RU2601708C1 - Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин - Google Patents
Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2601708C1 RU2601708C1 RU2015142602/03A RU2015142602A RU2601708C1 RU 2601708 C1 RU2601708 C1 RU 2601708C1 RU 2015142602/03 A RU2015142602/03 A RU 2015142602/03A RU 2015142602 A RU2015142602 A RU 2015142602A RU 2601708 C1 RU2601708 C1 RU 2601708C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- killing
- gas wells
- peat
- viscoelastic composition
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 20
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 13
- 239000003415 peat Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 8
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 abstract description 3
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 abstract description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- QBWKPGNFQQJGFY-QLFBSQMISA-N 3-[(1r)-1-[(2r,6s)-2,6-dimethylmorpholin-4-yl]ethyl]-n-[6-methyl-3-(1h-pyrazol-4-yl)imidazo[1,2-a]pyrazin-8-yl]-1,2-thiazol-5-amine Chemical compound N1([C@H](C)C2=NSC(NC=3C4=NC=C(N4C=C(C)N=3)C3=CNN=C3)=C2)C[C@H](C)O[C@H](C)C1 QBWKPGNFQQJGFY-QLFBSQMISA-N 0.000 description 1
- 241000283690 Bos taurus Species 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical class [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical class [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 229940125846 compound 25 Drugs 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012765 fibrous filler Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000002688 persistence Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
- C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин содержит торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду. Дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %: торф 5-7, калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, полимер КМЦ 0,8-1,5, пеногаситель МАС-200М 1-3, утяжелитель 10-50, вода - остальное. 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для глушения нефтяных и газовых скважин.
Как известно глушение скважин представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ.
Рациональный выбор жидкости глушения (ЖГ) осуществляют с учетом горногеологических и технических условий работы скважин, что способствует разработке различных мероприятий по предупреждению таких основных осложнений, как поглощение ЖГ продуктивным пластом, нефтегазопроявления, снижение продуктивности скважин в послеремонтный период, коррозионное разрушение подземного оборудования и др. [Жидкости и технологии глушения скважин: учеб. пособ. / Л.А. Паршукова, В.П. Овчинников, Д.С. Леонтьев. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 97 с.].
Решение проблемы глушения скважин при проведении КРС с блокированием интервала перфорации или с повторным вскрытием (вырезание эксплуатационной колонны, дополнительная перфорация, ремонтно-изоляционные работы и др.) требует детального и глубокого изучения происходящих процессов как в удаленной зоне пласта, так и в ПЗП.
Наиболее важными технологическими параметрами блокирующих растворов при глушении скважин с сильно раздренированной ПЗП являются эффективная вязкость, концентрация и размеры коркообразующих частиц, от которых зависят остальные свойства: например, показатель фильтрации; СНС и др.
Вязкоупругие составы (ВУС) предназначены для временной защиты пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства и освоения скважин, так и при проведении КРС.
Разработаны несколько вариантов ВУС. Технология применения, состав и концентрации реагентов выбираются индивидуально для каждой скважины в зависимости от геолого-технических условий и цели работ.
ВУС содержит комплекс полисахаридных полимеров, реагенты для регулирования рН среды и комплексообразователь. Полимерный реагент и комплексообразователь выбирается в зависимости от необходимой термостабильности и плотности. Плотность ВУС может меняться от 1000 до 2000 кг/м3. Для получения ВУС плотностью 1000-1360 кг/м3 используют пресную воду или неорганические соли (хлориды калия, натрия, кальция), для более высокой плотности - соли органических кислот (формиаты калия, цезия).
ВУС характеризуется высокой скоростью структурообразования после доставки состава в ствол скважины, но при этом сохраняет текучесть в течение времени закачки состава; имеет практически нулевую фильтрацию, высокую прочность структуры (более 40 Па через сутки), не проникает в пласты с проницаемостью до 2 мкм2 при ΔP=3,5 МПа, не пропускает нефть, газ и воду, не образует водонефтяных эмульсий при контакте с углеводородной жидкостью, не образует нерастворимых осадков при взаимодействии с пластовыми флюидами [Жидкости и технологии глушения скважин: учеб. пособ. / Л.А. Паршукова, В.П. Овчинников, Д.С. Леонтьев. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 97 с.].
Особенностью ВУС является способность к деструкции через определенное время, которое регулируется изменением соотношения ингредиентов или рН среды, вводом деструктора или при сдвиговых деформациях. После деструкции состав имеет минимальную вязкость (1,5-2 сП), но при этом сохраняет минимальную фильтрацию и полностью удаляется из пласта после проведения несложных технологических приемов.
Технология приготовления ВУС основана на использовании стандартного оборудования. Объемы ВУС обычно небольшие (1-15 м3) и зависят от проводимых технологических операций.
Известен ВУС [а.с. СССР №1377371 от 07.06.1985 г. по кл. E21B 33/138, опубл. в Бюл. №8, 1988 г.].
Недостатком указанного ВУС является низкая эффективность проведения работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами: пониженная пластическая прочность ВУС связана с ингредиентным составом, в частности типом сшивающей окислительно-восстановительной системы и применяемыми наполнителями, которые не обладают высокими армирующими свойствами, необходимыми для образования ВУС с повышенной пластической прочностью.
Известен ВУС [а.с. СССР №1767159 от 01.10.1990 г. по кл. E21B 33/138, опубл. в Бюл. №37, 1992 г.].
Недостатком указанного ВУС является низкая эффективность проведения работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами: пониженная пластическая прочность связана с применением баритового концентрата в качестве наполнителя, который представляет собой инертный порошкообразный реагент и не обладает армирующими свойствами волокнистого наполнителя, способного повышать прочностные свойства.
В качестве прототипа взят торфощелочной раствор [Патент РФ №2550704, 2015 г.], содержащий торф, калийносодержащий щелочной модификатор, ингибитор - хлористый калий, понизитель водоотдачи - полимерный флоккулянт, пеногаситель и воду.
Недостатком указанного раствора является низкая эффективность образования вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, а также низкая плотность. Такой раствор целесообразно применять при бурении интервалов, сложенных глинистыми породами.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.
Технический результат при создании изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в отличие от известного торфощелочного раствора, взятого за прототип, предлагаемый вязкоупругий состав дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %:
| Торф | 5-7 |
| Калийносодержащий щелочной модификатор | 0,5-1,5 |
| Хлористый калий | 1-3 |
| Полимер КМЦ | 0,8-1,5 |
| Пеногаситель МАС-200М | 1-3 |
| Утяжелитель барит | 10-50 |
| Вода | Остальное |
Баритовый концентрат представляет собой мелкий порошок белого цвета, обладающий высоким удельным весом. Его качественные характеристики устанавливаются ГОСТ 4682-84 (Концентрат баритовый. Технические условия).
Основным достоинством является полное отсутствие в них вредных примесей, низкое содержание водорастворимых солей, выдержанность фракционного состава.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) применяется как стабилизатор консистенции, загуститель. Отличительной особенностью карбоксиметилцеллюлозы является способность к формированию очень вязкого коллоидного раствора, который стабильно сохраняет вязкость в течение длительного времени. По химической природе представляет собой высокополимерный ионный электролит в нейтральном или слабом щелочном эфире целлюлозы.
Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы раствора ионами калия. Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия.
Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.
Стоит отметить, что при добавлении гидроксида калия в ВУС происходит расщепление частиц торфа, в результате чего коллоидная фракция составляет менее 0,1 мм.
Исследования проводились в два этапа.
Во-первых, для оценки эффективности были исследованы статическое напряжение
сдвига и кинематическая вязкость ВУС на вискозиметре Model 900. Состав вязкоупругого состава (в %) представлен в таблице 1.
| Торф | 6 |
| Калийносодержащий щелочной модификатор | 1 |
| Хлористый калий | 1 |
| Полимер КМЦ | 1,1 |
| Пеногаситель МАС-200М | 1 |
| Утяжелитель | 25 |
| Вода | 64,9 |
Результаты исследований представлены в таблице 2.
Следующим этапом исследований являлось определение степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов (на примере одного из месторождений Западной Сибири) в условиях, моделирующих пластовые. Исследования проводились на установке «Model FDS-350».
Эксперимент проводился при следующих условиях: температура 70°C, горное давление - 60,60 МПа, пластовое давление - 24,50 МПа, эффективное давление 36,10 МПа.
Характеристики керна представлены в таблице 3.
Результаты определения степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства керна представлены в таблице 4.
Необходимо отметить, что при увеличении концентрации КМЦ свыше 1,5% образуется непрокачивамый раствор, при концентрации <0,8% получается состав с низкими структурно-механическими свойствами.
Концентрация барита зависит от геологических условий, а точнее от пластового давления.
Таким образом, такой торфощелочной ВУС можно рекомендовать при блокировании продуктивной части пород-коллекторов, так как и торф и нефть имеют органическое происхождение.
При определении степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов очевидно, что проницаемость после воздействия ВУСа уменьшилась незначительно. Давление срыва корки произошло при перепаде давления 32 атм.
Claims (1)
- Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %:
Торф 5-7 Калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5 Хлористый калий 1-3 Полимер КМЦ 0,8-1,5 Пеногаситель МАС-200М 1-3 Утяжелитель 10-50 Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015142602/03A RU2601708C1 (ru) | 2015-10-06 | 2015-10-06 | Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015142602/03A RU2601708C1 (ru) | 2015-10-06 | 2015-10-06 | Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2601708C1 true RU2601708C1 (ru) | 2016-11-10 |
Family
ID=57278211
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015142602/03A RU2601708C1 (ru) | 2015-10-06 | 2015-10-06 | Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2601708C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107556989A (zh) * | 2017-07-31 | 2018-01-09 | 常州聚盛节能工程有限公司 | 一种高密度水基钻井液加重剂的制备方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2102429C1 (ru) * | 1995-06-28 | 1998-01-20 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Безглинистый буровой раствор |
| RU2132466C1 (ru) * | 1997-10-07 | 1999-06-27 | Открытое акционерное общество "Уралкалий" | Способ обезвоживания жидких отходов, закладываемых в шахту |
| RU2211237C2 (ru) * | 2001-08-09 | 2003-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение "Нефтепромсервис" | Буровой раствор для заканчивания и ремонта скважин |
| US6927194B2 (en) * | 2002-08-01 | 2005-08-09 | Burts, Iii Boyce Donald | Well kill additive, well kill treatment fluid made therefrom, and method of killing a well |
| RU2388782C2 (ru) * | 2005-06-15 | 2010-05-10 | Родиа Шими | Буровой раствор, содержащий полимер, и применение полимера в буровом растворе |
-
2015
- 2015-10-06 RU RU2015142602/03A patent/RU2601708C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2102429C1 (ru) * | 1995-06-28 | 1998-01-20 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Безглинистый буровой раствор |
| RU2132466C1 (ru) * | 1997-10-07 | 1999-06-27 | Открытое акционерное общество "Уралкалий" | Способ обезвоживания жидких отходов, закладываемых в шахту |
| RU2211237C2 (ru) * | 2001-08-09 | 2003-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение "Нефтепромсервис" | Буровой раствор для заканчивания и ремонта скважин |
| US6927194B2 (en) * | 2002-08-01 | 2005-08-09 | Burts, Iii Boyce Donald | Well kill additive, well kill treatment fluid made therefrom, and method of killing a well |
| RU2388782C2 (ru) * | 2005-06-15 | 2010-05-10 | Родиа Шими | Буровой раствор, содержащий полимер, и применение полимера в буровом растворе |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107556989A (zh) * | 2017-07-31 | 2018-01-09 | 常州聚盛节能工程有限公司 | 一种高密度水基钻井液加重剂的制备方法 |
| CN107556989B (zh) * | 2017-07-31 | 2020-01-03 | 北京中海沃邦能源投资有限公司 | 一种高密度水基钻井液加重剂的制备方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7549474B2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
| CA2918022C (en) | Adjusting surfactant concentrations during hydraulic fracturing | |
| RU2695198C1 (ru) | Соединения с редкоземельными элементами для улучшения характеристик скважинных обрабатывающих композиций | |
| US11015106B2 (en) | Reusable high performance water based drilling fluids | |
| CA2916408C (en) | Lubricating compositions for use with downhole fluids | |
| AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| Blinov et al. | Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids | |
| CN105916959A (zh) | 使用液氨的压裂方法 | |
| CN105985758B (zh) | 一种封堵剂、含有该封堵剂的钻井液及其制备方法和应用 | |
| RU2567579C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2601708C1 (ru) | Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2582197C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2612040C2 (ru) | Полимер-эмульсионный буровой раствор | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| CN106520098A (zh) | 钻井用酸性解卡液及其制备方法 | |
| RU2760115C1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием | |
| US11274243B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| RU2386665C1 (ru) | Термостойкий вязкоупругий состав для заканчивания и ремонта скважин | |
| MX2013000415A (es) | Fluido de perforacion y metodo para perforar un pozo. | |
| CN110872508A (zh) | 非交联压裂液及其制备方法与应用 | |
| US9969924B2 (en) | Dual function internal breaker for crosslinked hydroxyethylcellulose | |
| US11746282B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| RU2787698C1 (ru) | Технологическая жидкость для закрепления неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений в нефтяных и газовых скважинах | |
| RU2733766C1 (ru) | БУРОВОЙ РАСТВОР С ТАМПОНИРУЮЩЕЙ ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ Petro Plug | |
| RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |