RU2738055C1 - Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров - Google Patents
Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров Download PDFInfo
- Publication number
- RU2738055C1 RU2738055C1 RU2020109656A RU2020109656A RU2738055C1 RU 2738055 C1 RU2738055 C1 RU 2738055C1 RU 2020109656 A RU2020109656 A RU 2020109656A RU 2020109656 A RU2020109656 A RU 2020109656A RU 2738055 C1 RU2738055 C1 RU 2738055C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cleaning
- formation zone
- tubing string
- bottomhole formation
- solution
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract 6
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 12
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 claims abstract 4
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 claims abstract 4
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 claims abstract 4
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims abstract 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 30
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 16
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 15
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 15
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 14
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 14
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 description 13
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 12
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 12
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 12
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 9
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 9
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 8
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 229940069328 povidone Drugs 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 5
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 4
- 229920001353 Dextrin Polymers 0.000 description 3
- 239000004375 Dextrin Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 235000019425 dextrin Nutrition 0.000 description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 3
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 3
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 3
- MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 2-(oxan-2-yl)oxane Chemical compound O1CCCCC1C1OCCCC1 MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 2
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 2
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 2
- -1 polydadmach Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation 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
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
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)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к технологическим жидкостям для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров. Технический результат - комплексное воздействие, универсальность, срок хранения не менее чем у известных технологических жидкостей, применяемых в указанных выше областях. По первому варианту технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров содержит, %: бензин 20-50; керосин 20-50; нефтяной дистиллят высокоароматический 10-50; терпены и пинены 10-50; изопропиловый спирт 0-15; кетоны 0-1,5. По второму варианту технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров содержит, %: уайт-спирит 40-70; терпены и пинены 13,5-50; изопропиловый спирт 0-15; кетоны 0-1,5. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности, при бурении неустойчивых глинистых пород, а также при бурении горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения.
Уровень техники
Известен катионный буровой раствор (RU 2614838 C1, C09K 8/24, 2015.10.12) включающий воду, глинопорошок, полидадмах, крахмал или декстрин, отличающийся тем, что в качестве дополнительного структурообразователя раствор содержит катионный полимер Росфлок КФ при следующем соотношении компонентов, мас.%: Глинопорошок 3-5, полидадмах 1,05-2,10, росфлок кф 0,5-2, крахмал или декстрин 0,5-3,0, вода остальное.
Недостатком данного раствора является использование в качестве структурообразователя глинопорошка в комплексе с полидадмах, что может приводить к нестабильным структурно-реологическими параметрам и седиментационной неустойчивости раствора. Отсутствие водорастворимой соли в качестве дополнительного ингибитора говорит о недостаточных ингибирующих свойствах раствора. Также в этом растворе не используются хитозан и поливинилпирролидон.
Известен катионноингибирующий буровой раствор (патент RU 2567580 С1, C09K 8/24, 10.11.2015) включающий воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), отличающийся тем, что раствор дополнительного содержит биополимер Биоксан при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 5-8, полидадмах 5-6, биополимер биоксан 0,05-0,2, вода остальное.
Недостаток известного состава заключается в низких крепящих свойствах бурового раствора, а также в высоких показателях пластической вязкости, вследствие использования глинопорошка в качестве структурообразователя, что может создавать высокие гидравлические сопротивления, отрицательно влияющие на работу всего бурового оборудования. Также в этом растворе не используются хитозан и поливинилпирролидон.
Наиболее близким по сущности решением является буровой раствор, раскрытый в RU2602262C1, C09K8/24, опубл. 10.11.2016. Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С. Технический результат изобретения - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины при одновременном увеличении ингибирующих свойств раствора. Катионный буровой раствор включает мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-3,50; катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; поливинилпирролидон 0,3-3,0; воду остальное.
Недостатком данного раствора является использование в качестве структурообразователя глинопорошка в комплексе с полидадмах, что может приводить к нестабильным структурно-реологическим параметрам и седиментационной неустойчивости раствора.
Раскрытие изобретения.
В одном аспекте изобретения раскрыт ингибирующий буровой раствор, включающий воду, крахмальный реагент, структурообразующий биополимер, водорастворимую соль, водный раствор полидадмаха отличающийся тем, что дополнительно содержит в качестве ингибитора глин хитозан, в качестве крепящего агента поливинилпирролидон при следующем соотношении компонентов, мас.%: крахмальный реагент 1,5-3, структурообразующий биополимер 0,2-0,5, водорастворимая соль 3-30, полидадмах 1-5, хитозан 0,1-1, поливинилпирролидон 0,1-1, воду остальное.
В дополнительных аспектах раскрыто, что в качестве водорастворимой соли используют хлорид калия, хлорид натрия, формиат натрия, формиат калия или их смеси; буровой раствор дополнительно содержит карбонатный микрокольматант в количестве 3-20 мас.%; в качестве карбонатного микрокольматанта используют мраморную крошку, мел или микрокальцит.
Основными задачами, решаемыми заявленным изобретением, являются улучшение крепящих, ингибирующих и эксплуатационных свойств бурового раствора.
Технический результат, достигаемый решением, заключается в обеспечении высоких ингибирующих свойств раствора, повышении крепящих свойств раствора, улучшении эксплуатационных характеристик раствора.
Технический результат достигается тем что, высокоэффективный ингибирующий буровой раствор, включающий воду, крахмальный реагент, структурообразующий биополимер, водорастворимую соль, водный раствор полидадмаха дополнительно содержит в качестве ингибитора глин хитозан, в качестве крепящего агента поливинилпирролидон при следующем соотношении компонентов,мас.%: крахмальный реагент 1,5-3, структурообразующий биополимер 0,2-0,5, водорастворимая соль 3-30, полидадмах 1-5, хитозан 0,1-1, поливинилпирролидон 0,1 -1, карбонатный микрокольматант 3-20, воду - остальное.
Осуществление изобретения.
Крахмальный реагент в заявляемом составе используется в качестве понизителя фильтратоотдачи. В качестве крахмального реагента может использоваться пищевой и технический крахмал, модифицированный крахмал, декстрин. Концентрация крахмального реагента в предлагаемом составе находится в диапазоне 1,5-3%. При снижении концентрации реагента ниже 1,5 мас.% не обеспечивается приемлемое снижение показателя фильтрации, а повышение концентрации выше 3 мас.% экономически нецелесообразно и не приводит к дальнейшему снижению показателя фильтрации.
В качестве структурообразующего биополимера в предлагаемом составе используется ксантановая камедь. Растворы, содержащие ксантановую камедь, проявляют тиксотропные и псевдопластичные свойства, что положительно сказывается на эксплуатационных свойствах раствора.
Использование водорастворимой соли в составе предлагаемого раствора позволяет получить дополнительный ингибирующий эффект, а также позволяет обеспечить совместимость полимерных компонентов раствора. Требуемое содержание водорастворимой соли по настоящему изобретению находится в диапазоне 3-30 мас.% или до достижения максимального предела растворимости соли. При уменьшении концентрации соли ниже заявленного значения не будет достигнут технический результат предлагаемого состава. Повышение концентрации соли выше 30мас.% нецелесообразно ввиду ухудшения эксплуатационных характеристик раствора.
Полидадмах в предлагаемом составе используется в качестве основного ингибитора набухания глин. Полидадмах представляет собой органический полимер с высоким катионным зарядом, необходимым для стабилизации неустойчивых глинистых пород. Может применяться в порошкообразной форме или в виде водного раствора концентрации 30-40 мас.%. Концентрация полидадмаха в предлагаемом составе находится в диапазоне 1-5% масс. При снижении концентрации полидадмаха ниже 0,5 мас.% не обеспечивается достаточного ингибирующего эффекта согласно экспериментальным данным, а повышение концентрации выше 6 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.
Хитозан в предлагаемом составе используется в качестве дополнительного ингибитора глин. Молекула хитозана содержит в себе большое количество свободных аминогрупп, что позволяет ему связывать ионы водорода и приобретать избыточный положительный заряд. Хитозан имеет более низкую молекулярную массу чем полидадмах, что позволяет достичь дополнительный ингибирующий эффект, за счет создания более плотной пленки на поверхности породы. Концентрация хитозана в предлагаемом составе находится в диапазоне 0,1-1% мас. При снижении концентрации хитозана ниже 0,1 мас.% не обеспечивается дополнительный ингибирующий эффект, а повышение концентрации выше 1 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.
Использование поливинилпирролидона (повидон) в предлагаемом составе обусловлено его крепящими свойствами. Повидон представляет собой водорастворимый полимер, составленный из мономерных единиц N-винилпирролидона. Важной особенностью высокомолекулярного поливинилпирролидона является его высокая адсорбционная способность и склонность к комплексообразованию, что улучшает крепящие и эксплуатационные свойства раствора. Концентрация повидона в предлагаемом составе находится в диапазоне 0,1-1% мас. При снижении концентрации повидона ниже 0,1мас.% не обеспечивается надежного крепящего эффекта, а повышение концентрации выше 6 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.
Карбонатный кольматант используется в качестве утяжелителя и реагента, который участвует в формировании фильтрационной корки, снижающей водоотдачу раствора. Концентрация карбонатного кольматанта в предлагаемом составе находится в диапазоне 3-20% мас.
В одном из вариантов осуществления предлагаемый буровой раствор может быть приготовлен следующим образом. В воду последовательно при перемешивании добавляют крахмал, ксантановую камедь, водорастворимую соль, полидадмах, хитозан, повидон, карбонатный кольматант.
Рецептуры растворов для тестирования приведены в таблице 1.
Были проведены исследования следующих эксплуатационных характеристик бурового раствора согласно ГОСТ 33213-2014 - пластическая вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига, показатель фильтрации. Результаты тестирования приведены в таблице 2.
Оценку ингибирующей и крепящей способности проводили по следующей методике. Шлам, просеянный до фракции 3-5 мм, в количестве 40 грамм ставится на горячую прокатку с раствором в объеме 200 мл на 16 часов при температуре 80 оС. После прокатки шлам отмывается от раствора рассолом хлорида натрия. Затем на приборе BulkHardnessTester (производитель Ofite) замеряется объемная прочность шлама. Затем шлам высушивается до постоянной массы и взвешивается. Высокие значения на тестере объемной твердости говорят о высокой ингибирующей способности, а большое количество шлама оставшиеся после горячей прокатки подтверждает хорошие крепящие свойства раствора. Результаты данных тестов приведены в таблице 2.
Таблица 1. Примеры рецептур растворов по предлагаемому изобретению.
| Реагент | Раствор № | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |
| Вода, мас.% | 86,4 | 74,6 | 72,6 | 64,4 | 63,6 | 62,6 | 62,6 | 61,6 | 61,6 | 60,6 | 77,8 | 54,5 |
| Крахмальный реагент, мас.% | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |
| Ксантановый биополимер, мас.% | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,2 | 0,5 |
| Хлорид калия, мас.% | 8 | 8 | 8 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 3 | 0 |
| Хлорид натрия, мас.% | - | - | - | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 0 | 30 |
| Полидадмах, мас.% | 3 | 4 | 5 | 3 | 3 | 3 | 4 | 4 | 5 | 5 | 5 | 1 |
| Хитозан, мас.% | 0,1 | 0,5 | 1 | 0,1 | 0,5 | 1 | 0,5 | 1 | 0,5 | 1 | 1 | 1 |
| Повидон, мас.% | 0,1 | 0,5 | 1 | 0,1 | 0,5 | 1 | 0,5 | 1 | 0,5 | 1 | 1 | 1 |
| Карбонатный микрокольматант, мас.% | 0 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
Таблица 2. Параметры растворов
| Параметр | Раствор № | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | |
| Фильтрация, см3/30 мин, 49°С | 4,1 | 3,4 | 2,9 | 3,8 | 3,6 | 3,3 | 3,4 | 3,1 | 3,2 | 2,9 | 3,2 | 3,1 |
| Пластическая вязкость, сП, 49°С | 17 | 19 | 22 | 18 | 18 | 19 | 22 | 23 | 25 | 26 | 18 | 20 |
| ДНС, фунт/100 фут², 49°С | 16 | 18 | 19 | 16 | 17 | 17 | 18 | 19 | 21 | 23 | 17 | 18 |
| СНС, фунт/100 фут², 49°С | 4/5 | 4/5 | 5/6 | 4/5 | 4/5 | 4/5 | 4/5 | 4/5 | 5/6 | 5/6 | 3/4 | 4/5 |
| Масса сухого шлама после термостатирования при 80°С в течение 16 ч, г | 31,2 | 33,4 | 35,2 | 32,5 | 33,8 | 35,2 | 34,6 | 35,9 | 35,6 | 36,4 | 35,4 | 30,2 |
| Показатель объемной твердости, фунт-сила/дюйм2 | 24,1 | 26,8 | 28,1 | 25,2 | 26,3 | 26,9 | 27,8 | 28,4 | 28,2 | 29,6 | 28,6 | 20,8 |
Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации изложенной в описании и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.
Признаки, упомянутые в различных зависимых пунктах формулы, а также реализации раскрытые в различных частях описания могут быть скомбинированы с достижением полезных эффектов, даже если возможность такого комбинирования не раскрыта явно.
Claims (12)
1. Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров, представляющая собой следующее соотношение компонентов, %:
бензин 20-50
керосин 20-50
нефтяной дистиллят высокоароматический 10-50
терпены и пинены 10-50
изопропиловый спирт 0-15
кетоны 0-1,5
2. Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров, представляющая собой следующее соотношение компонентов, %:
уайт-спирит 40-70
терпены и пинены 13,5-50
изопропиловый спирт 0-15
кетоны 0-1,5
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020109656A RU2738055C1 (ru) | 2020-03-05 | 2020-03-05 | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020109656A RU2738055C1 (ru) | 2020-03-05 | 2020-03-05 | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2738055C1 true RU2738055C1 (ru) | 2020-12-07 |
Family
ID=73792371
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020109656A RU2738055C1 (ru) | 2020-03-05 | 2020-03-05 | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2738055C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169752C2 (ru) * | 1995-10-03 | 2001-06-27 | Нор Индастриз, Инк. | Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта |
| WO2010146514A1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Asphaltene removal composition and methods |
| RU2415900C2 (ru) * | 2005-05-10 | 2011-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием |
| RU2482152C1 (ru) * | 2011-11-24 | 2013-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта |
| RU2547187C1 (ru) * | 2011-02-15 | 2015-04-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ |
| RU2675832C2 (ru) * | 2013-08-07 | 2018-12-25 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта |
-
2020
- 2020-03-05 RU RU2020109656A patent/RU2738055C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169752C2 (ru) * | 1995-10-03 | 2001-06-27 | Нор Индастриз, Инк. | Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2415900C2 (ru) * | 2005-05-10 | 2011-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием |
| WO2010146514A1 (en) * | 2009-06-16 | 2010-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Asphaltene removal composition and methods |
| RU2547187C1 (ru) * | 2011-02-15 | 2015-04-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ |
| RU2482152C1 (ru) * | 2011-11-24 | 2013-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта |
| RU2675832C2 (ru) * | 2013-08-07 | 2018-12-25 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11795369B2 (en) | Crosslinked synthetic polymer-based reservoir drilling fluid | |
| RU2160759C2 (ru) | Водный буровой или коллекторный раствор, способ бурения ствола скважины (варианты) | |
| US7517835B2 (en) | Surfactant-polymer compositions for enhancing the stability of viscoelastic-surfactant based fluid | |
| EP1358233B1 (en) | Polymeric fluid loss additives and method of use thereof | |
| US4480693A (en) | Fluid loss control in oil field cements | |
| US20050230116A1 (en) | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores | |
| RU2468057C2 (ru) | Ингибирующий буровой раствор | |
| US10487258B2 (en) | Synthetic polymer based fluid loss pill | |
| CN100506944C (zh) | 在钻井使用流体内减少流体损失的方法 | |
| NO314411B1 (no) | Fremgangsmåte og vannbasert fluid for regulering av dispergeringen av fastestoffer ved oljeboring | |
| NO314410B1 (no) | Fluid for anvendelse i en oljebrönn, samt fremgangsmåte som gjennomföres ien oljebrönn og anvendelse av fremgangsmåten | |
| CN115551969B (zh) | 具有改进的滤失和增粘性能的钻井液 | |
| BRPI0409257B1 (pt) | Métodos de usar um fluido de perfuração em uma formação subterrânea compreendendo xisto, método de aumentar a inibição de xisto de um fluido de perfuração a base de água, e, fluido de perfuração para uso na perfuração de um poço em uma formação subterrânea | |
| US6642183B1 (en) | Lubricating method for silicate drilling fluids | |
| FR2986797A1 (fr) | Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procedes mettant en oeuvre ledit agent. | |
| US20160017210A1 (en) | Synergistic Effect of Cosurfactants on the Rheological Performance of Drilling, Completion and Fracturing Fluids | |
| CA2817651A1 (en) | Drilling fluids useful for limiting tar sand accretion | |
| WO2020257002A1 (en) | Crosslinked synthetic polymer-based reservoir drilling fluid | |
| FR2986798A1 (fr) | Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procedes mettant en oeuvre ledit agent | |
| CN111040742A (zh) | 页岩抑制剂及其制备方法和钻井液及其应用 | |
| JPS6164783A (ja) | 増粘された固形物不含水性ブラインおよび重質の固形物不含水性ブラインの増粘方法 | |
| RU2738055C1 (ru) | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров | |
| RU2738048C1 (ru) | Ингибирующий буровой раствор | |
| CN100357387C (zh) | 对储层渗透率和裂缝导流能力伤害低的水基压裂液 | |
| CN110760294A (zh) | 一种钻井液用防塌降滤失剂硅氟树脂复合物 |