RU2179568C1 - Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов - Google Patents
Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2179568C1 RU2179568C1 RU2001105882A RU2001105882A RU2179568C1 RU 2179568 C1 RU2179568 C1 RU 2179568C1 RU 2001105882 A RU2001105882 A RU 2001105882A RU 2001105882 A RU2001105882 A RU 2001105882A RU 2179568 C1 RU2179568 C1 RU 2179568C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- biopolymer
- starch
- water
- polyglycol
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение касается бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий крахмал, биополимер, карбонатный утяжелитель, спирт, поверхностно-активное вещество и воду, содержит в качестве спирта полигликоль, в качестве поверхностно-активного вещества - гидрофобизирующее поверхностно-активное вещество - ПКД-515 и дополнительно смазочную добавку - реагент ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом - оксалем при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: крахмал 1,0-1,5; биополимер 0,2-0,3; карбонатный утяжитель 5-10; полигликоль 3-5; указанное поверхностно-активное вещество 1,5-2,0; указанная смазочная добавка 0,5-1,0; вода остальное. 4 табл.
Description
Изобретение касается бурения нефтяных и газовых скважин, в частности, безглинистых буровых растворов, используемых для бурения и заканчивания скважин, в том числе горизонтальных и боковых стволов.
Безглинистые растворы на основе различных полимеров находят широкое применение для бурения и заканчивания скважин. Основное их преимущество - это отсутствие в них твердой (глинистой) фазы, обуславливающей образование фильтрационной корки, а в пористой среде коллектора - трудноудаляемой зоны кольматации. Но, с другой стороны, отсутствие глинистой корки при использовании безглинистого полимерного раствора приводит к проникновению в коллектор больших объемов фильтрата, что вызывает значительное повышение водонасыщенности призабойной зоны продуктивного пласта и ухудшение фазовой проницаемости для нефти.
Для качественного вскрытия продуктивных пластов большое значение имеет и тип полимера, используемого в качестве полимерной основы для приготовления безглинистого полимерного раствора (БПР). Первоначально для указанной цели в основном применяли акриловые (ПАА, гипан, метас, HP и др.) и целлюлозосодержащие (КМЦ, ОЭЦ, ПАЦ и др.) полимеры, которые практически не подвержены кислотной и биологической деструкции.
Например, в авт.св. 1654327, кл. С 09 К 7/02, 1991г. защищен "Безглинистый буровой раствор", содержащий в качестве полимерной основы гидролизат сополимера акрилонитрила с метилакрилатом, а в качестве комплексообразователя - соль сернокислого алюминия [Аl2(SO4)3] или хлористого магния (MgCl2) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Гидролизат сополимера акролонитрила с метилакрилатом - 0,3 - 0,5
Комплексообразователь - 0,05 - 0,2
Вода - Остальное
Хотя целью данного изобретения является сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта в результате образования кольматационного экрана повышенной прочности, однако указанный полимерный экран также будет препятствовать освоению скважины и притоку нефти в скважину. Тем более, как уже отмечалось выше, акриловые полимеры практически не поддаются кислотному и биологическому разложению.
Гидролизат сополимера акролонитрила с метилакрилатом - 0,3 - 0,5
Комплексообразователь - 0,05 - 0,2
Вода - Остальное
Хотя целью данного изобретения является сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта в результате образования кольматационного экрана повышенной прочности, однако указанный полимерный экран также будет препятствовать освоению скважины и притоку нефти в скважину. Тем более, как уже отмечалось выше, акриловые полимеры практически не поддаются кислотному и биологическому разложению.
Поэтому в авт.св. СССР 1724671, кл. С 09 К 7/02, 1992г. защищен "Состав для вскрытия продуктивного пласта", в котором в качестве полимерной основы взята комбинация целлюлозосодержащего полимера (КМЦ) и полисахаридного полимера (крахмала), которые в большей степени подвержены кислотному и биологическому разложению, чем акриловые полимеры. Кроме того, для снижения поверхностного натяжения фильтрата в раствор дополнительно водят ПАВ (сульфанол, ОП-10 и др.). Компонентный состав указанного раствора следующий, мас.%:
КМЦ - 0,2 - 1,0
Крахмал - 0,05 - 3,0
Хлористый калий (или хлористый натрий, или хлористый кальций) - 1,0 - 20
ПАВ - 0,1 - 0,5
Вода - Остальное
Недостатки данного раствора
1. Сравнительно низкие значения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости (β), характеризующие качество вскрытия продуктивного пласта. 2. Сравнительно низкие смазочные и противоприхватные свойства, особенно важные для бурения горизонтальных и боковых стволов. 3. Низкие значения удельного электрического сопротивления, что влияет на качество геофизических исследований. 4. Фильтрат раствора не обладает гидрофобизирующей способностью.
КМЦ - 0,2 - 1,0
Крахмал - 0,05 - 3,0
Хлористый калий (или хлористый натрий, или хлористый кальций) - 1,0 - 20
ПАВ - 0,1 - 0,5
Вода - Остальное
Недостатки данного раствора
1. Сравнительно низкие значения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости (β), характеризующие качество вскрытия продуктивного пласта. 2. Сравнительно низкие смазочные и противоприхватные свойства, особенно важные для бурения горизонтальных и боковых стволов. 3. Низкие значения удельного электрического сопротивления, что влияет на качество геофизических исследований. 4. Фильтрат раствора не обладает гидрофобизирующей способностью.
Наиболее близким из аналогов является безглинистый буровой раствор, содержащий крахмал и крахмал, модифицированный бактериями рода Xanthomonas - биополимер, карбонатный утяжелитель, спирт и поверхностно-активное вещество (см, например, US 4422947, С 09 К 7/02, опубл. 27.12.1983, 7с.)
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта в результате кислотной деструкции полимерной основы раствора, низкого показателя фильтрации раствора в динамических условиях и инверсии смачиваемости пористой среды коллектора при одновременном повышении биологической (ферментативной) устойчивости полимерной основы раствора в процессе бурения.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта в результате кислотной деструкции полимерной основы раствора, низкого показателя фильтрации раствора в динамических условиях и инверсии смачиваемости пористой среды коллектора при одновременном повышении биологической (ферментативной) устойчивости полимерной основы раствора в процессе бурения.
Этот технический результат достигается тем, что безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий крахмал, биополимер, карбонатный утяжелитель, спирт, поверхностно-активное вещество и воду, содержит в качестве спирта полигликоль, в качестве поверхностно-активного вещества - ПКД-515 и дополнительно смазочную добавку - реагент ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом-оксалем при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Крахмал - 1,0 - 1,5
Биополимер - 0,2 - 0,3
Карбонатный утяжелитель - 5 - 10
Полигликоль - 3 - 5
Указанное поверхностно-активное вещество - 1,5 - 2,0
Указанная смазочная добавка - 0,5 - 1,0
Вода - Остальное
Выбор в качестве полимерной основы заявляемого раствора крахмала и биополимера обусловлен их хорошей кислотной и биологической разлагаемостью. Кроме того, биополимер придает раствору ярко выраженные псевдопластичные свойства, что способствует хорошему выносу выбуренной породы, особенно из горизонтального ствола. Соотношение крахмала и биополимера в полимерной основе составляет (3-7):1.
Крахмал - 1,0 - 1,5
Биополимер - 0,2 - 0,3
Карбонатный утяжелитель - 5 - 10
Полигликоль - 3 - 5
Указанное поверхностно-активное вещество - 1,5 - 2,0
Указанная смазочная добавка - 0,5 - 1,0
Вода - Остальное
Выбор в качестве полимерной основы заявляемого раствора крахмала и биополимера обусловлен их хорошей кислотной и биологической разлагаемостью. Кроме того, биополимер придает раствору ярко выраженные псевдопластичные свойства, что способствует хорошему выносу выбуренной породы, особенно из горизонтального ствола. Соотношение крахмала и биополимера в полимерной основе составляет (3-7):1.
В качестве крахмала можно использовать различные его марки, в частности марки ФИТО-РК, выпускаемого по ТУ-2483-002-41668452-97.
Известная область применения - в качестве стабилизатора и понизителя фильтрации буровых растворов.
В качестве биополимера применяются порошкообразные полимеры производства зарубежных фирм, например, марки Кем-Х (американская фирма Kem-Tron).
Известная область его применения - в качестве стабилизатора и понизителя фильтрации буровых растворов.
Полигликоль, представляющий собой смесь многоатомных спиртов-гликолей, выпускается в ОАО "Салаватнефтеоргсинтез" (г. Салават, Башкортостан) по ТУ 38. 31214-88. Он представляет собой смесь многоатомных спиртов-гликолей следующего состава, мас.%:
Диэтиленгликоль - 15 - 20
Триэтиленгликоль - 25 - 30
Тетраэтиленгликоль - 35 - 40
Пентпэтиленгликоль - 0 - 15
Смолистые вещества - 5 - 10
Известная область применения полигликоля - в качестве компонента котельного топлива и в производстве незамерзающей охлаждающей жидкости.
Диэтиленгликоль - 15 - 20
Триэтиленгликоль - 25 - 30
Тетраэтиленгликоль - 35 - 40
Пентпэтиленгликоль - 0 - 15
Смолистые вещества - 5 - 10
Известная область применения полигликоля - в качестве компонента котельного топлива и в производстве незамерзающей охлаждающей жидкости.
Смазочный реагент ДСБ-4ТТ выпускается опытным заводом Института проблем нефтехимпереработки (г. Уфа, Башкортостан) по ТУ 2415-003-00151816-98. Он содержит следующие компоненты, мас.%:
Продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел - 10 - 30
Керосин - 5 - 10
Моноэтаноламин - 1,0 - 1,5
- Флотореагент-оксаль - Остальное
Безглинистый раствор обладает неожиданным эффектом - бактерицидным действием на биоразлагаемые крахмал и биополимер благодаря наличию в растворе полигликоля, а также низким показателем фильтрации в динамических условиях благодаря наличию в растворе карбонатного утяжелителя.
Продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел - 10 - 30
Керосин - 5 - 10
Моноэтаноламин - 1,0 - 1,5
- Флотореагент-оксаль - Остальное
Безглинистый раствор обладает неожиданным эффектом - бактерицидным действием на биоразлагаемые крахмал и биополимер благодаря наличию в растворе полигликоля, а также низким показателем фильтрации в динамических условиях благодаря наличию в растворе карбонатного утяжелителя.
Пример приготовления заявляемого безглинистого полимерного раствора в лабораторных условиях
В 888 г воды затворяют 10 г крахмала (например, марки ФИТО-РК) и 2 г биополимера (например, марки "Кем-Х") при соотношении 5:1 и перемешивают до полного растворения. Затем в полимерный раствор последовательно вводят при перемешивании 30 г полигликоля, 5 г ДСБ-4ТТ и 15г ПКД-515. В последнюю очередь вводят 50г карбонатного утяжелителя, и после перемешивания раствор считается готовым.
В 888 г воды затворяют 10 г крахмала (например, марки ФИТО-РК) и 2 г биополимера (например, марки "Кем-Х") при соотношении 5:1 и перемешивают до полного растворения. Затем в полимерный раствор последовательно вводят при перемешивании 30 г полигликоля, 5 г ДСБ-4ТТ и 15г ПКД-515. В последнюю очередь вводят 50г карбонатного утяжелителя, и после перемешивания раствор считается готовым.
В лабораторных условиях проведены сравнительные эксперименты с заявляемым раствором и с раствором, принятым за прототип предлагаемого изобретения (по патенту 2061731).
В табл. 1 приведены данные о компонентных составах исследованных растворов.
Причем растворы 1-6 включают заявляемые компоненты, но в каждом из указанных растворов отсутствует один из компонентов. Растворы 7-9 содержат все необходимые компоненты в заявляемых пределах, а растворы 10-11 содержат компоненты раствора-прототипа (по патенту РФ 2061731) в минимально и максимально заявленных пределах.
В табл. 2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов.
Как следует из анализа данных табл.2, отсутствие в составе заявляемого раствора карбонатного утяжелителя (раствор 1), образующего на поверхности фильтрации тонкую малопроницаемую полимерно-карбонатную корку, приводит к значительному повышению показателя фильтрации раствора в динамических условиях, хотя в статических условиях он имеет низкое значение. Отсутствие в составе заявляемого раствора полигликоля (раствор 2) приводит к ухудшению его ингибирующих свойств, оцениваемых показателем увлажняющей способности (П0). Этот показатель важен для предотвращения набухания глинистых минералов, содержащихся в породах коллектора. Желательно, чтобы его значения были менее 4 см/ч. Если в составе раствора отсутствует гидрофобизирующее ПАВ комплексного действия ПКД-515 (раствор 3), то фильтрат раствора имеет высокое межфазное поверхностное натяжение (σ), что может привести к образованию стойких эмульсий в коллекторе и к снижению его проницаемости.
Отсутствие в составе раствора смазочной добавки ДСБ-4ТТ (раствор 4) приводит к ухудшению его смазочных и противоприхватных свойств, что может вызвать серьезные осложнения, особенно при бурении горизонтальных скважин и боковых стволов. Отсутствие в составе раствора одного из заявляемых стабилизаторов, например крахмала (раствор 5) или биополимера (раствор 6), сказывается на увеличении показателя фильтрации, особенно, в динамических условиях.
Только наличие в составе всех заявляемых компонентов позволяет получить безглинистый полимерный раствор с наилучшими технологическими параметрами (раствор 7-9): оптимальными вязкостными и структурно-механическими свойствами, низким показателем фильтрации (особенно в динамических условиях), хорошими смазочными, противоизносными и ингибирующими свойствами, а фильтрат его - низкими значениями поверхностного натяжения.
Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов производилась с помощью стандартных приборов и стандартных методик (см., например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам, М.: Недра, 1979г.).
Смазочные (J) и потивоприхватные (S) свойства раствора замеряли с помощью прибора "Lubricity Tester" американской фирмы "Farm Instrument Co". Методикой предусмотрены замеры силы тока (амперы), которая коррелирует с коэффициентом трения при взаимодействии под определенной нагрузкой металлической пары "вращающееся кольцо - неподвижная призма" в среде исследуемого раствора. Чем меньше сила тока, тем лучше смазочные свойства раствора.
Противоизносные свойства (S) оценивали на том же приборе по величине площади "пятна" износа (мм2), образующегося на неподвижной призме при трении об ее поверхность вращающегося кольца. Чем меньше площадь "пятна" износа, тем лучше противоизносные свойства раствора и прочнее смазочная пленка, образующаяся на поверхности металла.
Ингибирующая способность раствора оценивалась по показателю увлажняющей способности (П0), определяемому в соответствии с РД 39-2-813-82 (Краснодар, ВНИИКрнефть, 1985 г.). Чем меньше значения П0, тем лучше ингибирующие свойства раствора. Оценка поверхностного межфазного натяжения фильтрата раствора производилась на сталагмометре УфНИИ.
Кроме того, в лабораторных условиях произведена оценка влияния исследуемых растворов на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости естественных кернов Арланского месторождения Башкортостана, отобранных из терригенных отложений угленосной свиты.
Образцы керна отбирались правильной формы, без трещин, с близкими значениями пористости и проницаемости. Образцы помещались в аппарат Сокслетта и экстрагировали спиртобензольной смесью от углеводородов, затем отмывали дистиллированной водой от минеральных солей и потом подвергали термической обработке в сушильном шкафу при температуре 105oС до постоянного веса образца. Образцы имели гидрофильный характер смачиваемости, т.е. хорошо смачивались водой.
В экспериментах в качестве модели нефти использовали очищенный керосин и пластовую воду угленосной свиты Арланского месторождения с плотностью 1,18 г/см3, общей минерализацией 236 г/л.
На боковой поверхности образца керна выпиливали канавку, в которую укладывался тонкий многожильный провод (типа МГТФ по ТУ 16-505.185-71) с двумя электродами. Затем канавку заливали клеем "Момент".
У образцов предварительно определяли начальную пористость по воздуху (Кпор) согласно стандартной методике (см. "Методические рекомендации по исследованию пород - коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами". М. : ВНИИГНИ, 1978, 391с). Затем образец керна помещали в кернодержатель, создавали гидрообжим и фильтровали через керн пластовую воду (10-12 поровых объемов) до установления постоянного расхода. Затем пластовую воду из образца вытесняли керосином в обратном направлении для создания в керне определенной водонефтенасыщенности, моделирующей реальный коллектор, рассчитывали первоначальное значение коэффициента проницаемости (Kпр1) и фиксировали величину удельного электрического сопротивления (УЭС1). Далее через керн прокачивали исследуемый раствор в первоначальном направлении, имитируя первичное вскрытие продуктивного пласта, и прокачивали керосин в обратном направлении, имитируя процесс освоения скважины. Тот и другой процесс продолжался до установления постоянного расхода и установления постоянных значений УЭС2.
После прокачки керосина определяли коэффициент конечной проницаемости керна по керосину (Kпр1) и рассчитывали коэффициент восстановления первоначальной проницаемости (β1):
Затем камеру прибора вместо керосина заполняли 15%-ным раствором соляной кислоты (НСl), прокачивали ее через керн в количестве 3-4-х поровых объемов и оставляли под давлением на реакцию в течение 4-х часов. Далее снова в обратном направлении фильтровали керосин до установления постоянного режима фильтрации и вновь рассчитывали коэффициент восстановления проницаемости (β2).
В табл. 3 приведены результаты проведенных исследований.
Затем камеру прибора вместо керосина заполняли 15%-ным раствором соляной кислоты (НСl), прокачивали ее через керн в количестве 3-4-х поровых объемов и оставляли под давлением на реакцию в течение 4-х часов. Далее снова в обратном направлении фильтровали керосин до установления постоянного режима фильтрации и вновь рассчитывали коэффициент восстановления проницаемости (β2).
В табл. 3 приведены результаты проведенных исследований.
Как следует из анализа данных табл. 3, после прокачки через керн раствора, не содержащего карбонатный утяжелитель (раствор 1), в результате отсутствия фильтрационной корки, в пористую среду керна поступает значительное количество полимерной основы (крахмал+биополимер), которая не до конца растворяется при кислотной обработке. В результате коэффициент восстановления проницаемости (β) сравнительно невысокий, хотя инверсия смачиваемости пористой среды керна имеет место, о чем можно судить по резкому увеличению удельного электрического сопротивления (УЭС) с 0,86 до 10,4 Ом•м. После прокачки растворов, не содержащих один из компонентов, входящих в заявляемый раствор (растворы 2-6), значения Р примерно одинаковые (на уровне 70-75%), как и значения УЭС2 (примерно на уровне 9,4-10,5 Ом•м). Наилучшие значения показателя β, отмечаются после прокачки через керн заявляемого раствора (растворы 7-9), особенно после кислотной обработки.
После воздействия не керн раствором-прототипом (растворы 10-11) инверсии смачиваемости его пористой среды практически не наступает, о чем свидетельствуют низкие значения УЭС2. В результате этого, а также отсутствия фильтрационной корки коэффициент 3 также имеет сравнительно низкие значения, которые практически не увеличиваются после кислотной обработки.
Для оценки бактерицидного воздействия полигликоля на полимерную основу заявляемого раствора замерили параметры после приготовления у раствора 2 из табл. 1 и раствора 7 из той же таблицы. Затем указанные растворы выдерживали при постоянной температуре (+25oС) в течение 1 месяца, затем их перемешивали и вновь замеряли параметры. В табл. 4 приведены результаты указанных опытов.
Данные табл. 4 свидетельствуют о том, что если в заявляемый раствор не вводить полигликоль (раствор 2), то в нем отмечается биологическая деструкция полимерной основы (крахмал+биополимер). В результате раствор темнеет, у него появляется запах, существенно снижается вязкость и резко увеличивается показатель фильтрации, особенно в динамических условиях (ПФД).
В то же время раствор, содержащий полигликоль (раствор 7), после указанной выдержки практически не изменил своих параметров, что свидетельствует о бактерицидной способности полигликоля.
Таким образом, предложенный раствор обладает следующими технико-экономическими преимуществами по сравнению с раствором-прототипом:
- обладает высокими ингибирующими свойствами, что предупредит набухание глинистых минералов стенки скважин и коллектора;
- обладает низким показателем фильтрации в динамических условиях, что позволит предотвратить увеличение водонасыщенности призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта;
- фильтрат раствора имеет низкое межфазное поверхностное натяжение, что предотвратит образование стойких эмульсий в призабойной зоне пласта;
- фильтрат раствора обладает гидрофобизирующей способностью, что вызовет инверсию смачиваемости пористой среды коллектора с гидрофильной на гидрофобную и улучшит тем самым фазовую проницаемость для нефти.
- обладает высокими ингибирующими свойствами, что предупредит набухание глинистых минералов стенки скважин и коллектора;
- обладает низким показателем фильтрации в динамических условиях, что позволит предотвратить увеличение водонасыщенности призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта;
- фильтрат раствора имеет низкое межфазное поверхностное натяжение, что предотвратит образование стойких эмульсий в призабойной зоне пласта;
- фильтрат раствора обладает гидрофобизирующей способностью, что вызовет инверсию смачиваемости пористой среды коллектора с гидрофильной на гидрофобную и улучшит тем самым фазовую проницаемость для нефти.
В результате отмеченных преимуществ применение предложенного раствора позволит существенно улучшить качество вскрытия продуктивных пластов и улучшить их нефтеотдачу.
Claims (1)
- Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий крахмал, биополимер, карбонатный утяжелитель, спирт, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве спирта полигликоль, в качестве поверхностно-активного вещества - гидрофобизирующее поверхностно-активное вещество - ПКД-515 и дополнительно смазочную добавку - реагент ДСБ-4ТТ - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и флотореагентом-оксалем при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Крахмал - 1,0-1,5
Биополимер - 0,2-0,3
Карбонатный утяжелитель - 5-10
Полигликоль - 3-5
Указанное поверхностно-активное вещество - 1,5-2,0
Указанная смазочная добавка - 0,5-1,0
Вода - Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001105882A RU2179568C1 (ru) | 2001-03-02 | 2001-03-02 | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001105882A RU2179568C1 (ru) | 2001-03-02 | 2001-03-02 | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2179568C1 true RU2179568C1 (ru) | 2002-02-20 |
Family
ID=20246775
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001105882A RU2179568C1 (ru) | 2001-03-02 | 2001-03-02 | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2179568C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA013303B1 (ru) * | 2006-11-03 | 2010-04-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Способы улучшения свойств утяжелителей для пневматического переноса |
| RU2461601C1 (ru) * | 2011-01-17 | 2012-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
| WO2013066626A1 (en) * | 2011-11-01 | 2013-05-10 | Davis Robert M | Water treatment system |
| RU2647529C2 (ru) * | 2012-11-12 | 2018-03-16 | ХАНТСМЭН ПЕТРОКЕМИКАЛ ЭлЭлСи | Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов |
| RU2772412C1 (ru) * | 2021-06-28 | 2022-05-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Биополимерный буровой раствор |
-
2001
- 2001-03-02 RU RU2001105882A patent/RU2179568C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA013303B1 (ru) * | 2006-11-03 | 2010-04-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Способы улучшения свойств утяжелителей для пневматического переноса |
| RU2461601C1 (ru) * | 2011-01-17 | 2012-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
| WO2013066626A1 (en) * | 2011-11-01 | 2013-05-10 | Davis Robert M | Water treatment system |
| RU2647529C2 (ru) * | 2012-11-12 | 2018-03-16 | ХАНТСМЭН ПЕТРОКЕМИКАЛ ЭлЭлСи | Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов |
| RU2772412C1 (ru) * | 2021-06-28 | 2022-05-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Биополимерный буровой раствор |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2012308808B2 (en) | Method for selection of surfactants in well stimulation | |
| MX2010013998A (es) | Mantenimiento de estabilidad del esquisto mediante taponamiento porifero. | |
| CA3043973A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty diol rheology modifiers | |
| Iqbal et al. | An experimental study on the performance of calcium carbonate extracted from eggshells as weighting agent in drilling fluid | |
| RU2179568C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2266312C1 (ru) | Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2278890C1 (ru) | Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями | |
| US20150354298A1 (en) | Completion fluid | |
| CN105694841B (zh) | 采油携砂液处理剂的制备方法 | |
| RU2263701C2 (ru) | Буровой раствор на углеводородной основе | |
| RU2242492C2 (ru) | Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2142978C1 (ru) | Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе | |
| RU2168531C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| Jenks et al. | Fluid Flow Within a Porous Medium Near a Diamond Core Bit | |
| CN110511735A (zh) | 一种致密油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2327726C2 (ru) | Малоглинистый буровой раствор | |
| RU2174996C2 (ru) | Буровой раствор | |
| WO2001033039A1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| RU2170243C1 (ru) | Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе | |
| RU2213761C2 (ru) | Эмульсионный буровой раствор | |
| US20200199437A1 (en) | Drilling fluid for hydrocarbon wells and manufacturing process thereof | |
| EP0764709B1 (en) | Silicone based fluids for drilling applications | |
| RU2322476C1 (ru) | Жидкость для гидравлического разрыва пласта | |
| RU2255105C1 (ru) | Способ приготовления эмульсионного бурового раствора на основе полисахаридного полимера | |
| RU2274651C1 (ru) | Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070303 |