RU2635405C1 - Method for preparing drilling solution on hydrocarbon base for wells drilling with abnormally low formation pressure - Google Patents
Method for preparing drilling solution on hydrocarbon base for wells drilling with abnormally low formation pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2635405C1 RU2635405C1 RU2016126077A RU2016126077A RU2635405C1 RU 2635405 C1 RU2635405 C1 RU 2635405C1 RU 2016126077 A RU2016126077 A RU 2016126077A RU 2016126077 A RU2016126077 A RU 2016126077A RU 2635405 C1 RU2635405 C1 RU 2635405C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- drilling
- rpm
- hydrocarbon
- solution
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 60
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 9
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims description 21
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 18
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 235000003441 saturated fatty acids Nutrition 0.000 claims description 4
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 3
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 235000019329 dioctyl sodium sulphosuccinate Nutrition 0.000 claims description 2
- YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L disodium;2,2-dioctyl-3-sulfobutanedioate Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCC(C([O-])=O)(C(C([O-])=O)S(O)(=O)=O)CCCCCCCC YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 2
- 239000010451 perlite Substances 0.000 claims description 2
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 claims description 2
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 claims description 2
- 239000013589 supplement Substances 0.000 claims description 2
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 claims description 2
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019354 vermiculite Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 4
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 4
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 4
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 241000243251 Hydra Species 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- QRXWMOHMRWLFEY-UHFFFAOYSA-N isoniazide Chemical compound NNC(=O)C1=CC=NC=C1 QRXWMOHMRWLFEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- C09K8/38—Gaseous or foamed well-drilling compositions
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)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения, освоения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно к способам приготовления бурового раствора на углеводородной основе (РУО) низкой плотности для бурения интервалов с аномально низким пластовым давлением (АНПД).The invention relates to the field of drilling, development and overhaul of oil and gas wells, and in particular to methods for preparing a low-density hydrocarbon-based drilling fluid (CBM) for drilling intervals with abnormally low reservoir pressure (ANP).
Известны способы приготовления РУО (патенты РФ №2502774, 2445337). Недостатком данных технических решений является высокая плотность получаемого бурового раствора - нижний предел от 820 до 940 кг/м3.Known methods for the preparation of CBR (RF patents No. 2502774, 2445337). The disadvantage of these technical solutions is the high density of the resulting drilling fluid - the lower limit is from 820 to 940 kg / m 3 .
Также известны способы приготовления буровых растворов, в которых для снижения их плотности используют полые газонаполненные микросферы, либо алюмосиликатные, либо стеклянные (патенты РФ №2319539, 2176261, 2213762). Нижние пределы плотности РУО, полученных известными способами, при концентрации микросфер 25-32% составляют от 430 до 900 кг/м3 (данные получены в лаборатории заявителя).Also known are methods of preparing drilling fluids in which hollow gas-filled microspheres, either aluminosilicate or glass, are used to reduce their density (RF patents No. 2319539, 2176261, 2213762). The lower limits of the density of CBR obtained by known methods, with a concentration of microspheres of 25-32%, are from 430 to 900 kg / m 3 (data obtained in the laboratory of the applicant).
Недостатком указанных растворов, полученных известными способами, является то, что при снижении плотности за счет микросфер до значений менее 700 кг/м3, наблюдается существенное увеличение реологических параметров, которое приводит к тому, что технологическая жидкость становится непрокачиваемой.The disadvantage of these solutions obtained by known methods is that when the density is reduced due to microspheres to values less than 700 kg / m 3 , there is a significant increase in rheological parameters, which leads to the fact that the process fluid becomes non-pumpable.
Кроме того, при высоких концентрациях микросфер после остановки циркуляции бурового раствора наблюдается движение микросфер к устью скважины (всплывание). Это приводит к изменению плотности, структурных и фильтрационных свойств раствора по стволу скважины.In addition, at high concentrations of microspheres, after stopping the circulation of the drilling fluid, the movement of microspheres towards the wellhead (flooding) is observed. This leads to a change in the density, structural and filtration properties of the solution along the wellbore.
Известно, что под действием давления ударных и истирающих нагрузок происходит механическое разрушение микросфер при бурении. Поскольку оболочка микросфер имеет среднюю плотность 2100-2400 кг/м3, то указанное разрушение приводит к увеличению плотности бурового раствора и к изменению его реологических характеристик. Между тем, с одной стороны, использование микросфер обеспечивает снижение плотности и, как следствие, снижает репрессию на пласт при вскрытии; с другой стороны, микросферы не растворяются в кислоте, следовательно, их нельзя разрушить на этапе кислотных обработок или других работ по разрушению кольматационного экрана, сформированного на стадии первичного вскрытия.It is known that under the influence of pressure of shock and abrasive loads, mechanical destruction of microspheres occurs during drilling. Since the shell of the microspheres has an average density of 2100-2400 kg / m 3 , this destruction leads to an increase in the density of the drilling fluid and to a change in its rheological characteristics. Meanwhile, on the one hand, the use of microspheres provides a decrease in density and, as a result, reduces repression on the reservoir during opening; on the other hand, the microspheres do not dissolve in acid, therefore, they cannot be destroyed at the stage of acid treatments or other works to destroy the clogging screen formed at the initial opening stage.
Таким образом, очевидно, что использование высоких концентраций микросфер в известных способах не позволяет получить жидкости с низкими реологическими показателями для бурения интервалов АНДП, в то время как использование низких концентраций микросфер не позволяет обеспечить снижение плотности исходного раствора ниже 700 кг/м3.Thus, it is obvious that the use of high concentrations of microspheres in the known methods does not allow to obtain fluids with low rheological parameters for drilling ANPD intervals, while the use of low concentrations of microspheres does not allow to reduce the density of the initial solution below 700 kg / m 3 .
Известны способы для снижения плотности бурового раствора ниже 700 кг/м3 за счет использования газожидкостных смесей (патенты № РФ 2435018, US 2007/0129257 А1, US 007565933 В2, US 2012/0071366 А1, US 007823647 B2, EA №4505).Known methods for reducing the density of the drilling fluid below 700 kg / m 3 through the use of gas-liquid mixtures (patents No. RF 2435018, US 2007/0129257 A1, US 007565933 B2, US 2012/0071366 A1, US 007823647 B2, EA No. 4505).
Существенным недостатком данных изобретений является содержание газовой фазы в буровом растворе более 20%, что требует применения дополнительного оборудования в виде вращающихся превенторов, дегазаторов, компрессоров и т.д.A significant drawback of these inventions is the gas phase content in the drilling fluid of more than 20%, which requires the use of additional equipment in the form of rotating preventers, degassers, compressors, etc.
Наиболее близким к предлагаемому способу приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с АНПД по технической сущности является способ приготовления бурового раствора (евразийский патент №2952), включающий смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью с последующим генерированием афронов посредством добавления к указанной смеси афронобразующего поверхностно-активного вещества (далее - аПАВ).Closest to the proposed method for the preparation of a hydrocarbon-based drilling fluid for drilling wells with AIP, the technical essence is the method of preparing a drilling fluid (Eurasian patent No. 2952), comprising mixing a gelling agent with a hydrocarbon fluid, followed by the generation of aphrons by adding an aphron-forming surface active substance (hereinafter - aPAW).
Недостатками известного способа являются более высокие реологические показатели у получившегося бурового раствора, его высокая пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, вязкость при низких скоростях сдвига, высокие индексы разжижения. Повышенные реологические параметры бурового раствора, полученного известным способом, в процессе циркуляции будут приводить к высоким значениям эквивалентной циркуляционной плотности и повышению гидравлической нагрузки на интервал с АНПД, что, в свою очередь, будет провоцировать поглощения бурового раствора.The disadvantages of this method are the higher rheological parameters of the resulting drilling fluid, its high plastic viscosity, dynamic shear stress, viscosity at low shear rates, high dilution indices. The increased rheological parameters of the drilling fluid obtained in a known manner during the circulation process will lead to high values of equivalent circulation density and an increase in the hydraulic load on the interval with ANPD, which, in turn, will provoke absorption of the drilling fluid.
Таким образом, эффект предотвращения поглощений полученного бурового раствора в известном техническом решении за счет снижения плотности при введении газовой фазы частично или полностью нивелируется высокими значениями реологических показателей. Это накладывает ограничение на области применения известного технического решения.Thus, the effect of preventing the absorption of the resulting drilling fluid in a known technical solution by reducing the density when introducing the gas phase is partially or completely offset by high rheological values. This imposes a limitation on the scope of the known technical solution.
Техническим результатом заявляемого изобретения является возможность получения предлагаемым способом облегченного РУО с плотностью 650-780 кг/м3, обладающего низким газосодержанием и низкими реологическими свойствами, что позволяет использовать полученный буровой раствор в открытой циркуляционной системе без применения дополнительного оборудования по герметизации устья (вращающиеся превенторы и т.п.), а также систем и способов пеногашения в процессе циркуляции, в то время как пониженные реологические свойства позволяют снизить гидравлическую нагрузку на пласты с АНПД и уменьшить потери бурового раствора при проведении технологических операций.The technical result of the claimed invention is the possibility of obtaining the proposed method of lightweight CBF with a density of 650-780 kg / m 3 having low gas content and low rheological properties, which allows the use of the resulting drilling fluid in an open circulation system without the use of additional equipment for sealing the mouth (rotating preventers and etc.), as well as defoaming systems and methods during the circulation process, while reduced rheological properties can reduce hydra influential load on the formations with ANPD and to reduce the loss of drilling fluid during technological operations.
Предлагаемый способ также может быть использован для приготовления промывочных жидкостей при операциях, связанных с освоением, текущим и капитальным ремонтом скважин с коэффициентом аномальности меньше единицы.The proposed method can also be used for the preparation of flushing fluids during operations associated with the development, maintenance and overhaul of wells with an anomaly coefficient of less than one.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением, включающим смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью, с последующим генерированием афронов, путем добавления к полученной смеси афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ, при этом новым является то, что смешивание гелирующего агента с углеводородной жидкостью осуществляют при 600-1500 об/мин до получения эмульсионного состава, а после добавления в этот эмульсионной состав афронобразующего ПАВ производят диспергирование полученной смеси, причем после указанного диспергирования в смесь дополнительно вводят облегчающую добавку при двухстадийном режиме перемешивания: 600-1500 об/мин в течение 10-30 минут на первой стадии и последующее диспергирование полученного раствора при скорости вращения 1500-2500 об/мин в течение 15-60 минут на второй стадии, при этом в качестве гелирующего агента используют высокодисперсный аморфный диоксид кремния, или водный раствор смеси омыленных жирных кислот, или их смесь при следующем соотношении компонентов, об. %:The specified technical result is achieved by the proposed method for preparing a hydrocarbon-based drilling fluid for drilling wells with anomalously low reservoir pressure, including mixing a gelling agent with a hydrocarbon fluid, followed by generation of aphrons, by adding a surfactant-containing surfactant to the mixture, the new one being that the mixing of the gelling agent with the hydrocarbon liquid is carried out at 600-1500 rpm to obtain an emulsion composition, and after adding an aphron-forming surfactant to this emulsion composition, the resulting mixture is dispersed, and after this dispersion, a lightweight additive is additionally introduced into the mixture in a two-stage mixing mode: 600-1500 rpm for 10-30 minutes in the first stage and the subsequent dispersion of the resulting solution at the rotation speed of 1500-2500 rpm for 15-60 minutes in the second stage, while highly dispersed amorphous silicon dioxide or an aqueous solution of a mixture of saponified is used as a gelling agent s fatty acids or their mixture with the following ratio of components, vol. %:
В качестве облегчающей добавки используют алюмосиликатные микросферы, или стеклянные микросферы, или полимерные микросферы, или перлит, или вермикулит, или древесную муку.Aluminosilicate microspheres, or glass microspheres, or polymer microspheres, or perlite, or vermiculite, or wood flour, are used as a facilitating additive.
В качестве углеводородной жидкости используют минеральное или синтетическое масло, или дизельное топливо, или нефть, или поли α-олефины, а так же их смеси.As a hydrocarbon liquid, mineral or synthetic oil, or diesel fuel, or oil, or poly α-olefins, as well as mixtures thereof, are used.
В качестве афронобразующего ПАВ используют анионные ПАВ на основе алкилбензолсульфоновых кислот, или смесь этоксилированных спиртов и этоксилированных жирных аминов, или диоктилсульфосукцинат натрия в растворе пропиленгликоля.As an aphron-forming surfactant, anionic surfactants based on alkylbenzenesulfonic acids, or a mixture of ethoxylated alcohols and ethoxylated fatty amines, or sodium dioctyl sulfosuccinate in a propylene glycol solution are used.
В качестве водного раствора смеси омыленных жирных кислот используют реагент, полученный путем добавления к смеси предельных и непредельных жирных кислот 40%-ного водного раствора гидроксида натрия в объемном соотношении 1:0,5 соответственно.As an aqueous solution of a mixture of saponified fatty acids, a reagent is used, obtained by adding to the mixture of saturated and unsaturated fatty acids a 40% aqueous solution of sodium hydroxide in a volume ratio of 1: 0.5, respectively.
Смесь высокодисперсного аморфного диоксида кремния и водного раствора смеси омыленных жирных кислот используют в следующем объемном соотношении (5-13):(6-15) соответственно.A mixture of finely divided amorphous silicon dioxide and an aqueous solution of a mixture of saponified fatty acids is used in the following volume ratio (5-13) :( 6-15), respectively.
Диспергирование смеси эмульсионного состава и афронобразующего ПАВ производят путем воздействия высоких сдвиговых напряжений и кавитации посредством высокоскоростного миксера, обеспечивающего скорость вращения не ниже 9000 об/мин, или посредством промыслового оборудования, обеспечивающего производительность 50÷600 м3/ч при давлении на входе 0,2÷10 МПа.The dispersion of a mixture of emulsion composition and aphron-forming surfactant is carried out by exposure to high shear stresses and cavitation by means of a high-speed mixer, providing a rotation speed of at least 9000 rpm, or by means of field equipment providing a productivity of 50 ÷ 600 m 3 / h with an inlet pressure of 0.2 ÷ 10 MPa.
В качестве высокоскоростного миксера, обеспечивающего скорость вращения не ниже 9000 об/мин, преимущественно используют миксер типа Hamilton Beach.As a high-speed mixer, providing a rotation speed of at least 9000 rpm, a Hamilton Beach type mixer is predominantly used.
В качестве промыслового оборудования, обеспечивающего производительность 50÷600 м3/ч при давлении на входе 0,2÷10 МПа, используют преимущественно гидравлические воронки струйного и вихревого типов марок RSD/SLQ-200, HJM-200, RSD/XLQ-250, HVM-250, или гидравлические диспергаторы марок, ДШМ-100 ДГ-2, ДГС-40-20 или их аналоги.As field equipment, providing a productivity of 50 ÷ 600 m 3 / h with an inlet pressure of 0.2 ÷ 10 MPa, mainly hydraulic funnels of jet and vortex types of the RSD / SLQ-200, HJM-200, RSD / XLQ-250, types are used. HVM-250, or hydraulic dispersants of grades, ДШМ-100 ДГ-2, ДГС-40-20 or their analogues.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.The achievement of the specified technical result is ensured by the following.
За счет двухстадийного введения облегчающей добавки в заявляемом способе и за счет режимов их реализации удается достичь более низких плотностей бурового раствора в сравнении известными способами.Due to the two-stage introduction of lightening additives in the present method and due to the modes of their implementation, it is possible to achieve lower mud densities in comparison with known methods.
Кроме этого, при прочих равных условиях: плотность начальной углеводородной жидкости, требуемая конечная плотность, использование облегчающей добавки в заявляемом способе позволяет достигать требуемых плотностей бурового раствора при более низком газосодержании (2-15% об.) в сравнении с известными решениями (газосодержание более 20% об.). Более низкое газосодержание, в свою очередь, позволяет использовать буровой раствор, полученный заявляемым способом, для бурения с применением забойных двигателей, тогда как прототип предназначен только для бурения роторным способом.In addition, ceteris paribus: the density of the initial hydrocarbon fluid, the required final density, the use of lightening additives in the present method allows to achieve the required density of the drilling fluid at a lower gas content (2-15% vol.) In comparison with the known solutions (gas content of more than 20 % vol.). The lower gas content, in turn, allows you to use the drilling fluid obtained by the claimed method for drilling using downhole motors, while the prototype is intended only for rotary drilling.
Предотвращение проникновения полученного известными способами бурового раствора в пласт с АНПД достигается за счет снижения плотности и эффекта Жамена - расширения пузырьков газа по мере снижения давления. Такой подход имеет существенные недостатки на практике, поскольку известно, что при кольматации интервалов, обладающих проницаемостью более 1 Дс, эффективность кольматации за счет эффекта Жамена существенно снижается. Буровые растворы, приготовленные по заявляемому способу, лишены данного недостатка, поскольку синергетический эффект от совместного действия пузырьков газа (эффекта Жамена) и облегчающих добавок значительно повышает кольматационные свойства полученного бурового раствора в широком диапазоне проницаемостей (до 10 Дс). Данное свойство позволяет значительно снизить потери указанного бурового раствора при бурении интервалов АНПД.Prevention of the penetration of drilling fluid obtained by known methods into the reservoir with ANPD is achieved by reducing the density and the Jamen effect - expansion of gas bubbles with decreasing pressure. This approach has significant drawbacks in practice, since it is known that with the mudding of intervals with a permeability of more than 1 Ds, the efficiency of mudding due to the Jamen effect is significantly reduced. Drilling fluids prepared by the present method are devoid of this drawback, since the synergistic effect of the combined action of gas bubbles (Jamen effect) and lightening additives significantly increases the mud properties of the obtained drilling fluid in a wide range of permeabilities (up to 10 Ds). This property can significantly reduce the loss of the specified drilling fluid during drilling intervals ANPD.
Афроны генерируются в буровом растворе под воздействием высоких сдвиговых напряжений и кавитации, а именно при диспергировании в лабораторных условиях с использованием, например, высокоскоростного миксера типа Hamilton Beach, обеспечивающего скорость вращения не ниже 9000 об/мин, а в промысловых условиях с использованием оборудования, которое создает эквивалентные сдвиговые напряжения, например: гидравлические воронки струйного и вихревого типов (марок RSD/SLQ-200, HJM-200, RSD/XLQ-250, HVM-250), гидравлические диспергаторы (марок, ДШМ-100 ДГ-2, ДГС-40-20 или аналог). Также могут применяться различные аналоги описанных типов и марок перемешивающих устройств, обеспечивающие производительность 50÷600 м3/ч при давлении на входе 0,2÷10 МПа.Aphrons are generated in the drilling fluid under the influence of high shear stresses and cavitation, namely when dispersed in laboratory conditions using, for example, a high-speed mixer such as Hamilton Beach, providing a rotational speed of at least 9000 rpm, and in field conditions using equipment that creates equivalent shear stresses, for example: hydraulic funnel of jet and vortex types (RSD / SLQ-200, HJM-200, RSD / XLQ-250, HVM-250), hydraulic dispersants (grades, ДШМ-100 ДГ-2, ДГС- 40-20 or equivalent). Various analogues of the described types and brands of mixing devices can also be used, providing a productivity of 50 ÷ 600 m 3 / h with an inlet pressure of 0.2 ÷ 10 MPa.
Заявляемые режимы в предлагаемом способе являются достаточными для получения необходимого снижения плотности бурового раствора и соответственно снижения гидростатического давления в стволе скважины для предупреждения поглощения. А введение после указанного аПАВ облегчающей добавки при двухстадийном режиме перемешивания позволяет достичь технологически необходимой плотности бурового раствора.The inventive modes in the proposed method are sufficient to obtain the necessary decrease in the density of the drilling fluid and, accordingly, reduce the hydrostatic pressure in the wellbore to prevent absorption. And the introduction after the specified aAPA of the facilitating additive in the two-stage mixing mode allows you to achieve technologically necessary density of the drilling fluid.
Использование в качестве гелирующего агента высокодисперсного аморфного диоксида кремния, или водного раствора смеси омыленных жирных кислот, или их смеси в составе бурового раствора, приготовленного заявляемым способом, способствует получению более низкого индекса разжижения, пониженного показателя пластической вязкости и динамического напряжения сдвига в сравнении с аналогом, что позволяет снизить гидравлические нагрузки при пуске насосов, и циркуляции, уменьшить объем потерь промывочной жидкости в пласте за счет ее структурирования по мере проникновения в пласт.The use of highly dispersed amorphous silicon dioxide, or an aqueous solution of a mixture of saponified fatty acids, or a mixture thereof in a drilling fluid prepared by the claimed method, as a gelling agent, helps to obtain a lower dilution index, lower plastic viscosity and dynamic shear stress in comparison with the analogue which allows to reduce hydraulic loads during pump start-up, and circulation, to reduce the volume of flushing fluid losses in the reservoir due to its structures penetration into the reservoir.
Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что поставленный технический результат обеспечивается за счет совокупности всех операций предлагаемого способа, их последовательности и режимов его реализации.Based on the foregoing, we can conclude that the technical result is achieved due to the totality of all operations of the proposed method, their sequence and modes of implementation.
Для приготовления бурового раствора заявляемым способом использовали следующие реагенты:To prepare the drilling fluid by the claimed method, the following reagents were used:
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.The possibility of carrying out the claimed invention is confirmed by the following example.
Для получения водного раствора омыленных жирных кислот (гелирующий агент) к 30 мл смеси предельных и непредельных жирных кислот (талового масла) добавляют 15 мл 40%-ного водного раствора гидроксида натрия и перемешивают со скоростью 800 об/мин на лабораторной мешалке в течение 5 минут. К полученному гелирующему агенту при перемешивании прибавляют 409 мл углеводородной жидкости - низковязкого минерального масла и продолжают перемешивание в течение 3 минут, после чего помещают под миксер и перемешивают 6 минут со скоростью вращения 15000 об/мин, получая эмульсионный состав. Затем в этот состав водят 25 мл афронобразующего ПАВ (Lumorol 4357) и продолжают перемешивание на высокоскоростном миксере (с функцией диспергирования) со скоростью вращения 16000 об/мин, в течение 6 мин. Далее при перемешивании на лабораторной мешалке (600 об/мин) прибавляют 36 мл (15 г) облегчающей добавки - полимерных микросфер, и после первичной гомогенизации в течение 5 минут (первая стадия) пробу помещали под миксер (16000 об/мин) на 15 мин (вторая стадия).To obtain an aqueous solution of saponified fatty acids (gelling agent), 15 ml of a 40% aqueous solution of sodium hydroxide are added to 30 ml of a mixture of saturated and unsaturated fatty acids (melt oil) and stirred at a speed of 800 rpm on a laboratory stirrer for 5 minutes . 409 ml of a hydrocarbon liquid, a low-viscosity mineral oil, are added to the obtained gelling agent with stirring and stirring is continued for 3 minutes, after which it is placed under a mixer and stirred for 6 minutes at a speed of 15,000 rpm to obtain an emulsion composition. Then, 25 ml of an aphron-forming surfactant (Lumorol 4357) is introduced into this composition and stirring is continued on a high-speed mixer (with dispersion function) at a speed of 16,000 rpm for 6 minutes. Then, with stirring on a laboratory stirrer (600 rpm), 36 ml (15 g) of a lightweight additive - polymer microspheres are added, and after initial homogenization for 5 minutes (first stage), the sample was placed under a mixer (16000 rpm) for 15 min (second stage).
В результате получили буровой раствор на углеводородной основе со следующим соотношением компонентов, об. %: указанный гелирующий агент - 8,74; полимерные микросферы (облегчающая добавка) - 6,99; низковязкое минеральное масло (углеводородная жидкость) - 79,42; Lumorol 4357 (афронобразующий ПАВ) - 4,85.The result was a hydrocarbon-based drilling fluid with the following ratio of components, vol. %: the specified gelling agent is 8.74; polymer microspheres (lightening additive) - 6.99; low viscosity mineral oil (hydrocarbon liquid) - 79.42; Lumorol 4357 (aphron-forming surfactant) - 4.85.
Буровые растворы с другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом.Drilling fluids with a different proportion of components were prepared in a similar way.
Ниже приведен пример приготовления заявляемого бурового раствора в промысловых условиях.The following is an example of the preparation of the inventive drilling fluid in the field.
Для получения 42,6 м3 готового бурового раствора вначале берут гелирующий агент. Для его получения к 1,6 м3 смеси предельных и непредельных жирных кислот (талового масла) добавляют 0,8 м3 40%-ного водного раствора гидроксида натрия и перемешивают со скоростью 100 об/мин на лопастном перемешивателе в течение часа (но можно использовать готовый гелирующий агент, например диоксид кремния). К полученному гелирующему агенту при перемешивании 800 об/мин. прибавляют 35,6 м3 углеводородной жидкости - низковязкого минерального масла и продолжают перемешивание в течение одного часа. Затем в этот состав водят 2 м3 афронобразующего ПАВ (Empimin ОР-70) и продолжают перемешивание с использованием гидроворонки HiRide 175SE SWACO циркуляции 200 м3/ч (циркуляция - это производительность) при давлении на входе 0,32 МПа, в течение часа. После чего, продолжая перемешивание, через гидроворонку в поток жидкости вводят 1200 кг (2,6 м3) облегчающей добавки - стеклянных микросфер (НС-40) и перемешивают в течение двух часов.To obtain 42.6 m 3 of the finished drilling fluid, a gelling agent is first taken. To obtain it, 1.6 m 3 of a mixture of saturated and unsaturated fatty acids (melt oil) is added with 0.8 m 3 of a 40% aqueous sodium hydroxide solution and stirred at a speed of 100 rpm on a paddle mixer for an hour (but you can use a ready-made gelling agent, for example silicon dioxide). To the resulting gelling agent with stirring, 800 rpm. 35.6 m 3 of hydrocarbon liquid, a low-viscosity mineral oil, is added and stirring is continued for one hour. Then, 2 m 3 of an aphron-forming surfactant (Empimin OR-70) is introduced into this composition and stirring is continued using a HiRide 175SE SWACO hydraulic funnel with a circulation of 200 m 3 / h (circulation is productivity) at an inlet pressure of 0.32 MPa for an hour. Then, while continuing to mix, 1200 kg (2.6 m 3 ) of the lightening additive - glass microspheres (HC-40) are introduced into the fluid stream through a hydrofluor and mixed for two hours.
В результате получили предлагаемый буровой раствор на углеводородной основе со следующим соотношением компонентов, об. %.: указанный гелирующий агент - 5,6; стеклянные микросферы НС-40 (облегчающая добавка) - 6,1; низковязкое минеральное масло (углеводородная жидкость) - 83,6; Empimin ОР-70 (афронобразующий ПАВ) - 4,7.As a result, the proposed hydrocarbon-based drilling fluid with the following ratio of components, vol. % .: the specified gelling agent is 5.6; glass microspheres NS-40 (lightening additive) - 6.1; low viscosity mineral oil (hydrocarbon liquid) - 83.6; Empimin OR-70 (afron-forming surfactant) - 4.7.
Подобные опыты были проведены в промысловых условиях с гидроворонкой струйного типа марки HiRide 175SE SWACO со скоростью циркуляции 200 м3/ч при давлении на входе 0,32 МПа, гидравлическим диспергатором марки ДГ-40 со скоростью циркуляции 61 м3/ч при давлении на входе 9 МПа, с диспергатором марки ДШМ-100 со скоростью циркуляции 100 м3/ч при давлении на входе 0,5 МПа, с гидроворонкой вихревогоого типа марки ВГ-300 со скоростью циркуляции 340 м3/ч при давлении на входе 0,2 МПа.Similar experiments were carried out in field conditions with a HiRide 175SE SWACO jet type funnel with a circulation speed of 200 m 3 / h at an inlet pressure of 0.32 MPa, a DG-40 hydraulic dispersant with a circulation speed of 61 m 3 / h at an inlet pressure 9 MPa, with a DShM-100 brand dispersant with a circulation speed of 100 m 3 / h at an inlet pressure of 0.5 MPa, with a VG-300 brand vortex type hydraulic funnel with a circulation speed of 340 m 3 / h at an inlet pressure of 0.2 MPa .
В таблице 1 приведены данные о содержании компонентов в исследованных составах, полученных предлагаемым способом.Table 1 shows data on the content of components in the investigated compositions obtained by the proposed method.
В таблице 2 приведены результаты измерений показателей свойств бурового раствора, полученного в соответствии с заявляемым способом.Table 2 shows the measurement results of the properties of the drilling fluid obtained in accordance with the claimed method.
Плотность бурового раствора замеряли при помощи пикнометра согласно требованиям РД-39-00147001-773-2004. Замер плотности производили трижды до введения аПАВ, после введения аПАВ и после введения облегчающей добавки.The density of the drilling fluid was measured using a pycnometer according to the requirements of RD-39-00147001-773-2004. Density was measured three times before the introduction of aPAS, after the introduction of aPAS and after the introduction of a lightening additive.
Вязкость бурового раствора замеряли при помощи вискозиметра Brookfield модели LV DV II PRO, при трех скоростях вращения. По результатам замеров рассчитывали индекс разжижения.The viscosity of the drilling fluid was measured using a Brookfield viscometer model LV DV II PRO at three rotational speeds. Based on the measurement results, a dilution index was calculated.
Вязкость при низких скоростях сдвига (ВНСС) замеряли на вискозиметре Brookfield при скорости вращения 0,3 об/мин.Viscosity at low shear rates (VNSS) was measured on a Brookfield viscometer at a rotation speed of 0.3 rpm.
Для определения пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и прочности геля использовали вискозиметр фирмы OFITE модели 800. Измерения параметров производили в соответствии со стандартом ISO 10414-2.OFITE model 800 viscometer was used to determine the plastic viscosity, dynamic shear stress, and gel strength. The parameters were measured in accordance with ISO 10414-2.
Под прочностью геля понимается способность жидкости увеличивать структурно-механические свойства в состоянии покоя со временем. Высокая скорость нарастания прочности геля до оптимальных значений способствует снижению объемов поглощения промывочной жидкости, т.к. структурирование жидкости в пласте повышает сопротивление при движении новых порций поглощаемой жидкости и, таким образом, увеличивает градиент давления поглощения.Gel strength is understood as the ability of a liquid to increase the structural and mechanical properties at rest with time. The high rate of increase in gel strength to optimal values helps to reduce the absorption volume of the washing liquid, because Structuring the fluid in the reservoir increases resistance when new portions of absorbed fluid move and thus increases the absorption pressure gradient.
Оценку кольматирующих свойств бурового раствора проводили на динамическом фильтр-прессе НРНТ фирмы OFITE с использованием керамических оксидных дисков проницаемостью 0,75Д, 5Д, 10Д. Методика заключалась в следующем. В фильтрационную ячейку заливали 350 см3 бурового раствора, полученного предлагаемым способом, ячейку герметизировали и через верхний клапан в течение 30 секунд пропускали ток азота для создания давления 0,7 МПа (100 фунт/дюйм2). Затем открывали нижний клапан и сбрасывали давление для обеспечения условий расширения пузырьков газа в керамическом диске, после чего вновь создавали давление 0,7 МПа и фильтровали раствор в течение 0,5 часа, замеряя динамику фильтрации и объем фильтрата.Evaluation of the mud properties of the drilling fluid was carried out on a OFITE dynamic filter press NRT using ceramic oxide disks with a permeability of 0.75D, 5D, 10D. The technique was as follows. The filtration cell was poured 350 cm 3 mud obtained by the proposed method, the cell sealed and through the upper valve for 30 seconds was passed a stream of nitrogen to generate pressure 0.7 MPa (100 lb / in2). Then the bottom valve was opened and the pressure was released to ensure the conditions for the expansion of gas bubbles in the ceramic disk, after which the pressure was again created at 0.7 MPa and the solution was filtered for 0.5 hours, measuring the dynamics of filtration and the volume of the filtrate.
Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что буровой раствор, приготовленный по предлагаемому способу, по своим свойствам удовлетворяет требованиям бурения скважин в условиях АНПД, т.к. характеризуется:The data shown in tables 1 and 2 show that the drilling fluid prepared by the proposed method, in terms of its properties, meets the requirements of drilling wells under the conditions of API, as characterized by:
- пониженной плотностью после введения аПАВ и облегчающей добавки (0,65-0,78 г/см3), что позволяет снизить гидростатическое давление в стволе скважины для предупреждения или ограничения поглощения бурового раствора;- reduced density after the introduction of aPAS and lightweight additives (0.65-0.78 g / cm 3 ), which allows to reduce the hydrostatic pressure in the wellbore to prevent or limit the absorption of the drilling fluid;
- повышенными структурно-реологическими свойствами при сохранении высоких значений индекса разжижения после введения комплекса гелирующего агента и аПАВ: пластическая вязкость 30-50 мПа⋅с, динамическое напряжение сдвига 85-200 дПа, прочность геля 30,7-107,3/46-117,5 дПа, ВНСС 25000-105000 мПа*с, индекс разжижения 100-250 единиц, позволяющих обеспечить необходимую выносную и удерживающую способность бурового раствора в процессе бурения, ограничить проникновение бурового раствора в поглощающий пласт;- increased structural and rheological properties while maintaining high values of the dilution index after the introduction of a complex of gelling agent and aPAW: plastic viscosity 30-50 mPa⋅s, dynamic shear stress 85-200 dPa, gel strength 30.7-107.3 / 46-117 , 5 dPa, VNSS 25000-105000 mPa * s, liquefaction index of 100-250 units, allowing to provide the necessary remote and holding ability of the drilling fluid during drilling, to limit the penetration of the drilling fluid into the absorbing formation;
- увеличением кольматирующих свойств при введении аПАВ не менее чем на 50%, и при введении облегчающих добавок не менее чем на 70%, что также позволяет ограничивать проникновение бурового раствора в поглощающий пласт.- an increase in the clogging properties with the introduction of an a surfactant by at least 50%, and with the introduction of lightening additives by at least 70%, which also allows you to limit the penetration of the drilling fluid into the absorbing formation.
Преимущества бурового раствора, полученного предлагаемым способом при использовании в условиях АНПД, по сравнению с прототипом заключаются в следующем:The advantages of the drilling fluid obtained by the proposed method when used in the conditions of ANPD, compared with the prototype are as follows:
- получение низкоплотного бурового раствора с низким газосодержанием;- obtaining a low-density drilling fluid with a low gas content;
- возможность применения не только для бурения роторным способом, но и для бурения с применением забойных двигателей;- the possibility of application not only for rotary drilling, but also for drilling using downhole motors;
- повышаются кольматационные свойства полученного бурового раствора в широком диапазоне проницаемостей (до 10 Дс), что позволяет значительно снизить потери бурового раствора при бурении интервалов АНПД;- increase the colmatization properties of the obtained drilling fluid in a wide range of permeabilities (up to 10 Ds), which can significantly reduce the loss of drilling fluid during drilling intervals APD;
- снижается гидравлическая нагрузка на пласт с АНПД при пуске буровых насосов;- reduced hydraulic load on the reservoir with ANPD when starting mud pumps;
- достигается быстрое структурирование бурового раствора при попадании в поровое пространство, что снижает потери бурового раствора при бурении АНПД.- achieved rapid structuring of the drilling fluid when it enters the pore space, which reduces the loss of drilling fluid during drilling AIP.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016126077A RU2635405C1 (en) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Method for preparing drilling solution on hydrocarbon base for wells drilling with abnormally low formation pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016126077A RU2635405C1 (en) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Method for preparing drilling solution on hydrocarbon base for wells drilling with abnormally low formation pressure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2635405C1 true RU2635405C1 (en) | 2017-11-13 |
Family
ID=60328440
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016126077A RU2635405C1 (en) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Method for preparing drilling solution on hydrocarbon base for wells drilling with abnormally low formation pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2635405C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2783466C1 (en) * | 2021-11-09 | 2022-11-14 | Михаил Федорович Тетюшев | Complex for the preparation of emulsion drilling muds on a hydrocarbon basis and the method for its operation |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA002832B1 (en) * | 1998-07-24 | 2002-10-31 | Эктисистимс, Инк. | Method and fluid for drilling or servicing a well, method of decreasing the lost circulation potential |
| EA002952B1 (en) * | 1999-02-09 | 2002-12-26 | эМЭйэСАй ТЕКНОЛЭДЖИС эЛ.эЛ.Си. | Well drilling and servicing fluids, method of well drilling and servicing |
| US20070129257A1 (en) * | 2005-12-02 | 2007-06-07 | Clearwater International, Llc | Method for foaming a hydrocarbon drilling fluid and for producing light weight hydrocarbon fluids |
| RU2301822C2 (en) * | 2005-04-19 | 2007-06-27 | Николай Глебович Усанов | Drilling fluid |
| RU2322472C1 (en) * | 2007-02-19 | 2008-04-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Technological liquid for damping oil and gas hole and method for its preparing |
| RU2435018C2 (en) * | 2008-07-02 | 2011-11-27 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Improved compositions of foam drilling fluid on oily base, method for their obtaining and application |
| RU2505577C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Method for make-up of reversive-inverted drilling fluid by phase inversion |
| RU2012150387A (en) * | 2011-11-28 | 2014-06-10 | КолФрак Уэлл Сервисиз Лтд. | AFRON-CONTAINING FORMING FLUID |
| RU2563856C2 (en) * | 2014-02-13 | 2015-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of drilling of wells complicated by absorbing horizons |
-
2016
- 2016-06-28 RU RU2016126077A patent/RU2635405C1/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA002832B1 (en) * | 1998-07-24 | 2002-10-31 | Эктисистимс, Инк. | Method and fluid for drilling or servicing a well, method of decreasing the lost circulation potential |
| EA002952B1 (en) * | 1999-02-09 | 2002-12-26 | эМЭйэСАй ТЕКНОЛЭДЖИС эЛ.эЛ.Си. | Well drilling and servicing fluids, method of well drilling and servicing |
| RU2301822C2 (en) * | 2005-04-19 | 2007-06-27 | Николай Глебович Усанов | Drilling fluid |
| US20070129257A1 (en) * | 2005-12-02 | 2007-06-07 | Clearwater International, Llc | Method for foaming a hydrocarbon drilling fluid and for producing light weight hydrocarbon fluids |
| RU2322472C1 (en) * | 2007-02-19 | 2008-04-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Technological liquid for damping oil and gas hole and method for its preparing |
| RU2435018C2 (en) * | 2008-07-02 | 2011-11-27 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Improved compositions of foam drilling fluid on oily base, method for their obtaining and application |
| RU2012150387A (en) * | 2011-11-28 | 2014-06-10 | КолФрак Уэлл Сервисиз Лтд. | AFRON-CONTAINING FORMING FLUID |
| RU2505577C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Method for make-up of reversive-inverted drilling fluid by phase inversion |
| RU2563856C2 (en) * | 2014-02-13 | 2015-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of drilling of wells complicated by absorbing horizons |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2783466C1 (en) * | 2021-11-09 | 2022-11-14 | Михаил Федорович Тетюшев | Complex for the preparation of emulsion drilling muds on a hydrocarbon basis and the method for its operation |
| RU2839514C1 (en) * | 2024-08-19 | 2025-05-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | Method of preparing nanoaphron drilling mud |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0095365B1 (en) | A process for well control fluid | |
| EP0036019A1 (en) | Well treating fluid | |
| RU2695198C1 (en) | Connection with rare-earth elements for improvement of characteristics of well processing compositions | |
| EA002952B1 (en) | Well drilling and servicing fluids, method of well drilling and servicing | |
| US2667224A (en) | Well completion process | |
| EA005149B1 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and method for plugging a subterranean formation zone | |
| US20220162494A1 (en) | Methods of cementing a wellbore without using a spacer fluid | |
| US20030029615A1 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
| CN107502322A (en) | One kind strengthens the preposition liquid system of coal seam felted | |
| CN112341998A (en) | A kind of plugging material and preparation method thereof | |
| US7032669B2 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| CN110621758B (en) | Methods and materials for treating subterranean formations using three-phase emulsion-based fracturing fluids | |
| RU2635405C1 (en) | Method for preparing drilling solution on hydrocarbon base for wells drilling with abnormally low formation pressure | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| CN106318356A (en) | Water plugging emulsion and preparation method thereof | |
| CN112430455A (en) | Nano plugging agent and preparation method and application thereof | |
| CN114573268B (en) | A kind of oil well cement composite permeability enhancer suitable for hydrate layer and preparation method thereof | |
| RU2208147C1 (en) | Method of interval acid treatment of bottomhole zone, mainly, of horizontal wells | |
| CN108300433B (en) | Nano composite plugging agent for drilling shale horizontal well and preparation method thereof | |
| CN101440274B (en) | Preparation of drilling fluid | |
| RU2720025C1 (en) | Casing string cementing method in well | |
| US20230193112A1 (en) | Method to use loss circulation material composition comprising acidic nanoparticle based dispersion and sodium bicarbonate in downhole conditions | |
| CN113185955A (en) | Oil-based drilling fluid and preparation method and application thereof | |
| WO2022010505A1 (en) | Method to use lost circulation material composition comprising alkaline nanoparticle based dispersion and sodium bicarbonate in downhole conditions | |
| AU2018342586B2 (en) | Methods for wellbore strengthening |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210928 Effective date: 20210928 |