RU2738187C1 - Emulsion drilling mud - Google Patents

Emulsion drilling mud Download PDF

Info

Publication number
RU2738187C1
RU2738187C1 RU2020115919A RU2020115919A RU2738187C1 RU 2738187 C1 RU2738187 C1 RU 2738187C1 RU 2020115919 A RU2020115919 A RU 2020115919A RU 2020115919 A RU2020115919 A RU 2020115919A RU 2738187 C1 RU2738187 C1 RU 2738187C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
drilling mud
emulsion drilling
drilling
bentonite
biopolymer
Prior art date
Application number
RU2020115919A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ирина Амировна Четвертнева
Original Assignee
Ирина Амировна Четвертнева
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ирина Амировна Четвертнева filed Critical Ирина Амировна Четвертнева
Priority to RU2020115919A priority Critical patent/RU2738187C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2738187C1 publication Critical patent/RU2738187C1/en

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
    • C09K8/26—Oil-in-water emulsions
    • C09K8/28—Oil-in-water emulsions containing organic additives

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (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)

Abstract

FIELD: oil and gas industry; mining.
SUBSTANCE: invention relates to drilling of oil and gas wells, namely to drilling muds for drilling in complex mining and geological conditions. Emulsion drilling mud contains, wt%: hydrocarbon phase 8-2; polyhydric alcohol - glycol 3-5; modified starch 3-4 as stabilizer; as a rheological properties regulator - biopolymer - xanthan gum 0.3-0.5; magnesium dichloride MgCl2 5-7; potassium chloride KCl 5-7; dichlorated calcium CaCl2 1-3; calcium carbonate CaCO3 5-30; bentonite 1.0-2.5; mineralized or fresh water - balance.
EFFECT: improving inhibiting properties of emulsion drilling mud, preventing swelling of clay rocks, with increasing coefficient of recovery of permeability of productive reservoirs.
1 cl, 3 tbl, 3 ex

Description

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно, к буровым растворам для бурения в сложных горно-геологических условиях.The invention relates to the drilling of oil and gas wells, namely, to drilling fluids for drilling in difficult mining and geological conditions.

Известен гидрофобный эмульсионный буровой раствор (авт.свидетельство SU 1020428, МПК C09K 7/06, опубл. 30.05.1983 г.), содержащий дизельное топливо, минерализованную воду, эмульгатор, бентонитовую глину и утяжелитель.Known hydrophobic emulsion drilling mud (author certificate SU 1020428, IPC C09K 7/06, publ. 05/30/1983), containing diesel fuel, mineralized water, emulsifier, bentonite clay and weighting agent.

Недостатками известного бурового раствора являются наличие в составе загрязняющих продуктивный пласт бентонита и барита, а также недостаточное ингибирование им набухания глин.The disadvantages of the known drilling mud are the presence of bentonite and barite in the composition of the contaminating reservoir, as well as insufficient inhibition of clay swelling.

Известен эмульсионный буровой раствор (авт.свидетельство SU1613475, МПК C09K 7/02, опубл. 15.12.1990 г.), содержащий, мас. %: углеводородную фазу 5,0-15,0; карбонат кальция 6,0-14,5; хлорид железа (III) 5,0-12,0; оксид кальция 1,5-4,5; углеводородорастворимое неионогенное ПАВ (ОП-4, ПМС-200А, ГКЖ-94 М., АФ-4) 0,5-1,5; минерализованную воду - остальное. Он дополнительно может содержать бентонит 1,0-2,5 масс. %.Known emulsion drilling mud (author's certificate SU1613475, IPC C09K 7/02, publ. 15.12.1990), containing, by weight. %: hydrocarbon phase 5.0-15.0; calcium carbonate 6.0-14.5; iron (III) chloride 5.0-12.0; calcium oxide 1.5-4.5; hydrocarbon-soluble non-ionic surfactant (OP-4, PMS-200A, GKZH-94 M., AF-4) 0.5-1.5; mineralized water - the rest. It may additionally contain bentonite 1.0-2.5 mass. %.

Недостатками известного технического решения являются низкая ингибирующая способность, низкий коэффициент восстановления проницаемости коллектора и высокая коррозионная активность из-за содержания в растворе хлорида железа (III).The disadvantages of the known technical solution are low inhibiting ability, low coefficient of recovery of reservoir permeability and high corrosive activity due to the content of iron (III) chloride in the solution.

Известен эмульсионный буровой раствор (патент RU 2114889, МПК C09K 7/02, опубл. 10.07.1998 г.), включающий дисперсионную среду, дисперсную фазу и эмульгатор, содержит в качестве дисперсионной среды водные растворы хлористых солей натрия, железа, магния, алюминия, в качестве дисперсной фазы - отходы очистки масел, в качестве эмульгатора - отходы производства изопропилового спирта со стадии отстоя спирта-сырца и ректификации эпюрата и дополнительно - каустическую соду при следующем соотношении компонентов (в мас. %: отходы очистки масел - 10 - 25, указанные отходы производства изопропилового спирта - 20 - 40, указанные хлористые соли - 5 - 15, каустическая сода - 0,5 - 1,5, вода - остальное.Known emulsion drilling mud (patent RU 2114889, IPC C09K 7/02, publ. 10.07.1998), including a dispersion medium, a dispersed phase and an emulsifier, contains as a dispersion medium aqueous solutions of chloride salts of sodium, iron, magnesium, aluminum, as a dispersed phase - waste of oil purification, as an emulsifier - waste of isopropyl alcohol production from the stage of sedimentation of raw alcohol and rectification of the epuret and additionally - caustic soda with the following ratio of components (in wt%: waste of oil purification - 10 - 25, indicated isopropyl alcohol production wastes - 20 - 40, the indicated chloride salts - 5 - 15, caustic soda - 0.5 - 1.5, water - the rest.

Раствор имеет следующие недостатки: узкий диапазон плотностей, что сужает область применения данного раствора, высокая условная вязкость (вплоть до нетекучей жидкости), что создает проблемы при прокачивании раствора.The solution has the following drawbacks: a narrow range of densities, which narrows the scope of this solution, a high relative viscosity (up to a non-flowing liquid), which creates problems when pumping the solution.

Известен буровой раствор (патент RU 2521259, МПК C09K 8/36, опубл. 27.06.2014 г.), содержащий углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, минеральные соли, стабилизатор и воду, содержит в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активных веществ добавку МУЛЬТИОЛ, в качестве стабилизатора - МУЛЬТИСТАР и ксантановую камедь и дополнительно гидроксид натрия, при следующем соотношении компонентов, мас. %: реагент МУЛЬТИОЛ 8,5-25, стабилизатор МУЛЬТИСТАР 1,5-2,0, ксантановая камедь 0,2-0,5, карбонат кальция 5-20, хлорид магния 4-15, гидроксид натрия 1-2, вода остальное.Known drilling mud (patent RU 2521259, IPC C09K 8/36, publ. 06/27/2014), containing a hydrocarbon phase and surfactants, a weighting agent, mineral salts, a stabilizer and water, contains as a hydrocarbon phase and surfactants substances additive MULTIOL, as a stabilizer - MULTISTAR and xanthan gum and additionally sodium hydroxide, with the following ratio of components, wt. %: reagent MULTIOL 8.5-25, stabilizer MULTISTAR 1.5-2.0, xanthan gum 0.2-0.5, calcium carbonate 5-20, magnesium chloride 4-15, sodium hydroxide 1-2, water the rest ...

Недостатком раствора является использование гидроксида натрия - реагента, способствующего повышению гидратации глинистых минералов.The disadvantage of the solution is the use of sodium hydroxide, a reagent that enhances the hydration of clay minerals.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности является эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, содержит в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl2 и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: углеводородная фаза 10-20, ПАВ комплексного действия ПКД-515 5-7, крахмал ФИТО-РК 3-4, MgCl2 5-10, KCl 3-5, карбонат кальция 5-30, минерализованная вода остальное (патент RU 2213761, МПК C09K 7/06, опубл. 10.10.2003 г.).The closest to the claimed technical essence is an emulsion drilling mud containing a hydrocarbon phase, calcium carbonate, mineral salt, a stabilizer and mineralized water, contains FITO-RK starch as a stabilizer, and magnesium chloride MgCl 2 and potassium chloride KCl as a mineral salt and additionally - surfactant surfactant complex action PKD-515 with the following ratio of ingredients, wt. %: hydrocarbon phase 10-20, surfactant of complex action PKD-515 5-7, starch FITO-RK 3-4, MgCl 2 5-10, KCl 3-5, calcium carbonate 5-30, mineralized water the rest (patent RU 2213761 , IPC C09K 7/06, publ. 10.10.2003).

Недостатком прототипа является недостаточность ингибирования, обусловленная композицией, составленной только из двух минеральных солей, использование ПАВ ПКД-515, приводящего к повышению диспергации глинистых минералов.The disadvantage of the prototype is the lack of inhibition due to the composition made up of only two mineral salts, the use of the PKD-515 surfactant, leading to an increase in the dispersion of clay minerals.

Технической проблемой, решаемой изобретением, является создание бурового раствора, пригодного для бурения в сложных горно-геологических условиях с целью качественного вскрытия продуктивных коллекторов.The technical problem solved by the invention is the creation of a drilling fluid suitable for drilling in difficult mining and geological conditions for the purpose of high-quality penetration of productive reservoirs.

Технический результат - повышение ингибирующих свойств эмульсионного бурового раствора, предотвращающих набухание глинистых пород, с повышением коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов.The technical result is an increase in the inhibiting properties of an emulsion drilling mud, preventing swelling of clay rocks, with an increase in the recovery factor of the permeability of productive reservoirs.

Проблема решается, а технический результат достигается эмульсионным буровым раствором, содержащим углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральные соли - двухлористый магний и хлорид калия, модифицированный крахмал в качестве стабилизатора и минерализованную или пресную воду. В отличие от прототипа раствор дополнительно содержит в качестве регулятора реологических свойств биополимер - ксантановую камедь, а также бентонит, минеральную соль - двухлористый кальций и многоатомный спирт - гликоль в качестве гидрофобизирующей добавки, при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:The problem is solved, and the technical result is achieved by an emulsion drilling fluid containing a hydrocarbon phase, calcium carbonate, mineral salts - magnesium dichloride and potassium chloride, modified starch as a stabilizer and mineralized or fresh water. Unlike the prototype, the solution additionally contains, as a regulator of rheological properties, biopolymer - xanthan gum, as well as bentonite, mineral salt - calcium dichloride and polyhydric alcohol - glycol as a hydrophobizing additive, with the following ratio of ingredients, wt. %:

углеводородная фазаhydrocarbon phase 8-208-20 гликольglycol 3-53-5 крахмалstarch 3-43-4 биополимерbiopolymer 0,3-0,50.3-0.5 MgCl2 MgCl 2 5-75-7 KClKCl 5-75-7 CaCl2 CaCl 2 1-31-3 СаСО3 CaCO 3 5-305-30 бентонитbentonite 1,0-2,51.0-2.5 минерализованная или пресная водаmineralized or fresh water остальное.rest.

Согласно изобретению, используют пресную воду плотностью 1,15-1,20According to the invention, fresh water with a density of 1.15-1.20

г/см3.g / cm 3 .

Технический результат достигается следующим.The technical result is achieved as follows.

Ингибирующее действие минерализованной воды на набухание глин общеизвестно, поскольку растворы электролитов снижают электрокинетический потенциал двойного электрического слоя (ДЭС), создаваемого на границе глина-вода.The inhibitory effect of saline water on the swelling of clays is well known, since electrolyte solutions reduce the electrokinetic potential of the double electric layer (DES) created at the clay-water interface.

Углеводородная фаза обеспечивает создание лиофильных слоев, что препятствует гидратации, связанной с проникновением воды в межплоскостное пространство глинистых минералов.The hydrocarbon phase provides the formation of lyophilic layers, which prevents hydration associated with the penetration of water into the interplanar space of clay minerals.

Гликоли, как многоатомные спирты, обуславливают гидрофобизирующую способность фильтрата бурового раствора.Glycols, like polyhydric alcohols, determine the hydrophobizing ability of the mud filtrate.

Крахмал, как модифицированная форма природного полисахарида, обеспечивает ингибирование за счет стабилизирующего воздействия на буровой раствор.Starch, as a modified form of a natural polysaccharide, provides inhibition by stabilizing the drilling fluid.

Биополимер ксантанового типа является компонентом, обеспечивающим псевдопластические свойства, способствующие проявлению ингибирующих свойств.The xanthan type biopolymer is a component that provides pseudoplastic properties that contribute to the manifestation of inhibitory properties.

Комплекс солей - это раствор электролитов, который обеспечивает ингибирование за счет регуляции электростатических свойств на поверхности вода-глина.A salt complex is an electrolyte solution that provides inhibition by regulating the electrostatic properties at the water-clay surface.

Вышеуказанные свойства компонентов раствора ведут к повышению ингибирующих свойств эмульсионного бурового раствора, предотвращающих набухание глинистых пород, с повышением коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов.The above properties of the components of the solution lead to an increase in the inhibiting properties of the emulsion drilling mud, preventing swelling of clay rocks, with an increase in the recovery factor of the permeability of productive reservoirs.

Количественное соотношение компонентов подбиралось опытным путем, исходя из целей достижения технического результата.The quantitative ratio of the components was selected empirically, based on the goals of achieving the technical result.

Из уровня техники не известен эмульсионный буровой раствор, содержащий совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном качественном и количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого изобретения.From the prior art is not known emulsion drilling fluid containing a combination of the above ingredients in the proposed qualitative and quantitative ratio, which allows us to conclude that the claimed invention is new.

Заявляемый буровой раствор получают следующим образом: пресная техническая вода или пластовая (минерализованная) вода, находящаяся в блоке приготовления раствора (БПР), смешивается с помощью гидросмесительной воронки с комплексом минеральных солей, стабилизирующей основой (крахмалом, биополимерным реагентом), нефтью, гидрофобизирующей добавкой (многоатомные спирты), бентонитом. Нагревание необходимо в зимнее время года.The inventive drilling mud is obtained as follows: fresh industrial water or formation (saline) water located in the mud preparation block (BDM) is mixed using a hydraulic mixing funnel with a complex of mineral salts, a stabilizing base (starch, biopolymer reagent), oil, a hydrophobizing additive ( polyhydric alcohols), bentonite. Heating is necessary during the winter season.

Сущность изобретения поясняется примерами конкретного выполнения эмульсионного бурового раствора.The essence of the invention is illustrated by examples of a specific implementation of the emulsion drilling mud.

Пример 1. Компоненты в мас. %:Example 1. Components in wt. %:

девонская нефть Абдуловского месторожденияDevonian oil of the Abdulovskoye field в качестве углеводородной фазыas a hydrocarbon phase 15,015.0 многоатомный спирт «Гликойл» (ООО «Меррико»)polyhydric alcohol "Glykoil" (LLC "Merrico") 4,04.0 крахмал КМК (ЗАО «Полицелл»)starch KMK (JSC Policell) 3,53.5 биополимер «Гаммаксан» (ООО «Меррико»)biopolymer "Gammaxan" (LLC "Merrico") 0,40,4 MgCl2 MgCl 2 6,06.0 KClKCl 6,06.0 CaCl2 CaCl 2 2,02.0 СаСО3 CaCO 3 20,020.0 бентонит ПБМА ЗАО «Полицелл»bentonite PBMA CJSC Policell 1,51.5 пластовая вода с плотностью 1,18 г/см3 formation water with a density of 1.18 g / cm 3 в качестве минерализованной водыas mineralized water 41,6.41.6.

Пример 2.Example 2.

девонская нефть Шкаповского месторожденияDevonian oil of the Shkapovskoye field в качестве углеводородной фазыas a hydrocarbon phase 8,08.0 многоатомный спирт «Полиэколь» (ЗАО Полицелл»)polyhydric alcohol "Polyecol" (JSC Policell) 3,03.0 крахмал Амилор (ООО «Меррико»)starch Amilor (LLC "Merrico") 3,03.0 биополимер «Биоксан» (ЗАО «Полицелл»)biopolymer "Bioxan" (CJSC "Policell") 0,30.3 MgCl2 MgCl 2 5,05.0 KClKCl 5,05.0 CaCl2 CaCl 2 1,01.0 СаСО3 CaCO 3 5,05.0 бентонит ПБМБ (ЗАО «Полицелл»)bentonite PBMB (JSC "Policell") 1,01.0 пластовая вода с плотностью 1,19 г/см3 в качествеformation water with a density of 1.19 g / cm 3 as минерализованной водыmineralized water 68,7.68.7.

Пример 3.Example 3.

девонская нефть Тузлукушевского месторожденияDevonian oil of the Tuzlukushevskoye field в качестве углеводородной фазыas a hydrocarbon phase 20,020.0 гликоль «Полиэколь» (ЗАО «Полицелл»)glycol "Polyecol" (CJSC "Policell") 5,05.0 крахмал «Поли КР-К» (ЗАО «Полицелл»)starch "Poly KR-K" (JSC "Policell") 4,04.0 биополимер «Биоксан» (ЗАО «Полицелл»)biopolymer "Bioxan" (CJSC "Policell") 0, 40, 4 MgCl2 MgCl 2 7,07.0 KClKCl 7,07.0 CaCl2 CaCl 2 3,03.0 СаСО3 CaCO 3 30,030.0 бентонит ПБМА (ЗАО «Полицелл»)bentonite PBMA (JSC "Policell") 2,52.5 пластовая вода с плотностью 1,19 г/см3 formation water with a density of 1.19 g / cm 3 в качестве минерализованной водыas mineralized water 21,1.21.1.

Заявляемый эмульсионный раствор имеет следующие характеристики (таблица 1).The inventive emulsion solution has the following characteristics (table 1).

Figure 00000001
Figure 00000001

Ингибирующие свойства растворов оценивались по показателю набухания П0, определяемого на тестере линейного набухания пород компании OFITE (США). Данный показатель комплексно учитывает влияние капиллярной пропитки, диффузии осмотического массопереноса на процесс гидратации глинистой породы, представленной аргиллитами пашийского горизонта Сергеевского месторождения. Чем меньше значение П0, тем более высокой ингибирующей способностью обладает раствор (таблица 2).The inhibitory properties of the solutions were evaluated in terms of swelling P 0 determined on the tester linear swelling OFITE of species (US). This indicator comprehensively takes into account the effect of capillary impregnation, diffusion of osmotic mass transfer on the process of hydration of clay rock, represented by mudstones of the Pashi horizon of the Sergeevskoye field. The lower the value of P 0 , the higher the inhibiting ability of the solution (table 2).

Figure 00000002
Figure 00000002

Коэффициент восстановления проницаемости коллекторов карбонатных и терригенных отложений определяли по стандартной методике на установке FDES-645 Coretest Systems компании Fann (США) на кернах песчаника Алкинского месторождения и известняка Абдуловского месторождения, в условиях максимально приближенных к пластовым (Тпл=28°С, Рпл=18 МПа) и (Тпл=36°С, Рпл=28 МПа), соответственно (таблица 3).

Figure 00000003
The recovery factor of the permeability of the reservoirs of carbonate and terrigenous deposits was determined according to the standard method using the FDES-645 Coretest Systems (Fann, USA) on cores of sandstone from the Alkinskoye field and limestone from the Abdulovskoye field, in conditions as close as possible to the formation (Tm = 28 ° C, Ppl = 18 MPa) and (Tm = 36 ° C, Ppl = 28 MPa), respectively (table 3).
Figure 00000003

Преимущества заявляемого эмульсионного бурового раствора по сравнению с прототипом заключаются в следующем:The advantages of the proposed emulsion drilling mud in comparison with the prototype are as follows:

- скорость набухания глин на 16% ниже, что обеспечивает устойчивость ствола скважины в течение длительного периода времени;- the rate of swelling of clays is 16% lower, which ensures the stability of the wellbore for a long period of time;

- коэффициент восстановления проницаемости (β) на 23-24% больше, что гарантирует существенно меньшее загрязнение продуктивного пласта и выход на потенциальный дебит в короткие сроки при освоении скважин.- the permeability recovery factor (β) is 23-24% higher, which guarantees significantly less contamination of the productive formation and reaching the potential flow rate in a short time during well development.

Заявляемый эмульсионный буровой раствор обладает более высокими ингибирующими и поверхностно-активными свойствами, что позволяет успешно бурить склонные к обвалам глинистые породы и качественно вскрывать продуктивный пласт.The inventive emulsion drilling mud has higher inhibiting and surface-active properties, which allows you to successfully drill clay rocks prone to collapse and to qualitatively open the productive formation.

Claims (3)

1. Эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральные соли - двухлористый магний и хлорид калия, модифицированный крахмал в качестве стабилизатора и минерализованную или пресную воду, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит в качестве регулятора реологических свойств биополимер - ксантановую камедь, а также бентонит, минеральную соль - двухлористый кальций и многоатомный спирт - гликоль в качестве гидрофобизирующей добавки при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:1. Emulsion drilling mud containing a hydrocarbon phase, calcium carbonate, mineral salts - magnesium dichloride and potassium chloride, modified starch as a stabilizer and mineralized or fresh water, characterized in that the solution additionally contains a biopolymer - xanthan gum as a regulator of rheological properties, as well as bentonite, mineral salt - calcium dichloride and polyhydric alcohol - glycol as a hydrophobizing additive in the following ratio of ingredients, wt%: углеводородная фаза hydrocarbon phase 8-208-20 гликольglycol 3-53-5 крахмалstarch 3-43-4 биополимерbiopolymer 0,3-0,50.3-0.5 MgCl2 MgCl 2 5-75-7 KClKCl 5-75-7 CaCl2 CaCl 2 1-31-3 СаСО3 CaCO 3 5-305-30 бентонитbentonite 1,0-2,51.0-2.5 минерализованная или пресная водаmineralized or fresh water остальноеrest
2. Эмульсионный буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что используют пресную воду плотностью 1,15-1,20 г/см3.2. Emulsion drilling mud according to claim 1, characterized in that fresh water with a density of 1.15-1.20 g / cm 3 is used .
RU2020115919A 2020-04-21 2020-04-21 Emulsion drilling mud RU2738187C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020115919A RU2738187C1 (en) 2020-04-21 2020-04-21 Emulsion drilling mud

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020115919A RU2738187C1 (en) 2020-04-21 2020-04-21 Emulsion drilling mud

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2738187C1 true RU2738187C1 (en) 2020-12-09

Family

ID=73792392

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020115919A RU2738187C1 (en) 2020-04-21 2020-04-21 Emulsion drilling mud

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2738187C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4306980A (en) * 1979-12-03 1981-12-22 Nl Industries, Inc. Invert emulsion well-servicing fluids
RU2213761C2 (en) * 2001-09-03 2003-10-10 Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Emulsion drilling fluid
RU2424269C1 (en) * 2010-01-26 2011-07-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" Emulsion solution on hydrocarbon base
RU2535723C1 (en) * 2013-03-12 2014-12-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) Invert emulsion solution based on mineral oil for exposure of productive beds
RU2612040C2 (en) * 2014-10-22 2017-03-02 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Polymer-emulsion drilling mud
RU2698389C1 (en) * 2018-10-26 2019-08-26 Общество с ограниченной ответственностью "НАЦИОНАЛЬНАЯ СЕРВИСНАЯ КОМПАНИЯ" Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4306980A (en) * 1979-12-03 1981-12-22 Nl Industries, Inc. Invert emulsion well-servicing fluids
RU2213761C2 (en) * 2001-09-03 2003-10-10 Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Emulsion drilling fluid
RU2424269C1 (en) * 2010-01-26 2011-07-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" Emulsion solution on hydrocarbon base
RU2535723C1 (en) * 2013-03-12 2014-12-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) Invert emulsion solution based on mineral oil for exposure of productive beds
RU2612040C2 (en) * 2014-10-22 2017-03-02 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Polymer-emulsion drilling mud
RU2698389C1 (en) * 2018-10-26 2019-08-26 Общество с ограниченной ответственностью "НАЦИОНАЛЬНАЯ СЕРВИСНАЯ КОМПАНИЯ" Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3811507A (en) Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentration of polyvalent ions such as calcium and magnesium
US7549474B2 (en) Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor
RU2698389C1 (en) Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud
RU2303047C1 (en) Highly inhibited drilling
Blinov et al. Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids
US7833946B2 (en) Water-based drilling fluid
US20140148366A1 (en) High-pressure/high-temperature solids-free fluid system for drilling, completing and repairing petroleum and gas wells
NO344584B1 (en) Oil-based drilling fluid for use in sealing sand formations, and a method of inhibiting fluid loss in a sand formation
US7077219B1 (en) Foamed treatment fluids and associated methods
US7037881B2 (en) Stabilized colloidal and colloidal-like systems
RU2357997C1 (en) Blocking fluid "жг-иэр-т"
EP0181915A1 (en) Surfactant compositions for steamfloods.
CN101918509A (en) Drilling fluid additive and methods of stabilizing kaolinite fines migration
US3915230A (en) Surfactant oil recovery process
US20030083206A1 (en) Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers
US3724565A (en) Method of controlling lost circulation
Mondshine A new potassium based mud system
RU2661955C1 (en) Cation-inhibiting drilling mud (variants)
RU2648379C1 (en) Polysalt biopolymer mud flush poly-s
RU2738187C1 (en) Emulsion drilling mud
RU2695201C1 (en) Drill mud for primary opening of productive formation
EA010638B1 (en) Water-based drilling fluids using latex additives
RU2768340C1 (en) High-cation-inhibited drilling mud
MX2013000415A (en) Drilling fluid and method for drilling a wellbore.
US11535786B2 (en) Methods for wellbore strengthening