RU2223297C2 - Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе - Google Patents
Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2223297C2 RU2223297C2 RU2001120850/03A RU2001120850A RU2223297C2 RU 2223297 C2 RU2223297 C2 RU 2223297C2 RU 2001120850/03 A RU2001120850/03 A RU 2001120850/03A RU 2001120850 A RU2001120850 A RU 2001120850A RU 2223297 C2 RU2223297 C2 RU 2223297C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- water
- ability
- lubricating
- clay
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 14
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 title abstract description 18
- 239000000654 additive Substances 0.000 title abstract description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title abstract description 5
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 16
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims description 10
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 7
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 4
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 4
- 208000009928 nephrosis Diseases 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 39
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 description 18
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 15
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 15
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 6
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N benzene Substances C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе. Техническим результатом является улучшение смазочных и противоизносных свойств бурового раствора. Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе содержит в мас.%: моноэтаноламиновую соль сырых талловых масел 10-12, сольвент или нефрас 10-30, оксаль - остальное. 4 табл.
Description
Предлагаемое изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе.
Для повышения долговечности породоразрушающего и бурильного инструмента, повышения показателей бурения и предотвращения прихватоопасных осложнений в буровые растворы на водной основе вводят смазочные реагенты.
Например, в а.с. СССР 1266181, кл. С 09 К 7/02, 1984 г. защищена смазочная добавка под техническим названием ИКБ-4БТР, содержащая следующие компоненты: сырье талловые масла, моноэтаноламин (МЭА), полигликоль, керосин и изопропиловый спирт, взятые в соотношении 8,7:3,3:3,0:0,3:2,0. Смазочную добавку вводят в буровой pecтвop в количестве 0,3-0,9 мас.%.
Недостатками данной смазочной добавки являются: 1) слабая ингибирующая и гидрофобизирующая способность; 2) пенообразование в буровом растворе при концентрации смазки более 1%; 3) недостаточная прочность смазочной пленки при высоких контактных нагрузках; 4) слабая гидрофобизирующая способность.
В а.с. СССР 1749226, кл. С 09 К 7/02, 1992 г. защищена ″Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе″, содержащая, мас.%: продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел 10-30; керосин 5-10; моноэтаноламин 1-1,5; флотореагент (оксаль) - остальное. Данную смазку вводят в буровой раствор на водной основе в количестве 0,5-1,5%.
Недостатками указанной смазки являются: 1) вспенивание глинистого раствора при концентрации более 1,5%; 2) недостаточная прочность смазочной пленки при высоких контактных нагрузках; 3) низкая ингибирующая и гидрофобизирующая способность; 4) недостаточно низкая температура замерзания (до минус 30°С).
Наиболее близким аналогом к заявляемому изобретению является ″Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе″ по патенту РФ 2170243, кл. С 09 К 7/02, 10.07.2001 г., содержащая, мас.%: моноэтаноламиновую соль сырых талловых масел 10-12, толуол 5-20, оксаль - остальное.
Недостатками данной смазочной добавки являются: 1) сравнительно невысокая прочность смазочной пленки при высоких контактных нагрузках; 2) низкая антикоррозионная активность; 3) недостаточная ингибирующая и гидрофобизирующая способность.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является улучшение технико-экономических показателей бурения и качества вскрытия предлинных пластов в результате повышения долговечности породоразрушающего инструмента, предотвращения прихватоопасных осложнений и инверсии смачиваемости пористой среды коллектора с гидрофильной на гидрофобную.
Техническим результатом заявляемого изобретения является улучшение смазочных и противоизносных свойств раствора в результате повышения прочности смазочной пленки и антикоррозионной ее способности при одновременном улучшении ингибирующей и гидрофобизующей способности фильтрата раствора.
Этот технический результат достигается составом смазочной добавки для бурового раствора на водной основе, содержащей моноэтаноламиновую соль сырых талловых масел, оксаль и органический растворитель, содержащей в качестве органического растворителя сольвент или нефрас при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Моноэтаноламиновая соль сырых талловых масел 10 - 12
Сольвент или нефрас 10 - 30
Оксаль Остальное
Смазочную добавку вводят в глинистый буровой раствор в количестве 0,5-1,0%.
Из патентной и научно-технической литературы нам не известны смазочные добавки для буровых растворов на водной основе, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном и качественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения. По сравнению с прототипом заявляемая смазочная добавка содержит новые компоненты растворитель сольвент или нефрас, а также оксаль.
Из существующего уровня техники нам известно, что моноэтоноламиновая соль сырых талловых масел используется в качестве компонента в известной смазочной добавке по патенту РФ 2041907, кл. С 09 К 7 02, 1991 г.
Однако только в комбинации с сольвентом или нефрасом она образует исключительно прочную смазочную пленку на трущихся поверхностях, способную выдержать высокие контактные нагрузки. Кроме того, совокупность ингредиентов в заявляемой смазочной добавке выполняет новую функцию: придает минерализованному раствору на водной основе антикоррозионную способность.
Все это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию ″изобретательский уровень″.
Для приготовления заявляемой смазочной добавки используются следующие компоненты:
Моноэтаноламиновая соль сырых талловых масел, получаемая путем конденсации моноэтаноламина (МЭА) и сырых талловых масел при температуре 90°С в течение 3-х часов при постоянном перемешивании, выпускается по ТУ 2165-016-00146-99.
Сольвент - выпускается по ТУ 38.101809-90, или нефрас - выпускается по ТУ 38.1011049-87.
Оксаль выпускается по ТУ 38.1034 29-83.
В табл. 1 приведены компонентные составы заявляемой смазочной добавки (составы 1-6).
Конкретный пример обработки бурового раствора на водной основе смазочной добавкой. Готовят исходный глинистый раствор из куганакского глинопорошка, обрабатывают кальцинированной содой в массовых долях 0,3%, и КМЦ-600 в массовых долях 0,5%, перемешивают и замеряют технологические параметры. Далее в раствор вводят смазочную добавку в последовательно возрастающей концентрации (начиная с 0,5%). После каждого ввода и перемешивания замеряют параметры и оценивают смазочные и противоизносные свойства раствора.
Аналогичные опыты проведены с использованием минерализованного глинистого раствора, приготовленного из куганакского глинопорошка и обработанного кальцинированной содой в массовых долях 0,3%, КМЦ-600 в массовых долях 1% и хлористым калием (KCl) в массовых долях 10%. В этом случае дополнительно оценивали еще антикоррозионную способность раствора по скорости коррозии (Vкop).
В табл. 2 приведены данные лабораторных экспериментов по оценке влияния заявляемой смазочной добавки на свойства пресного глинистого раствора, а в табл.3 - на свойства минерализованного глинистого раствора.
Технологические параметры растворов (плотность, условная вязкость, показатель фильтрации) измерялись с помощью стандартных приборов и методик (см., например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979 г.).
Смазочную и противоизносную способность раствора определяли с помощью прибора ″Lubricity Testers″ американской фирмы ″Fann Instrument Со″. Замер коэффициента трения (Ктр) производится при взаимодействии под заданной нагрузкой металлической пары ″вращающееся кольцо - неподвижная призма″ в среде исследуемого раствора. Чем меньше коэффициент трения, тем лучше смазочная способность раствора.
Противоизносная способность раствора и прочность образующейся смазочной пленки оценивалась по величине площади ″пятна″ износа (S), образующегося на поверхности неподвижной призмы при трении об нее вращающегося кольца при различной нагрузке. Чем меньше площадь ″пятна″ износа, тем лучше противоизносная способность раствора и прочнее смазочная пленка.
Антикоррозионная способность раствора (в данном случае минерализованного) оценивалась скоростью коррозии (Vкop), которая определялась в соответствии с методикой по ТУ 38-101460-74 путем сравнения веса контрольных пластинок из стали бурильных труб до и после их контакта с буровым раствором в течение 72 часов при скорости перемешивания раствора 400 об/мин и температуре 25°С. Чем меньше скорость коррозии, тем лучше антикоррозионные свойства раствора.
Как следует из данных табл.2 и 3, исходный глинистый раствор (первая строчка в обеих таблицах) обладает очень низкими смазочными и противоизносными свойствами, что выражается большими значениями коэффициента трения (для пресного раствора от 0,32 до 0,76, для минерализованного - от 0,38 до 0,80) и площади ″пятна″ износа (для пресного раствора от 4,64 до 5,62 мм2, для минерализованного - от 5,08 до 5,73 мм2). При введении в данные исходные растворы заявляемой смазочной добавки (растворы 1-6) значительно улучшается смазочная и противоизносная способность раствора: показатель коэффициента трения изменяется в пределах 0,08-0,18 для пресного раствора и 0,07-0,20 для минерализованного раствора, а площадь ″пятна″ износа изменяется в пределах от 2,18 до 2,80 мм2 для пресного раствора и от 2,30 до 2,88 мм2 для минерализованного раствора. Причем прочность образующейся смазочной пленки очень высокая, о чем можно судить по низким значениям площади ″пятна″ износа при высоких контактных нагрузках (100 и 150 фунт/дюйм2) и отсутствии ″пятна″ (задира) при низких нагрузках (50 фунт/дюйм2).
Как следует из приведенных данных, растворы, обработанные заявляемой смазочной добавкой (растворы 1-6) обладают высокой антикоррозионной способностью, поскольку при этом отмечаются низкие значения показателя скорости коррозии, от 0,11 до 0,16 г/(м2·час).
В лабораторных условиях с помощью установки УИПК-1М произведена оценка влияния фильтратов глинистых растворов, обработанных заявляемой смазочной добавкой на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости естественных кернов Кирско-Коттынского месторождения Западной Сибири. Оценивалась также ингибирующая (по скорости увлажнения – П0) и гидрофобизирующая (по величине удельного электрического сопротивления керна - ρ0) способности указанных фильтратов.
Образцы кернов предварительно помещали в аппарат Сокслета и экстрагировали спирто-бензольной смесью от углеводородов, затем отмывали дистиллированной водой от минеральных солей и подвергали термической обработке в сушильном шкафу при температуре 105°С до постоянного веса образца. На боковой поверхности каждого образца выпиливали продольную канавку, к которую укладывали многожильный провод с двумя электродами. Канавку затем заливали клеем ″Момент″.
У образцов определяли начальную пористость по воздуху (Кпор) в соответствии со стандартной методикой (см. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами. М.: ВНИИГНИ, 1978 г.). Затем образец керна помещали в кернодержатель, создавали гидрообжим и фильтровали через керн пластовую сеноманскую воду (10-12 поровых объемов) до установления постоянного расхода и постоянной величины удельного электрического сопротивления (УЭС) керна. Затем в обратном направлении прокачивали керосин (модель нефти) также 10-12 поровых объемов до установления постоянного расхода и величины УЭС. Рассчитывали первоначальный коэффициент проницаемости керна по керосину (Кпр1). Далее через керн в первоначальном направлении прокачивали в аналогичном режиме фильтрат исследуемого раствора, имитируя первичное вскрытие продуктивного пласта, а затем в обратном направлении прокачивали керосин, имитируя процесс освоения скважины. Рассчитывали коэффициент конечной проницаемости керна по керосину (Кпр2) и коэффициент восстановления первоначальной проницаемости (β):
О гидрофобизирующей способности фильтрата раствора судили по возрастанию показателей УЭС керна, снятых до прокачки фильтрата через керн и после прокачки.
Ингибирующая способность фильтрата оценивалась показателем скорости увлажнения глины (П0), определяемой в соответствии с РД 39-2-813-82 (ВНИИКрнефть, Краснодар, 1982 г.).
Результаты экспериментов по исследованию ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтратов пресных глинистых растворов, обработанных заявляемой и известной смазочными добавками, а также их влияния на коэффициент восстановления проницаемости кернов, представлены в табл. 4.
Как следует из анализа табл.4, фильтрат исходного глинистого раствора (первая строка табл.4), который не обладает гидрофобизирующей способностью (УЭС керна после прокачки фильтрата практически не изменилось) и ингибирующими свойствами (у фильтрата высокие значения скорости увлажнения - П0), оказал отрицательное воздействие на фильтрационно-емкостные свойства керна: коэффициент восстановления первоначальной проницаемости (β) составил всего 34,6%.
Фильтраты глинистых растворов, обработанных заявляемой смазочной добавкой (растворы 1-6) обладают повышенной гидрофобизирующей способностью, что вызывает инверсию смачиваемости пористой поверхности керна с гидрофильной на гидрофобную, в результате чего резко повышаются значения УЭС. Кроме того, данные фильтраты имеют высокие ингибирующие свойства (очень низкие значения П0), что предотвращает набухание глинистых минералов, содержащихся в кернах месторождений Западной Сибири. В результате указанных положительных факторов, значения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости оказались высокими (от 88 до 96%).
Таким образом, заявляемая смазочная добавка обладает следующими технологическими преимуществами по сравнению с известными:
- придает раствору повышенные смазочные и противоприхватные свойства;
- придает раствору антикоррозионную способность;
- придает фильтрату раствора гидрофобизирующую и ингибирующую способность, в результате чего значительно улучшается коэффициент восстановления первоначальной проницаемости керна;
- эффективна для пресных и минерализованных буровых растворов на водной основе;
- не вспенивает глинистый раствор при концентрациях до 2 мас.%;
- не оказывает отрицательного влияния на показания газового каротажа;
- хорошо совместима со всеми реагентами и не оказывает отрицательного влияния на технологические параметры бурового раствора;
- не замерзает до температуры минус 40°С.
Claims (1)
- Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе, содержащая моноэтаноламиновую соль сырых талловых масел, оксаль и органический растворитель, отличающаяся тем, что в качестве органического растворителя она содержит сольвент или нефрас при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:Моноэтаноламиновая соль сырых талловых масел 10-12Сольвент или нефрас 10-30Оксаль Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001120850/03A RU2223297C2 (ru) | 2001-07-25 | 2001-07-25 | Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001120850/03A RU2223297C2 (ru) | 2001-07-25 | 2001-07-25 | Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001120850A RU2001120850A (ru) | 2003-06-27 |
| RU2223297C2 true RU2223297C2 (ru) | 2004-02-10 |
Family
ID=32172031
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001120850/03A RU2223297C2 (ru) | 2001-07-25 | 2001-07-25 | Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2223297C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1693019A1 (ru) * | 1989-06-12 | 1991-11-23 | Волгодонский филиал научно-производственного объединения "Синтез ПАВ" | Смазочна добавка дл глинистых буровых растворов |
| RU2041962C1 (ru) * | 1994-08-17 | 1995-08-20 | Мариупольский металлургический комбинат "Азовсталь" | Способ производства проката |
| US5783526A (en) * | 1997-03-06 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Process to enhance removal of adhering solids from the surface of wellbores and sand control devices therein |
| RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2142978C1 (ru) * | 1998-04-15 | 1999-12-20 | Андресон Борис Арнольдович | Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе |
| RU2170243C1 (ru) * | 2000-01-17 | 2001-07-10 | Институт проблем нефтехимпереработки АН Республики Башкортостан | Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе |
-
2001
- 2001-07-25 RU RU2001120850/03A patent/RU2223297C2/ru active IP Right Revival
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1693019A1 (ru) * | 1989-06-12 | 1991-11-23 | Волгодонский филиал научно-производственного объединения "Синтез ПАВ" | Смазочна добавка дл глинистых буровых растворов |
| RU2041962C1 (ru) * | 1994-08-17 | 1995-08-20 | Мариупольский металлургический комбинат "Азовсталь" | Способ производства проката |
| US5783526A (en) * | 1997-03-06 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Process to enhance removal of adhering solids from the surface of wellbores and sand control devices therein |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2142978C1 (ru) * | 1998-04-15 | 1999-12-20 | Андресон Борис Арнольдович | Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе |
| RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2170243C1 (ru) * | 2000-01-17 | 2001-07-10 | Институт проблем нефтехимпереработки АН Республики Башкортостан | Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Khodja et al. | Drilling fluid technology: performances and environmental considerations | |
| Bostick | Microscopic measurement of the level of catagenesis of solid organic matter in sedimentary rocks to aid exploration for petroleum and to determine former burial temperatures—a review | |
| US10196555B2 (en) | Subterranean producing zone treatment | |
| Falode et al. | Evaluation of local bentonitic clay as oil well drilling fluids in Nigeria | |
| US12258513B2 (en) | Method for reducing hydrogen sulfide in a subterranean formation | |
| US2698833A (en) | Drilling fluid composition and method | |
| CN104610934B (zh) | 一种固体润滑剂及其制备方法 | |
| Yalman et al. | A new eco-friendly and low cost additive in water-based drilling fluids | |
| RU2142978C1 (ru) | Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе | |
| RU2179568C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| CN110748334B (zh) | 页岩油及连续型油藏勘探有利区的预测方法 | |
| RU2170243C1 (ru) | Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе | |
| Bennett | New drilling fluid technology mineral oil mud | |
| RU2223297C2 (ru) | Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе | |
| DE60300760T2 (de) | Verfahren zur Abschätzung des Volumenverhältnisses von Gas zu Öl in den Bohrlochflüssigkeiten während des Bohrens | |
| RU2242492C2 (ru) | Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2174996C2 (ru) | Буровой раствор | |
| US3314489A (en) | Low invasion coring fluid | |
| RU2278890C1 (ru) | Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями | |
| RU2182587C1 (ru) | Смазочная композиция для бурового раствора на водной основе | |
| CN111253919A (zh) | 一种钻井液用水基润滑剂的制备方法 | |
| Qi et al. | Evaluation and understanding the potential of enhanced oil recovery for a candidate offshore sandstone field | |
| Lysakova et al. | Environmentally friendly technical plant oils as the base for emulsion drilling fluids | |
| RU2669643C2 (ru) | Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора | |
| RU2255105C1 (ru) | Способ приготовления эмульсионного бурового раствора на основе полисахаридного полимера |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20061108 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100726 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20120127 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130726 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160110 |