RU2728426C1 - Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса в глинистых грунтах (варианты) - Google Patents
Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса в глинистых грунтах (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2728426C1 RU2728426C1 RU2019136825A RU2019136825A RU2728426C1 RU 2728426 C1 RU2728426 C1 RU 2728426C1 RU 2019136825 A RU2019136825 A RU 2019136825A RU 2019136825 A RU2019136825 A RU 2019136825A RU 2728426 C1 RU2728426 C1 RU 2728426C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- water
- pipelines
- horizontal directional
- clay
- Prior art date
Links
- 239000004927 clay Substances 0.000 title description 24
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title description 19
- 239000002689 soil Substances 0.000 title description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 title description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 13
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 11
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 11
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 10
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 7
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 7
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 6
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 3
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 241000208818 Helianthus Species 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 2
- 240000002791 Brassica napus Species 0.000 description 1
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 description 1
- 235000003222 Helianthus annuus Nutrition 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 235000019486 Sunflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000003983 crown ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 description 1
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к растворам, применяемым в качестве промывочных жидкостей для строительства подводных переходов трубопроводов в глинистых грунтах методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса. Раствор включает капсулирующий полимер РОСФЛОК КВП (1-3 мас. %), формиат или ацетат натрия (3-10 мас. %), воду (остальное). Во втором варианте раствор включает капсулирующий полимер РОСФЛОК КВП (1-3 мас. %), формиат или ацетат натрия (3-10 мас. %), растительное масло (3-15 мас. %), воду (остальное). Обеспечивается возможность укрепления скважины в зоне залегания глинистых грунтов, повышается способность выноса бурового шлама, увеличивается скорость прохождения тоннелепроходческого комплекса при горизонтально-направленном бурении щитом подводных переходов трубопроводов. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Группа изобретений относится к растворам, применяемым в качестве промывочных жидкостей для строительства подводных переходов трубопроводов в глинистых грунтах методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса.
Уровень техники
Традиционно при строительстве подводных переходов трубопроводов в глинистых грунтах тоннелепроходческим комплексом методом горизонтально-направленного бурения щитом (Direct pipe) в качестве гидравлического пригруза применяют воду или промывочные жидкости (растворы) на основе воды. Метод горизонтально-направленного бурения (метод Direct pipe) представляет собой одноэтапную операцию, реализуемую тоннелепроходческим комплексом, в котором дистанционно управляемая проходческая установка с гидравлическим пригрузом забоя присоединяется к дюкеру и устанавливается на роликовые опоры. Забой разрабатывается режуще-скалывающим инструментом - план-шайбой. Процесс бурения сопровождается подачей по соединительным линиям в призабойную зону раствора, используемого для промывки и выноса шлама по системе гидротранспорта, а также в качестве гидравлического пригруза забоя.
При прохождении глинистых грунтов, особенно твердых суглинков и глин, скорость тоннелепроходческого комплекса снижается в 2-3 раза, по сравнению с прохождением участков из несвязных грунтов. Это обусловлено тем, что вода (раствор) интенсивно взаимодействует с глинистым грунтом и повышает его влажность и текучесть, что провоцирует закупоривание отверстий на щите, возникновение сальников (налипания глинистых масс на план-шайбу), приводит к снижению способности выноса шлама по магистрали гидротранспорта. Результатом подобных процессов может стать потеря циркуляции жидкости, застревание и заклинивание план-шайбы, что приводит к невозможности дальнейшего выполнения работ.
Для избежания данных проблем используют различные компоненты для ликвидации осложнений, ингибиторы или стабилизаторы глин, смазочные добавки для смазки инструмента и стенок скважины для облегчения проходки, полимеры, загущающие буровой раствор для поддержания его необходимой вязкости.
Из уровня техники известен «Спиртовой буровой раствор» (патент РФ на изобретение RU 2501828 С1, опубликован: 20.12.2013, МПК: С09К 8/08), который относится к буровым растворам на водной основе и применяется при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Буровой раствор включает (мас. %): глинопорошок ПБМВ (1,2), биополимер Сараксан (0,2), хлористый калий (0,5-1,1), ацетат натрия (2,5-3,1), анионную эмульсию Росфлок ПВ (2,1), триэтиленгликоль (9,8), талловое масло (11,3), бактерицид «Remacid» (0,1), воду - остальное. Известный состав обладает недостаточной стабилизирующей способностью по отношению к твердым суглинкам и глинам, что не обеспечивает эффективного предотвращения образование сальниковых отложений на план-шайбе.
Наиболее близким аналогом к заявленному изобретению по составу и технологической сущности является «Буровой раствор на синтетической основе» (патент РФ на изобретение RU 2445336 С1, опубликован: 20.03.2012, МПК: С09К 8/08), включающий водный раствор многоатомного спирта (например, глицерина), биополимер, дисперсионную фазу в виде дисперсного мела, анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, соль-электролит - формиат натрия или ацетат натрия, бактерицид. Однако данный буровой раствор не позволяет укрепить глинистые грунты в скважине, повысить выносящую способность бурового шлама для предотвращения образование сальниковых отложений на план-шайбе и увеличить скорость прохождения тоннелепроходческого комплекса. Особенно неудовлетворительная эффективность известного состава проявляется при бурении грунтов, состоящих из твердых суглинков и глин, обладающих показателем текучести (IL) меньше нуля (по ГОСТ 25100-2011).
Сущность изобретения
Задачей заявленной группы изобретений является получение состава раствора, применяемого в качестве промывочной жидкости для строительства подводных переходов трубопроводов тоннелепроходческим комплексом методом горизонтально-направленного бурения щитом (Direct pipe) в глинистых грунтах, в том числе в грунтах, состоящих из твердых суглинков и глин.
Техническим результатом заявленной группы изобретений является обеспечение возможности укрепления скважины в зоне залегания глинистых грунтов, повышение способности выноса бурового шлама, увеличение скорости прохождения тоннелепроходческого комплекса при горизонтально-направленном бурении щитом подводных переходов трубопроводов.
Заявляемый технический результат достигается за счет того, что в состав раствора для строительства подводных переходов в глинистых грунтах входят вода, капсулирующий полимер, формиат натрия или ацетат натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| - РОСФЛОККВП | 1-3; |
| - формиат или ацетат натрия | 3-10; |
| - вода | остальное. |
Кроме того, указанный технический результат достигается также за счет того, что в состав раствора для строительства подводных переходов трубопроводов в глинистых грунтах входят вода, капсулирующий полимер, формиат натрия или ацетат натрия, растительное масло при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| - РОСФЛОККВП | 1-3; |
| - формиат или ацетат натрия | 3-10; |
| - растительное масло | 3-15; |
| - вода | остальное. |
В качестве растительного масла применено подсолнечное или рапсовое масло.
Второй вариант раствора наиболее эффективен при бурении грунтов, состоящих из твердых суглинков и глин, обладающих показателем текучести (IL) меньше нуля (по ГОСТ 25100-2011).
В составе заявляемых вариантов раствора используются следующие соединения:
- РОСФЛОК КВП (в соответствии с ТУ 2458-002-22361394-2001) - высокомолекулярный гидролизный полиакриламид, представляющий собой анионную эмульсию, растворимую в воде. Образует гелеобразные структуры, тем самым препятствуя проникновению водной фазы глины в ее состав;
- формиат натрия (в соответствии с ТУ 2432-008-50685486-2004) или ацетат натрия (в соответствии с ТУ 2432-043- 07510508-2003), которые выполняют функцию ингибитора набухания и стабилизатора состояния глинистых сланцев;
- растительное масло (в соответствии с ТУ 9141-334-37676459-2015), выполняющее функцию усилителя действия солей монокарбоновых кислот (формиат и ацетат натрия), а также смазочной добавки и обладающее антифрикционными свойствами.
Эффективность предлагаемого решения обусловлена следующим. Особенностью существования полиакриламидов в водной среде является то, что структура их раствора при высоких градиентах сдвига, например, после прохождения в гидромониторных насадках, подвергается интенсивному разрушению. Поэтому раствор на основе капсулирующего полимера РОСФЛОК КВП теряет свои эксплуатационные свойства. Подобное явление называется также «старением» или «деградацией». Оно обусловлено тем, что разрушаются водородные связи, сформированные между водными оболочками растворенных молекул полиакриламидов, а вода, связанная ими, замыкает водородные связи, между отдельными молекулами воды в данной структуре. Структуре раствора придается дискретный характер, т.е. она начинает представлять собой дисперсионную среду и отдельные гидратированные молекулы полимера. Это обусловлено тем, что увеличивается индукционный период для образования водородных связей, тем самым как бы придается гидрофобность структуре воды, связанной полиакриламидами.
Однако наличие в составе раствора формиата или ацетата натрия предотвращает данное явление. Это обусловлено тем, что данные соединения при их концентрации, составляющей 3-10 мас. %, ведут себя в растворе как типичные электролиты. В силу этого они поляризуют водородные связи, созданные между растворенными в воде молекулами полиакриламидов. Увеличение поляризованности водородных связей в значительной степени снижает индукционный период для образования водородных связей. Это способствует приданию водородным связям большей гибкости, и увеличению их способности к быстрому восстановлению после произошедшего разрушения, тем самым способствуя сохранению эксплуатационных свойств водных растворов полиакриламидов.
Однако в силу того, что данные соединения образованы крупноразмерными ионами (ион формиата - 
ион ацетата - 
), то они способны наполнять пространственные гидратные структуры, созданные на основе водородных связей. Так как при связывании воды глиной формируются пространственные структуры, то ионы формиата или ацетата способны заполнять внутреннее пространство подобных структур с формированием краун-эфиров, которые относятся к соединениям включения.
Подобное управление поведением воды, связываемой глиной, позволяет одновременно снизить скорость поступления воды в глину, уменьшить величину ее набухания и скорость данного процесса. Образование гидратных соединений включений замедлит и даже полностью прекратит увлажнение глин из-за отсутствия каналов доступа для мономеров воды через водную структуру глины. Т.е. сочетания защитных реагентов в виде полимера (РОСФЛОК КВП) совместно с формиатом или ацетатом натрия создают в водной структуре глины гидратные соединения включения. Поэтому поверхность глинистых пород, при наличии оптимального компромисса между дисперсионными и химическими связями в ее водной структуре, способна стать гидрофобной и формировать в объеме глины гидратную структуру, объединяющую ее в единое, прочное целое.
Однако такое действие полиакриламидов и формиата или ацетата натрия будет характерно только для пластичных глин. Это обусловлено тем, что твердые глины более интенсивно впитывают воду, чем пластичные глины. Первым этапом взаимодействия воды с глиной является всасывание глиной воды и ее разбухание, вторым этапом является диспергирование гидратированных частиц глины. Для глинистых отложений, содержащих в своем составе глины с положительным показателем текучести, оба этих этапа в значительной степени растянуты во времени. Для глинистых отложений, содержащих глины с отрицательными значениями показателя текучести, указанные этапы, фактически, происходят одновременно из-за объемного разрушения глинистого грунта. Поэтому необходимо применить дополнительный стабилизатор, способный стабилизировать твердые глины, особенно с высоким показателем пластичности.
Подобную роль дополнительного стабилизатора способны выполнять многие органические неэлектролиты. Однако особенности реализации метода горизонтально-направленного бурения (метод Direct pipe) требуют применения экологически безопасных соединений, способных разрушаться под действием окружающей среды. К ним относятся природные растительные масла (подсолнечное, рапсовое).
Ограничениями по содержанию вводимых реагентов обусловлены тем, что при содержании полимера РОСФЛОК КВП более 3 мас. % раствор превращается в структурированный гель, который неприспособлен к перекачиванию и прохождению через гидромониторные насадки, а при содержании полимера РОСФЛОК КВП менее 0,5 мас. % раствор становится жидкостью, неспособной сохранить в стабильном состоянии эмульсии с растительным маслом.
Изучение устойчивости образцов глины велось по следующей методике. На основе суббентонита (Альметьевский глинопорошок) путем его смешения с водой и песком формировались образцы супеси, суглинка и глины с различными показателями текучести. Из полученных смесей прессовались таблетки диаметром 1 см и высотой 1 см. Для выравнивания влажности образцы выдерживались в эксикаторе в течение 1 недели. Подготовленные образцы закладывались в различные испытуемые среды, где выдерживались в течение времени, которое обеспечивало им устойчивое существование. Время устойчивого существования определялось визуально по отсутствию сколов, трещин, осыпания образцов, а также их набухания. Оптимальное время устойчивого существования образцов глины определялось на основании максимально возможного времени, необходимого для доставки выбуренного шлама на дневную поверхность - 2-3 часа.
Испытуемые растворы (промывочные жидкости) получали механическим смешиванием компонентов в заявленных пределах содержания компонентов.
Результаты экспериментов, приведенные в таблице, позволили установить оптимальную рецептуру раствора.
В таблице приведены реологические параметры растворов и состояние образцов глинистых грунтов. Составы растворов приведены в прилагаемой таблице. Состав растворов указан в мас. %, что соответствует количеству реагентов в граммах, необходимых для приготовления 100 г раствора.
Основными ограничениями для предлагаемых составов раствора оказались условия устойчивого существования самой жидкости. При избыточных концентрациях капсулирующего полимера РОСФЛОК КВП в объеме раствора формировался малопрокачиваемый гель, а при малых концентрациях указанного полимера при создании эмульсии с растительным маслом получаемая промывочная жидкость оказывалась нестабильной. В первую очередь, это обусловлено тем, что получаемая эмульсия имеет стабилизационную защиту структурно-механического типа.
Таким образом было установлено, что составы растворов, приведенные в пунктах 1-6 и 11-16 таблицы, для которых время устойчивого существования образца составляло 24 часа и более, обеспечивают возможность укрепления скважины в зоне залегания глинистых грунтов, повышают способность выноса бурового шлама, в результате чего увеличивается скорость прохождения тоннелепроходческого комплекса при горизонтально-направленном бурении щитом подводных переходов трубопроводов.
Claims (5)
1. Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов в глинистых грунтах, включающий воду, капсулирующий полимер, формиат натрия или ацетат натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:
2. Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов в глинистых грунтах, включающий воду, капсулирующий полимер, формиат натрия или ацетат натрия, растительное масло при следующем соотношении компонентов, мас. %:
3. Раствор по п. 2, отличающийся тем, что в качестве растительного масла применено подсолнечное или рапсовое масло.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019136825A RU2728426C1 (ru) | 2019-11-18 | 2019-11-18 | Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса в глинистых грунтах (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019136825A RU2728426C1 (ru) | 2019-11-18 | 2019-11-18 | Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса в глинистых грунтах (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2728426C1 true RU2728426C1 (ru) | 2020-07-29 |
Family
ID=72086073
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019136825A RU2728426C1 (ru) | 2019-11-18 | 2019-11-18 | Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса в глинистых грунтах (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2728426C1 (ru) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2369625C2 (ru) * | 2007-12-10 | 2009-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Буровой раствор для наклонно-направленных скважин |
| RU2445336C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор на синтетической основе |
| RU2501828C1 (ru) * | 2012-05-29 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Спиртовой буровой раствор |
| RU2591284C1 (ru) * | 2015-03-05 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор для бурения в глинистых отложениях |
| RU2612040C2 (ru) * | 2014-10-22 | 2017-03-02 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Полимер-эмульсионный буровой раствор |
| RU2614839C1 (ru) * | 2015-10-12 | 2017-03-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Катионный буровой раствор с повышенными ингибирующими и крепящими свойствами |
| CN107629767A (zh) * | 2017-09-14 | 2018-01-26 | 西北大学 | 一种钻井用油基润滑防卡剂及其制备方法和应用 |
| RU2663842C2 (ru) * | 2013-07-03 | 2018-08-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Смазывающие композиции для применения в скважинных флюидах |
-
2019
- 2019-11-18 RU RU2019136825A patent/RU2728426C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2369625C2 (ru) * | 2007-12-10 | 2009-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Буровой раствор для наклонно-направленных скважин |
| RU2445336C1 (ru) * | 2010-07-02 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор на синтетической основе |
| RU2501828C1 (ru) * | 2012-05-29 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Спиртовой буровой раствор |
| RU2663842C2 (ru) * | 2013-07-03 | 2018-08-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Смазывающие композиции для применения в скважинных флюидах |
| RU2612040C2 (ru) * | 2014-10-22 | 2017-03-02 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Полимер-эмульсионный буровой раствор |
| RU2591284C1 (ru) * | 2015-03-05 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор для бурения в глинистых отложениях |
| RU2614839C1 (ru) * | 2015-10-12 | 2017-03-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Катионный буровой раствор с повышенными ингибирующими и крепящими свойствами |
| CN107629767A (zh) * | 2017-09-14 | 2018-01-26 | 西北大学 | 一种钻井用油基润滑防卡剂及其制备方法和应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2677550C (en) | Water-based drilling fluid | |
| EP1583810B1 (en) | Self-generating foamed drilling fluids | |
| Blinov et al. | Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids | |
| BRPI0708625A2 (pt) | composições de desvio, tampões de controle de perda de fluido e seccionadores desses | |
| RU2695198C1 (ru) | Соединения с редкоземельными элементами для улучшения характеристик скважинных обрабатывающих композиций | |
| NO343087B1 (no) | Sjøvannsbaserte, partikkelfrie, miljøvennlige bore- og kompletteringsfluider | |
| EA022202B1 (ru) | Способы и скважинные флюиды на водной основе для уменьшения поглощения скважинного флюида и поглощения фильтрата | |
| RU2388782C2 (ru) | Буровой раствор, содержащий полимер, и применение полимера в буровом растворе | |
| RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
| CN107177349A (zh) | 一种强抑制胺基硅醇钻井液及其制备方法 | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| CN106285524B (zh) | 煤矿下向钻孔高分子泥浆排渣系统、方法及高分子泥浆 | |
| RU2728426C1 (ru) | Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса в глинистых грунтах (варианты) | |
| RU2612040C2 (ru) | Полимер-эмульсионный буровой раствор | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| CN103911131A (zh) | 一种钻井液及其制备方法 | |
| CN104497996A (zh) | 一种硝酸钙环保钻井液及制备方法 | |
| AU2018208035B2 (en) | A mixture for obtaining a drilling fluid for drilling plants for wells and excavations for civil and industrial engineering works and drilling fluids so obtained | |
| RU2730145C1 (ru) | Буровой раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом наклонно-направленного бурения | |
| RU2787698C1 (ru) | Технологическая жидкость для закрепления неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений в нефтяных и газовых скважинах | |
| GB2552198A (en) | Fluids | |
| RU2772412C1 (ru) | Биополимерный буровой раствор | |
| RU2347797C2 (ru) | Основа жидкости глушения и заканчивания скважин | |
| CN105064937B (zh) | 一种适用于含高活性粘土的陆相地层钻井液不落地方法 | |
| Rashak | APPLICATION OF APHRON DRILLING FLUIDS IN UNDER-BALANCE DRILLING |