RU2755108C1 - Inhibiting drilling fluid for drilling in unsteady terrigenous deposits - Google Patents
Inhibiting drilling fluid for drilling in unsteady terrigenous deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2755108C1 RU2755108C1 RU2020128054A RU2020128054A RU2755108C1 RU 2755108 C1 RU2755108 C1 RU 2755108C1 RU 2020128054 A RU2020128054 A RU 2020128054A RU 2020128054 A RU2020128054 A RU 2020128054A RU 2755108 C1 RU2755108 C1 RU 2755108C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- potassium
- water
- reagent
- inhibiting
- 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
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе, используемым преимущественно для строительства горизонтальных скважин при бурении неустойчивых терригенных отложений.The invention relates to the construction of oil and gas wells, in particular to water-based drilling fluids, used primarily for the construction of horizontal wells when drilling unstable terrigenous sediments.
Буровые растворы для строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений должны характеризоваться следующими свойствами:Drilling fluids for the construction of horizontal wells in the intervals of unstable terrigenous deposits should be characterized by the following properties:
- низкими показателями фильтрации, высокими ингибирующими и низкими диспергирующими свойствами по отношению к глинистым породам - для обеспечения устойчивости стенок ствола скважины и предотвращения увеличения содержания наработанной твердой фазы в буровом растворе;- low filtration rates, high inhibiting and low dispersing properties in relation to clay rocks - to ensure the stability of the borehole walls and prevent an increase in the content of the accumulated solid phase in the drilling fluid;
- высокими смазочными свойствами - с целью более эффективного доведения нагрузки на долото, снижения момента при бурении и веса бурильного инструмента.- high lubricating properties - in order to more efficiently bring the load on the bit, reduce the torque while drilling and the weight of the drilling tool.
При бурении в интервалах неустойчивых глинисто-аргиллитовых пород применяют буровые растворы, с использованием механизмов ионного и неионного ингибирования гидратации глиносодержащих пород, кольматации микротрещин.When drilling in the intervals of unstable clay-mudstone rocks, drilling fluids are used, using the mechanisms of ionic and non-ionic inhibition of hydration of clay-containing rocks, clogging of microcracks.
Из уровня техники известен буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах, в состав которого включен монтмориллонитовый глинопорошок, полимер - полианни-онная целлюлоза [1], а также буровой раствор, используемый преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород, содержащий в своем составе высококоллоидальный бентопорошок марки ПБМВ, водорастворимый полимер - катионный коагулянт [2]. Недостатками данных составов является высокое содержание глинистой фазы (10-25% масс.), что может оказывать негативное влияние на механическую скорость бурения и качество вскрытия продуктивных пластов.From the prior art known drilling mud for the construction of wells in unstable clayey and unconsolidated soils, which includes montmorillonite clay powder, polymer - polyannionic cellulose [1], as well as drilling mud used mainly in drilling unstable clayey rocks, containing in its composition highly colloidal bentonite powder of PBMV grade, water-soluble polymer - cationic coagulant [2]. The disadvantages of these compositions is the high content of the clay phase (10-25% of the mass.), Which can have a negative impact on the ROP and the quality of the opening of productive formations.
Известен буровой раствор на водной основе [3] для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, содержащий в своем составе глину, понизитель фильтрации, фосфатидный концентрат, органосиликат натрия. Недостатком состава является повышенные значения коэффициента тиксотропности (прочность геля Gel10мин/Gel10сек≥2), что может привести к высоким ковым давлениям на насосах и гидроразрыву пластов.Known water-based drilling fluid [3] for drilling vertical, directional and horizontal wells, containing clay, filtration reducer, phosphatide concentrate, sodium organosilicate. The disadvantage of the composition is the increased values of the thixotropy coefficient (gel strength Gel 10 min / Gel 10 sec ≥2), which can lead to high pump pressures and hydraulic fracturing.
Известен буровой раствор, предназначенный для стабилизации глинистых пород [4], содержащий глинопорошок, понизитель фильтрации и талловое масло в качестве стабилизатора сланцев, обеспечивающего устойчивость стенок скважин. Недостатком данного состава является высокое содержание глинистой фазы (до 8% масс.), что может оказывать негативное влияние на качество вскрытия продуктивных пластов, а также большое содержание таллового масла (до 15% мас.), что снижает технологичность приготовления раствора при низких температурах воздуха. Кроме того, такой буровой раствор имеет низкие значения рН, что не позволяет использовать кислоторастворимые кольматанты в его составе.Known drilling mud designed to stabilize clay rocks [4], containing clay powder, a filtration reducer and tall oil as a shale stabilizer, ensuring the stability of the walls of the wells. The disadvantage of this composition is the high content of the clay phase (up to 8% by weight), which can have a negative effect on the quality of the opening of productive formations, as well as the high content of tall oil (up to 15% by weight), which reduces the manufacturability of the solution preparation at low air temperatures. ... In addition, such a drilling fluid has low pH values, which does not allow the use of acid-soluble bridging agents in its composition.
Известен буровой раствор, применяемый в сложных горногеологических условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин, в том числе при вскрытии продуктивного пласта [5]. Данный буровой раствор содержит глину, реагент-стабилизатор, углеводородную гидрофобизирующую фазу, хлорид калия, силикат калия. Недостатком указанного бурового раствора являются: высокие динамическое напряжение сдвига (τ0=186-298 дПа) и прочности геля; содержание углеводородной составляющей (2,0-5,0%), что может накладывать экологические ограничения на его применение.Known drilling mud, used in difficult mining and geological conditions, mainly for drilling flat and horizontal wells, including when opening a productive formation [5]. This drilling mud contains clay, stabilizing reagent, hydrocarbon hydrophobizing phase, potassium chloride, potassium silicate. The disadvantages of this drilling mud are: high dynamic shear stress (τ 0 = 186-298 dPa) and gel strength; the content of the hydrocarbon component (2.0-5.0%), which can impose environmental restrictions on its use.
Известен буровой раствор [6] для бурения в обваливающихся породах, содержащий в своем составе глину, реагент-стабилизатор, жидкое стекло, хлористый калий и дополнительно полигликоль, в качестве реагента-стабилизатора содержащий КМЦ, крахмал или полианионную целлюлозу. Недостатками данного раствора являются низкие структурно-реологические свойства и сравнительно невысокие смазочные свойства.Known drilling mud [6] for drilling in collapsing rocks, containing clay, stabilizer reagent, water glass, potassium chloride and additionally polyglycol, containing CMC, starch or polyanionic cellulose as a stabilizing reagent. The disadvantages of this solution are low structural and rheological properties and relatively low lubricating properties.
Наиболее близким техническим решением к заявленному составу является буровой раствор для проводки горизонтальных скважин [7], содержащий воду, мел, структурообразователь и гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок», в качестве структурообразователя содержит глинопорошок, полианионную целлюлозу ПАЦ-В и алюмокалиевые квасцы, и дополнительно кремнийорганическую жидкость и калий хлористый при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 2,0-2,5; мел 4,0; полианионная целлюлоза ПАЦ-В 1,0-1,2; алюмокалиевые квасцы 0,15-0,25; гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок» 0,08-0,10; кремнийорганическая жидкость 0,10-0,15; калий хлористый 3,0-3,5; вода - остальное.The closest technical solution to the claimed composition is a drilling fluid for drilling horizontal wells [7], containing water, chalk, a structurant and hydrolyzed polyacrylonitrile "uniflock", as a structurant it contains clay powder, polyanionic cellulose PAC-V and potassium alum, and additionally organosilicon and potassium chloride with the following ratio of components, wt. %: clay powder 2.0-2.5; chalk 4.0; polyanionic cellulose PAC-B 1.0-1.2; potassium alum 0.15-0.25; hydrolyzed polyacrylonitrile "unifloc" 0.08-0.10; organosilicon liquid 0.10-0.15; potassium chloride 3.0-3.5; water is the rest.
Недостатками данного раствора являются низкие ингибирующие и высокие диспергирующие свойства по отношению к глинисто-аргиллитовым породам, низкая устойчивость к воздействию повышенных температур.The disadvantages of this solution are low inhibiting and high dispersing properties in relation to clay-mudstone rocks, low resistance to high temperatures.
Задачей изобретения является повышение термостабильности, повышение ингибирующих и снижение диспергирующих свойств бурового раствора по отношению к глинистым породам, обеспечение низких показателей фильтрации и стабильности параметров в забойных условиях, снижение коэффициента трения.The objective of the invention is to increase the thermal stability, increase the inhibiting and decrease the dispersing properties of the drilling fluid in relation to clay rocks, ensure low filtration rates and stability of parameters in downhole conditions, and reduce the friction coefficient.
Указанный технический результат достигается предлагаемым ингибирующим буровым раствором на водной основе, используемым, преимущественно, для строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых терригенных отложений, включающим многофункциональный реагент полимерсиликатный POLYSIL Potassium, содержащий в своем составе высокомодульные силикаты натрия и калия, высокомолекулярный полимер акрилового ряда и модифицированный битум, а также комплексный реагент-стабилизатор буровых растворов карболигносульфонат пековый КЛСП, содержащий в своем составе омыленный каустической содой талловый пек, лигносульфонат и карбоксиметилцеллюлозу, и дополнительно включающим ксантановый биополимер, хлористый калий, микрокальцит и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:The specified technical result is achieved by the proposed inhibitory water-based drilling mud, used mainly for the construction of horizontal wells in the intervals of unstable terrigenous sediments, including the multifunctional polymersilicate reagent POLYSIL Potassium, containing high-modulus sodium and potassium silicates, high-molecular-weight acrylic polymer and modified bitumen , as well as a complex reagent-stabilizer of drilling muds carbolignosulfonate pitch KLSP containing in its composition tall oil saponified with caustic soda, lignosulfonate and carboxymethyl cellulose, and additionally including xanthan biopolymer, potassium chloride, microcalcite and water in the following ratio:
Буровой раствор может дополнительно содержать глинопорошок бентонитовый 1,0-2,0 мас. %The drilling mud may additionally contain bentonite clay powder 1.0-2.0 wt. %
Буровой раствор может дополнительно содержать полианионную целлюлозу низковязкую или высоковязкую 0,1-0,4 мас. %The drilling mud may additionally contain low-viscosity or high-viscosity polyanionic cellulose 0.1-0.4 wt. %
Применяемый в составе раствора многофункциональный реагент полимерсиликатный POLYSIL Potassium, представляющий собой синергетическую смесь компонентов, при растворении в пресной воде образует пространственные структуры (ассоциаты) устойчивые к солевой агрессии щелочных металлов и действию высоких температур (до 100°С), препятствующие глубокому проникновению раствора в поры и микротрещины, поддерживающие структурно-реологические свойства раствора, ингибирующие увлажнение и разупрочнение глинистых пород на стенках скважины.The multifunctional polymersilicate reagent POLYSIL Potassium used in the composition of the solution, which is a synergistic mixture of components, when dissolved in fresh water, forms spatial structures (associates) resistant to salt aggression of alkali metals and the action of high temperatures (up to 100 ° C), preventing deep penetration of the solution into the pores and microcracks that maintain the structural and rheological properties of the solution, inhibiting wetting and softening of clay rocks on the borehole walls.
Достижение технического результата обеспечивается, по-видимому, благодаря тому, что многофункциональный реагент содержит в своем составе высокомодульные силикаты натрия или калия, полимер и модифицированный битум. При этом каждый компонент выполняет определенную функцию:The achievement of the technical result is ensured, apparently, due to the fact that the multifunctional reagent contains high-modulus sodium or potassium silicates, polymer and modified bitumen. Moreover, each component performs a specific function:
1) силикаты натрия и калия - подавляют гидратацию и набухание глин, оказывая крепящее действие на глинистые породы за счет реагирования с двухвалентными ионами, присутствующими в горной породе и в поровой жидкости, с образованием солей кремниевой кислоты в виде гелеобразного осадка, который закупоривает поры и микротрещины;1) sodium and potassium silicates - inhibit hydration and swelling of clays, exerting a strengthening effect on clay rocks by reacting with divalent ions present in the rock and in the pore fluid, with the formation of silicic acid salts in the form of a gel-like sediment, which clogs pores and microcracks ;
2) высокомолекулярный полимер акрилового ряда - инкапсулирует выбуренную породу, снижает показатель фильтрации раствора, уменьшает глубину проникновение фильтрата раствора в микротрещиноватые глинистые породы за счет увеличения его вязкости;2) high molecular weight polymer of acrylic series - encapsulates cuttings, reduces the rate of filtration of the solution, reduces the depth of penetration of the solution filtrate into micro-fractured clay rocks by increasing its viscosity;
3) модифицированный битум - механически блокирует микротрещины в глинистых породах на стенках скважины, образуя на поверхности гидрофобный слой, препятствующий дальнейшему проникновению водной фазы бурового раствора и увеличению порового давления, тем самым предотвращая осыпи и обвалы неустойчивых глинистых пород, вскрываемых стволом скважины под большим зенитным углом, а также гидратацию глин.3) modified bitumen - mechanically blocks microcracks in clayey rocks on the wellbore walls, forming a hydrophobic layer on the surface, which prevents further penetration of the aqueous phase of the drilling fluid and an increase in pore pressure, thereby preventing talus and collapses of unstable clay rocks exposed by the wellbore at a large zenith angle as well as hydration of clays.
Повышение смазочных свойств и термостойкости данного бурового раствора на водной основе достигается применением реагента-стабилизатора буровых растворов - карболигносульфоната пекового КЛСП, содержащего в своем составе омыленный каустической содой талловый пек, лигносульфонат и карбоксиметилцеллюлозу. Добавка данного реагента позволяет раствору формировать тонкую низкопроницаемую фильтрационную корку, обладающую низким коэффициентом трения, что улучшает смазочные свойства бурового раствора и позволяет получить фильтрацию в забойных (термобарических) условиях, сопоставимую с фильтрацией, измеренных в поверхностных условиях.An increase in the lubricating properties and thermal stability of this water-based drilling fluid is achieved by using a stabilizing reagent for drilling fluids - carbolignosulfonate of pitch KLSP, containing tall oil saponified with caustic soda, lignosulfonate and carboxymethylcellulose. The addition of this reagent allows the fluid to form a thin low-permeability filter cake with a low coefficient of friction, which improves the lubricating properties of the drilling fluid and allows to obtain filtration under bottomhole (thermobaric) conditions, comparable to filtration measured under surface conditions.
Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества.For the preparation of the proposed drilling fluid in laboratory conditions, the following substances were used.
1. Глинопорошок бентонитовый модифицированный ТУ 39-0147001-105-93;1. Modified bentonite clay powder TU 39-0147001-105-93;
2. Реагент полимерсиликатный POLYSIL Potassium по ТУ 2458-22294077-001-2016;2. Polymersilicate reagent POLYSIL Potassium according to TU 2458-22294077-001-2016;
3. Карбоксилигносульфонат пековый КЛСП по ТУ 2458-002-22195725-2001;3. Pitch carboxylignosulfonate KLSP according to TU 2458-002-22195725-2001;
4. Микрокальцит по ТУ5743-002-00288283-2016;4. Microcalcite according to TU5743-002-00288283-2016;
5. Ксантановый биополимер, соответствующий требованиям ISO 13500:2008;5. Xanthan biopolymer that meets the requirements of ISO 13500: 2008;
6. Полианионная целлюлоза, соответствующие требованиям ISO 13500:2008;6. Polyanionic cellulose meeting the requirements of ISO 13500: 2008;
7. Хлорид калия по ГОСТ 4568-95;7. Potassium chloride in accordance with GOST 4568-95;
8. В ода техническая.8. Technical water.
Из патентной и научно-технической литературы нам не известны буровые растворы, содержащие совокупность указанных выше реагентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения.From the patent and scientific and technical literature, we are not aware of drilling fluids containing a combination of the above reagents in the proposed quantitative ratio, which allows us to conclude that the proposed solution is new.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.The essence of the invention is illustrated by the following example.
Для получения заявляемого бурового раствора к 799 г технической воды добавляли 20 г Polysil Potassium и перемешивали в течение 2 ч, затем добавляли 40 г КЛСП, перемешивание производили в течение 2 ч при 1200 об/мин, далее вводили 1 г биополимера, перемешивали 30 минут при 1400 об/мин, далее в раствор вводили калий хлористый - в количестве 60 г и микрокальцит - 80 г и перемешивали в течение 1 ч. После перемешивания получали буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас. %: Polysil Potassium - 2,0; КЛСП - 4,0; биополимер - 0,1; микрокальцит - 8,0; калий хлористый - 6,0; вода - остальное.To obtain the inventive drilling fluid, 20 g of Polysil Potassium was added to 799 g of industrial water and stirred for 2 h, then 40 g of LSP was added, stirring was carried out for 2 h at 1200 rpm, then 1 g of biopolymer was added, stirred for 30 minutes at 1400 rpm, then potassium chloride was introduced into the solution - in an amount of 60 g and microcalcite - 80 g and stirred for 1 hour. After mixing, a drilling fluid was obtained with the following content of components, wt. %: Polysil Potassium - 2.0; KLSP - 4.0; biopolymer - 0.1; microcalcite - 8.0; potassium chloride - 6.0; water is the rest.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора.Other compositions of the inventive drilling mud were prepared in a similar way.
В лабораторных условиях исследовали следующие свойства приготовленных заявляемого и известного по прототипу буровых растворов: показатель фильтрации при атмосферных (Ф0,7, см3/30 мин) и повышенных термобарических (Фнрнт, см3/30 мин) условиях (температура 75°С, давление 3,0 МПа) на соответствующих фильтр-прессах фирмы OFITE; структурно-реологические параметры на вискозиметре OFITE (пластическую вязкость ηпл, мПа⋅с, динамическое напряжение сдвига τ0 дПа, прочность геля Gel, дПа); смазочные - на тестере смазочных свойств FANN модели 212); ингибирующие - степень набухания на тестере продольного набухания FANN LSM (%); диспергирующие - по степени эрозии шлама (Эш, %) в среде бурового раствора в течение 16 часов с использованием ячеек старения и вальцовой печи FANN по известной методике.In vitro was investigated following properties prepared claimed and known from the prior art drilling fluids: filtering component under atmospheric (P 0.7, cm 3/30 min) and the elevated temperature and pressure (HPHT F, cm3 / 30 min) conditions (temperature 75 ° C , pressure 3.0 MPa) on the appropriate OFITE filter presses; structural and rheological parameters on the OFITE viscometer (plastic viscosity η pl , mPa⋅s, dynamic shear stress τ 0 dPa, gel strength of Gel, dPa); lubricating - on the FANN model 212 lubrication tester); inhibiting - the degree of swelling on the FANN LSM longitudinal swelling tester (%); dispersing - according to the degree of erosion of the cuttings (Esh,%) in the environment of the drilling mud for 16 hours using aging cells and a FANN roller furnace according to a well-known technique.
При этом для определения ингибирующих и диспергирующих свойств в исследованиях использовалась натуральная глинистая порода - аргиллит аллевролитовый - со следующим содержанием глинистых минералов: каолинит - 11%, хлорит - 9%, гидрослюда - 17%.At the same time, to determine the inhibiting and dispersing properties, the studies used natural clay rock - alleurolitic argillite - with the following content of clay minerals: kaolinite - 11%, chlorite - 9%, hydromica - 17%.
В таблице 1 представлены данные о компонентном составе заявляемого и известного буровых растворов.Table 1 presents data on the component composition of the claimed and known drilling fluids.
В таблице 2 приведены данные о показателях свойствах заявляемого и известного буровых растворов. Параметры растворов замерялись в лаборатории при температуре 25°С два раза: после приготовления и после термостатирования в ячейках старения в вальцовой печи при температуре 100°С в течение 16 ч.Table 2 shows data on the properties of the inventive and known drilling fluids. The parameters of the solutions were measured in the laboratory at a temperature of 25 ° C twice: after preparation and after thermostating in aging cells in a roller oven at a temperature of 100 ° C for 16 h.
Из данных таблицы 2 следует, что заявляемый буровой раствор (составы 1-3), по сравнению с прототипом, характеризуется низкими фильтрационными характеристиками в термобарических условиях, сопоставимыми с показателем фильтрации в поверхностных условиях (для состава №3-5,8 и 4,0 см3/30 мин., соответственно); большей термостабильностью (показатель фильтрации, структурно-реологические свойства после воздействия температуры 100°С в течение 16 ч изменяются незначительно).From the data in Table 2, it follows that the inventive drilling fluid (compositions 1-3), in comparison with the prototype, is characterized by low filtration characteristics under thermobaric conditions, comparable to the filtration rate under surface conditions (for composition No. 3 - 5.8 and 4.0 cm 3/30 min, respectively).; higher thermal stability (filtration index, structural and rheological properties after exposure to a temperature of 100 ° C for 16 hours change insignificantly).
По ингибирующим свойствам по отношению к глинистым породам, заявляемый раствор значительно превосходит раствор прототипа: степень набухания в первом случае менее 18,4%, что в 1,5 раза ниже чем во втором; эрозия шлама 6,2-8,5%).In terms of inhibiting properties in relation to clay rocks, the inventive solution is significantly superior to that of the prototype: the degree of swelling in the first case is less than 18.4%, which is 1.5 times lower than in the second; sludge erosion 6.2-8.5%).
Источники информации:Sources of information:
1. Пат. Ф 2704658 Российская Федерация, МПК С09К 8/20. Буровой раствор для строительства скважин в неустойчивых глинистых и несцементированных грунтах и способ его получения; заявитель и патентообладатель ООО "НИИ Транснефть" ПАО "Транснефть"; №2017136076, заявл. 11.10.2017; опубл. 11.04.2019, Бюл. 11.1. Pat. F 2704658 Russian Federation, IPC S09K 8/20. Drilling mud for construction of wells in unstable clayey and unconsolidated soils and a method for its production; applicant and patentee of LLC "Research Institute Transneft" PJSC "Transneft"; No. 2017136076, app. 10/11/2017; publ. 04/11/2019, Bul. eleven.
2. Пат. 468057 Российская Федерация, МПК С09К 8/28. Ингибирующий буровой раствор; заявитель и патентообладатель ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»; №2011108177/03, заявл. 02.03.2011; опубл. 27.11.2012, Бюл. №33.2. Pat. 468057 Russian Federation, IPC S09K 8/28. Inhibiting drilling mud; applicant and patentee of LLC Scientific Research Institute of Natural Gases and Gas Technologies - Gazprom VNIIGAZ; No. 2011108177/03, app. 03/02/2011; publ. 27.11.2012, Bul. No. 33.
3. Пат. 245895 Российская Федерация, МПК С09К 7/2. Буровой раствор»; заявитель и патентообладатель ОАО «НПО «Бурение».3. Pat. 245895 Russian Federation, IPC S09K 7/2. Drilling mud "; applicant and patentee of JSC NPO Burenie.
4. Пат. 541666 Российская Федерация, МПК С09К 8/18. Буровой раствор для стабилизации глинистых пород; заявитель и патентообладатель «Газпром ВНИИГАЗ»; №2013146565/03, заявл. 18.10.2013 опубл. 20.02.2015, Бюл. №5.4. Pat. 541666 Russian Federation, IPC S09K 8/18. Drilling mud for clay stabilization; applicant and patentee Gazprom VNIIGAZ; No. 2013146565/03, app. 18.10.2013 publ. 02/20/2015, Bul. No. 5.
5. Пат. 386656 Российская Федерация, МПК С09К 8/28. Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин»; заявитель и патентообладатель ООО «ПермНИПИнефть»; №2008144851/03, заявл. 13.11.2008; опубл.20.04.2010, Бюл. №11.5. Pat. 386656 Russian Federation, IPC S09K 8/28. Drilling mud for well construction in difficult conditions, mainly for drilling flat and horizontal wells "; applicant and patentee of LLC PermNIPIneft; No. 2008144851/03, app. 11/13/2008; publ. 20.04.2010, Bul. No. 11.
6. Пат. 163248 Российская Федерация, МПК С09К 7/02. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах; заявитель и патентообладатель АНК «Башнефть»; №98122763/03, заявл. 16.12.1998; опубл. 20.02.2001, Бюл. №5.6. Pat. 163248 Russian Federation, IPC S09K 7/02. Drilling mud for drilling in caving rocks; applicant and patentee of ANK Bashneft; No. 98122763/03, app. 12.16.1998; publ. 02/20/2001, Bul. No. 5.
7. Пат. 229495 Российская Федерация, МПК С09К 7/02. Буровой раствор; Заявка: заявитель и патентообладатель ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"; №2002120946/03, заявл. 30.07.2002; опубл. 27.05.2004, Бюл. №15.7. Pat. 229495 Russian Federation, IPC S09K 7/02. Drilling mud; Application: applicant and patentee of OOO LUKOIL-Western Siberia; No. 2002120946/03, app. 07/30/2002; publ. May 27, 2004, Bul. No. 15.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020128054A RU2755108C1 (en) | 2020-08-21 | 2020-08-21 | Inhibiting drilling fluid for drilling in unsteady terrigenous deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020128054A RU2755108C1 (en) | 2020-08-21 | 2020-08-21 | Inhibiting drilling fluid for drilling in unsteady terrigenous deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2755108C1 true RU2755108C1 (en) | 2021-09-13 |
Family
ID=77745480
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020128054A RU2755108C1 (en) | 2020-08-21 | 2020-08-21 | Inhibiting drilling fluid for drilling in unsteady terrigenous deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2755108C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2787698C1 (en) * | 2022-05-16 | 2023-01-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь") | Technological liquid for fixing unstable clay-argillite deposits in oil and gas wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2001091C1 (en) * | 1991-02-12 | 1993-10-15 | Северный государственный научно-исследовательский и проектно-конструкторский геологический центр | Complex reagent (carbolignosulfonate pitch) as stabilizer for clay drilling solution |
| UA16441A1 (en) * | 1981-12-01 | 1997-08-29 | Український науково-дослідний інститут природних газів | Clayless drilling mud |
| RU2153518C1 (en) * | 1998-11-10 | 2000-07-27 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Drilling mud |
| RU2229495C2 (en) * | 2002-07-30 | 2004-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Drilling mud |
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2661955C1 (en) * | 2017-07-03 | 2018-07-23 | Юрий Александрович Кулышев | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
-
2020
- 2020-08-21 RU RU2020128054A patent/RU2755108C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| UA16441A1 (en) * | 1981-12-01 | 1997-08-29 | Український науково-дослідний інститут природних газів | Clayless drilling mud |
| RU2001091C1 (en) * | 1991-02-12 | 1993-10-15 | Северный государственный научно-исследовательский и проектно-конструкторский геологический центр | Complex reagent (carbolignosulfonate pitch) as stabilizer for clay drilling solution |
| RU2153518C1 (en) * | 1998-11-10 | 2000-07-27 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Drilling mud |
| RU2229495C2 (en) * | 2002-07-30 | 2004-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Drilling mud |
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2661955C1 (en) * | 2017-07-03 | 2018-07-23 | Юрий Александрович Кулышев | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БАБУШКИН Э.В. и др. Разработка ингибирующих буровых растворов для повышения эффективности строительства скважин в сложных горно-геологических условиях, "Нанотехнологии в строительстве", т. 10, N 2, 2018, с. 42-62. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792854C1 (en) * | 2022-03-28 | 2023-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Polycationic drilling fluid |
| RU2787698C1 (en) * | 2022-05-16 | 2023-01-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь") | Technological liquid for fixing unstable clay-argillite deposits in oil and gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3243000A (en) | Method and composition for drilling wells and similar boreholes | |
| US20140041944A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
| RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2486224C2 (en) | Light salt mud | |
| EP2346960A1 (en) | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations | |
| MXPA06006584A (en) | Methods of reducing fluid loss in a wellbore servicing fluid. | |
| RU2309970C1 (en) | Low-density drilling mud (versions) | |
| RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| RU2661172C2 (en) | Drilling mud | |
| RU2440397C1 (en) | Clay-free drilling fluid for completion of formations of controlled directional and horizontal wells in conditions of abnormally high formation pressures | |
| RU2755108C1 (en) | Inhibiting drilling fluid for drilling in unsteady terrigenous deposits | |
| RU2186819C1 (en) | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) | |
| RU2561630C2 (en) | Biopolymer drilling mud sbk-uni-drill-pro (hard) | |
| CN106121568B (en) | A kind of in-situ processing technique of environment-friendly type polyethers hydramine drilling fluid | |
| RU2315076C1 (en) | Heavy drilling fluid | |
| CN110268034A (en) | Shale hydration inhibitor | |
| RU2710654C1 (en) | Highly inhibited invert drilling agent | |
| CN106366244A (en) | High-temperature-resistant and salt-resistant filtrate loss reducer for drilling fluid and preparation method and application of filtrate loss reducer | |
| CN101717622A (en) | Lubricating inhibitor for drilling fluid and preparation method thereof and drilling fluid containing lubricating inhibitor for drilling fluid | |
| RU2318855C2 (en) | Clayless drilling mud | |
| RU2541666C1 (en) | Mud fluid for stabilisation of mud shale | |
| RU2483091C1 (en) | Drilling fluid for flushing of long-distance steeply inclined wells under conditions of permafrost and highly colloidal clay rocks, and its application method | |
| US7311158B2 (en) | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods | |
| RU2711222C1 (en) | Heat-resistant biopolymer drilling mud |