a weighting agent.
Недостатком известного бурового раствора является наличие глины в рецептуре бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов, ввод которой в состав раствора запрещен во многих компаниях.A disadvantage of the known drilling fluid is the presence of clay in the drilling fluid formulation for opening productive formations, the entry of which into the composition of the solution is prohibited in many companies.
Известен полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С (см. патент RU 2648379 С1 от 26.03.2018), содержащий каустическую или кальцинированную соду, хлорид натрия, хлорид калия, бишофит, акриловый полимер, карбоксиметилцеллюлозу, биополимерный реагент ксантанового типа, карбонатный кольматант, смазочную добавку, представляющую собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ, пеногаситель, воду.Known polysalt biopolymer drilling fluid POLI-S (see patent RU 2648379 C1 dated 03/26/2018) containing caustic or calcined soda, sodium chloride, potassium chloride, bischofite, acrylic polymer, carboxymethyl cellulose, biopolymer reagent xanthan type, carbonate colmatant, lubricating additive, lubricant carbonate , which is a composition of triglycerides, glycols and nonionic surfactants, antifoam, water.
Недостатком известного бурового раствора является достаточно высокая плотность раствор, не позволяющая использовать данный тип раствора при требуемых плотностях в посаженных пластах менее 1,10 г/см3. При этом указанный буровой раствор не имеет в своем составе добавки для снижения межфазного натяжения.A disadvantage of the known drilling fluid is a sufficiently high density of the fluid, which does not allow the use of this type of fluid at the required densities in the planted formations less than 1.10 g / cm 3 . Moreover, the specified drilling fluid does not include additives to reduce interfacial tension.
Также известен буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин (см. RU 2601635 С1 от 10.11.2016), содержащий биополимер ксантанового типа марки xanthan gum FCC IV, модифицированный крахмал марки МК-Ф1 или МК-Б, кальцинированную и/или каустическую соду, карбонат кальция, хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия, поверхностно-активное вещество ОП-10, воду.Also known is a polymer-based drilling fluid for well construction (see RU 2601635 C1 dated 11/10/2016) containing xanthan gum FCC IV brand xanthan type biopolymer, modified MK-F1 or MK-B starch, calcined and / or caustic soda, calcium carbonate, potassium chloride or potassium carbonate, or sodium formate, or sodium chloride, surfactant OP-10, water.
Недостатком известного бурового раствора является относительно высокое значение фильтратоотдачи (от 3,6 до 6,9 см3 за 30 минут).A disadvantage of the known drilling fluid is the relatively high filtrate yield (from 3.6 to 6.9 cm 3 in 30 minutes).
Наиболее близким по своей сущности и достигаемому техническому результату является буровой раствор (см. патент RU 2661172 С2 от 12.07.2018), включающий биополимер Xanthan Petro, крахмал модифицированный, окись магния, жидкий гидрофобизатор - реагент Petro Safe, алюмокалиевые квасцы и вода. При необходимости буровой раствор может дополнительно содержать по крайней мере один компонент из группы, включающей бактерицид, мраморную крошку или барит, гидроокись натрия, полигликоль, смазывающую добавку.The closest in essence and the technical result achieved is drilling mud (see patent RU 2661172 C2 dated 07/12/2018), including Xanthan Petro biopolymer, modified starch, magnesium oxide, liquid hydrophobizing agent - Petro Safe reagent, alum potassium alum and water. If necessary, the drilling fluid may additionally contain at least one component from the group comprising a bactericide, marble chips or barite, sodium hydroxide, polyglycol, a lubricating additive.
Недостатком известного бурового раствора является относительно высокое значение межфазного натяжения на границе раздела фаз фильтрата бурового раствора и керосина (более 9 мДж/м2) и показателя фильтратоотдачи (от 2,9 до 5,5 см3 за 30 минут).A disadvantage of the known drilling fluid is the relatively high value of interfacial tension at the interface of the filtrate of the drilling fluid and kerosene (more than 9 mJ / m 2 ) and the filtrate recovery rate (from 2.9 to 5.5 cm 3 in 30 minutes).
Задачей изобретения является создание бурового раствора, обеспечивающего максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и восстановление его проницаемости по нефти и газу до потенциально возможных значений с сохранением их в течение времени.The objective of the invention is to create a drilling fluid that provides the maximum preservation of the reservoir properties of the reservoir and the restoration of its permeability in oil and gas to potential values while maintaining them over time.
Технический результат, достигаемый при осуществлении заявленного изобретения, заключается в повышении дебита нефтедобычи за счет снижения межфазного натяжения на границе нефть-фильтрат бурового раствора и улучшения тем самым фазовой проницаемости для нефти.The technical result achieved by the implementation of the claimed invention is to increase the oil production rate by reducing interfacial tension at the oil-filtrate boundary of the drilling fluid and thereby improving phase permeability to oil.
Поставленная задача и указанный технический результат достигается тем, что получают буровой раствор, содержащий биополимер ксантанового типа, модифицированный крахмал, смесь низкомолекулярных гликолей (ингибитор глин), полиэтиленгликоль (ингибитор глин), смесь полиалкиленгликоля и моноакрилового эфира полипропиленгликоля (ПАВ), композиционный неионогенный ПАВ, хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия, кальцинированную и/или каустическую соду, карбонатный кольматант, смазочную добавку, пеногаситель и бактерицид, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The task and the technical result is achieved by the fact that get a drilling fluid containing a xanthan type biopolymer, modified starch, a mixture of low molecular weight glycols (clay inhibitor), polyethylene glycol (clay inhibitor), a mixture of polyalkylene glycol and monoacrylic ester of polypropylene glycol (surfactant), composite non-ionic P, nonionic P potassium chloride or potassium carbonate, or sodium formate, or sodium chloride, soda ash and / or caustic soda, carbonate colmatant, lubricating additive, antifoam and ba keritsid, in the following ratio of components, wt.%:
Для приготовления заявленного бурового раствора используют следующие материалы.The following materials are used to prepare the claimed drilling fluid.
Ксантановый биополимер, например, марки Гаммаксан. Используют в качестве структурообразователя и понизителя фильтрации. Молекулы ксантана адсорбируют воду с образованием трехмерной сетки из двойных спиралей ксантана, по структуре близкой с гелем, но отличающейся меньшей вязкостью, что позволяет снизить фильтрацию в продуктивный пласт и обеспечить высокую выносящую способность раствора. Разветвленная пространственная структура цепи полимера ксантана обеспечивает снижение фильтрации жидкости в продуктивный пласт. Ксантан формирует токситропные, густые неньютоновские растворы. Его растворы проявляют следующие свойства: высокую вязкость при низкой концентрации и скорости сдвига; устойчивость к влиянию ферментов, солей, кислот, оснований; устойчивость к изменениям ионной силы, температуры; постоянную высокую вязкость в широком диапазоне рН от 2 до 12; высокий модуль упругости.Xanthan biopolymer, for example, Gammaxan brand. Used as a structurant and a filtration reducer. Xanthan molecules adsorb water with the formation of a three-dimensional network of xanthan double helix, similar in structure to the gel, but with a lower viscosity, which allows to reduce filtration into the reservoir and to provide high solution endurance. The branched spatial structure of the xanthan polymer chain provides a reduction in the filtration of fluid into the reservoir. Xanthan forms toxitropic, thick non-Newtonian solutions. Its solutions exhibit the following properties: high viscosity at low concentration and shear rate; resistance to the influence of enzymes, salts, acids, bases; resistance to changes in ionic strength, temperature; constant high viscosity in a wide pH range from 2 to 12; high modulus of elasticity.
Модифицированный крахмал. Используют для снижения водоотдачи промывочного раствора. Реагент является биоразлагаемым, что обеспечивает естественное разложение полимерной структуры через определенный период времени. Биологическое разложение крахмала происходит за 2-7 суток в зависимости от рН среды, температуры и обработки раствора бактерицидами. Данная особенность облегчает вытеснение фильтрата бурового промывочного раствора из пласта-коллектора и способствует быстрому восстановлению продуктивности пласта. Модифицированный крахмал успешно работает как в пресной, так и в минерализованной воде. Важным свойством модифицированного крахмала является его высокая устойчивость к моно- и поливалентной солевой агрессии.Modified starch. Used to reduce the loss of water from the wash solution. The reagent is biodegradable, which ensures the natural decomposition of the polymer structure after a certain period of time. The biological decomposition of starch occurs in 2-7 days, depending on the pH of the medium, temperature and treatment of the solution with bactericides. This feature facilitates the displacement of the drilling fluid filtrate from the reservoir and contributes to the rapid restoration of reservoir productivity. Modified starch works successfully in both fresh and mineralized water. An important property of modified starch is its high resistance to mono- and polyvalent salt aggression.
Ингибитор глин. Ингибитор глин на основе низкомолекулярных гликолей эффективно подавляет процессы гидратации и набухания глинистых частиц, вызывает электростатическую нейтрализацию глинистых частиц, способствует коагуляции частиц шлама, облегчая его отделение на системе очистки, снижая наработку глины в растворе.Clay Inhibitor. Clay inhibitor based on low molecular weight glycols effectively suppresses hydration and swelling of clay particles, causes electrostatic neutralization of clay particles, promotes coagulation of sludge particles, facilitating its separation on the cleaning system, reducing clay production in solution.
Композиция простых эфиров полиалкиленгликолей эффективно снижает поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора, способствуя сохранению фильтрационных свойств продуктивных коллекторов. Повышает ингибирующие свойства бурового раствора за счет подавления процессов набухания глинистых частиц. Не вызывает пенообразования.The polyalkylene glycol ethers composition effectively reduces the surface tension of the mud filtrate, helping to maintain the filtration properties of productive reservoirs. Increases the inhibitory properties of the drilling fluid by inhibiting the swelling of clay particles. Does not cause foaming.
Композиционный неионогенный ПАВ способствует уменьшению поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - пластовая нефть и способствуют качественному первичному вскрытию.Composite nonionic surfactant helps to reduce surface tension at the boundary of the mud filtrate - reservoir oil and contribute to high-quality primary drilling.
Сода, каустическая и кальцинированная. Введение каустической и/или кальцинированной соды обеспечивает рН воды на уровне 8-10, за счет чего полимерные реагенты бурового раствора работают наиболее эффективно. Помимо создания щелочной среды она эффективно снижает жесткость воды, что улучшает гидратацию полимера.Soda, caustic and calcined. The introduction of caustic and / or soda ash provides a water pH of 8-10, due to which the polymeric drilling fluid reagents work most efficiently. In addition to creating an alkaline environment, it effectively reduces the hardness of water, which improves the hydration of the polymer.
Хлорид калия или углекислый калий, или формиат натрия, или хлорид натрия. Применяется в качестве ингибитора набухания глинистых минералов.Potassium chloride or potassium carbonate, or sodium formate, or sodium chloride. It is used as an inhibitor of clay mineral swelling.
Карбонатный кальмотант, в качестве которого используют, например, мраморную крошку. Мраморная крошка (универсальный мраморный состав УМС) является наполнителем и утяжелителем. Предназначена для повышения плотности буровых растворов. Она участвует в создании непроницаемых фильтрационных корок, которые изолируют поровые каналы в пластах открытого ствола скважины, обеспечивая защиту продуктивных коллекторов от загрязнения в процессе прокачивания различного рода технологических растворов и жидкостей при бурении, вскрытии пластов, глушении, консервации.Carbonate Kalmotant, which is used, for example, marble chips. Marble chips (universal marble composition UMS) is a filler and weighting agent. Designed to increase the density of drilling fluids. She is involved in the creation of impermeable filter cake, which isolate the pore channels in the open hole strata, protecting productive reservoirs from contamination during pumping of various kinds of technological solutions and liquids during drilling, opening, stratification, and preservation.
Смазочная добавка. Введение смазочной добавки, представляющей собой композицию на основе растительных масел и производных жирных кислот, снижает внутрискважинные силы трения, уменьшает прихватоопасные ситуации при проводке вертикальных и наклонно направленных скважин, обладает противосальниковым эффектом.Lubricant additive. The introduction of a lubricant additive, which is a composition based on vegetable oils and derivatives of fatty acids, reduces the downhole friction forces, reduces tacky situations when drilling vertical and directional wells, and has an anti-gland effect.
Пеногаситель. В качестве пеногасителя применяют, например, смесь на основе полиолов. Используют для устранения и предотвращения образования объемной и поверхностной пены во всех типах буровых растворов на водной основеAntifoam. As the antifoam used, for example, a mixture based on polyols. Used to eliminate and prevent the formation of bulk and surface foam in all types of water-based drilling fluids
Бактерицид. Используют для предотвращения бактериального заражения буровых растворов на водной основе, содержащих биополимеры.Bactericide. Used to prevent bacterial contamination of water-based drilling fluids containing biopolymers.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет совместного использования следующих компонентов:The achievement of the specified technical result is ensured by the joint use of the following components:
- Добавление в качестве ПАВ композиции простых эфиров полиалкиленгликолей позволяет снизить межфазное натяжение и снизить набухаемость глинистых частиц в продуктивном коллекторе. За счет этого сохраняется номинальный размер пор и соответственно увеличивается нефтеотдача.- The addition of polyalkylene glycol ethers as a surfactant makes it possible to reduce interfacial tension and to reduce the swelling of clay particles in the reservoir. Due to this, the nominal pore size is preserved and, accordingly, oil recovery increases.
- Добавление композиционных неионогенных ПАВ снижает межфазное натяжение на границе нефть-фильтрат бурового раствора, осуществляет модифицикацию поверхности пор, что позволяет обеспечить хороший приток нефти из пласта.- The addition of composite non-ionic surfactants reduces interfacial tension at the oil-filtrate boundary of the drilling fluid, modifies the surface of the pores, which ensures a good flow of oil from the reservoir.
- Добавление высокомолекулярного полиэтиленгликоля дополнительно усиливает ингибирующий эффект, снижает фильтратоотдачу в пласт, а также дополнительно обладает смазывающим эффектом.- The addition of high molecular weight polyethylene glycol additionally enhances the inhibitory effect, reduces the filtration rate in the reservoir, and also additionally has a lubricating effect.
Кроме того, комплексное воздействие перечисленных выше реагентов значительно усиливает и дополняет действие ингибитора глин на основе смеси низкомолекулярных гликолей, предотвращающего набухание и диспергирование частиц глинистого шлама в порах.In addition, the complex effect of the above reagents significantly enhances and complements the action of a clay inhibitor based on a mixture of low molecular weight glycols, which prevents the swelling and dispersion of clay sludge particles in the pores.
Способ получения бурового раствора осуществляют следующим наиболее предпочтительным образом.A method of obtaining a drilling fluid is carried out in the following most preferred manner.
Раствор приготавливают путем поочередного введения и смешивания компонентов до полного растворения. В Таблице 1 представлены варианты рецептур заявляемого бурового раствора.The solution is prepared by alternately introducing and mixing the components until completely dissolved. Table 1 presents the formulation options of the inventive drilling fluid.
Результаты испытанийTest results
В ходе лабораторных исследований определялись следующие свойства предлагаемых буровых растворов: условная вязкость (по вискозиметру Марша), пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига (ДНС), статическое напряжение сдвига (СНС), показатель фильтрации, коэффициент трения (Ктр), межфазное натяжение (σ). Результаты испытаний приведены в таблице 2.In the course of laboratory studies, the following properties of the proposed drilling fluids were determined: conditional viscosity (according to the Marsh viscometer), plastic viscosity, dynamic shear stress (BPS), static shear stress (SSS), filtration coefficient, friction coefficient (K tr ), interfacial tension (σ ) The test results are shown in table 2.
Таким образом, исходя из представленных результатов в таблице 2, можно сделать вывод, что низкие значения показателя фильтрации, достигающиеся за счет синергетического эффекта от использования в составе заявляемого бурового раствора понизителей фильтратоотдачи (модифицированного крахмала) и ряда ингибиторов (композиция полиэтиленгликолей и простых эфиров полиалкиленгликолей), позволяют уменьшить повреждающее воздействие фильтрата бурового раствора на продуктивный пласт, снизить глубину проникновения фильтрата в пласт и облегчить тем самым вызов притока пластовых флюидов.Thus, based on the presented results in table 2, we can conclude that low values of the filtration rate, achieved due to the synergistic effect of the use of the filtrate recovery agents (modified starch) and a number of inhibitors (composition of polyethylene glycols and ethers of polyalkylene glycols) in the inventive drilling fluid , reduce the damaging effect of the mud filtrate on the reservoir, reduce the depth of penetration of the filtrate into the reservoir and facilitate it thus challenge the inflow of formation fluids.
Синергетический эффект воздействия ПАВ (неионогенных ПАВ и эфиров полиалкиленгликолей) позволяет добиться низких значений межфазного натяжения на границе фильтрата бурового раствора и углеводородов. Это позволяет достичь эффективного вытеснения фильтрата бурового раствора нефтью из пор продуктивного пласта при вызове притока.The synergistic effect of surfactants (nonionic surfactants and polyalkylene glycol ethers) allows us to achieve low interfacial tension at the boundary of the mud filtrate and hydrocarbons. This allows you to achieve effective displacement of the mud filtrate with oil from the pores of the reservoir when the inflow is caused.
Таким образом, комплексное воздействие двух параметров - фильтратоотдачи и межфазного натяжения - позволяет значительно ослабить негативное воздействие на продуктивный пласт в сравнении с другими буровыми растворами-аналогами на водной основе.Thus, the combined effect of two parameters - filtrate recovery and interfacial tension - can significantly reduce the negative impact on the reservoir in comparison with other water-based drilling mud analogues.
Кроме того, как дополнительным преимуществом заявляемого бурового раствора являются низкие значения коэффициента трения при бурении горизонтальных продуктивных пластов.In addition, as an additional advantage of the inventive drilling fluid are low values of the coefficient of friction when drilling horizontal reservoirs.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018142173A RU2695201C1 (en) | 2018-11-29 | 2018-11-29 | Drill mud for primary opening of productive formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018142173A RU2695201C1 (en) | 2018-11-29 | 2018-11-29 | Drill mud for primary opening of productive formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2695201C1 true RU2695201C1 (en) | 2019-07-22 |
Family
ID=67512156
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018142173A RU2695201C1 (en) | 2018-11-29 | 2018-11-29 | Drill mud for primary opening of productive formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2695201C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753910C1 (en) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for drilling and primary opening of productive layers |
| RU2756264C1 (en) * | 2020-09-29 | 2021-09-28 | Александр Вячеславович Занчаров | Inhibiting biopolymer solution |
| RU2804720C1 (en) * | 2022-11-03 | 2023-10-04 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Biopolymer drilling fluid |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4422947A (en) * | 1980-12-19 | 1983-12-27 | Mayco Wellchem, Inc. | Wellbore fluid |
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2601635C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Polymer-based drilling mud for well construction |
| RU2648379C1 (en) * | 2017-05-22 | 2018-03-26 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Polysalt biopolymer mud flush poly-s |
| RU2655276C1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted mineralized clayless drilling mud |
| RU2661172C2 (en) * | 2015-08-28 | 2018-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" | Drilling mud |
| RU2661955C1 (en) * | 2017-07-03 | 2018-07-23 | Юрий Александрович Кулышев | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
-
2018
- 2018-11-29 RU RU2018142173A patent/RU2695201C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4422947A (en) * | 1980-12-19 | 1983-12-27 | Mayco Wellchem, Inc. | Wellbore fluid |
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2661172C2 (en) * | 2015-08-28 | 2018-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" | Drilling mud |
| RU2601635C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Polymer-based drilling mud for well construction |
| RU2655276C1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted mineralized clayless drilling mud |
| RU2648379C1 (en) * | 2017-05-22 | 2018-03-26 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Polysalt biopolymer mud flush poly-s |
| RU2661955C1 (en) * | 2017-07-03 | 2018-07-23 | Юрий Александрович Кулышев | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КИСТЕР Э.Г. Химическая обработка буровых растворов, Москва, "Недра", 1972, с. 97, 98, 172-189, 202-207, 213-221. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753910C1 (en) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for drilling and primary opening of productive layers |
| RU2756264C1 (en) * | 2020-09-29 | 2021-09-28 | Александр Вячеславович Занчаров | Inhibiting biopolymer solution |
| RU2804720C1 (en) * | 2022-11-03 | 2023-10-04 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Biopolymer drilling fluid |
| RU2806712C1 (en) * | 2023-02-09 | 2023-11-03 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Polymer-stabilized microdispersed drilling composition |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10961426B2 (en) | Development of anti-bit balling fluids | |
| RU2501829C2 (en) | Emulsion-stabilising agents to be used in fluid media for drilling and completion of wells | |
| Fink | Water-based chemicals and technology for drilling, completion, and workover fluids | |
| EP0850287B1 (en) | Glycol based drilling fluid | |
| EP0461584B1 (en) | Non-hydrocarbon invert emulsion for use in well drilling operations | |
| US20070012447A1 (en) | Inverse emulsion polymers as lost circulation material | |
| JP2010529269A (en) | Aqueous fluid for preventing the formation of a W / O emulsion or for decomposing a W / O emulsion already formed in a porous matrix | |
| WO2007041841A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
| MX2011003494A (en) | Fluid system of high pressure and high temperature, which is free of solids and useful for the preformation, finish and repair of oil and gas wells. | |
| EP2331787B1 (en) | Nitrogen-free invert emulsion wellbore fluid | |
| RU2695201C1 (en) | Drill mud for primary opening of productive formation | |
| Deville | Drilling fluids | |
| RU2601635C1 (en) | Polymer-based drilling mud for well construction | |
| RU2648379C1 (en) | Polysalt biopolymer mud flush poly-s | |
| US8298998B2 (en) | Stuck drill pipe additive and method | |
| RU2711436C2 (en) | Compositions and methods for treatment of oil and gas wells | |
| US2799646A (en) | External water phase drilling emulsions and additives therefor | |
| RU2168531C1 (en) | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations | |
| RU2683448C1 (en) | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure | |
| CA2515060C (en) | Stabilized colloidal and colloidal-like systems | |
| WO2022119569A1 (en) | Oil-based fluid loss compositions | |
| RU2804720C1 (en) | Biopolymer drilling fluid | |
| WO2005097937A1 (en) | Stabilized colloidal and colloidal-like systems | |
| RU2602280C1 (en) | Peat alkaline drilling mud for opening producing reservoir | |
| RU2777003C1 (en) | Highly inhibition drilling fluid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191118 Effective date: 20191118 |