RU2064481C1 - Polymer clay drilling solution - Google Patents

Polymer clay drilling solution Download PDF

Info

Publication number
RU2064481C1
RU2064481C1 RU94026890/03A RU94026890A RU2064481C1 RU 2064481 C1 RU2064481 C1 RU 2064481C1 RU 94026890/03 A RU94026890/03 A RU 94026890/03A RU 94026890 A RU94026890 A RU 94026890A RU 2064481 C1 RU2064481 C1 RU 2064481C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
drilling
water
clay
givpan
reagent
Prior art date
Application number
RU94026890/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU94026890A (en
Inventor
Э.Х. Еникеева
Т.А. Исмагилов
А.Г. Телин
Original Assignee
Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" filed Critical Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология"
Priority to RU94026890/03A priority Critical patent/RU2064481C1/en
Publication of RU94026890A publication Critical patent/RU94026890A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2064481C1 publication Critical patent/RU2064481C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Detergent Compositions (AREA)
  • Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)

Abstract

FIELD: drilling. SUBSTANCE: desired polymer drilling solution contains (mass %): clay 3.0-10.0, stabilizing agent 0.1-1.0, waste of polyacryl nitrile cloth being hydrolyzed in alkali 0.1-1.0, silicon fluoride of ammonium 0.1-0.4 and water. EFFECT: improves inhibition and rheological properties of drilling solution, increases its stability and elevated temperature. 1 tbl

Description

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к составу буровых растворов. The invention relates to the drilling of oil and gas wells, and in particular to the composition of drilling fluids.

В последние десятилетия в практике строительства скважин широко используются ингибированные буровые растворы, которые позволяют максимально уменьшить диспергацию выбуренной породы, повысить устойчивость стенок скважин, улучшить очистку раствора от выбуренной породы, добиться стабилизации свойств бурового раствора. In recent decades, inhibited wells have been widely used in the practice of well construction, which can minimize the dispersion of the cuttings, increase the stability of the walls of the wells, improve the cleaning of the solution from the cuttings, and stabilize the properties of the drilling fluid.

В качестве ингибирующих добавок применяют нейтральные соли одновалентных (KCl, NaCl) и двухвалентных (CaSO4, CaCl2) металлов, силикаты одновалентных металлов (Na2SiO3•nH2O), гидроокси двухвалентных металлов (Ca(OH)2), квасцы (KAl(SO4)2), а также мыла жирных кислот или кремнеорганические соединения (ГКЖ) [1]
Известны, например, следующие составы ингибированных полимер-глинистых буровых растворов, мас.As inhibitory additives, neutral salts of monovalent (KCl, NaCl) and divalent (CaSO 4 , CaCl 2 ) metals, silicates of monovalent metals (Na 2 SiO 3 • nH 2 O), hydroxy divalent metals (Ca (OH) 2 ), alum (KAl (SO 4 ) 2 ), as well as fatty acid soaps or organosilicon compounds (GLC) [1]
Known, for example, the following compositions of inhibited polymer-clay drilling fluids, wt.

по [2] глина 3-15; хлорид калия 1-6, углещелочной реагент 0,5-2,0; продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила 0,5-2,0; продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила 0,5oC2,0; плав хлоридов, получаемый из твердых хлоридов производства четыреххлористого титана 0,5-4,0; вода остальное;
по [3] глинопорошок 1-2; гидролизованный полиакрилонитрил 12,5-16,7; сульфат меди 0,8-1,2; хлорид натрия или сильвинит 2-25, вода остальное;
по [4] бентонит 3-5; едкий калий 0,5-1,0; гипан 0,5-1,0; запечная пыль электрофильтров цементного производства 3-5; отход электролиза алюминиевого производства 1-3; вода остальное;
по [5] глина 5-15; реагент НР на основе продукта щелочного гидролиза нитронного волокна 0,025-0,100; гидрофобизатор ИВВ-1 0,1-0,5; вода остальное.according to [2] clay 3-15; potassium chloride 1-6, carbon-alkaline reagent 0.5-2.0; the product of alkaline hydrolysis of polyacrylonitrile 0.5-2.0; the product of alkaline hydrolysis of polyacrylonitrile 0.5 o C2.0; a chloride melt obtained from solid chlorides of titanium tetrachloride production of 0.5-4.0; water the rest;
according to [3] clay powder 1-2; hydrolyzed polyacrylonitrile 12.5-16.7; copper sulfate 0.8-1.2; sodium chloride or sylvinite 2-25, water the rest;
according to [4] bentonite 3-5; caustic potassium 0.5-1.0; hypane 0.5-1.0; caking dust of electrostatic precipitators of cement production 3-5; waste electrolysis of aluminum production 1-3; water the rest;
according to [5] clay 5-15; HP reagent based on the product of alkaline hydrolysis of nitron fiber 0.025-0.100; water repellent IVV-1 0.1-0.5; water the rest.

Недостатками известных технических решений являются, во-первых, многокомпонентность составов и соответственно сложность их приготовления, и, во-вторых, повышенная степень загрязнения буровых растворов, обусловленная тем, что гидролизованный полиакрилонитрил, будучи щелочным, способствует сильной диспергации глинистых частиц и повышает вязкость бурового раствора. Предлагаемые добавки обладают слабыми ингибирующими и флокулирующими свойствами. The disadvantages of the known technical solutions are, firstly, the multicomponent composition and, accordingly, the complexity of their preparation, and, secondly, the increased degree of contamination of drilling fluids, due to the fact that hydrolyzed polyacrylonitrile, being alkaline, promotes strong dispersion of clay particles and increases the viscosity of the drilling fluid . The proposed additives have weak inhibitory and flocculating properties.

Аналогом к предлагаемому изобретению является буровой раствор по [6] состава, мас%
Бентонит 2-5
Полиакриламид 0,1-0,5
Продукт гидролиза мокрых отходов волокна нитрон с содержанием роданистого натрия 2-6% 0,02-0,1
Вода Остальное
Необходимо отметить, что буровой раствор по данному техническому решению обладает хорошими крепящими свойствами. Однако его недостатками являются повышенные значения реологических свойств и низкая селективность полимерного компонента, а также нестабильность параметров при повышенной температуре.An analogue to the invention is a drilling fluid according to [6] composition, wt.%
Bentonite 2-5
Polyacrylamide 0.1-0.5
The product of hydrolysis of wet waste nitron fiber with a sodium thiocyanate content of 2-6% 0.02-0.1
Water Else
It should be noted that the drilling fluid according to this technical solution has good fastening properties. However, its disadvantages are the increased rheological properties and low selectivity of the polymer component, as well as the instability of the parameters at elevated temperatures.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков и достигаемому эффекту является техническое решение по [7] в котором предлагается буровой раствор, содержащий следующие ингредиенты, мас. The closest in the set of essential features and the achieved effect is the technical solution according to [7] in which a drilling fluid is proposed containing the following ingredients, wt.

Глина 4-10
Реагент-стабилизатор 0,5-1,0
Кремнефтористый аммоний (КФА) 0,1-0,5
Вода Остальное
В качестве реагента стабилизатора используют карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или реагент НР.Clay 4-10
Reagent stabilizer 0.5-1.0
Ammonium Silicon Fluoride (CFA) 0.1-0.5
Water Else
As a stabilizer reagent, carboxymethyl cellulose (CMC) or HP reagent is used.

Недостатками известного технического решения являются высокий коэффициент коллоидальности бурового раствора и нестабильность его параметров при повышенной температуре, что может привести к осложнениям в процессе бурения. The disadvantages of the known technical solutions are the high colloidal coefficient of the drilling fluid and the instability of its parameters at elevated temperatures, which can lead to complications in the drilling process.

Состав бурового раствора не позволяет эффективно и одновременно регулировать его фильтрационные и реологические свойства: увеличение концентрации полимера резко повышает реологические показатели раствора; если при этом увеличить содержание КФА, повышается коррозионная активность бурового раствора; уменьшение концентрации полимера приводит к увеличению показателя фильтрации. The composition of the drilling fluid does not allow you to effectively and simultaneously control its filtration and rheological properties: an increase in the concentration of polymer dramatically increases the rheological performance of the fluid; if at the same time increase the content of CFA, the corrosive activity of the drilling fluid increases; a decrease in polymer concentration leads to an increase in the filtration rate.

В результате перечисленных свойств данный состав пригоден в большей степени для вторичного вскрытия и заканчивания, чем для бурения скважин. As a result of these properties, this composition is more suitable for secondary opening and completion than for drilling wells.

Целью изобретения является улучшение технологических свойств: ингибирующих, реологических; сохранение стабильности при повышенной температуре и обеспечение селективности полимерного компонента для улучшения очистки бурового раствора от выбуренной породы и снижение стоимости. The aim of the invention is to improve the technological properties: inhibitory, rheological; maintaining stability at elevated temperatures and ensuring the selectivity of the polymer component to improve drilling mud cleaning from cuttings and reducing cost.

Поставленная цель достигается тем, что полимер-глинистый раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор, КФА и воду, содержит дополнительно гивпан-гидролизованные в щелочи отходы тканей полиакрилонитрила при следующем соотношении компонентов, мас. This goal is achieved in that the polymer-clay solution containing clay, a stabilizing reagent, CFA and water, additionally contains givpan-hydrolyzed in alkali waste polyacrylonitrile tissue in the following ratio, wt.

Глина 4,0-10,0
Реагент-стабилизатор 0,1-1,0
Кремнефтористый аммоний 0,1-0,4
Гивпан-гидролизованные в щелочи отходы тканей полиакрилонитрила 0,1-1,0
Вода остальное
Заявляемый буровой раствор отличается от известного введением Гивпана. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "Новизна".Clay 4.0-10.0
Reagent stabilizer 0.1-1.0
Ammonium silicofluoride 0.1-0.4
Givpan-alkali-hydrolyzed wastes of polyacrylonitrile fabrics 0.1-1.0
Water rest
The inventive drilling fluid differs from the known introduction of Givpan. Thus, the claimed technical solution meets the criterion of "Novelty."

Полимер Гивпан представляет собой гидролизованные в щелочи неутилизируемые отходы готовых тканей полиакрилонитрила, неизбежно образующиеся на текстильных и швейных предприятиях (ТУ-49560-04-02-90). Он принципиально отличается от Гивпана, получаемого гидролизом ценного полиарилонитрила сырья для производства искусственных волокон и от нитронного реагента НР, который получают в процессе гидролиза отходов волокна "Нитрон" на стадии его получения. The Givpan polymer is an alkaline hydrolyzed non-recyclable waste of finished polyacrylonitrile fabrics, which inevitably forms at textile and sewing enterprises (TU-49560-04-02-90). It differs fundamentally from Givpan, obtained by hydrolysis of valuable polyarylonitrile raw materials for the production of artificial fibers, and from the nitron reagent HP, which is obtained in the process of hydrolysis of waste fiber "Nitron" at the stage of its production.

Изобретательный уровень предлагаемого технического решения заключается в том, что сочетание кремнефтористого аммония и реагентов-стабилизаторов (КМЦ или ПАА) неожиданно позволило получить полимерный агент селективного действия, который сохраняет свои свойства при повышенных значениях температуры благодаря добавке Гивпана. The inventive level of the proposed technical solution lies in the fact that the combination of ammonium silicofluoride and stabilizing reagents (CMC or PAA) unexpectedly made it possible to obtain a polymer agent of selective action, which retains its properties at elevated temperatures due to the addition of Givpan.

Для приготовления буровых растворов заранее за 3 сут готовят 20%-ные растворы бетонита и гивпана, 10%-ный раствор КМЦ и 1%-ный раствор полиакриламида (ПАА). Смешав указанные растворы в необходимости соотношении с добавлением воды, полученную смесь перемешивают в течение 2 ч. Замеряют стандартные параметры: плотность (ρ), условную вязкость (УВ), показатель фильтрации (ПФ), предельное напряжение сдвига (τo), пластическую вязкость (ηпл). Кроме того, определяют содержание активной глинистой составляющей (Cк). В основу определения концентрации коллоидных частиц положен экспресс-метод определения бетонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (MC) [1]
После того, как замеряют все параметры, раствор помещают в водяную баню и прогревают в течение 2 ч при температуре 80oC. Затем, не остужая, замеряют параметры бурового раствора при 80oC.For the preparation of drilling fluids, 20% concrete and givpan solutions, 10% CMC solution and 1% polyacrylamide (PAA) solution are prepared in advance in 3 days. After mixing these solutions in the required ratio with the addition of water, the resulting mixture is stirred for 2 hours. Standard parameters are measured: density (ρ), nominal viscosity (HC), filtration index (PF), ultimate shear stress (τ o ), plastic viscosity ( η pl ). In addition, determine the content of active clay component (C to ). The basis for determining the concentration of colloidal particles is the express method for determining concrete in drilling mud by the adsorption value of methylene blue (MC) [1]
After all parameters are measured, the solution is placed in a water bath and heated for 2 hours at a temperature of 80 o C. Then, without cooling, the parameters of the drilling fluid are measured at 80 o C.

Результаты сведены в таблицу. The results are tabulated.

Пример 1. Для приготовления бурового раствора с содержанием мас. глина 7; КМЦ 0,3; гивпан 0,2; КФА 0,4; вода остальное берут 350 г 20%-ного бентонитового раствора, 606 г воды, 30 г 10%-ного КМЦ, 10 г 20%-ного гивпана, 4 г КФА. Полученную смесь перемешивают в течение 2 ч. Example 1. For the preparation of drilling mud with a content of wt. clay 7; CMC 0.3; givpan 0.2; CFA 0.4; the rest water is taken 350 g of a 20% bentonite solution, 606 g of water, 30 g of a 10% CMC, 10 g of a 20% givpan, 4 g of CFA. The resulting mixture was stirred for 2 hours.

Результаты замеров при 20 и 80oC в таблицу (состав N 3).The results of measurements at 20 and 80 o C in the table (composition N 3).

Пример 2. Для приготовления бурового раствора с содержанием, мас. глина 7; ПАА 0,3; гивпан 0,2; КФА 0,4; вода остальное берут 350 г 20%-ного бентонитового раствора, 336 г воды, 30 г 1%-ного ПАА, 10 г 20%-ного гивпана, 4 г КФА. Полученную смесь перемешивают в течение 2 ч. Example 2. For the preparation of drilling mud with a content, wt. clay 7; PAA 0.3; givpan 0.2; CFA 0.4; the rest water is taken 350 g of a 20% bentonite solution, 336 g of water, 30 g of 1% PAA, 10 g of a 20% givpan, 4 g of CFA. The resulting mixture was stirred for 2 hours.

Результаты замеров при 20 и 80oC в таблице (состав N 8).The results of measurements at 20 and 80 o C in the table (composition N 8).

При 20oC составы по примерам 1 и 2 имеют соответственно показатели:

Figure 00000001
=1050 кг/м3;
Figure 00000002
;
Figure 00000003
;
Figure 00000004
;
Figure 00000005
;
Figure 00000006
.At 20 o C the compositions according to examples 1 and 2, respectively, have the following indicators:
Figure 00000001
= 1050 kg / m 3 ;
Figure 00000002
;
Figure 00000003
;
Figure 00000004
;
Figure 00000005
;
Figure 00000006
.

Аналоги при 20oC имеют показатели:
δ=1050 кг/м3;
УВ=67 с;
ПФ=5,0 см3;
hпл=33,4 мПа•с;
τo=96,7 Н/м2;
Ск=3,00%
Прототип при 20oC имеет показатели:

Figure 00000007
;
Figure 00000008
;
Figure 00000009
;
Figure 00000010
;
Figure 00000011
;
Figure 00000012
.Analogs at 20 o C have indicators:
δ = 1050 kg / m 3 ;
HC = 67 s;
PF = 5.0 cm 3 ;
h pl = 33.4 MPa • s;
τ o = 96.7 N / m 2 ;
C to = 3.00%
The prototype at 20 o C has the following indicators:
Figure 00000007
;
Figure 00000008
;
Figure 00000009
;
Figure 00000010
;
Figure 00000011
;
Figure 00000012
.

Предлагаемые составы, таким образом, технологичнее. The proposed compositions are thus more technologically advanced.

При 80oC предлагаемый состав, в отличие от прототипа и аналога, не разжижается.At 80 o C the proposed composition, in contrast to the prototype and analogue does not liquefy.

Известно, что рекомендуемые буровые растворы должны при плотности 1050 кг/м3 иметь содержание коллоидной глинистой составляющей (Cк) в пределах 2,63-2,80% [8] Увеличение Cк приводит к повышению структурно-механических свойств бурового раствора, уменьшению водоотдачи. Снижение Cк меньше допустимого может привести к нарушению устойчивости системы, повышению показателя фильтрации. Результаты исследования, приведенные в таблице, показывают, что прототип и аналог имеют повышенные значения Cк=2,95-3,05% вязкостные параметры: УВ= 34-67 с; ηпл=16,3-33,4 мПа•с; τo=42,5-96,7 Н/м2. Т.е при массовом бурении использование этих растворов может привести к осложнениям, затрудняет очистку скважин от выбуренной породы.It is known that the recommended drilling fluids at a density of 1050 kg / m 3 should have a colloidal clay component (C k ) in the range of 2.63-2.80% [8] An increase in C k leads to an increase in the structural and mechanical properties of the drilling fluid, to a decrease water loss. Lowering C to less than acceptable may lead to a violation of the stability of the system, an increase in the filtration rate. The results of the study, shown in the table, show that the prototype and analog have elevated values of C to = 2.95-3.05% viscosity parameters: HC = 34-67 s; η PL = 16.3-33.4 MPa • s; τ o = 42.5-96.7 N / m 2 . That is, during mass drilling, the use of these solutions can lead to complications, and it makes it difficult to clean the wells from cuttings.

В то же время предлагаемый состав характеризуется селективностью полимерного компонента (таблица). At the same time, the proposed composition is characterized by the selectivity of the polymer component (table).

Таким образом, предлагаемый буровой раствор обладает лучшими технологическими свойствами, чем известный: удовлетворяет всем требованиям к буровым растворам, т.е. имеет оптимальные значения фильтрационных, вязкостных параметров, не подвержен температурным изменениям, обладает хорошими флокулирующими свойствами, что позволит обеспечить полную очистку бурового раствора от твердой фазы вырубленной породы. Пригоден для массового бурения. Thus, the proposed drilling fluid has better technological properties than the known one: it meets all the requirements for drilling fluids, i.e. has optimal values of filtration and viscosity parameters, is not subject to temperature changes, has good flocculating properties, which will ensure complete cleaning of the drilling fluid from the solid phase of the cut rock. Suitable for mass drilling.

Технологичность рекомендуемых составов, дешевизна и доступность используемых компонентов позволяет достичь высоких технико-экономических показателей бурения скважин. The manufacturability of the recommended compositions, the low cost and availability of the components used allows us to achieve high technical and economic indicators of well drilling.

Claims (1)

Полимерглинистый буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор, кремнефтористый аммоний и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гивпангидролизованные в щелочи отходы тканей полиакрилонитрила при следующем соотношении компонентов, мас. Polymer clay mud containing clay, a stabilizing reagent, ammonium silicofluoride and water, characterized in that it additionally contains polyacrylonitrile tissue waste that is hydrolyzed in alkali in the following ratio of components, wt. Глина 4,0 10,0
Реагент-стабилизатор 0,1 1,0
Кремнефтористый аммоний О,1 0,4
Гивпангидролизованные в щелочи отходы тканей полиакрилонитрила 0,1 - 1,0
Вода ОстальноеClay 4.0 10.0
Reagent-stabilizer 0.1 1.0
Ammonium silicofluoride O, 1 0.4
Givpangydrolyzed in alkali polyacrylonitrile tissue waste 0.1 - 1.0
Water Else
RU94026890/03A 1994-07-21 1994-07-21 Polymer clay drilling solution RU2064481C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU94026890/03A RU2064481C1 (en) 1994-07-21 1994-07-21 Polymer clay drilling solution

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU94026890/03A RU2064481C1 (en) 1994-07-21 1994-07-21 Polymer clay drilling solution

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU94026890A RU94026890A (en) 1996-06-10
RU2064481C1 true RU2064481C1 (en) 1996-07-27

Family

ID=20158582

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU94026890/03A RU2064481C1 (en) 1994-07-21 1994-07-21 Polymer clay drilling solution

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2064481C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2733583C1 (en) * 2019-12-10 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Газпром" Light polymer-clay drilling fluid

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2468057C2 (en) * 2011-03-02 2012-11-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Inhibiting drill fluid

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. Справочник по промывке скважины, М., Недра, 1984. Авторское свидетельство СССР № 1532564, кл. С 09 К 7/02, 1987. Авторское свидетельство CCСP № 1579924, кл. С 09 К 7/02, 1987. Авторское свидетельство CСCP № 1668376, кл. С 09 К 7/02, 1989. Патент РФ N 2006498, кл. С 09 К 7/02, 1991. Авторское свидетельство СССР № 969709, кл. С 09 К 7/02, 1981. Авторское свидетельство СССР № 1838368, кл. С 09 К 7/02, 1991. РД "Технология регулирования содержания твердой фазы буровых растворов", М., МНП, 1986. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2733583C1 (en) * 2019-12-10 2020-10-05 Публичное акционерное общество "Газпром" Light polymer-clay drilling fluid

Also Published As

Publication number Publication date
RU94026890A (en) 1996-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4888120A (en) Water-based drilling and well-servicing fluids with swellable, synthetic layer silicates
DE4224537A1 (en) Mineral additives for adjusting and / or regulating the rheology and gel structure of aqueous liquid phases and their use
US4243429A (en) Process for producing tobermorite and ettringite
RU2064481C1 (en) Polymer clay drilling solution
CA1202853A (en) Cleaning compositions
KR0169543B1 (en) Alumino-silicates
KR910005426B1 (en) Process for producing autoclaved light weight aerated concrete
US2081642A (en) Indurating composition for concrete
RU2102429C1 (en) Clayless drilling fluid
JP2994045B2 (en) Method for producing barium-containing inorganic solid composition, composition of this kind, additive for producing ceramics and ceramics
JP4225560B2 (en) Soil hardening material
RU2103311C1 (en) Drilling mud
SU1724673A1 (en) Clayless flushing fluid
SU1564324A1 (en) Compound for insulation of absorption zones
SU897829A1 (en) Method of treatment of structuring agent of mineralized drilling muds
RU2061717C1 (en) Drilling solution
SU897741A1 (en) Complex additive to cement
SU1474273A1 (en) Composition for decreasing rock strength
SU1036735A1 (en) Drilling mud
RU2152417C2 (en) Multifunctional reagent for treating drilling muds and method of preparation thereof
SU1030406A1 (en) Composition for cleaning solid surface
SU1154436A1 (en) Composition for isolating absorption zones
SU998485A1 (en) Reagent for treating drilling muds
RU1810372C (en) Drilling fluid
SU1384596A1 (en) Clayless drilling fluid

Legal Events

Date Code Title Description
PC4A Invention patent assignment

Effective date: 20051004

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20060722