RU2186820C1 - Clayless drilling mud for controlled directional and horizontal holes and for exposing productive formations (versions) - Google Patents
Clayless drilling mud for controlled directional and horizontal holes and for exposing productive formations (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2186820C1 RU2186820C1 RU2001114124A RU2001114124A RU2186820C1 RU 2186820 C1 RU2186820 C1 RU 2186820C1 RU 2001114124 A RU2001114124 A RU 2001114124A RU 2001114124 A RU2001114124 A RU 2001114124A RU 2186820 C1 RU2186820 C1 RU 2186820C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- surfactant
- drilling fluid
- starch
- sodium hydroxide
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 66
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 62
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 51
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 18
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 150000001639 boron compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 7
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical class O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 9
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 6
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 6
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 5
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005303 weighing Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 30
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 12
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 11
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 11
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical class [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- -1 sodium salt compound carboxylic acid Chemical class 0.000 description 9
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 8
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 6
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 5
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 5
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Chemical class 0.000 description 5
- 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 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 3
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000007515 enzymatic degradation Effects 0.000 description 2
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 2
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002421 anti-septic effect Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000011086 high cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003010 ionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 210000001550 testis Anatomy 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым буровым растворам, применяемым при бурении горизонтальных, наклонно-направленных скважин и вскрытии продуктивных пластов. Изобретение может быть использовано при восстановлении скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях, в том числе при проходке неустойчивых терригенных отложений, высокопроницаемых пород, и пород, представленных в значительной степени переувлажненными глинами. The invention relates to the drilling of oil and gas wells, namely, clay-free drilling fluids used in the drilling of horizontal, directional wells and opening of reservoirs. The invention can be used in the restoration of wells by drilling second trunks in various hydrogeological conditions, including during the sinking of unstable terrigenous deposits, highly permeable rocks, and rocks represented by substantially waterlogged clays.
В настоящее время одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и полноты ее извлечения является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов из ранее пробуренных эксплуатационных скважин. Currently, one of the promising methods of intensifying oil production and completeness of its extraction is the development of fields using horizontal wells and horizontal sidetracks from previously drilled production wells.
Одним из важнейших условий успешного бурения горизонтальных скважин является использование буровых растворов с оптимальными реологическими свойствами, достаточными для обеспечения качественной очистки ствола скважины от выбуренной породы, транспортирования ее на поверхность, но при этом предупреждающих возникновение больших избыточных гидравлических сопротивлений. One of the most important conditions for successful drilling of horizontal wells is the use of drilling fluids with optimal rheological properties sufficient to ensure high-quality cleaning of the wellbore from cuttings, transporting it to the surface, but at the same time preventing the occurrence of large excess hydraulic resistance.
Раствор также должен обладать высокими ингибирующими свойствами по отношению к породам разреза, слагающим стенки скважины, обеспечивая их устойчивость на протяжении всего периода строительства, высокими смазочными свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, гидрофобизирующими свойствами для облегчения прохождения бурильной колонны, и предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины; капсулирующими свойствами для обеспечения очистки раствора от шлама на поверхности; низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор. The solution should also have high inhibitory properties with respect to the cut rocks composing the borehole walls, ensuring their stability throughout the construction period, high lubricating properties to improve the working conditions of the rock cutting tool at the bottom, water repellent properties to facilitate the passage of the drill string, and prevent sticking in highly curved and horizontal sections of the wellbore; encapsulating properties to ensure cleaning of the solution from sludge on the surface; low surface tension of the filtrate at the border with the hydrocarbon fluid to prevent changes in the reservoir properties of the reservoir when the filtrate of the drilling fluid penetrates into the reservoir.
В состав бурового раствора должны включаться реагенты, формирующие низкопроницаемый кольматационный экран в призабойной зоне пласта, который к периоду освоения скважины может быть легко разрушен за счет биологической или химической деструкции, тем самым, обеспечивая восстановление проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. В настоящее время в отечественной и зарубежной практике строительства скважин в качестве таких реагентов используют полисахаридные полимеры (крахмал, биополимеры, эфиры целлюлозы). The composition of the drilling fluid should include reagents that form a low-permeable mud screen in the bottomhole formation zone, which can be easily destroyed by the biological or chemical destruction by the period of well development, thereby ensuring restoration of the permeability of the bottomhole zone of the reservoir. At present, polysaccharide polymers (starch, biopolymers, cellulose ethers) are used as such reagents in domestic and foreign practice in well construction.
Известен безглинистый буровой раствор, включающий следующие ингредиенты, мас. %: органический реагент-стабилизатор (КМЦ или крахмал или ОЭЦ) - 0,3-3,0; борную кислоту - 1,7-4,5; силикат натрия или калия 4-12; вода - остальное (см., например, Патент РФ 1699991, кл. С 09 К 7/02, от 1989 г.). Known clay-free drilling fluid, comprising the following ingredients, wt. %: organic stabilizing reagent (CMC or starch or OEC) - 0.3-3.0; boric acid - 1.7-4.5; sodium or potassium silicate 4-12; water - the rest (see, for example, RF Patent 1699991, class C 09
Этот буровой раствор имеет высокую устойчивость к термоокислительной деструкции, высокие изолирующие свойства по отношению к высокопроницаемым породам, а также - высокие реологические и структурно-механические свойства, что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способность при бурении наклонного и горизонтального участков ствола скважины. This drilling fluid has high resistance to thermal oxidative degradation, high insulating properties with respect to highly permeable rocks, and also high rheological and structural-mechanical properties, which provides the solution with the necessary remote and holding ability when drilling inclined and horizontal sections of the wellbore.
В то же время известный буровой раствор, обладая высокими структурно-реологическими свойствами (динамическое напряжение сдвига 45-185 дПа, пластическая вязкость 5-130 мПа•с, прочность геля за 10 сек/10 мин - 3,35/4,79 Па), сохраняет высокую удерживающую способность по отношению к выбуренной породе на поверхности, т. е. имеет низкую самоочистную способность, что приводит к постоянному неконтролируемому росту содержания твердой фазы в растворе и затрудняет управление его свойствами в процессе бурения. At the same time, the well-known drilling fluid, possessing high structural and rheological properties (dynamic shear stress of 45-185 dPa, plastic viscosity of 5-130 mPa • s, gel strength in 10 sec / 10 min - 3.35 / 4.79 Pa) , maintains a high holding capacity in relation to the cuttings on the surface, i.e., has a low self-cleaning ability, which leads to a constant uncontrolled increase in the solids content in the solution and makes it difficult to control its properties during drilling.
Кроме этого, указанный известный буровой раствор при заявленных структурно-реологических свойствах имеет высокий показатель консистенции "К" и, следовательно, характеризуется возникновением высоких гидравлических сопротивлений при течении жидкости, что в условиях бурения горизонтальных и пологих скважин, особенно при малом диаметре скважины, будет отрицательно влиять на эффективность передачи гидравлической мощности на забойный двигатель и долото. In addition, the specified well-known drilling fluid with the declared structural and rheological properties has a high consistency index "K" and, therefore, is characterized by the emergence of high hydraulic resistance during fluid flow, which will be negative when horizontal and shallow wells are drilled, especially with a small diameter influence the efficiency of hydraulic power transfer to the downhole motor and bit.
Вместе с этим, известный раствор имеет высокий показатель фильтрации при ΔP = 0,7 МПа Ф= 18 см3, что не обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов, за счет необратимой кольматации коллекторов нерастворимыми продуктами (кремнегелевой кислотой, силикатом кальция, которые образуются при взаимодействии ингредиентов этого известного бурового раствора и пластовых флюидов).Along with this, the known solution has a high filtration rate at ΔP = 0.7 MPa F = 18 cm 3 , which does not provide high-quality opening of productive formations due to irreversible colmatation of reservoirs with insoluble products (silica gel, calcium silicate, which are formed during the interaction of ingredients of this well-known drilling fluid and formation fluids).
Наиболее близким к заявляемому решению по технической сущности и назначению является безглинистый буровой раствор на основе реагента для обработки буровых растворов, содержащего крахмальный реагент (крахмал, гидроксид натрия, водорастворимую соль кремниевой кислоты, неорганическую соль (хлорид кальция), добавку на основе высокомолекулярного соединения натриевой соли карбоновой кислоты и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: крахмал 5-5,5; силикат натрия или метасиликат натрия 1,0-3,0; гидроксид натрия 0,2-0,5; продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) и/или натриевая соль эфира целлюлозы со степенью полимеризации не менее 500 - 0,25-2,15; хлорид кальция 0,5-1,75; вода - остальное (см., например, Пат. РФ 2154084. кл. С 09 К 7/02, от 1999 г.). The closest to the claimed solution for technical essence and purpose is a clay-free drilling fluid based on a reagent for processing drilling fluids containing starch reagent (starch, sodium hydroxide, a water-soluble salt of silicic acid, an inorganic salt (calcium chloride), an additive based on a high molecular weight sodium salt compound carboxylic acid and water in the following ratio of ingredients, wt.%: starch 5-5.5; sodium silicate or sodium metasilicate 1.0-3.0; sodium hydroxide 0.2-0.5; product based on sludge bottoms from the production of synthetic fatty acids (in terms of the active base) and / or sodium salt of cellulose ether with a degree of polymerization of at least 500 - 0.25-2.15; calcium chloride 0.5-1.75; water - the rest (see, for example, Pat. RF 2154084. class. From 09 To 7/02, from 1999).
Для приготовления известного бурового раствора расход указанного известного реагента составляет 10-40%. В качестве основы для приготовления безглинистого бурового раствора из этого известного реагента можно использовать водные растворы солей хлоридов калия, натрия и их смесей. For the preparation of a known drilling fluid, the flow rate of the specified known reagent is 10-40%. As a basis for the preparation of clay-free drilling mud from this known reagent, you can use aqueous solutions of salts of potassium chlorides, sodium and mixtures thereof.
Указанный известный буровой раствор имеет высокие изолирующие свойства по отношению к высокопроницаемым породам, высокую стабильность структурно-механических и фильтрационных свойств при термовоздействии, при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов, имеет низкий коэффициент трения и обеспечивает высокое качество вскрытия продуктивных пластов за счет био- и химической деструкции полисахаридных реагентов, формирующих зону кольматации в процессе бурения. Said well-known drilling fluid has high insulating properties with respect to highly permeable rocks, high stability of structural-mechanical and filtration properties when exposed to heat, when drill cuttings and formation fluids enter the solution, has a low coefficient of friction and provides high quality opening of productive formations due to bio- and chemical destruction of polysaccharide reagents, forming a zone of mudding during drilling.
Однако этот известный буровой раствор имеет высокие значения показателя консистенции "К", что приводит к большим потерям гидравлической мощности, передаваемой на забойный двигатель и долото, а следовательно - к снижению механической скорости бурения, эффективности очистки забоя и выноса шлама из горизонтального участка ствола скважины. However, this well-known drilling fluid has high values of the consistency index “K”, which leads to large losses of hydraulic power transmitted to the downhole motor and bit, and therefore to a decrease in the mechanical drilling speed, the efficiency of cleaning the bottom and removal of cuttings from a horizontal section of the wellbore.
Кроме того, известный раствор имеет недостаточно высокую капсулирующую способность, в результате чего происходит накопление мелкодисперсной фракции выбуренной породы и повышение плотности бурового раствора. In addition, the known solution has an insufficiently high encapsulating ability, resulting in the accumulation of finely dispersed fraction of cuttings and an increase in the density of the drilling fluid.
Фильтрат известного бурового раствора имеет недостаточно низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью, что будет препятствовать восстановлению фильтрационно-емкостных свойств коллектора в период освоения скважины. The filtrate of the known drilling fluid has insufficiently low surface tension at the interface with the hydrocarbon fluid, which will prevent the restoration of reservoir properties of the reservoir during the development of the well.
Технической задачей изобретения является придание раствору низких значений показателей консистенции при высоких значениях пластической вязкости и высоких капсулирующих свойствах, при одновременном сохранении у раствора высоких смазочных свойств, высокой устойчивости к термо- и биодеструкции, и способности к сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов за счет низкого поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью, низких значений показателя фильтрации. An object of the invention is to give the solution low values of consistency at high values of plastic viscosity and high encapsulating properties, while maintaining the solution high lubricity, high resistance to thermal and biodegradation, and the ability to preserve the reservoir properties of productive formations due to low surface tension mud filtrate at the border with hydrocarbon fluid, low values of the filtration rate.
Поставленная техническая задача решается безглинистым буровым раствором для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов, содержащим крахмал, гидроксид натрия, водорастворимое соединение бора, поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Крахмал - 0,5-2,5
Гидроксид натрия - 0,04-0,2
Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0
Водорастворимое соединение бора - 0,4-1,5
Вода - Остальное
а также, тем что безглинистый буровой раствор для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов содержит крахмал, полианионную целлюлозу, гидроксид натрия, водорастворимое соединение бора, поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Крахмал - 0,5-2,5
Полианионную целлюлозу - 0,1-0,3
Гидроксид натрия - 0,04-0,2
Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0
Водорастворимое соединение бора - 0,4-1,5
Вода - Остальное
Для повышения устойчивости полисахаридных реагентов к термоокислительной и ферментативной деструкции предлагаемый раствор по обоим вариантам может дополнительно содержать водорастворимую соль кремниевой кислоты в количестве 0,1-0,6%.The stated technical problem is solved by clay-free drilling fluid for directional, horizontal wells and opening of reservoirs containing starch, sodium hydroxide, a water-soluble boron compound, MIG surfactant and water in the following ratio of ingredients, wt.%:
Starch - 0.5-2.5
Sodium hydroxide - 0.04-0.2
Surfactant MIG surfactant - 0.3-1.0
Water-soluble boron compound - 0.4-1.5
Water - Else
as well as the fact that the clay-free drilling fluid for directional, horizontal wells and opening of reservoirs contains starch, polyanionic cellulose, sodium hydroxide, a water-soluble boron compound, MIG surfactant and water in the following ratio of ingredients, wt.%:
Starch - 0.5-2.5
Polyanionic cellulose - 0.1-0.3
Sodium hydroxide - 0.04-0.2
Surfactant MIG surfactant - 0.3-1.0
Water-soluble boron compound - 0.4-1.5
Water - Else
To increase the stability of polysaccharide reagents to thermo-oxidative and enzymatic degradation, the proposed solution according to both options may additionally contain a water-soluble salt of silicic acid in an amount of 0.1-0.6%.
Для получения заявляемого бурового раствора необходимой плотности по обоим вариантам можно использовать такой известный прием, как дополнительное введение в него карбонатного утяжелителя. To obtain the claimed drilling fluid of the required density for both options, you can use such a known technique as the additional introduction of a carbonate weighting agent into it.
Достижение поставленной технической задачи изобретения обеспечивается, по-видимому, благодаря следующему. При взаимодействии крахмала и комплексообразующего иона бора обеспечивается формирование гелевой структуры с уникальными реологическими характеристиками и низкими фильтрационными свойствами, за счет этого раствор имеет высокие значения пластической вязкости, при относительно низких значениях динамического напряжения сдвига. Это свойство жидкости обеспечивает качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, транспортирование ее на поверхность и высокие капсулирующие свойства раствора. The achievement of the technical task of the invention is provided, apparently, due to the following. The interaction of starch and a complexing boron ion ensures the formation of a gel structure with unique rheological characteristics and low filtration properties; due to this, the solution has high plastic viscosity values at relatively low dynamic shear stresses. This property of the liquid ensures high-quality cleaning of the wellbore from cuttings, its transportation to the surface and high encapsulating properties of the solution.
Присутствие в составе предлагаемого бурового раствора ингибитора, обладающего антисептическими свойствами, а именно комплексообразующего иона бора, обеспечивает повышенную устойчивость бурового раствора к термоокислительной и ферментативной деструкции. The presence in the composition of the proposed drilling fluid inhibitor with antiseptic properties, namely the complexing boron ion, provides increased resistance of the drilling fluid to thermal oxidative and enzymatic destruction.
При длительном использовании предлагаемого раствора для повышения устойчивости полисахаридных реагентов к термоокислительной и ферментативной деструкции в раствор дополнительно рекомендуется вводить водорастворимые соли кремниевой кислоты, которая усиливает действие комплексообразующего иона бора. Это, по-видимому, связано с тем, что в водном растворе силикаты и бораты экранируют реакционноспособные участки макромолекул полисахаридов, препятствуя диффузии кислорода к звеньям макромолекулы. With prolonged use of the proposed solution to increase the stability of polysaccharide reagents to thermal oxidative and enzymatic degradation, it is additionally recommended to introduce water-soluble salts of silicic acid, which enhances the action of the complexing boron ion. This, apparently, is due to the fact that in an aqueous solution, silicates and borates shield the reactive regions of polysaccharide macromolecules, preventing oxygen diffusion to the macromolecule units.
Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ, который присутствует в заявляемом растворе, представляет собой продукт на основе омыленных кубовых остатков производства синтетических жирных кислот гидроксидом калия, содержащий неионогенное ПАВ. МИГ является многофункциональной добавкой, а именно обеспечивает раствору повышенные смазочные, гидрофобные и ингибирующие свойства в широком диапазоне изменения температур, а также обеспечивает снижение поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью, что обеспечивает повышение качества вскрытия продуктивного пласта. The MIG surfactant that is present in the inventive solution is a product based on saponified bottoms of the production of synthetic fatty acids with potassium hydroxide containing nonionic surfactant. MIG is a multifunctional additive, namely it provides the solution with enhanced lubricating, hydrophobic and inhibitory properties over a wide range of temperature changes, as well as reducing the surface tension of the drilling fluid filtrate at the interface with the hydrocarbon fluid, which improves the opening quality of the reservoir.
Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
1. Крахмал модифицированный, ТУ 9187-012-53501222-2000;
2. Полианионная целлюлоза марки Celpol RX или ЭКСПАК;
3. Натрий кремнекислый мета, 9-водный, ГОСТ 4239-77;
4. Гидроксид натрия, ТУ 6-01-204-847-06-90;
5. Вода техническая пресная;
6. Продукт на основе омыленных кубовых остатков производства СЖК гидроксидом калия, содержащий неионогенное ПАВ, именуемый в дальнейшем ПАВ МИГ, ТУ 2482-014-53501222-2000;
7. Комплексообразующая соль борат щелочного металла, 2146-011-12064382-2000;
8. Карбонатный утяжелитель, ГОСТ 14050-93;
9. Хлориды натрия и калия для придания минерализации технической пресной воде.For the preparation of the inventive drilling fluid in laboratory conditions, the following substances were used:
1. Modified starch, TU 9187-012-53501222-2000;
2. Polyanionic cellulose brand Celpol RX or EXPAC;
3. Sodium silica meta, 9-water, GOST 4239-77;
4. Sodium hydroxide, TU 6-01-204-847-06-90;
5. Technical fresh water;
6. A product based on saponified bottoms from the production of FFA with potassium hydroxide, containing a nonionic surfactant, hereinafter referred to as MIG surfactant, TU 2482-014-53501222-2000;
7. Complexing salt of alkali metal borate, 2146-011-12064382-2000;
8. Carbonate weighting compound, GOST 14050-93;
9. Sodium and potassium chlorides to mineralize industrial fresh water.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами. The essence of the invention is illustrated by the following examples.
Пример 1. Для получения заявляемого раствора к 788,0 г технической воды добавляли 20 г картофельного крахмала, 1,5 г гидроксида натрия, смесь перемешивали 0,5 часа; добавляли для минерализации 50 г хлорида калия, 120 г хлорида натрия, смесь перемешивали в течение 0,5 часа; добавляли 15 г комплексообразующей соли бората щелочного металла и 5,5 г ПАВ МИГ и после перемешивания в течение 0,5 часа получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: крахмал - 2; гидроксид натрия - 0,15; хлорид калия - 5; хлорид натрия - 12; комплексообразующая соль бората щелочного металла - 1,5; ПАВ МИГ - 0,55; вода - 78,8. Example 1. To obtain the claimed solution to 788.0 g of industrial water was added 20 g of potato starch, 1.5 g of sodium hydroxide, the mixture was stirred for 0.5 hours; 50 g of potassium chloride, 120 g of sodium chloride were added for mineralization, the mixture was stirred for 0.5 hours; 15 g of a complexing salt of an alkali metal borate and 5.5 g of MIG surfactant were added, and after stirring for 0.5 hours, a composition was obtained with the following content of ingredients, wt.%: starch - 2; sodium hydroxide - 0.15; potassium chloride - 5; sodium chloride - 12; complexing salt of an alkali metal borate - 1.5; MIG surfactant - 0.55; water - 78.8.
Пример 2. Для получения заявляемого раствора к 936,3 г технической воды добавляли 5 г картофельного крахмала, 0,7 г гидроксида натрия, 5г Na2SiО3, смесь перемешивали 0,5 часа; добавляли 3 г полианионной целлюлозы, 30 г хлорида калия, смесь перемешивали в течение 0,5 часа; добавляли 10 г комплексообразующей соли бората щелочного металла и 10 г ПАВ МИГ; после перемешивания в течение 0,5 часа получали состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: крахмал - 0,5; полианионная целлюлоза - 0,3; гидроксид натрия - 0,07; Na2SiO3 - 0,5; хлорид калия - 3; комплексообразующая соль бората щелочного металла -1,0; ПАВ МИГ - 1,0; вода - 93,63.Example 2. To obtain the claimed solution to 936.3 g of industrial water was added 5 g of potato starch, 0.7 g of sodium hydroxide, 5 g of Na 2 SiO 3 , the mixture was stirred for 0.5 hours; 3 g of polyanionic cellulose, 30 g of potassium chloride were added, the mixture was stirred for 0.5 hours; 10 g of complexing alkali metal borate salt and 10 g of MIG surfactant were added; after stirring for 0.5 hours, a composition was obtained with the following content of ingredients, wt.%: starch - 0.5; polyanionic cellulose - 0.3; sodium hydroxide - 0.07; Na 2 SiO 3 - 0.5; potassium chloride - 3; alkali metal borate complexing salt -1.0; MIG surfactant - 1.0; water - 93.63.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов. Данные о составе исследованных буровых растворов приведены в таблице 1. Similarly prepared other compositions of the inventive drilling fluid with a different ratio of ingredients. Data on the composition of the studied drilling fluids are shown in table 1.
В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов заявляемого и известных по прототипу реагентов:
- показатель фильтрации (Ф30, см3 при перепаде давления 0,7 МПа), замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFI;
- реологические свойства - пластическую вязкость (η, мПа•с) и динамическое напряжение сдвига (τ0, дПа) замеряли на вискозиметре фирмы OFI);
- показатель псевдопластичности "n" и показатель консистенции "К" вычисляли по известным формулам (см. , например, Дж. Р. Грей, Г.С.Г. Дарли "Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей)". - М.: Недра, 1985 - стр. 99;
- поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью (керосином) определяли на усовершенствованном приборе для определения межфазного поверхностного натяжения на границе жидкость-жидкость (см. , например, Н.Е. Шептала. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов. - М.: Недра, 1974, с. 87-91);
- водородный показатель (рН) замеряли на приборе рНер фирмы HANNA;
- смазочные свойства изучали на приборе "Extreme Pressure and Lubricity Testes Complete" фирмы OFI;
- капсулирующие свойства раствора определяли по следующей методике. Брали 95 мл исследуемого раствора, предварительно измерив его плотность, в него добавляли 5 г альметьевского глинопорошка, моделирующего роль выбуренной породы, перемешивали на лабораторной мешалки в течение 40 мин и замеряли плотность. Далее раствор помещали в мерный цилиндр на 100 мл с дополнительным закрывающимся отверстием на стенке цилиндра на отметке 50 мл. Затем исследуемый раствор оставляли в покое на 5 минут, далее открывали отверстие, сливали верхнюю часть бурового раствора и замеряли ее плотность. После чего по следующей формуле определяли остаточное содержание твердой фазы, %:
Ст.ф - остаточное содержание твердой фазы, %;
ρтф - плотность раствора с твердой фазой, кг/м3;
ρот - плотность верхней части раствора после отстоя, кг/м3;
ρисх - плотность исходного раствора, кг/м3.In laboratory conditions, the following properties of the drilling fluids of the claimed and well-known prototype reagents were analyzed:
- filtration rate (F 30 , cm 3 at a pressure drop of 0.7 MPa), measured on a OFI dynamic filter press;
- rheological properties — plastic viscosity (η, MPa • s) and dynamic shear stress (τ 0 , dPa) were measured on an OFI viscometer);
- the pseudoplasticity index "n" and the consistency index "K" were calculated according to well-known formulas (see, for example, J. R. Gray, G. S. G. Darley "Composition and properties of drilling agents (flushing fluids).” - M. : Nedra, 1985 - p. 99;
- the surface tension of the drilling fluid filtrate at the border with a hydrocarbon fluid (kerosene) was determined on an improved instrument for determining the interfacial surface tension at the fluid-liquid interface (see, for example, N.E. Sheptal. Guidance on the physicochemical analysis of clay solutions, clays , weighting agents and reagents. - M .: Nedra, 1974, p. 87-91);
- the pH value (pH) was measured on a HANNA pH meter;
- Lubricating properties were studied on an OFI Extreme Pressure and Lubricity Testes Complete instrument;
- encapsulating properties of the solution was determined by the following method. They took 95 ml of the test solution, having previously measured its density, 5 g of Almetyevsk clay powder modeling the role of the cuttings were added to it, mixed on a laboratory mixer for 40 minutes, and the density was measured. Next, the solution was placed in a 100 ml graduated cylinder with an additional closing hole on the cylinder wall at the level of 50 ml. Then the test solution was left at rest for 5 minutes, then the hole was opened, the upper part of the drilling fluid was drained and its density was measured. Then, according to the following formula, the residual solids content,%:
With tf - residual solids content,%;
ρ tf is the density of the solution with the solid phase, kg / m 3 ;
ρ from - the density of the upper part of the solution after sludge, kg / m 3 ;
ρ ref is the density of the initial solution, kg / m 3 .
В таблице 2 приведены данные о показателях свойств безглинистых буровых растворов. Table 2 shows data on the properties of clay-free drilling fluids.
Данные, приведенные в таблицах 1-2, показывают, что заявляемый буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации при ΔP= 0,1 МПа (Ф= 0,5-1,7 см3) и ΔP= 0,7 МПа (Ф=0,8-2,0 см3), высокие значения пластической вязкости (η=15,7-95,0 мПа•с), низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции "K1"=0,008-0,227 при скорости сдвига 511/1022 с-1; и К2 - 0,0001-0,097 при скорости сдвига 5,11/10,22 ); при этом заявляемые буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (Ктр=0,09-0,207), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (μ= 0,0083-0,013 Н/м); заявляемый буровой раствор характеризуется высокой капсулирующей способностью по отношению к выбуренной породе (остаточное содержание твердой фазы составляет 0-0,13%).The data shown in tables 1-2 show that the inventive drilling fluid has low values of the filtration rate at ΔP = 0.1 MPa (F = 0.5-1.7 cm 3 ) and ΔP = 0.7 MPa (F = 0.8-2.0 cm 3 ), high values of plastic viscosity (η = 15.7-95.0 MPa • s), low hydraulic resistance (consistency coefficient "K 1 " = 0.008-0.227 at a shear rate of 511/1022 s -1 ; and K 2 - 0.0001-0.097 at a shear rate of 5.11 / 10.22); while the claimed drilling fluids have low values of the coefficient of friction (K Tr = 0.09-0.207), the filtrate of the drilling fluid has a low surface tension at the interface with the hydrocarbon fluid (μ = 0.0083-0.013 N / m); The claimed drilling fluid is characterized by high encapsulating ability in relation to the cuttings (residual solids content is 0-0,13%).
Предельно низкие значения показателя фильтрации предлагаемого бурового раствора при различных перепадах давления, наличие в растворе гидрофобизатора с неионогенными группами обеспечивают инертность раствора по отношению к пластовым флюидам и породам разреза. Способность заявляемого раствора при определенной скорости сдвига приобретать свойства вязкоупругого тела обеспечивает высокую очистку ствола скважины от выбуренной породы, сводя до минимума накопление шлама особенно в искривленных профилях, а невысокие значения динамического напряжения сдвига обеспечивают хорошую очистку бурового раствора от шлама на поверхности. Extremely low values of the filtration rate of the proposed drilling fluid at various pressure drops, the presence of a hydrophobizing agent with non-ionic groups in the solution ensures the inertness of the solution with respect to reservoir fluids and section rocks. The ability of the inventive solution at a certain shear rate to acquire the properties of a viscoelastic body ensures high cleaning of the borehole from the cuttings, minimizing the accumulation of sludge especially in curved profiles, and low values of dynamic shear stress provide good cleaning of the mud from the sludge on the surface.
Заявляемый безглинистый буровой раствор для наклонно-направленных, горизонтальных скважин и вскрытия продуктивных пластов также прошел промысловые испытания на скважине 1052 Павловского месторождения при восстановлении скважины методом бурения второго ствола с горизонтальным участком 100 м. Литологический разрез был представлен карбонатными породами и неустойчивыми отложениями аргелитов. На протяжении всего периода строительства скважины (в течение 27 дней) показатели свойств предлагаемого бурового раствора оставались стабильными (УВ=27-29; Ф=0,5-1,5 при ΔP-0,1 МПа; ηпл=24-29 МПа•с; τ0=-0-1,5 дПа; ρ=1160-1170 кг/м3), раствор характеризовался высокой капсулирующей способностью, содержание твердой фазы в буровом растворе на момент окончания бурения не отмечалось. Осложнений, связанных с буровым раствором, не было.The inventive clay-free drilling fluid for directional, horizontal wells and opening of productive formations also passed field tests at well 1052 of the Pavlovsk field while reconstructing the well by drilling a second well with a horizontal section of 100 m.The lithological section was represented by carbonate rocks and unstable argelite deposits. Throughout the entire period of well construction (within 27 days), the properties of the proposed drilling fluid remained stable (HC = 27-29; Ф = 0.5-1.5 at ΔP-0.1 MPa; η PL = 24-29 MPa • s; τ 0 = -0-1.5 dPa; ρ = 1160-1170 kg / m 3 ), the solution was characterized by high encapsulating ability, the solid phase content in the drilling fluid at the time of completion of drilling was not observed. There were no complications associated with the drilling fluid.
При испытании скважины был получен приток безводной нефти, суточный дебит по скважине превысил в 1,5 раза выше ожидаемого. When testing the well, an anhydrous oil inflow was obtained, the daily production rate of the well exceeded 1.5 times higher than expected.
Указанные технические преимущества заявляемого бурового раствора позволят:
- обеспечить качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, транспортирования ее на поверхность и очистку бурового раствора от шлама (предупреждая переход в раствор твердой фазы) за счет приданию раствору оптимальных реологических свойств;
- обеспечить устойчивость ствола скважины на протяжении длительного периода строительства скважины за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора по отношению к породам разреза;
- повысить качество вскрытия продуктивных пластов за счет предупреждения нерегулируемого расформирования зоны кольматации продуктивного пласта, глубокого проникновения фильтрата бурового раствора, и низкого поверхностного натяжения на границе фильтрата бурового раствора с углеводородной жидкостью;
- снизить затраты времени и средств на приготовление и регулирование свойств буровых растворов в процессе бурения, ввиду более высокой ферментативной устойчивости и термостабильности;
- повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности бурового раствора и снизить силы сопротивления движению бурильного инструмента и обсадной колонны за счет низкого значения коэффициента трения.These technical advantages of the inventive drilling fluid will allow:
- to ensure high-quality cleaning of the wellbore from cuttings, transporting it to the surface and cleaning the drilling fluid from sludge (preventing the transition to a solid phase solution) by giving the solution optimal rheological properties;
- to ensure the stability of the wellbore over a long period of well construction due to the high inhibitory properties of the drilling fluid in relation to the cut rocks;
- to improve the quality of the opening of productive formations by preventing unregulated disruption of the zone of mudding of the productive formation, deep penetration of the mud filtrate, and low surface tension at the interface of the mud filtrate with the hydrocarbon fluid;
- reduce the time and money spent on the preparation and regulation of the properties of drilling fluids during drilling, due to the higher enzymatic stability and thermal stability;
- increase the technical and economic performance of the bits due to the high lubricity of the drilling fluid and reduce the resistance to movement of the drill tool and casing due to the low value of the coefficient of friction.
Claims (4)
Крахмал - 0,5-2,5
Гидроксид натрия - 0,04-0,2
Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0
Водорастворимое соединение бора - 0,4-1,5
Вода - Остальное
2. Безглинистый буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит водорастворимую соль кремниевой кислоты в количестве 0,1-0,6 мас.%.1. Clay-free drilling fluid for directional, horizontal wells and the opening of reservoirs containing starch, sodium hydroxide, a product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids and water, characterized in that it additionally contains a water-soluble boron compound, and as a product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids contains a surfactant MIG surfactant in the following ratio of ingredients, wt.%:
Starch - 0.5-2.5
Sodium hydroxide - 0.04-0.2
Surfactant MIG surfactant - 0.3-1.0
Water-soluble boron compound - 0.4-1.5
Water - Else
2. The clay-free drilling fluid according to claim 1, characterized in that it further comprises a water-soluble salt of silicic acid in an amount of 0.1-0.6 wt.%.
Крахмал - 0,5-2,5
Полианионная целлюлоза - 0,1-0,3
Гидроксид натрия - 0,04-0,2
Поверхностно-активное вещество ПАВ МИГ - 0,3-1,0
Водорастворимое соединение бора - 0,4-1,5
Вода - Остальное
5. Безглинистый буровой раствор по п.4, отличающийся тем, что он дополнительно содержит водорастворимую соль кремниевой кислоты в количестве 0,1-0,6 мас.%.4. Clay-free drilling fluid for directional, horizontal wells and opening of reservoirs containing starch, sodium hydroxide, a product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids and water, characterized in that it further comprises a water-soluble boron compound and polyanionic cellulose and as a product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids contains a surfactant MIG surfactant in the following ratio of ing units, wt.%:
Starch - 0.5-2.5
Polyanionic cellulose - 0.1-0.3
Sodium hydroxide - 0.04-0.2
Surfactant MIG surfactant - 0.3-1.0
Water-soluble boron compound - 0.4-1.5
Water - Else
5. The clay-free drilling fluid according to claim 4, characterized in that it further comprises a water-soluble salt of silicic acid in an amount of 0.1-0.6 wt.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001114124A RU2186820C1 (en) | 2001-05-23 | 2001-05-23 | Clayless drilling mud for controlled directional and horizontal holes and for exposing productive formations (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001114124A RU2186820C1 (en) | 2001-05-23 | 2001-05-23 | Clayless drilling mud for controlled directional and horizontal holes and for exposing productive formations (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2186820C1 true RU2186820C1 (en) | 2002-08-10 |
Family
ID=20250004
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001114124A RU2186820C1 (en) | 2001-05-23 | 2001-05-23 | Clayless drilling mud for controlled directional and horizontal holes and for exposing productive formations (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2186820C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003052023A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-06-26 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of stabilising clay or shale |
| RU2348670C1 (en) * | 2007-08-02 | 2009-03-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Clay-free drilling fluid |
| RU2429338C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-09-20 | Айдар Алмазович Газизов | Well construction method |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1448240A (en) * | 1972-11-15 | 1976-09-02 | Oil Base | Water loss additive for sea water mud |
| SU1321740A1 (en) * | 1985-06-14 | 1987-07-07 | И.ГО. Харив | Composition for exposing production formation |
| SU1325059A1 (en) * | 1985-07-22 | 1987-07-23 | Ленинградский горный институт им.Г.В.Плеханова | Clayless drilling mud |
| RU93039201A (en) * | 1993-07-30 | 1996-05-20 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | DRILLING SOLUTION |
| RU2061731C1 (en) * | 1994-02-14 | 1996-06-10 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Clayless drilling solution |
| US5723416A (en) * | 1997-04-01 | 1998-03-03 | Liao; W. Andrew | Well servicing fluid for trenchless directional drilling |
| RU2107708C1 (en) * | 1996-02-26 | 1998-03-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Reagent for treating drilling muds |
| US5955401A (en) * | 1996-05-17 | 1999-09-21 | Baroid Technology, Inc. | Clay-free biodegradable wellbore fluid and method for using same fluid |
| RU2154084C1 (en) * | 1999-11-09 | 2000-08-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Reagent for treatment of drilling mud |
-
2001
- 2001-05-23 RU RU2001114124A patent/RU2186820C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1448240A (en) * | 1972-11-15 | 1976-09-02 | Oil Base | Water loss additive for sea water mud |
| SU1321740A1 (en) * | 1985-06-14 | 1987-07-07 | И.ГО. Харив | Composition for exposing production formation |
| SU1325059A1 (en) * | 1985-07-22 | 1987-07-23 | Ленинградский горный институт им.Г.В.Плеханова | Clayless drilling mud |
| RU93039201A (en) * | 1993-07-30 | 1996-05-20 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | DRILLING SOLUTION |
| RU2061731C1 (en) * | 1994-02-14 | 1996-06-10 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Clayless drilling solution |
| RU2107708C1 (en) * | 1996-02-26 | 1998-03-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Reagent for treating drilling muds |
| US5955401A (en) * | 1996-05-17 | 1999-09-21 | Baroid Technology, Inc. | Clay-free biodegradable wellbore fluid and method for using same fluid |
| US5723416A (en) * | 1997-04-01 | 1998-03-03 | Liao; W. Andrew | Well servicing fluid for trenchless directional drilling |
| RU2154084C1 (en) * | 1999-11-09 | 2000-08-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Reagent for treatment of drilling mud |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003052023A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-06-26 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of stabilising clay or shale |
| RU2348670C1 (en) * | 2007-08-02 | 2009-03-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Clay-free drilling fluid |
| RU2429338C1 (en) * | 2010-08-18 | 2011-09-20 | Айдар Алмазович Газизов | Well construction method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3557876A (en) | Method and composition for drilling and cementing of wells | |
| US5789352A (en) | Well completion spacer fluids and methods | |
| NO303129B1 (en) | Procedure for drilling a well and wellbore fluid | |
| RU2186819C1 (en) | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) | |
| RU2698389C1 (en) | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud | |
| RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
| NO177011B (en) | Water-based drilling fluid | |
| RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
| Awele | Investigation of additives on drilling mud performance with" tønder geothermal drilling" as a case study | |
| RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions | |
| RU2154084C1 (en) | Reagent for treatment of drilling mud | |
| US7392846B2 (en) | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods | |
| Iqbal et al. | An experimental study on the performance of calcium carbonate extracted from eggshells as weighting agent in drilling fluid | |
| EP1417277B1 (en) | High density thermally stable well fluids | |
| US4385999A (en) | Sulfonated gilsonite drilling mud additive | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| RU2186820C1 (en) | Clayless drilling mud for controlled directional and horizontal holes and for exposing productive formations (versions) | |
| US5209297A (en) | Method of drilling through a high temperature formation | |
| US4255268A (en) | Drilling mud viscosifier | |
| RU2440397C1 (en) | Clay-free drilling fluid for completion of formations of controlled directional and horizontal wells in conditions of abnormally high formation pressures | |
| US4264455A (en) | Drilling mud viscosifier | |
| RU2483091C1 (en) | Drilling fluid for flushing of long-distance steeply inclined wells under conditions of permafrost and highly colloidal clay rocks, and its application method | |
| RU2067156C1 (en) | Grouting mortar and method for its use for temporary lining of wells | |
| RU2222566C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2208033C2 (en) | Solid phase-free drilling fluid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190524 |