RU2720433C1 - Emulsion drilling mud "oilkarb bio" - Google Patents
Emulsion drilling mud "oilkarb bio" Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720433C1 RU2720433C1 RU2019120592A RU2019120592A RU2720433C1 RU 2720433 C1 RU2720433 C1 RU 2720433C1 RU 2019120592 A RU2019120592 A RU 2019120592A RU 2019120592 A RU2019120592 A RU 2019120592A RU 2720433 C1 RU2720433 C1 RU 2720433C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bio
- solution
- drilling mud
- emulsion
- reagent
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 15
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 27
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 24
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 23
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 6
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 6
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 6
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 6
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 5
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 abstract description 3
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 abstract 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 37
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- IUPHTVOTTBREAV-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxybutanoic acid;3-hydroxypentanoic acid Chemical compound CC(O)CC(O)=O.CCC(O)CC(O)=O IUPHTVOTTBREAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920013642 Biopol™ Polymers 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 3
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- -1 for example Polymers 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002681 magnesium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 229960004418 trolamine Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к безглинистым эмульсионным буровым растворам для бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали. Раствор предназначен для вскрытия продуктивных пластов с аномальным пластовым давлением (АНПД).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to clayless emulsion drilling fluids for drilling directional and horizontal oil and gas wells with various deviations from the vertical. The solution is intended for opening productive formations with abnormal reservoir pressure (ANPD).
Известен гидрофобный эмульсионный буровой раствор, в составе которого содержится глинистый раствор, дизельное топливо, омыленный талловый пек, мелкодисперсный мрамор. Раствор является эмульсией первого рода (патент №2238297, МПК С09К 7/06, опубл. 20.10.2004).Known hydrophobic emulsion drilling fluid, which contains clay mud, diesel fuel, saponified tall pitch, finely divided marble. The solution is an emulsion of the first kind (patent No. 2238297, IPC S09K 7/06, publ. 20.10.2004).
Существенным недостатком является наличие в буровом растворе глины, что снижает качество вскрытия продуктивного пласта.A significant drawback is the presence of clay in the drilling fluid, which reduces the quality of the opening of the reservoir.
Известны буровые растворы для вскрытия пластов с аномальным пластовым давлением (АНПД), содержащие в качестве облегчающего компонента силикатные микросферы (РФ №2486224 МПК С09К 8/20, оп.27.06.2013 г, РФ №2309970 МПК С09К 8/24, оп.10.11.2007 г., РФ №2330869 МПК С09К 8/10, оп.10.08.2008 г.).Known drilling fluids for opening reservoirs with abnormal reservoir pressure (ANPD) containing silicate microspheres as a facilitating component (RF No. 2486224 IPC S09K 8/20, op. 27.06.2013, RF No. 2309970 IPK S09K 8/24, op.10.11 .2007, the Russian Federation No. 2330869 IPC S09K 8/10, op.10.08.2008).
Недостатком данных систем является то, что низкая плотность раствора достигается наличием в составе полых силикатных микросфер, представляющих собой твердую фазу. Микросферы частично деструктируют в процессе бурения и удаляются при прохождении стадии системы очистки бурового раствора.The disadvantage of these systems is that a low density of the solution is achieved by the presence of a solid phase in the composition of hollow silicate microspheres. The microspheres are partially destroyed during the drilling process and are removed when passing through the stage of the drilling mud cleaning system.
Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта, содержащий полигликоль, ПАВ, крахмал, биополимер, карбонат кальция, смазывающую добавку, где минимальная плотность бурового раствора - 1,01 г/см3. (РФ №2179568 МПК С09К 7/02, оп. 20.02.2002 г.) и буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий ксантановый биополимер, триэтанол амин, талловое масло и воду, где минимальная плотность бурового раствора без добавления карбоната кальция - 1,02 г/см3. (РФ №2461601 МПК С09К 8/24, оп. 20.09.2012 г.).Known clay-free drilling fluid for opening a reservoir containing polyglycol, surfactant, starch, biopolymer, calcium carbonate, lubricating additive, where the minimum density of the drilling fluid is 1.01 g / cm 3 . (RF №2179568 IPC С09К 7/02, op. 20.02.2002) and drilling fluid for opening productive formations containing xanthan biopolymer, triethanol amine, tall oil and water, where the minimum drilling fluid density without adding calcium carbonate is 1, 02 g / cm 3 . (RF №2461601 IPC S09K 8/24, op. September 20, 2012).
Недостатком данных растворов является то, что содержание смазывающей добавки не превышает 5%. По сути, раствор не является эмульсией первого рода.The disadvantage of these solutions is that the content of the lubricating additive does not exceed 5%. In fact, the solution is not an emulsion of the first kind.
Известны безглинистые буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта, обладающие пенообразующими свойствами (РФ №2278890 МПК С09К 8/08, оп. 27.06.2006 г., РФ №2474602 МПК С09К 8/20, оп. 10.02.2013 г.).Known clay-free drilling fluids for opening a reservoir with foaming properties (RF No. 2278890 IPC S09K 8/08, op. June 27, 2006, RF No. 2474602 MPK S09K 8/20, op. 02/10/2013).
Недостатками данного типа буровых растворов является то, что низкая плотность раствора достигается его стабильной аэрацией за счет применения ПАВ, также необходимо наличие дополнительного пенообразующего оборудования на буровой, чтобы постоянно поддерживать пенообразное состояние раствора.The disadvantages of this type of drilling fluids is that a low density of the solution is achieved by its stable aeration due to the use of surfactants, it is also necessary to have additional foaming equipment on the rig in order to constantly maintain the foamy state of the solution.
Наиболее близок по составу и технологической сущности буровой раствор, который содержат углеводородную фазу и поверхностно-активные вещества, утяжелитель, соли одно- и двухвалентных металлов, соединения магния, стабилизатор и воду (РФ №2521259, МПК С09К 8/36, оп.27.06.2014 г.).The drilling fluid, which contains the hydrocarbon phase and surfactants, weighting agent, salts of monovalent and divalent metals, magnesium compounds, stabilizer and water (RF No. 2521259, IPC S09K 8/36, op. 27.06, is closest in composition and technological essence. 2014).
Недостатком в данном растворе является то, что при высокой минерализованности раствор имеет низкое удельное электрическое сопротивление (УЭС), что не позволяет производить качественные геофизические исследования. Количество углеводородной фазы ограничено показателем в 30% масс.The disadvantage in this solution is that with high salinity, the solution has a low electrical resistivity (resistivity), which does not allow for high-quality geophysical studies. The amount of hydrocarbon phase is limited to an indicator of 30% of the mass.
Задачей изобретения является разработка высокоэффективного эмульсионного бурового раствора, подходящего для бурения интервалов с низким пластовым давлением, горизонтальных стволов и вскрытия продуктивного пласта, обладающего повышенными ингибирующими и смазочными свойствами и выступающего в качестве альтернативы растворам на углеводородной основе с низкой степенью загрязнения продуктивного пласта.The objective of the invention is to develop a high-performance emulsion drilling fluid suitable for drilling intervals with low reservoir pressure, horizontal shafts and opening the reservoir, which has enhanced inhibitory and lubricating properties and acts as an alternative to hydrocarbon-based solutions with a low degree of contamination of the reservoir.
Решением поставленной задачи является эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, поверхностно-активное вещество, карбонат кальция, гидроксид натрия, стабилизатор эмульсии Мультистар, ксантановую камедь и воду, согласно изобретению содержит органический ингибитор БИО XX, бактерицид, в качестве углеводородной фазы и поверхностно-активного вещества - реагент МФ-824, при следующем соотношении компонентов, % масс.:The solution to this problem is an emulsion drilling fluid containing a hydrocarbon phase, a surfactant, calcium carbonate, sodium hydroxide, emulsion stabilizer MultiStar, xanthan gum and water, according to the invention contains an organic inhibitor BIO XX, a bactericide, as a hydrocarbon phase and surface-active substances - reagent MF-824, in the following ratio of components,% mass .:
В качестве стабилизатора используют полисахаридный реагент, крахмал модифицированный для бурения Мультистар (ТУ 2458-029-50783875-2012) и биополимер ксантанового ряда, например, ксантановую камедь БИОПОЛ (ТУ 2458-035-50783875-2013) производства ООО НПП «Буринтех».The stabilizer is a polysaccharide reagent, starch modified for drilling Multistar (TU 2458-029-50783875-2012) and a xanthan gum biopolymer, for example, BIOPOL xanthan gum (TU 2458-035-50783875-2013) manufactured by NPP Burintekh LLC.
В качестве углеводородной фазы и поверхностно-активного вещества используют добавку для буровых растворов реагент МФ-824 (ТУ 19.20.29-092-50783875-2017), представляющую собой смесь неполярных жидкостей природного или синтетического происхождения с поверхностно-активными веществами.As a hydrocarbon phase and a surfactant, an additive for drilling fluids MF-824 reagent (TU 19.20.29-092-50783875-2017) is used, which is a mixture of non-polar fluids of natural or synthetic origin with surfactants.
Карбонат кальция (молотый мрамор, мел (ТУ 5716-001-05494314-2010)) используют в качестве утяжелителя и кольматанта, гидроксид натрия (по ТУ 2132-185-00203312-99) - в качестве регулятора рН. БИО XX (ТУ 2458-014-50783875-2010) исполняет роль ингибитора набухания глинистых сланцев.Calcium carbonate (ground marble, chalk (TU 5716-001-05494314-2010)) is used as a weighting agent and colmatant, sodium hydroxide (according to TU 2132-185-00203312-99) as a pH regulator. BIO XX (TU 2458-014-50783875-2010) acts as an inhibitor of shale swelling.
Для предотвращения биодеструкции полимеров возможно добавление бактерицида в концентрации 0-0,05% масс., например, АСБ по ТУ 2458-064-50783875-2015.To prevent biodegradation of polymers, it is possible to add a bactericide at a concentration of 0-0.05 wt%, for example, ASB according to TU 2458-064-50783875-2015.
Изготавливают эмульсионный буровой раствор путем смешения ингредиентов следующим образом:An emulsion drilling fluid is prepared by mixing the ingredients as follows:
- пример изготовления раствора 1:- an example of the manufacture of solution 1:
в 593,9 г воды при перемешивании добавляют 2,5 г биополимера БИОПОЛ, 12,7 г реагента Мультистар, 6,3 г реагента БИО XX, 32,0 г карбоната кальция. После введения каждого компонента раствор перемешивают лабораторной мешалкой 15-20 мин. 350 г реагента МФ 824 добавляют к водному раствору и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером. Добавляют 2,6 г NaOH. Готовый раствор оставляют на 16 часов при нормальных условиях в закрытой емкости. После чего раствор перемешивают 5 мин и замеряют его параметры.in 593.9 g of water, 2.5 g of BIOPOL biopolymer, 12.7 g of Multistar reagent, 6.3 g of BIO XX reagent, 32.0 g of calcium carbonate are added with stirring. After the introduction of each component, the solution is stirred with a laboratory stirrer for 15-20 minutes. 350 g of MF 824 reagent is added to the aqueous solution and stirred for 30 minutes with a high-speed mixer. 2.6 g of NaOH are added. The finished solution is left for 16 hours under normal conditions in a closed container. After which the solution is stirred for 5 minutes and its parameters are measured.
- пример изготовления раствора 2:- an example of the manufacture of solution 2:
в 557,7 г воды при перемешивании добавляют 1,7 г биополимера БИОПОЛ, 5,8 г реагента Мультистар, 5,8 г реагента БИО XX, 29,4 г карбоната кальция. После введения каждого компонента раствор перемешивают лабораторной мешалкой 15-20 мин. 397,0 г реагента МФ824 добавляют к водному раствору и перемешивают 30 мин высокоскоростным миксером. Добавляют 2,6 г NaOH. Готовый раствор оставляют на 16 часов при нормальных условиях в закрытой емкости. После чего раствор перемешивают 5 мин и замеряют его параметры.in 557.7 g of water, 1.7 g of BIOPOL biopolymer, 5.8 g of MultiStar reagent, 5.8 g of BIO XX reagent, 29.4 g of calcium carbonate are added with stirring. After the introduction of each component, the solution is stirred with a laboratory stirrer for 15-20 minutes. 397.0 g of MF824 reagent is added to the aqueous solution and stirred for 30 minutes with a high-speed mixer. 2.6 g of NaOH are added. The finished solution is left for 16 hours under normal conditions in a closed container. After which the solution is stirred for 5 minutes and its parameters are measured.
Аналогичным образом готовили другие составы заявляемого бурового раствора с различным соотношением ингредиентов.Similarly prepared other compositions of the inventive drilling fluid with a different ratio of ingredients.
Примеры компонентных составов раствора приведены в таблице 1.Examples of component compositions of the solution are shown in table 1.
Содержание углеводорода обусловлено плотностью раствора и гидрофобизацией поверхности глины. При концентрации реагента МФ-824 ниже 35% масс., не будет достигаться необходимая плотность раствора.The hydrocarbon content is due to the density of the solution and the hydrophobization of the clay surface. When the concentration of the reagent MF-824 below 35 wt. -%, the required density of the solution will not be achieved.
Для обеспечения устойчивости ствола скважины ингибирующая способность раствора регулируется путем ввода в раствор БИО XX в пределах 0,58%-0,63%.To ensure the stability of the wellbore, the inhibitory ability of the solution is regulated by introducing BIO XX into the solution within 0.58% -0.63%.
Концентрация карбоната кальция обусловлена требуемой плотностью раствора. При этом концентрация карбоната кальция может изменяться в зависимости от нужной плотности раствора.The concentration of calcium carbonate is due to the required density of the solution. The concentration of calcium carbonate may vary depending on the desired density of the solution.
Для поддержания рН используют гидроксид натрия.Sodium hydroxide is used to maintain pH.
Оценку основных технологических параметров исследуемых растворов определяли согласно рабочей инструкции «Методы контроля параметров буровых растворов на водной основе» [РИ 20-2013]. В лабораторных условиях анализировали следующие показатели свойств буровых растворов:The assessment of the main technological parameters of the studied fluids was determined according to the working instruction “Methods for monitoring the parameters of water-based drilling fluids” [RI 20-2013]. In laboratory conditions, the following properties of drilling fluids were analyzed:
- плотность (ρ, г/см3) определяли на рычажных весах;- the density (ρ, g / cm 3 ) was determined on a lever balance;
- условную вязкость (с/кварта) определяли на воронке Марша;- conditional viscosity (s / quart) was determined on a Marsh funnel;
- показатель фильтрации (ПФ, см3/30мин) определяли при перепаде давления 0,7 МПа на фильтр-прессе «OFITE»;- the filtration rate (PF, cm 3 / 30min) was determined at a differential pressure of 0.7 MPa on an OFITE filter press;
- пластическую вязкость (PV, мПа⋅с) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE 900»;- plastic viscosity (PV, MPa⋅s) was determined on an OFITE 900 rotational viscometer;
- динамическое напряжение сдвига (YP, фунт/100футов2) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE 900»;- dynamic shear stress (YP, lb / 100ft 2 ) was determined on an OFITE 900 rotational viscometer;
- статическое напряжение сдвига за 10 с и 10 мин покоя (GEL 10sec и GEL 10 min, фунт/100футов2) определяли на ротационном вискозиметре «OFITE 900»;- the static shear stress for 10 s and 10 min of rest (GEL 10sec and GEL 10 min, lbs / 100 feet 2 ) was determined on an OFITE 900 rotational viscometer;
- рН определяли рН-метром Mettler Toledo;- pH was determined with a Mettler Toledo pH meter;
- электростабильность определяли тестером «OFITE».- electrical stability was determined by the OFITE tester.
В таблице 2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов.Table 2 provides information on the technological parameters of the investigated solutions.
Преимущества раствора Оилкарб БИО:The advantages of the solution Oilcarb BIO:
при вскрытии продуктивных горизонтов.at the opening of productive horizons.
Буровой раствор Оилкарб БИО устойчив к загрязнению глинистым шламом, т.к. сохраняет приемлемые реологические параметры при попадании в него глины до 75 кг/м3. Результаты испытаний представлены в таблице 3.Drilling fluid Olikarb BIO is resistant to clay mud contamination, as maintains acceptable rheological parameters when clay enters into it up to 75 kg / m 3 . The test results are presented in table 3.
Оилкарб БИО устойчив к действию цементного загрязнения. Данный вид загрязнения незначительно влияет на реологические параметры и показатель фильтрации. Раствор сохраняет стабильность, расслоения и флокуляционных процессов не наблюдается. Результаты испытаний представлены в таблице 4.Oilcarb BIO is resistant to cement contamination. This type of pollution slightly affects the rheological parameters and the rate of filtration. The solution remains stable; no delamination and flocculation processes are observed. The test results are presented in table 4.
Буровой раствор Оилкарб БИО устойчив к действию бикарбонатного и кислотного загрязнения. Данный вид загрязнения незначительно влияет на реологические параметры и показатель фильтрации. Раствор сохраняет стабильность, расслоения и флокуляционных процессов не наблюдается. Понижение рН не оказывает воздействия на основные свойства раствора, раствор стабилен в течении 48 часов при 24°С при рН ниже 8,0. Результаты испытаний представлены в таблице 5.Oililb BIO drilling mud is resistant to bicarbonate and acid contamination. This type of pollution slightly affects the rheological parameters and the rate of filtration. The solution remains stable; no delamination and flocculation processes are observed. Lowering the pH does not affect the basic properties of the solution, the solution is stable for 48 hours at 24 ° C at a pH below 8.0. The test results are presented in table 5.
Данные, приведенные в таблицах, показывают, что заявляемый раствор имеет не высокие значения показателя фильтрации при перепаде давления 0,7 МПа, т.е. образует прочную полимерную корку.The data given in the tables show that the inventive solution has not high values of the filtration rate at a pressure drop of 0.7 MPa, i.e. forms a strong polymer crust.
Таким образом, заявленный раствор Оилкарб БИО является высокоэффективным эмульсионным буровым раствором, имеющим низкую плотность, который подходит для бурения скважин с низким пластовым давлением, горизонтальных стволов и вскрытия продуктивного пласта, обладает повышенными ингибирующими и смазочными свойствами и выступает в качестве альтернативы растворам на углеводородной основе с низкой степенью загрязнения продуктивного пласта.Thus, the claimed solution Olikarb BIO is a high-performance emulsion drilling fluid with a low density, which is suitable for drilling wells with low reservoir pressure, horizontal shafts and opening the reservoir, has enhanced inhibitory and lubricating properties and acts as an alternative to hydrocarbon-based solutions with low pollution of the reservoir.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019120592A RU2720433C1 (en) | 2019-06-28 | 2019-06-28 | Emulsion drilling mud "oilkarb bio" |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019120592A RU2720433C1 (en) | 2019-06-28 | 2019-06-28 | Emulsion drilling mud "oilkarb bio" |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2720433C1 true RU2720433C1 (en) | 2020-04-29 |
Family
ID=70553101
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019120592A RU2720433C1 (en) | 2019-06-28 | 2019-06-28 | Emulsion drilling mud "oilkarb bio" |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2720433C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4306980A (en) * | 1979-12-03 | 1981-12-22 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well-servicing fluids |
| US5514644A (en) * | 1993-12-14 | 1996-05-07 | Texas United Chemical Corporation | Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability |
| RU2186819C1 (en) * | 2001-05-23 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) |
| RU2266312C1 (en) * | 2004-12-03 | 2005-12-20 | Открытое Акционерное Общество "Ойл Технолоджи Оверсиз" | Polymeric drilling fluid for exposing production formations |
| RU2521259C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling mud |
-
2019
- 2019-06-28 RU RU2019120592A patent/RU2720433C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4306980A (en) * | 1979-12-03 | 1981-12-22 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well-servicing fluids |
| US5514644A (en) * | 1993-12-14 | 1996-05-07 | Texas United Chemical Corporation | Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability |
| RU2186819C1 (en) * | 2001-05-23 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) |
| RU2266312C1 (en) * | 2004-12-03 | 2005-12-20 | Открытое Акционерное Общество "Ойл Технолоджи Оверсиз" | Polymeric drilling fluid for exposing production formations |
| RU2521259C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling mud |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE602004012834T2 (en) | RHEOLOGICALLY FLAT DRILLING | |
| RU2698389C1 (en) | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud | |
| RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
| US20140041944A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
| CN103710010B (en) | High-temperature resistant oil base drilling fluid system | |
| RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
| NO329578B1 (en) | Invert emulsion wellbore and maintenance fluid, and method for enhancing its thermal stability | |
| AU2008345421B2 (en) | Drilling fluid additive and methods of stabilizing kaolinite fines migration | |
| RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions | |
| RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
| RU2369625C2 (en) | Drilling agent for deviating holes | |
| EP2994516A1 (en) | Additives for oil-based drilling fluids | |
| RU2168531C1 (en) | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| RU2720433C1 (en) | Emulsion drilling mud "oilkarb bio" | |
| RU2648379C1 (en) | Polysalt biopolymer mud flush poly-s | |
| CA2878522C (en) | Low toxicity viscosifier and methods of using the same | |
| RU2235751C1 (en) | Weighted drilling mud | |
| WO2009127589A1 (en) | Drilling and well treatment fluids | |
| RU2804720C1 (en) | Biopolymer drilling fluid | |
| RU2683448C1 (en) | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure | |
| US20110224108A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
| RU2245895C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2833533C1 (en) | Emulsion drilling mud for joint opening of chemogenic and clay deposits | |
| EP0862603A1 (en) | Well fluid |