RU2231534C2 - Буровой раствор и способ приготовления бурового раствора - Google Patents
Буровой раствор и способ приготовления бурового раствора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2231534C2 RU2231534C2 RU2002112791/03A RU2002112791A RU2231534C2 RU 2231534 C2 RU2231534 C2 RU 2231534C2 RU 2002112791/03 A RU2002112791/03 A RU 2002112791/03A RU 2002112791 A RU2002112791 A RU 2002112791A RU 2231534 C2 RU2231534 C2 RU 2231534C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- viscosity
- clay
- acrylamide
- cmc
- ikpan
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам и способам получения буровых растворов, применяемых при промывке бурящихся нефтяных и газовых скважин, при гражданском строительстве, в частности, при наклонно-направленном и горизонтальном бурении, строительстве подводных переходов, закачивания скважин. Технический результат - повышение эффективности бурения и закачивания скважин, в том числе наклонно-направленных, боковых и горизонтальных стволов и скважин всех назначений, в частности, для строительства переходов, например, водных. Буровой раствор на основе водомасляной эмульсии, включающий глину бентонитовую, каустическую соду, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, многофункциональные поверхностно-активные вещества ПАВ, полимер и воду, содержит КМЦ низкой вязкости, в качестве многофункциональных ПАВ - ИКЛУБ и ИКД, в качестве полимера - акриламидосодержащий полимер - анионный полиэлектролит АПЭ высокомолекулярный ИКСТАБ или амфолитный полиэлектролит ГРИНДРИЛ, АПЭ низкомолекулярные ИКПАН-SL и ИКПАН-RL и дополнительно кальцинированную соду при следующем соотношении ингредиентов, кг на 1 м3 бурового раствора: бентонитовая глина 30-72, кальцинированная сода 1-2,5, каустическая сода 0,2-0,7, КМЦ низкой вязкости 0-3,5, ИКЛУБ 3-8, ИКД 0,5-3, ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ 2,6-4,5, ИКПАН-SL 2,5-4,5, ИКПАН-RL 1,2-2,5, вода остальное. Причем возможно, что он дополнительно содержит аттапульгитовую глину в количестве не более 33 кг на 1 м3 указанного раствора, КМЦ высокой вязкости в количестве не более 2,5 кг на 1 м3 указанного раствора, при расширении и калибровании скважин длиной более 600 м и диаметром более 1200 мм он содержит амфолитный полиэлектролит ГРИНДРИЛ, а также бактерицид ИКБАК в количестве 0,5-1 кг на 1 м3 указанного раствора, пеногаситель ИКДЕФОМ в количестве 0,1-0,25 кг на 1 м3 указанного раствора, глины палыгорскитовую и/или каолинитовую. В способе приготовления бурового раствора на основе водомасляной эмульсии, включающем смешение масла, многофункциональных поверхностно-активных ПАВ, каустической соды, карбоксиметилцеллюлозы КМЦ, полимера, глины бентонитовой, при приготовлении указанного выше раствора сначала готовят гидрофильную глинистую суспензию смешением в воде кальцинированной и каустической соды и указанной глины, в полученную суспензию при перемешивании последовательно вводят КМЦ низкой вязкости и ИКПАН в виде высокодисперсной обратной масляной эмульсии до получения гомогенной системы, в которую затем вводят в виде высокодисперсной обратной водомасляной эмульсии в количестве 40-60% от его содержания в указанном растворе ИКСТАБ, имеющий характеристическую вязкость 10-20, или ГРИНДРИЛ, имеющий характеристическую вязкость 10-18, с последующим введением ИКЛУБ и ИКД, а после достижения суспензией условной вязкости 50 с вводят оставшуюся часть ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ. Причем возможно, что КМЦ и ИКПАН вводят в указанную суспензию при достижении ею условной вязкости не менее 30 с, бентонитовую и аттапульгитовую глину вводят раздельно в виде глинопорошка, имеющего объемную плотность 800-900 кг/м3 и пластинчатую и чешуйчатую форму частиц, причем бентонитовую глину вводят последовательно по завершении ввода аттапульгитовой глины, КМЦ низкой вязкости КМЦ-LV имеет вязкость не менее 50 мПа·с, а КМЦ высокой вязкости КМЦ-HV имеет вязкость более 1000 мПа·с, при этом КМЦ представляет собой натриевые соли КМЦ, КМЦ низкой вязкости имеет степень полимеризации 500-550, а КМЦ высокой вязкости имеет степень полимеризации 700-800, вводят ИКПАН-SL, имеющий характеристическую вязкость 1,5-2,5, а ИКПАН-RL, имеющий характеристическую вязкость 2,5-4,5, акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием мономера акриламида, выбранного из ряда амидов, содержащего акриламид, метакриламид, N-алкилакриламид, NN-диалкилакриламид, синтезированы с использованием в качестве моноаминомонокарбоновой аминокислоты α-амино-γ-метилтиомасляной кислоты или метионина кормового или фармацевтического, с использованием в качестве эмульгатора смеси жирных кислот из ряда олеиновой, линолевой, линоленовой и/или стеариновой, и/или смоляной кислот и/или таллового масла с триэтаноламином и/или эмультал, для создания дисперсионной фазы обратной эмульсии дистиллятных углеводородных масел селективной очистки с температурой застывания -40 ÷ -70°С и кинематической вязкостью 2-16 мм2/с при 50°С, охлаждения шихты и шихтовой водомасляной обратной эмульсии при ее образовании до температуры, на 2-3°С превышающей температуру помутнения раствора шихты, с выполнением турбулентного эмульгирования высокооборотным перешивающим устройством, турбомешалкой или миксером, предпочтительно обеспечивающим движение жидкости с центробежным критерием Рейнольдса Re не менее 2,3·105, имеющим зазор между лопастью мешалки и стенкой и днищем не более 2-3 мм, акриламидосодержащие полимеры - полиэлектролиты - обладают функцией эффективного формирования множества композиционных сгущений, гелей, нитей либо полимерных сеток или их соединений. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 6 табл.
Description
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам буровых растворов.
Оптимальный процесс бурения скважин обеспечивается, в том числе, правильным подбором бурового раствора. При вращательном способе бурения скважин промывочная жидкость должна обеспечивать комплекс технологических функций:
- способствовать разрушению горных пород на забое скважин;
- очищать забой скважины от выбуренной породы, вынося ее на поверхность;
- создавать противодавление на стенки скважины, а следовательно, предотвращать обвалы породы и проникновение в скважину газа, нефти, воды из разбуриваемых пород;
- сохранять и повышать устойчивость стенок скважин;
- охлаждать породоразрушающий инструмент и бурильные трубы;
- смазывать трущиеся детали долота, турбобура, бурильного инструмента;
- удерживать при прекращении циркуляции бурового раствора частицы выбуренных пород и утяжелителя во взвешенном состоянии.
В значительной мере обеспечение технологических функций зависит от правильного выбора материалов и реагентов для приготовления бурового раствора. Физическая сущность параметров бурового раствора и их влияние при бурении на функции промывки определяются следующим рядом параметров физической сущности бурового раствора: плотность; условная вязкость; структурная (пластическая) вязкость; напряжение сдвига: статическое и динамическое; водоотдача (показатель фильтрации); содержание песка; водородный показатель и др.
Наиболее близким аналогом для бурового раствора является буровой раствор на основе водомасляной эмульсии, включающий глину, в т.ч. бентонитовую, минеральное масло, многофункциональные поверхностно-активные вещества, каустическую соду, дериваты целлюлозы, в т.ч. карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, а также полимер из группы: полисахариды, альгинаты, поливиниловые спирты и др., пеногаситель - стеарат алюминия, гидрофобизированный кремнезем, воду (патент США №5858928, С 09 К 7/02, 12.01.1999).
Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ приготовления бурового раствора на основе водомасляной эмульсии, включающей смешение масла, многофункциональных поверхностно-активных веществ ПАВ, каустической соды, дериватов целлюлозы, в т.ч. карбоксиметилцеллюлозы КМЦ, а также полимера из группы: полисахариды, альгинаты, поливиниловые спирты и др., пеногасителя - стеарата алюминия, глины, в т.ч. бетонитовой, гидрофобизированного кремнезема, воды (патент США №5858928, С 09 К 7/02, 12.01.1999).
Цель изобретения повышение эффективности системы бурового раствора, обеспечивающего эффективность бурения и заканчивания скважин, в том числе наклонно-направленных, боковых и горизонтальных стволов и скважин всех назначений, в частности, для строительства переходов, например, водных.
Указанная цель достигается тем, что буровой раствор на основе водомасляной эмульсии, включающий глину бентонитовую, каустическую соду, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, многофункциональные поверхностно-активные вещества ПАВ, полимер и воду, содержит КМЦ низкой вязкости, в качестве многофункциональных ПАВ - ИКЛУБ и ИКД, в качестве полимера - акриламидосодержащий полимер - анионный полиэлектролит АПЭ высокомолекулярный ИКСТАБ или амфолитный полиэлектролит ГРИНДРИЛ, АПЭ низкомолекулярные ИКПАН-SL и ИКПАН-RL и дополнительно кальцинированную соду при следующем соотношении ингредиентов, кг на 1 м3 бурового раствора:
Бентонитовая глина 30-72
Кальцинированная сода 1-2,5
Каустическая сода 0,2-0,7
КМЦ низкой вязкости 0-3,5
ИКЛУБ 3-8
ИКД 0,5-3
ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ 2,6-4,5
ИКПАН-SL 2,5-4,5
ИКПАН-RL 1,2-2,5
Вода Остальное
Причем возможно, что он дополнительно содержит аттапульгитовую глину в количестве не более 33 кг на 1 м3 указанного раствора, КМЦ высокой вязкости в количестве не более 2,5 кг на 1 м3 указанного раствора, при расширении и калибровании скважин длиной более 600 м и диаметром более 1200 мм он содержит амфолитный полиэлектролит ГРИНДРИЛ, буровой раствор дополнительно содержит бактерицид ИКБАК в количестве 0,5-1 кг на 1 м3 указанного раствора, пеногаситель ИКДЕФОМ в количестве 0,1-0,25 кг на 1 м3 указанного раствора, глины палыгорскитовую и/или каолинитовую.
Указанная цель достигается также тем, что в способе приготовления бурового раствора на основе водомасляной эмульсии, включающем смешение масла, многофункциональных поверхностно-активных веществ ПАВ, каустической соды, карбоксиметилцеллюлозы КМЦ, полимера, глины бентонитовой, при приготовлении указанного выше раствора сначала готовят гидрофильную глинистую суспензию смешением в воде кальцинированной и каустической соды и указанной глины, в полученную суспензию при перемешивании последовательно вводят КМЦ низкой вязкости и ИКПАН в виде высокодисперсной обратной масляной эмульсии до получения гомогенной системы, в которую затем вводят в виде высокодисперсной обратной водомасляной эмульсии в количестве 40-60% от его содержания в указанном растворе ИКСТАБ, имеющий характеристическую вязкость 10-20, или ГРИНДРИЛ, имеющий характеристическую вязкость 10-18, с последующим введением ИКЛУБ и ИКД, а после достижения суспензией условной вязкости 50 с вводят оставшуюся часть ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ. Причем возможно, что КМЦ и ИКПАН вводят в указанную суспензию при достижении ею условной вязкости не менее 30 с, бентонитовую и аттапульгитовую глину вводят раздельно в виде глинопорошка, имеющего объемную плотность 800-900 кг/м3 и пластинчатую и чешуйчатую форму частиц, причем бентонитовую глину вводят последовательно по завершении ввода аттапульгитовой глины, КМЦ низкой вязкости КМЦ-LV имеет вязкость не менее 50 мПа·с, а КМЦ высокой вязкости КМЦ-HV имеет вязкость более 1000 мПа·с, при этом КМЦ представляет собой натриевые соли КМЦ, КМЦ низкой вязкости имеет степень полимеризации 500-550, а КМЦ высокой вязкости имеет степень полимеризации 700-800, вводят ИКПАН-SL, имеющий характеристическую вязкость 1,5-2,5, а ИКПАН-RL, имеющий характеристическую вязкость 2,5-4,5, акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием мономера акриламида, выбранного из ряда амидов, содержащего акриламид, метакриламид, N-алкилакриламид, NN-диалкилакриламид, акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием в качестве моноаминомонокарбоновой аминокислоты α-амино-γ-метилтиомасляной кислоты или метионина кормового или фармацевтического, акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием в качестве эмульгатора смеси жирных кислот из ряда олеиновой, линолевой, линоленовой и/или стеариновой, и/или смоляной кислот и/или таллового масла с триэтаноламином и/или эмультал, акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием для создания дисперсионной фазы обратной эмульсии дистиллятных углеводородных масел селективной очистки с температурой застывания -40÷-70°С и кинематической вязкостью 2-16 мм2/с при 50°С, акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием охлаждения шихты и шихтовой водомасляной обратной эмульсии при ее образовании до температуры, на 2-3°С превышающей температуру помутнения раствора шихты, акриламидосодержащие полимеры синтезированы с выполнением турбулентного эмульгирования высокооборотным перешивающим устройством, турбомешалкой или миксером, предпочтительно обеспечивающим движение жидкости с центробежным критерием Рейнольдса Re не менее 2,3·105, имеющим зазор между лопастью мешалки и стенкой и днищем не более 2-3 мм, акриламидосодержащие полимеры - полиэлектролиты - обладают функцией эффективного формирования множества композиционных сгущений, гелей, нитей либо полимерных сеток или их соединений.
Предлагаемый буровой раствор на основе обратной водомасляной эмульсии состоит из следующих функциональных ингредиентов:
глина - структурообразователь, формирует структурно-механические и вязкостные свойства бурового раствора, используется в качестве регулятора вязкости и понизителя водотдачи;
кальцинированная сода (карбонат натрия) связывает избыток поливалентных ионов, в частности ионов кальция и магния, ускоряет диспергацию глинопорошка,
каустическая сода (гидроокись натрия) регулирует рН раствора, увеличивает диспергацию глины;
карбоксилметилцеллюлоза - регулятор фильтрации и реологии бурового раствора, реагент-стабилизатор глинистых дисперсий;
анионная смесь жиров и специальных добавок (торговое название ИКЛУБ или IKLUBE) смазывающая добавка; адсорбируется на металлических поверхностях, образуя прочную смазывающую пленку; снижает изнашивание материала при трении и продлевает срок эксплуатации оборудования; наиболее целесообразно применение ИКЛУБ в сильно отклоненных от вертикали и горизонтальных скважинах для снижения моментных нагрузок на бурильную колонну; уменьшает срезывающее усилие и вероятность дифференциального прихвата;
смесь специфических биологически разложимых неионогенных поверхностно-активных веществ (торговое название ИКД или IKD) - детергирующее, смачивающее и диспергирующее действие которых предотвращает налипание глинистых частиц на буровой инструмент, обеспечивает низкое поверхностное натяжение для улучшения смачивающего эффекта, хорошие эмульгирующие свойства для нефтей и жирных продуктов, поверхностно-активные вещества не создают вспенивания при нормальной температуре бурения;
смесь сложного эфира жирной кислоты, органических производных, неионогенных поверхностно-активных веществ и минерального масла (торговое название ИКДЕФОМ или IKDEFOAM) - универсальный пеногаситель - используется для подавления пенообразования, по мере необходимости;
акриламидсодержащие полимеры - органические полиэлектролиты, растворимые в воде флокулянты твердой фазы, представляющие собой обратные водомасляные эмульсии, используются для стабилизации набухающих в воде и диспергирующихся глин, загущают раствор, стабилизируют стенки ствола скважины, создают между частицами твердой фазы мостиковые связи, образуя при этом относительно прочные флокулы, создают на стенках скважины эластичную полупроницаемую пленку, создают гелеобразные структуры в трещинах, образующихся в стенках ствола в ходе бурения,
в частности, оригинальные полиэлектролиты:
высокомолекулярный анионный полиэлектролит (торговое название ИКСТАБ или IKSTAB),
высокомолекулярный амфолитный полиэлектролит (торговое название ГРИНДРИЛ или GREENDRILL),
низкомолекулярный анионный полиэлектролит (торговое название ИКПАН или IKPAN), к тому же низкомолекулярный анионный полиэлектролит является термостойким понизителем водоотдачи пресных и высокоминерализованных систем буровых растворов;
смесь органических веществ и катионных производных в водном растворе бактерицид (торговое название ИКБАК или IKBAC), синергетический продукт с бактерицидными, дезинфицирующими и замедляющими процесс коррозии свойствами.
В качестве глины используется бентонит - глинистый минерал монтмориллонит, в частности 2:1 - монтмориллонит, в виде глинопорошка, объемной плотностью 800-900 кг/м3, легко диспергируемый в коллоидный раствор, а также палыгорскит, коалинит. Для бурения в отложениях песка или в гравийно-галечных грунтах в буровой раствор дополнительно вводят в виде глинопорошка аттапульгит. Частицы глинопорошка имеют форму плоских или лентовидных чешуйчатых пластинок.
Сода кальцинированная соответствует отечественному ГОСТ Р 5100-95, сода каустическая отечественному ГОСТ 4328-77.
Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) применяется, в частности, в виде натриевой соли КМЦ, соответствует отечественным ТУ 6-55-40-90 или спецификации 13А АНИ. Используют КМЦ с низкой вязкостью (КМЦ-LV), не менее 50 мПа·с 2%-ного водного раствора при 25°С (по Брукфильду), со степенью полимеризации 500-550. При необходимости регулирования фильтрации и/или вязкости бурового раствора, в основном там, где требуется по технологическим причинам поддержание высоких реологических характеристик раствора, дополнительно используют КМЦ с высокой вязкостью (КМЦ-HV), более 1000 мПа·с 2%-ного водного раствора при 25°С (по Брукфильду), со степенью полимеризации 700-800.
Ингредиент ИКЛУБ (ТУ 6-01-868-79) представляет собой аддукт олеиновой кислоты с этилендиамином, аддукт цис-9-октадеценовой кислоты с этилендиамином, имеющий химическое название (по IUPAC, по CAS регистрационный №27738-73-4) этилендиамин-цис-9-октадеценоат, молекулярная формула C20H42N2O2, молекулярная масса 332,57, структурная формула CH3(CH2)7CH=H(CH2)7COOHNH2(CH2)2NH2, слегка вязкая жидкость светло-желтого цвета, плотность при 20°С~1 г/см3, рН 8-9, температура вспышки не ниже 200°С, температура воспламенения не ниже 65°С, нерастворима в воде, диспергируется в морской воде.
Ингредиент ИКД (ТУ 6-02-09-07-92) имеет химическое название (по IUPAC, по CAS регистрационный №9016-45-9) альфа-(Нонилфенил)-омега-гидроксиокта (окси-1,2-этандиил) или октаоксиэтиленовый эфир нонилфенола (или нонилфенокси [окта (этиленокси)] этанол), молекулярная формула С31Н56O9, молекулярная масса 572,74, структурная формула
прозрачная жидкость с легким спиртовым запахом, плотность 1,02-1,03 г/см3, рН 6-8, точка кипения -270°С, температура вспышки не ниже 85°С, растворим в воде при комнатной температуре, биологическая разложимость свыше 80% по стандарту ЕЭС.
Ингредиент ИКДЕФОМ (ТУ 6-09-16-1539-90) представляет собой жидкость бледно-соломенного цвета без запаха, плотность 0,87-0,89 г/см3, растворима в воде при перемешивании, диспергируется.
Ингредиент ИКСТАБ представляет собой оригинальный органический анионный полиэлектролит - высокомолекулярный сополимер, содержащий звенья акриламида примерно от 50 до примерно 80 мас.% и акрилата натрия примерно от 50 до примерно 20 мас.%, в пересчете на массу сополимера, с характеристической вязкостью сополимера 20-10, имеющий высокую растворимость в воде, где указанный сополимер проявляет ионную активность, представляющийся в виде высокодисперсной обратной водомасляной эмульсии, сохраняющей термо- и морозоустойчивость и стабильность в диапазоне температур от +175 до -35°С и подвижность при температуре до -35°С. Органический анионный полиэлектролит синтезируют эмульсионной полимеризацией в водомасляной эмульсии в адиабатическом режиме с участием пероксидных инициаторов реакционной смеси, содержащей в качестве дисперсионной фазы низкозастывающее углеводородное масло, эмульгатор - смесь жирных кислот с триэтаноламином и шихты мономера, приготовленной перемешиванием до полного растворения мономера из ряда акриламидов в водном растворе, неорганической соли щелочного металла I группы Периодической таблицы элементов и в качестве регулятора молекулярной массы моноамино-монокарбоновой аминокислоты, содержащей метилированную сульфгидрильную группу, в количестве 0,1-0,25% от массы мономера, предварительно преобразованной турбулентным диспергированием в высокодисперсную стабильную обратную водомасляную мономерную эмульсию, с последующим гидролизом полученной эмульсии сополимеров и продувкой инертным газом в присутствии водного раствора гидроокиси.
Ингредиент ГРИНДРИЛ представляет собой оригинальный органический амфолитный полиэлектролит - высокомолекулярный сополимер, содержащий звенья акриламида примерно от 50 до примерно 94 мас.%, акрилата натрия примерно от 45 до примерно 5 мас.% и виниламина примерно от 5 до примерно 1 мас.%, в пересчете на массу сополимера, с характеристической вязкостью сополимера 18-10, имеющий высокую растворимость в воде, где указанный сополимер проявляет ионную активность, представляющийся в виде высокодисперсной обратной водомасляной эмульсии, сохраняющей термо- и морозоустойчивость и стабильность в диапазоне температур от +175 до -35°С и подвижность при температуре до -35°С. Органический амфолитный полиэлектролит синтезируют эмульсионной полимеризацией в водомасляной эмульсии в адиабатическом режиме с участием пероксидных инициаторов реакционной смеси, содержащей в качестве дисперсионной фазы низкозастывающее углеводородное масло, эмульгатор - смесь жирных кислот с триэтаноламином и шихты мономера, приготовленной перемешиванием до полного растворения мономера из ряда акриламидов в водном растворе, неорганической соли щелочного металла I группы Периодической таблицы элементов и в качестве регулятора молекулярной массы моноамино-монокарбоновой аминокислоты, содержащей метилированную сульфгидрильную группу, в количестве 0,1-0,25% от массы мономера, предварительно преобразованной турбулентным диспергированием в высокодисперсную стабильную обратную водомасляную мономерную эмульсию, с последующим гидролизом полученной эмульсии сополимеров, в присутствии гипохлорита натрия в количестве 5% от массы мономера и гидроокиси натрия, причем мольное соотношение гипохлорит натрия: гидроокись натрия составляет 1:3,6, и продувкой инертным газом.
Ингредиент ИКПАН представляет собой оригинальный низкомолекулярный органический анионный полиэлектролит - сополимер, содержащий звенья акриламида примерно от 20 до примерно 80 мас.% и акрилата натрия примерно от 80 до примерно 20 мас.%, в пересчете на массу сополимера, с характеристической вязкостью сополимера 1,5-4,5 и относительной молекулярной массой 5·105-4·106, имеющий высокую растворимость в воде, где указанный сополимер проявляет ионную активность, представляющийся в виде высокодисперсной обратной водомасляной эмульсии, сохраняющей термо- и морозоустойчивость и стабильность в диапазоне температур от +175 до -35°С и подвижность при температуре до -35°С. Низкомолекулярный органический анионный полиэлектролит синтезируют эмульсионной полимеризацией в водомасляной эмульсии в адиабатическом режиме с участием пероксидных инициаторов реакционной смеси, содержащей в качестве дисперсионной фазы низкозастывающее углеводородное масло, эмульгатор - смесь жирных кислот с триэтаноламином и шихты мономера, приготовленной перемешиванием до полного растворения мономера из ряда акриламидов в водном растворе, неорганической соли щелочного металла I группы Периодической таблицы элементов и в качестве регулятора молекулярной массы моноаминомонокарбоновой аминокислоты, содержащей метилированную сульфгидрильную группу (0,1-0,25% от массы мономера) в смеси с гидролизованным акриламидом в количестве 25-27% от массы мономера, предварительно преобразованной турбулентным диспергированием в высокодисперсную стабильную обратную водомасляную мономерную эмульсию, с последующим гидролизом полученной эмульсии сополимеров, в присутствии гипохлорита натрия в количестве 0,5% от массы мономера и гидроокиси натрия, причем мольное соотношение гипохлорит натрия гидроокись натрия составляет 1:36, и продувкой инертным газом.
При синтезе акриламидных полимеров, как анионных, так и амфолитного, мономер акриламида выбирают из ряда амидов, содержащего акриламид, метакриламид, N-алкилакриламид, NN-диалкилакриламид. В качестве моноаминомонокарбоновой аминокислоты применяют α-амино-γ-метилтиомасляную кислоту или метионин кормовой или фармацевтический. В качестве эмульгатора используют смесь жирных кислот из ряда олеиновой, линолевой, линоленовой и/или стеариновой и/или смоляной кислот и/или таллового масла с триэтаноламином и/или эмультал. Для создания дисперсионной фазы обратной эмульсии применяют селективной очистки дистиллятные углеводородные масла с температурой застывания -40÷-70°С и кинематической вязкостью 2-16 мм2/с при 50°С. В ходе синтеза акриламидосодержащих полимеров шихту и шихтовую водомасляную обратную эмульсию при ее образовании захолаживают до температуры, на 2-3°С превышающей температуру помутнения раствора шихты. Турбулентное эмульгирование выполняют высокооборотным перемешивающим устройством, турбомешалкой или миксером, предпочтительно обеспечивающим движение жидкости с центробежным критерием Рейнольдса Re не менее 2,3·105, имеющим зазор между лопастью мешалки и стенкой и днищем не более 2-3 мм.
Ингредиент бактерицид ИКБАК представляет собой прозрачную жидкость, плотность 1,03 г/см3, растворимую в воде, спиртах, нерастворимую в углеводородах, имеющую водородный показатель рН 3-5.
Сущность изобретения заключается в том, что буровой раствор на основе обратной водомасляной эмульсии, включающий глину, кальцинированную соду, каустическую соду, карбоксилметилцеллюлозу, смазывающую добавку, пеногаситель, поверхностно-активные вещества, акриламидосодержащие полимеры и воду, в качестве смазывающей добавки содержит указанный аддукт олеиновой кислоты с этилендиамином, имеющий торговое название ИКЛУБ, поверхностно-активные вещества с комбинированным детергирующим, смачивающим и диспергирующим действием, в виде указанного специфического биологически разложимого псионогенного поверхностно-активного вещества альфа-(нонилфенил)-омега-гидро-ксиокта(окси-1,2-этандиил), имеющего торговое название ИКД, и указанные поверхностно-активные вещества с комбинированным действием пеногасителя, вводимого по необходимости, в виде смеси сложного эфира жирной кислоты, органических производных, неионогенных поверхностно-активных веществ и минерального масла, имеющего торговое название ИКДЕФОМ, в качестве акриламидосодержащих полимеров содержит либо указанный органический анионный полиэлектролит - высокомолекулярный сополимер, содержащий звенья акриламида примерно от 50 до примерно 80 маc.% и акрилата натрия примерно от 20 до примерно 50 маc.%, в пересчете на массу сополимера, имеющий характеристическую вязкость 20-10, представляющийся в виде высокодисперсной обратной водомасляной эмульсии, синтезированный эмульсионной полимеризацией в водомасляной эмульсии в адиабатической режиме с участием пероксидных инициаторов реакционной смеси, содержащей низкозастывающее углеводородное масло, эмульгатор - смесь жирных кислот с триэтаноламином и шихты мономера, приготовленной перемешиванием до полного растворения мономера из ряда акриламидов в водном растворе, неорганической соли щелочного металла I группы Периодической таблицы элементов и моноаминомонокарбоновой аминокислоты, содержащей метилированную сульфгидрильную группу в количестве 0,1-0,25% от массы мономера, предварительно преобразованной турбулентным диспергированием в высокодисперсную стабильную обратную водомасляную мономерную эмульсию, с последующим гидролизом полученной эмульсии сополимеров и продувкой инертным газом в присутствии водного раствора гидроокиси, имеющий торговое название ИКСТАБ, либо указанный органический амфолитный полиэлектролит - высокомолекулярный сополимер, содержащий звенья акриламида примерно от 50 до примерно 94 маc.%, акрилата натрия примерно от 45 до примерно 5 маc.% и виниламина примерно от 5 до примерно 1 маc.%, в пересчете на массу сополимера, имеющий характеристическую вязкость 18-10, представляющийся в виде высокодисперсной обратной водомасляной эмульсии, синтезированный эмульсионной полимеризацией в водомасляной эмульсии в адиабатической режиме с участием пероксидных инициаторов реакционной смеси, содержащей низкозастывающее углеводородное масло, эмульгатор - смесь жирных кислот с триэтаноламином и шихты мономера, приготовленной перемешиванием до полного растворения мономера из ряда акриламидов в водном растворе, неорганической соли щелочного металла I группы Периодической таблицы элементов и моноаминомонокарбоновой аминокислоты, содержащей метилированную сульфгидрильную группу в количестве 0,1-0,25% от массы мономера, предварительно преобразованной турбулентным диспергированием в высокодисперсную стабильную обратную водомасляную мономерную эмульсию, с последующим гидролизом полученной эмульсии сополимеров, в присутствии гипохлорита натрия в количестве 5% от массы мономера и гидроокиси натрия, причем соотношение гипохлорит натрия: гидроокись натрия составляет 1:3,6, и продувкой инертным газом, имеющий торговое название ГРИНДРИЛ, и указанный низкомолекулярный органический анионный полиэлектролит сополимер, содержащий звенья акриламида примерно от 20 до примерно 80 мас.% и акрилата натрия примерно от 80 до примерно 20 мас.%, в пересчете на массу сополимера, с характеристической вязкостью сополимера 1,5-4,5 и относительной молекулярной массой 5·105-4·106 и более, имеющий высокую растворимость в воде, где указанный сополимер проявляет ионную активность, представляющийся в виде высокодисперсной обратной водомасляной эмульсии, сохраняющей термо- и морозоустойчивость и стабильность в диапазоне температур от +175 до -35°С и подвижность при температуре до -35°С, синтезированный эмульсионной полимеризацией в водомасляной эмульсии в адиабатическом режиме с участием пероксидных инициаторов реакционной смеси, содержащей в качестве дисперсионной фазы низкозастывающее углеводородное масло, эмульгатор - смесь жирных кислот с триэтаноламином и шихты мономера, приготовленной перемешиванием до полного растворения мономера из ряда акриламидов в водном растворе, неорганической соли щелочного металла I группы Периодической таблицы элементов и моноаминомонокарбоновой аминокислоты, содержащей метилированную сульфгидрильную группу в смеси с гидролизованным акриламидом, в количестве 25-27% от массы мономера, предварительно преобразованной турбулентным диспергированием в высокодисперсную стабильную обратную водомасляную мономерную эмульсию, с последующим гидролизом полученной эмульсии сополимеров, в присутствии гипохлорита натрия в количестве 0,5% от массы мономера и гидроокиси натрия, причем мольное соотношение гипохлорит натрия: гидроокись натрия составляет 1:36, и продувкой инертным газом, имеющий торговое название ИКПАН (ИКПАН-SL с заниженной вязкостью 1,5-2,5 или ниже средней, и ИКПАН-RL с завышенной вязкостью 2,5-4,5 или выше средней).
При расширении и калибровании скважин длиной более 600 м и диаметром более 1200 мм вместо указанного ИКСТАБ применяют указанный ГРИНДРИЛ в тех же количествах. В летние периоды в процессе строительства перехода, для предотвращения преждевременной биологической деструкции полимеров, в состав бурового раствора дополнительно вводят указанный бактерицид ИКБАК в количестве 0,5-1 кг/м3. Используемый по необходимости указанный пеногаситель ИКДЕФОМ дополнительно вводят в состав бурового раствора в количестве 0,1-0,25 кг/м3.
Технология приготовления растворов заключается в приготовлении смешением в воде, гидрофильной глинистой суспензии, совместно с кальцинированной и каустической содой, при этом поддерживается порядок ввода ингредиентов в подготавливаемую суспензию, когда в водный раствор кальцинированной и каустической соды добавляют глинистый порошок, сперва аттапульгита, а затем бентонита, введении карбоксилметилцеллюлозы при достижении суспензией условной вязкости не менее 30 с, последующем раздельном добавлении, при интенсивном перемешивании предварительно синтезированных указанных низко- и высокомолекулярных оригинальных акриламидосодержащих полимеров в виде высокодисперсных обратных масляных эмульсий, указанных смазывающей добавки, детергента и других ингредиентов в требуемом количестве, в зависимости от вида и назначения бурения, горно-геологических и гидрогеохимических условий строительства. При этом высокомолекулярный акриламидосодержащий полимер вводится не менее чем в два приема, сперва доля в объеме 50±10% от эффективного количества высокомолекулярного акриламидосодержащего полимера, затем, после введения необходимого количества указанных ингредиентов ИКЛУБ и ИКД, по достижении гомогенной суспензией условной вязкости 50 с, вводят оставшуюся долю эффективного количества высокомолекулярного акриламидосодержащего полимера. Допускается использование глинопорошка палыгорскитовых и каолиновых глин.
В таблице 1 приведены конкретные примеры состава бурового раствора и их количественное соотношение. В таблице 2 приведены составы бурового раствора, в котором присутствуют ингредиенты в достаточном количестве каждый для оказания в композиции влияния на процесс бурения, в зависимости от вида разбуриваемых грунтов: в глинах, в суглинке, в отложениях супеси, в отложениях песка, в гравийно-галечниковых грунтах. В таблицах 3-6 представлены свойства соответствующих буровых растворов с учетом режимов и вида строительства ствола при бурении: проходка пилотной скважины, расширение пилотной скважины, калибрование ствола скважины, протаскивание дюкера. Как видно из таблиц 1-6, наличие в буровом растворе предложенной композиции ингредиентов при их определенном соотношении, включающей анионные либо амфолитные высоко- и низкомолекулярные полимерные добавки - оригинальные полиэлектролиты в виде обратных водомасляных эмульсий, обеспечивает требуемые технологические и реологические свойства получаемых полимерно-глинистых буровых растворов, для широкого диапазона грунтов, в зависимости от горно-геологических и гидрогеохимических условий строительства, в том числе строительства переходов наклонно-направленным и горизонтальным бурением, а также водных переходов. Наличие в составе заявленных ингредиентов позволяет получать глинистый полимерный буровой раствор с наилучшими технологическими параметрами (растворы 1-6), оптимальными вязкостными и структурно-механическими свойствами, низким показателем фильтрации, хорошими смазочными и противоизносными свойствами, экологически совместимого с окружающей средой. Предложенный высоковязкий полимерно-глинистый буровой раствор при проведении исследований, представленный под наименованием полимерный буровой раствор ИКПОЛ (ПБР ИКПОЛ, торговое название ИКПОЛ или IKPOL), соответствует государственным санитарно-эпидемиологическим правилам и нормативам ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ "Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности", по параметрам острой токсичности относится к малоопасным химическим веществам IV класса опасности. ЛД0 10000 мг/кг. Слабо раздражает слизистые оболочки глаз. Государственными гигиенической и санитарно-эпидемиологической службами Российской Федерации на данный буровой раствор выданы соответствующие официальные токсиколого-гигиенический паспорт и санитарно-эпидемиологическое заключение на возможность производства, применения (использования) и реализации предлагаемого полимерно-глинистого бурового раствора на территории Российской Федерации для строительства методом наклонно-направленного и горизонтального бурения переходов, в том числе подводных, и бурения скважин всех назначений.
Claims (24)
1. Буровой раствор на основе водомасляной эмульсии, включающий глину бентонитовую, каустическую соду, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, многофункциональные поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимер и воду, отличающийся тем, что он содержит КМЦ низкой вязкости, в качестве многофункциональных ПАВ - ИКЛУБ и ИКД, в качестве полимера - акриламидосодержащий полимер - анионный полиэлектролит АПЭ, высокомолекулярный ИКСТАБ или амфолитный полиэлектролит ГРИНДРИЛ, АПЭ низкомолекулярные ИКПАН-SL и ИКПАН-RL и дополнительно кальцинированную соду при следующем соотношении ингредиентов, кг на 1 м3 бурового раствора:
Бентонитовая глина 30 - 72
Кальцинированная сода 1 - 2,5
Каустическая сода 0,2 - 0,7
КМЦ низкой вязкости 0 - 3,5
ИКЛУБ 3 - 8
ИКД 0,5 - 3
ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ 2,6 - 4,5
ИКПАН-SL 2,5 - 4,5
ИКПАН-RL 1,2 - 2,5
Вода Остальное
2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит аттапульгитовую глину в количестве не более 33 кг на 1 м3 указанного раствора.
3. Буровой раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит КМЦ высокой вязкости в количестве не более 2,5 кг на 1 м3 указанного раствора.
4. Буровой раствор по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что при расширении и калибровании скважин длиной более 600 м и диаметром более 1200 мм он содержит амфолитный полиэлектролит ГРИНДРИЛ.
5. Буровой раствор по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что он дополнительно содержит бактерицид ИКБАК в количестве 0,5 - 1 кг на 1 м3 указанного раствора.
6. Буровой раствор по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что он дополнительно содержит пеногаситель ИКДЕФОМ в количестве 0,1 - 0,25 кг на 1 м3 указанного раствора.
7. Буровой раствор по любому из пп.2 и 3, отличающийся тем, что он содержит глины палыгорскитовую и/или каолинитовую.
8. Способ приготовления бурового раствора на основе водомасляной эмульсии, включающий смешение масла, многофункциональных поверхностно-активных веществ (ПАВ), каустической соды, карбоксиметилцеллюлозы КМЦ, полимера, глины бентонитовой, отличающийся тем, что при приготовлении раствора по п.1 сначала готовят гидрофильную глинистую суспензию смешением в воде кальцинированной и каустической соды и указанной глины, в полученную суспензию при перемешивании последовательно вводят КМЦ низкой вязкости и ИКПАН в виде высокодисперсной обратной масляной эмульсии до получения гомогенной системы, в которую затем вводят в виде высокодисперсной обратной водомасляной эмульсии в количестве 40-60% от его содержания в указанном растворе ИКСТАБ, имеющий характеристическую вязкость 10-20, или ГРИНДРИЛ, имеющий характеристическую вязкость 10-18, с последующим введением ИКЛУБ и ИКД, а после достижения суспензией условной вязкости 50 с вводят оставшуюся часть ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что указанный раствор дополнительно содержит аттапульгитовую глину в количестве не более 33 кг на 1 м3 указанного раствора.
10. Способ по п.8 или 9, отличающийся тем, что указанный раствор дополнительно содержит КМЦ высокой вязкости в количестве не более 2,5 кг на 1 м3 указанного раствора.
11. Способ по п.8 или 10, отличающийся тем, что КМЦ и ИКПАН вводят в указанную суспензию при достижении ею условной вязкости не менее 30 с.
12. Способ по п.9 или 11, отличающийся тем, что бентонитовую и аттапульгитовую глину вводят раздельно в виде глинопорошка, имеющего объемную плотность 800-900 кг/м3 и пластинчатую и чешуйчатую форму частиц, причем бентонитовую глину вводят последовательно по завершению ввода аттапульгитовой глины.
13. Способ по любому из пп.9-12, отличающийся тем, что раствор содержит глины палыгорскитовую и/или каолинитовую в виде глинопорошка.
14. Способ по любому из пп.10-13, отличающийся тем, что КМЦ низкой вязкости КМЦ-LV имеет вязкость не менее 50 мПа·с, а КМЦ высокой вязкости КМЦ-HV имеет вязкость более 1000 мПа·с, при этом КМЦ представляет собой натриевые соли КМЦ.
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что КМЦ низкой вязкости имеет степень полимеризации 500-550, а КМЦ высокой вязкости имеет степень полимеризации 700-800.
16. Способ по любому из пп.8-10, отличающийся тем, что вводят ИКПАН-SL, имеющий характеристическую вязкость 1,5 - 2,5, а ИКПАН-RL, имеющий характеристическую вязкость 2,5 - 4,5.
17. Способ по любому из пп.8-10, отличающийся тем, что при расширении и калибровании скважин длиной более 600 м и диаметром более 1200 мм он содержит амфолитный полиэлектролит ГРИНДРИЛ.
18. Способ по любому из пп.8-10, отличающийся тем, что акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием мономера акриламида, выбранного из ряда амидов, содержащего акриламид, метакриламид, N-алкилакриламид, NN-диалкилакриламид.
19. Способ по любому из пп.8-10 или 18, отличающийся тем, что акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием в качестве моноаминомонокарбоновой аминокислоты α-амино - γ-метилтиомасляной кислоты или метионина кормового или фармацевтического.
20. Способ по любому из пп.8-10 или 19, отличающийся тем, что акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием в качестве эмульгатора смеси жирных кислот из ряда олеиновой, линолевой, линоленовой и/или стеариновой, и/или смоляной кислот, и/или таллового масла с триэтаноламином, и/или эмультал.
21. Способ по любому из пп.8-10 или 20, отличающийся тем, что акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием для создания дисперсионной фазы обратной эмульсии дистиллятных углеводородных масел селективной очистки с температурой застывания -40 ÷ -70°С и кинематической вязкостью 2-16 мм2/с при 50°С.
22. Способ по любому из пп.8-10 или 21, отличающийся тем, что акриламидосодержащие полимеры синтезированы с использованием охлаждения шихты и шихтовой водомасляной обратной эмульсии при ее образовании до температуры, на 2-3°С превышающей температуру помутнения раствора шихты.
23. Способ по любому из пп.8-10 или 22, отличающийся тем, что акриламидосодержащие полимеры синтезированы с выполнением турбулентного эмульгирования высокооборотным перемешивающим устройством, турбомешалкой или миксером, предпочтительно обеспечивающим движение жидкости с центробежным критерием Рейнольдса (Re) не менее 2,3·105, имеющим зазор между лопастью мешалки, стенкой и днищем не более 2-3 мм.
24. Способ по любому из пп.8-10, отличающийся тем, что акриламидосодержащие полимеры - полиэлектролиты обладают функцией эффективного формирования множества композиционных сгущений, гелей, нитей, либо полимерных сеток, или их соединений.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002112791/03A RU2231534C2 (ru) | 2002-05-16 | 2002-05-16 | Буровой раствор и способ приготовления бурового раствора |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002112791/03A RU2231534C2 (ru) | 2002-05-16 | 2002-05-16 | Буровой раствор и способ приготовления бурового раствора |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002112791A RU2002112791A (ru) | 2003-11-20 |
| RU2231534C2 true RU2231534C2 (ru) | 2004-06-27 |
Family
ID=32845647
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002112791/03A RU2231534C2 (ru) | 2002-05-16 | 2002-05-16 | Буровой раствор и способ приготовления бурового раствора |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2231534C2 (ru) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451786C1 (ru) * | 2011-01-12 | 2012-05-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) | Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях |
| 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 |
| RU2474602C1 (ru) * | 2011-08-17 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2602280C1 (ru) * | 2015-09-17 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
| WO2019036227A1 (en) * | 2017-08-15 | 2019-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | OIL BASED DRILLING FLUIDS FOR HIGH PRESSURE AND HIGH TEMPERATURE DRILLING OPERATIONS |
| US10640696B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-05-05 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations |
| US10647903B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-05-12 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers and amino amides as emulsifiers |
| US10745606B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-08-18 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers |
| US10793762B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids |
| US10870788B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-12-22 | Saudi Arabian Oil Company | Thermally stable surfactants for oil based drilling fluids |
| US10876039B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-12-29 | Saudi Arabian Oil Company | Thermally stable surfactants for oil based drilling fluids |
| US10988659B2 (en) | 2017-08-15 | 2021-04-27 | Saudi Arabian Oil Company | Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids |
| CN114316121A (zh) * | 2022-02-24 | 2022-04-12 | 重庆威能钻井助剂有限公司 | 一种钻井液用支化形两性离子聚合物稀释剂及其制备方法 |
| CN116217922A (zh) * | 2023-03-02 | 2023-06-06 | 西南石油大学 | 一种钻井液用聚甲硫氨酸润滑剂及其制备方法及应用 |
-
2002
- 2002-05-16 RU RU2002112791/03A patent/RU2231534C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451786C1 (ru) * | 2011-01-12 | 2012-05-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) | Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях |
| 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 |
| RU2474602C1 (ru) * | 2011-08-17 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях аномально низких пластовых давлений |
| RU2602280C1 (ru) * | 2015-09-17 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
| WO2019036227A1 (en) * | 2017-08-15 | 2019-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | OIL BASED DRILLING FLUIDS FOR HIGH PRESSURE AND HIGH TEMPERATURE DRILLING OPERATIONS |
| US10640696B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-05-05 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations |
| US10647903B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-05-12 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers and amino amides as emulsifiers |
| US10676658B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-06-09 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations |
| CN111492034A (zh) * | 2017-08-15 | 2020-08-04 | 沙特***石油公司 | 用于高压和高温钻井操作的油基钻井液 |
| US10745606B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-08-18 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers |
| US10793762B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids |
| US10870788B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-12-22 | Saudi Arabian Oil Company | Thermally stable surfactants for oil based drilling fluids |
| US10876039B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-12-29 | Saudi Arabian Oil Company | Thermally stable surfactants for oil based drilling fluids |
| US10954425B2 (en) | 2017-08-15 | 2021-03-23 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations |
| US10988659B2 (en) | 2017-08-15 | 2021-04-27 | Saudi Arabian Oil Company | Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids |
| US11034880B2 (en) | 2017-08-15 | 2021-06-15 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations |
| CN114316121A (zh) * | 2022-02-24 | 2022-04-12 | 重庆威能钻井助剂有限公司 | 一种钻井液用支化形两性离子聚合物稀释剂及其制备方法 |
| CN114316121B (zh) * | 2022-02-24 | 2023-02-17 | 重庆威能钻井助剂有限公司 | 一种钻井液用支化形两性离子聚合物稀释剂及其制备方法 |
| CN116217922A (zh) * | 2023-03-02 | 2023-06-06 | 西南石油大学 | 一种钻井液用聚甲硫氨酸润滑剂及其制备方法及应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Fink | Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids | |
| CA2767426C (en) | Emulsion stabilizing agents for drilling and completion fluids | |
| RU2231534C2 (ru) | Буровой раствор и способ приготовления бурового раствора | |
| EP2207862B1 (en) | Drilling composition, process for its preparation, and applications thereof | |
| CA2426998C (en) | Environmentally acceptable fluid polymer suspension for oil field services | |
| US7943554B2 (en) | Wellbore fluid comprising at least one polymer containing pendant alkyl groups | |
| US20110146983A1 (en) | Method of carrying out a wllbore operation | |
| EA002964B1 (ru) | Флюид и способ высвобождения заклинившей в буровой скважине трубы или инструмента | |
| EP1431368A1 (en) | Fluid loss reducer for high temperature high pressure water-based mud application | |
| CN103045210A (zh) | 一种高效封堵油基钻井液及其制备方法 | |
| JPH09503017A (ja) | 無毒性、生物分解性の坑井流体 | |
| EA002952B1 (ru) | Флюид для бурения или технологического обслуживания скважины и способ бурения или технологического обслуживания скважины | |
| EP0957149B1 (en) | Invert emulsion well drilling and servicing fluids | |
| BR112019017731A2 (pt) | Aditivo para melhorar as propriedades de temperatura fria em fluidos à base de óleo | |
| CN102459502A (zh) | 井眼流体添加剂及其制备方法 | |
| US20050202978A1 (en) | Polymer-based, surfactant-free, emulsions and methods of use thereof | |
| US20150072904A1 (en) | Oil based mud system | |
| JPH075882B2 (ja) | 水性媒体の粘度を高めるための液状ポリマー含有組成物 | |
| US6667354B1 (en) | Stable liquid suspension compositions and suspending mediums for same | |
| WO1996022342A1 (en) | Base oil for well-bore fluids | |
| EP2707451B1 (en) | Method of carrying out a wellbore operation | |
| RU2222566C1 (ru) | Буровой раствор | |
| US20180142135A1 (en) | Invert emulsifiers from dcpd copolymers and their derivatives for drilling applications | |
| CN110819319A (zh) | 一种钻井液体系及制备方法 | |
| RU2097547C1 (ru) | Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050517 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140517 |