RU2648379C1 - Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С - Google Patents
Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С Download PDFInfo
- Publication number
- RU2648379C1 RU2648379C1 RU2017117799A RU2017117799A RU2648379C1 RU 2648379 C1 RU2648379 C1 RU 2648379C1 RU 2017117799 A RU2017117799 A RU 2017117799A RU 2017117799 A RU2017117799 A RU 2017117799A RU 2648379 C1 RU2648379 C1 RU 2648379C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- biopolymer
- drilling
- bischofite
- drilling fluid
- carbonate
- Prior art date
Links
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 title claims abstract description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 11
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 7
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 5
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003518 caustics Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims abstract description 5
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 150000003626 triacylglycerols Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 26
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 10
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 5
- -1 bischofite chlorides Chemical class 0.000 claims description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 2
- 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 claims 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 abstract description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 abstract 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 3
- 239000010442 halite Substances 0.000 description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920003064 carboxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
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)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к буровым растворам, используемым при бурении нефтяных скважин. Технический результат - повышение технологической эффективности бурового раствора и повышение качества вскрытия продуктивных терригенных коллекторов нефти и газа. Полисолевой биополимерный буровой раствор для бурения нефтяных скважин содержит, мас.%: каустическую или кальцинированную соду 0,05-0,10; хлорид натрия 22,5-24,0; хлорид калия 2,0-3,0; бишофит 5,0-6,0; акриловый полимер 0,05-0,15; карбоксиметилцеллюлозу 0,25-0,40; биополимерный реагент ксантанового типа 0,3-0,4; карбонатный кольматант 3,0-6,0; смазочную добавку, представляющую собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ, 0,3-1,5; пеногаситель 0,03-0,05; воду остальное. 2 табл.
Description
Изобретение относится к полимерным буровым растворам на водной основе, применяемым при бурении наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях с присутствием в разрезе карбонатных и терригенных отложений, в том числе в хемогенных породах (галит).
Буровой раствор для бурения скважин в горно-геологических условиях Восточной Сибири помимо выполнения известных функций должен обладать следующими качествами:
- иметь устойчивые структурные и реологические свойства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин со сложными профилями;
- по составу дисперсионной среды и общей минерализации соответствовать минерализации пластовой воды продуктивного хамакинского горизонта во избежание физико-химических явлений массопереноса и образования осадков, загрязняющих поровое пространство;
- не растворять хемогенные отложения;
- содержать дисперсную фазу (кольматант), способствующую поверхностной кольматации с целью уменьшения глубины проникновения фильтрата, с учетом особенностей строения и состава порового пространства;
- обладать смазочными свойствами для обеспечения проводки горизонтальных скважин большой длины со сложными профилями;
- не приводить к преждевременному коррозионному износу оборудования.
Известен биополимерный буровой раствор на водной основе, содержащий следующие компоненты, мас. %: биополимер 0,5-0,6; хлорид кальция 14-18; вода остальное (например, патент SU 1774946, МПК-1990.01 С09К 7/02). Данный раствор имеет следующие недостатки: повышенные значения показателя фильтрации при повышенных перепадах давления, низкие смазочные свойства, а также повышенную коррозионную активность по отношению к буровому оборудованию.
Наиболее близким аналогом к изобретению по своей технологической сущности является безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов (прототип), который содержит, мас. %: полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа 0,2-0,5, этилендиамины жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,0, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент УЩР или гуматно-калиевый реагент ГКР 3,0-6,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0, вода остальное (см. патент RU 2289603, МПК-2006.01 С09К 8/10).
Недостатками данного раствора является отсутствие заменяющих регентов российского производства (УЩР, ГКР), высокая стоимость используемых химических реагентов с учетом концентраций, сложность в управлении свойствами при различных концентрациях компонентов из-за их разнонаправленного действия (разжижение, загущение). В прототипе отсутствуют реагенты, повышающие и поддерживающие рН воды на уровне 8-10, что необходимо для обеспечения функционирования полимеров. В прототипе отсутствует реагент-пеногаситель, что не учитывает потенциальную склонность такого типа растворов к пенообразованию. Применение растворов с концентрацией хлорида натрия ниже пороговой (20-24%) способствует активному растворению отложений галита, увеличению кавернозности ствола скважин с сопутствующими осложнениями.
Сущность изобретения заключается в том, что за счет включения в рецептуру биополимерного бурового раствора специальных реагентов и материалов, а именно каустической или кальцинированной соды, акрилового полимера, карбонатных кольматантов и пеногасителя, повышается его эффективность и качество строительства скважин в сложных горно-геологических условиях. Состав и концентрация компонентов разработанного бурового раствора обеспечивают необходимые структурные и реологические свойства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин со сложными профилями.
Введение каустической или кальцинированной соды обеспечивает рН воды на уровне 8-10, за счет чего полимерные реагенты бурового раствора работают наиболее эффективно.
Карбоксиметилцеллюлоза в растворе играет роль понизителя фильтрации.
Биополимерный реагент в растворе отвечает за структурообразование.
Введение акрилового полимера обеспечивает стабильность реологических свойств бурового раствора.
Сочетание солей в заявленном соотношении позволяет значительно снизить интенсивность физико-химических явлений массопереноса и образования осадков, загрязняющих поровое пространство и ухудшающих качество первичного вскрытия продуктивных горизонтов. Разработанный буровой раствор по общей минерализации дисперсионной среды соответствует минерализации пластовой воды продуктивных горизонтов (порядка 350 г/л). Одновременно обеспечивается сохранность хемогенных отложений (не растворяет галит).
Введение в разработанную рецептуру специально подобранного кольматанта на основе карбоната кальция обеспечивает создание на стенках скважины плотной кольматационной корки, способствующей поверхностной кольматации с целью уменьшения глубины проникновения фильтрата. Подбор фракционного состава кольматанта для конкретного эксплуатационного объекта осуществляется по методике, учитывающей особенности строения и свойств проницаемого пласта.
Введение пеногасителя предотвращает возможное пенообразование и тем самым обеспечивает стабильность технологических характеристик бурового раствора.
Введение смазочной добавки, представляющей собой композицию триглицеридов, гликолей, неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) и модифицирующих полезных добавок, устойчивой к пенообразованию и солестойкой, улучшает структурные и реологические, фильтрационные и смазочные показатели, повышает коррозионную устойчивость. При этом активные компоненты смазочной добавки (ПАВ) способствуют уменьшению поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - пластовая нефть и способствуют качественному первичному вскрытию. Уменьшается растворяющий объем в буровом растворе, что способствует уменьшению объемов растворения посторонних веществ при проводке ствола скважины.
Состав и концентрации компонентов бурового раствора приведены в таблице 1.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.
Пример. Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: вода 1 л, кальцинированная сода 0,5 г, хлорид натрия 230 г, хлорид калия 25 г, бишофит 55 г, Праестол 2540Н 1 г, биополимерный реагент - ксантановая смола 3,5 г, Камцел 1000 2,5 г, кольматант - КС-80 30 г и смазочная добавка ФК-2000 Плюс М.
Раствор приготавливают путем поочередного введения и смешивания компонентов до полного растворения.
В лабораторных условиях с использованием стандартных методик на указанных приборах и оборудовании исследовали следующие параметры заявляемого бурового раствора: рычажные весы - плотность, кг/м3; вискозиметр ВБР-1 - условная вязкость, с; ротационный вискозиметр - пластическую вязкость, мПа⋅с, динамическое напряжение сдвига, дПа, статическое напряжение сдвига, дПа; фильтр-пресс - показатель фильтрации, см3/30 мин; рН-метр - кислотность среды; прибор КТК-2 - коэффициент трения корки; электронный штангенциркуль - толщину корки, мм; цилиндр стабильности ЦС-2 - стабильность раствора; термометр. Смазочные свойства изучали на приборе фирмы «Бароид». Результаты измерений представлены в таблице 2.
Оценку кольматирующей способности бурового раствора, глубины и объема проникновения фильтрата выполняли по методике определения коэффициента восстановления проницаемости керна после воздействия бурового раствора. На лабораторной установке ПИК-ОФП-FD моделировали пластовые условия, режим воздействия моделировали по времени воздействия и параметрам, аналогичным процессу первичного вскрытия. Через насыщенные пластовыми флюидами образцы керна горных пород (колонка из трех кернов), отобранные из продуктивного хамакинского горизонта, прокачивали сначала керосин, затем буровой раствор и затем снова керосин, определяя проницаемость для керосина до и после воздействия буровым раствором и его фильтратом. При этом определялись глубина и время проникновения бурового раствора и его фильтрата в колонку керна. В заключение определялась газопроницаемость каждого образца керна и сравнивалась с начальной (до эксперимента).
По результатам экспериментов по оценке кольматирующей способности бурового раствора, глубины и объема проникновения фильтрата, коэффициент восстановления проницаемости после воздействия бурового раствора получен в диапазоне 1,5-3,5%. Проницаемость первого образца в колонке из трех образцов, по отношению к начальной проницаемости до проведения экспериментов, находилась в диапазоне 17-31%, второго - 65-77%, а третьего - 95-100%. Результаты свидетельствуют о высокой кольматационной способности бурового раствора и о снижении глубины загрязнения образцов керна. Для сравнения, подобные буровые растворы без кольматантов, по результатам проведенных экспериментов, показывают, что фильтрат бурового раствора проникает по всей длине колонки и снижает проницаемость образцов керна, в том числе третьего образца в среднем до 20 - 70% по отношению к начальной.
Замерялась общая минерализация фильтрата бурового раствора путем проведения лабораторного анализа на 6-компонентный состав. Минерализация фильтрата составляла 300-350 г/л.
Указанные параметры, особенности и преимущества заявляемого бурового раствора позволят:
- предупредить осложнения за счет сохранения высокой выносящей и удерживающей способностей бурового раствора, низкого значения показателя фильтрации, высокой смазывающей способности бурового раствора;
- фильтрату бурового раствора по составу дисперсионной среды и общей минерализации соответствовать минерализации пластовой воды продуктивного хамакинского горизонта и значительно снизить активность физико-химических явлений массопереноса и образования осадков, загрязняющих поровое пространство;
- не растворять хемогенные отложения в разрезе горных пород;
- повысить качество вскрытия продуктивных пластов за счет предупреждения глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласт за счет формирования низкопроницаемой и устойчивой в условиях полисолевой минерализации фильтрационной корки и зоны кольматации и низкого поверхностного натяжения на границе с пластовой нефтью;
- повысить технико-экономические показатели за счет уменьшения количества дорогостоящих импортных реагентов.
Claims (2)
- Полисолевой биополимерный буровой раствор для бурения нефтяных скважин, содержащий соли - хлориды натрия, калия и бишофит, полимерный понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, биополимерный реагент ксантанового типа, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что хлориды натрия, калия и бишофит применяются совместно, дополнительно к ним раствор содержит каустическую или кальцинированную соду, акриловый полимер, карбонатный кольматант и пеногаситель, а в качестве смазочной добавки используется добавка, представляющая собой композицию триглицеридов, гликолей и неионогенных поверхностно-активных веществ ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
каустическая или кальцинированная сода 0,05-0,10 хлорид натрия 22,5-24,0 хлорид калия 2,0-3,0 бишофит 5,0-6,0 акриловый полимер 0,05-0,15 карбоксиметилцеллюлоза 0,25-0,40 биополимерный реагент 0,3-0,4 карбонатный кольматант 3,0-6,0 указанная смазочная добавка 0,3-1,5 пеногаситель 0,03-0,05 вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017117799A RU2648379C1 (ru) | 2017-05-22 | 2017-05-22 | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017117799A RU2648379C1 (ru) | 2017-05-22 | 2017-05-22 | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2648379C1 true RU2648379C1 (ru) | 2018-03-26 |
Family
ID=61708133
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017117799A RU2648379C1 (ru) | 2017-05-22 | 2017-05-22 | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2648379C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695201C1 (ru) * | 2018-11-29 | 2019-07-22 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта |
| RU2753910C1 (ru) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов |
| RU2756264C1 (ru) * | 2020-09-29 | 2021-09-28 | Александр Вячеславович Занчаров | Ингибирующий биополимерный раствор |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4422947A (en) * | 1980-12-19 | 1983-12-27 | Mayco Wellchem, Inc. | Wellbore fluid |
| US4439328A (en) * | 1981-12-28 | 1984-03-27 | Moity Randolph M | Well servicing fluid additive |
| RU2289603C1 (ru) * | 2005-03-01 | 2006-12-20 | Дочерняя Компания "Укргазвыдобування" Национальной Акционерной Компании "Нафтогаз Украины" | Биополимерный буровой раствор |
| RU2318855C2 (ru) * | 2006-04-17 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | Безглинистый буровой раствор |
| RU2352602C2 (ru) * | 2007-05-28 | 2009-04-20 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ФГУНПГП "Иркутскгеофизика" | Буровой раствор на водно-органической основе |
| RU2601635C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин |
-
2017
- 2017-05-22 RU RU2017117799A patent/RU2648379C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4422947A (en) * | 1980-12-19 | 1983-12-27 | Mayco Wellchem, Inc. | Wellbore fluid |
| US4439328A (en) * | 1981-12-28 | 1984-03-27 | Moity Randolph M | Well servicing fluid additive |
| RU2289603C1 (ru) * | 2005-03-01 | 2006-12-20 | Дочерняя Компания "Укргазвыдобування" Национальной Акционерной Компании "Нафтогаз Украины" | Биополимерный буровой раствор |
| RU2318855C2 (ru) * | 2006-04-17 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | Безглинистый буровой раствор |
| RU2352602C2 (ru) * | 2007-05-28 | 2009-04-20 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ФГУНПГП "Иркутскгеофизика" | Буровой раствор на водно-органической основе |
| RU2601635C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2695201C1 (ru) * | 2018-11-29 | 2019-07-22 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта |
| RU2753910C1 (ru) * | 2020-09-25 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов |
| RU2756264C1 (ru) * | 2020-09-29 | 2021-09-28 | Александр Вячеславович Занчаров | Ингибирующий биополимерный раствор |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2017296043B2 (en) | High density clear brine fluids | |
| RU2521259C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2648379C1 (ru) | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С | |
| RU2698389C1 (ru) | Высокоингибированный безглинистый эмульсионный буровой раствор | |
| NO303129B1 (no) | FremgangsmÕte for boring av en br÷nn og br÷nnborefluid | |
| Podoprigora et al. | Research of the influence of polymeric drilling mud on the filtration-capacitive properties of polymictic sandstones | |
| Iqbal et al. | An experimental study on the performance of calcium carbonate extracted from eggshells as weighting agent in drilling fluid | |
| RU2582197C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
| RU2601635C1 (ru) | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин | |
| RU2266312C1 (ru) | Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| Blinov et al. | Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids Based on Xanthan Gum | |
| RU2695201C1 (ru) | Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта | |
| RU2278890C1 (ru) | Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями | |
| RU2710654C1 (ru) | Высокоингибированный инвертный буровой раствор | |
| RU2186819C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор преимущественно для бурения горизонтальных скважин (варианты) | |
| RU2483091C1 (ru) | Буровой раствор для промывки длиннопротяженных крутонаправленных скважин в условиях многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых пород и способ его применения | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| Igwilo et al. | Evaluation of Pleurotus as Fluid Loss Control Agent in Synthetic Base Mud for Oil and Gas Drilling Operations | |
| RU2804720C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор | |
| RU2318855C2 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
| US11441367B2 (en) | Direct emulsions and methods of use | |
| RU2753910C1 (ru) | Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2602280C1 (ru) | Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2179568C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |