RU2104292C1 - Heat-salt resistant drilling mud - Google Patents
Heat-salt resistant drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2104292C1 RU2104292C1 RU95100012A RU95100012A RU2104292C1 RU 2104292 C1 RU2104292 C1 RU 2104292C1 RU 95100012 A RU95100012 A RU 95100012A RU 95100012 A RU95100012 A RU 95100012A RU 2104292 C1 RU2104292 C1 RU 2104292C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acrylic
- drilling
- drilling fluid
- water
- clay
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к химической обработке буровых глинистых растворов при бурении скважин на нефть и газ, а также геотермальных, глубоких и сверхглубоких скважин в условиях высоких температур и полиминеральной агрессии ионами натрия, кальция и магния. The invention relates to the chemical treatment of drilling mud while drilling for oil and gas, as well as geothermal, deep and superdeep wells at high temperatures and polymineral aggression by sodium, calcium and magnesium ions.
Известен малоглинистый буровой раствор, содержащий в качестве защитного агента сополимер акриламида и водорастворимой соли акриловой кислоты в молярном соотношении (70-50):(90-5) [1]. Known small clay drilling fluid containing as a protective agent a copolymer of acrylamide and a water-soluble salt of acrylic acid in a molar ratio of (70-50) :( 90-5) [1].
Существенный признак известного бурового раствора "акриламид" совпадает с существенным признаком предлагаемого бурового раствора. An essential feature of the known acrylamide drilling fluid is the essential feature of the proposed drilling fluid.
Известен буровой раствор, содержащий в качестве стабилизатора фильтрации акриловые полимеры, получаемые в результате радиационной полимеризации акриламида и акрилата натрия или других акриловых и метакриловых соединений, например акриловой или метакриловой кислот [2]. Оптимальным является соотношение мономерных звеньев в сополимере 15-60 % при соотношении акриламида и акрилата натрия 75-90 % и 25-50 %, соответственно. A well-known drilling fluid containing as a stabilizer for filtration acrylic polymers obtained by radiation polymerization of acrylamide and sodium acrylate or other acrylic and methacrylic compounds, such as acrylic or methacrylic acids [2]. The optimum ratio of monomer units in the copolymer is 15-60% with a ratio of acrylamide and sodium acrylate 75-90% and 25-50%, respectively.
Существенные признаки аналога "акриламид", "акриловая кислота" совпадают с существенными признаками предлагаемого бурового раствора. The essential features of the analogue "acrylamide", "acrylic acid" coincide with the essential features of the proposed drilling fluid.
Недостатком упомянутых выше акриловых полимеров является недостаточная термостойкость полимерсодержащих буровых растворов при бурении скважин в сложных геологических условиях. The disadvantage of the above acrylic polymers is the lack of heat resistance of polymer-containing drilling fluids when drilling wells in difficult geological conditions.
Известен буровой раствор, содержащий глину, воду, защитный агент - стабилизатор, представляющий собой тройной сополимер винилацетата, метакриловой кислоты и метакриламида, взятых при соотношении 17 : 17 : 16, соответственно (авторское свидетельство СССР N 618401, кл. C 09 K 7/02, 1978). Known drilling fluid containing clay, water, a protective agent - stabilizer, which is a triple copolymer of vinyl acetate, methacrylic acid and methacrylamide, taken at a ratio of 17: 17: 16, respectively (USSR copyright certificate N 618401, class C 09
Существенные признаки аналога "глина", "вода" и "метакриловая кислота" совпадают с существенными признаками предлагаемого бурового раствора. Недостатком аналога является то, что он не обладает необходимой термо- и солестойкостью при высокой температуре в условиях глубокого и сверхглубокого бурения. The essential features of the analogue "clay", "water" and "methacrylic acid" coincide with the essential features of the proposed drilling fluid. The disadvantage of the analogue is that it does not have the necessary thermal and salt resistance at high temperature in the conditions of deep and super deep drilling.
Наиболее близким по технической сущности аналогом предлагаемого является буровой раствор, содержащий глину, хлористый натрий и хлористый кальций, воду и защитный реагент акрилового ряда, включающий в составе сополимера акриламид, акриловую кислоту и нитрил акриловой кислоты при соотношении мономорных звеньев, мас.%: акриламид 58-8О; акриловая кислота 5-25; нитрил акриловой кислоты 15-17, причем компоненты бурового раствора взяты в следующем соотношении, мас.%:
Глина - 5-20
Хлористый натрий - 0,05-20
Хлористый кальций - 0,05-10
Защитный реагент - 1,0-2,0
Вода - Остальное
Существенные признаки наиболее близкого аналога "глина", "вода", "акриламид", "акриловая кислота" и "нитрил акриловой кислоты" совпадают с существенными признаками предлагаемого бурового раствора.The closest in technical essence to the analogue of the proposed is a drilling fluid containing clay, sodium chloride and calcium chloride, water and a protective reagent of the acrylic series, including acrylamide, acrylic acid and acrylic acid nitrile in the composition of the copolymer at a ratio of monomer units, wt.%: Acrylamide 58 -8O; acrylic acid 5-25; nitrile of acrylic acid 15-17, and the components of the drilling fluid are taken in the following ratio, wt.%:
Clay - 5-20
Sodium Chloride - 0.05-20
Calcium Chloride - 0.05-10
Protective reagent - 1.0-2.0
Water - Else
The essential features of the closest analogue are “clay”, “water”, “acrylamide”, “acrylic acid” and “acrylic acid nitrile” coincide with the essential features of the proposed drilling fluid.
Недостатком наиболее близкого аналога является его невысокая устойчивость к минеральной агрессии в присутствии одновременно ионов кальция и магния и ионов кальция при температурах выше 150oC.The disadvantage of the closest analogue is its low resistance to mineral aggression in the presence of both calcium and magnesium ions and calcium ions at temperatures above 150 o C.
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание экологически чистого бурового раствора, обладающего высокой термо- и солестойкостью в широком диапазоне температур при бурении глубоких и сверхглубоких скважин. The problem to which the invention is directed, is to create an environmentally friendly drilling fluid with high thermal and salt resistance in a wide temperature range when drilling deep and ultra-deep wells.
Указанный технический результат достигается том, что буровой раствор на водной основе, содержащий глину, воду, защитный реагент - понизитель водоотдачи, в качестве защитного реагента - понизителя водоотдачи содержит тройной акриловый сополимер, включающий акриламид (АА) или метакриламид (МАА), акриловую (AК) или метакриловую кислоту (MAК), нитрил акриловой кислоты (НАК) при следующем соотношении мономеров, мас. %: акриламид иди метакриламид 20,0-57,5; акриловая или метакриловая кислота 10,0-50,0; нитрил акриловой кислоты 17,5-50,0, причем компоненты бурового раствора взяты в следующем соотношении, на 1 мас.ч. защитного реагента: указанный защитный реагент 1 мас. ч. (0,3-4,0 мас. %); глина 1,25-40,00 мас. ч. (5,0-30,0 мас.%); вода 16,5-316,0 мас. ч. (67,0-94,7 мас.%). The specified technical result is achieved in that a water-based drilling fluid containing clay, water, a protective reagent - a fluid loss reducer, contains a triple acrylic copolymer comprising acrylamide (AA) or methacrylamide (MAA), acrylic (AK ) or methacrylic acid (MAK), nitrile of acrylic acid (NAC) in the following ratio of monomers, wt. %: acrylamide go methacrylamide 20.0-57.5; acrylic or methacrylic acid 10.0-50.0; acrylic acid nitrile 17.5-50.0, and the components of the drilling fluid are taken in the following ratio, per 1 wt.h. protective reagent: the specified
Существенный признак предлагаемого бурового раствора "соотношение мономерных звеньев (состав) в защитном реагенте" является отличительным от признаков наиболее близкого аналога. An essential feature of the proposed drilling fluid "ratio of monomer units (composition) in the protective reagent" is distinctive from the characteristics of the closest analogue.
Буровой раствор дополнительно, в случае технологической необходимости, может содержать функциональные технологические добавки, например разжижитель - понизитель вязкости, пеногаситель, утяжелитель, например мел, баритовый концентрат и т.п., смазывающие добавки и др. The drilling fluid may additionally, in case of technological necessity, contain functional technological additives, for example, a thinner — a viscosity reducer, antifoam, a weighting agent, such as chalk, barite concentrate, etc., lubricating additives, etc.
Буровые растворы готовят на лабораторных мешалках лопастного типа общепринятым способом. В технической пресной воде распускается до полного набухания коллоидная глина, например бентонит, палыгорскит и др. В полученную глинистую суспензию при работающем перемешивающем устройстве вводят постепенно водный концентрат защитного полимерного реагента или сухого полимера, предварительно растворенного в заданном количестве технической воды. Количество воды, вводимой с водным концентратом полимера, учитывают в общем количестве водной основы приготовляемого бурового раствора. Растворение в процессе приготовления водного концентрата предлагаемого в качестве защитного агента бурового раствора сополимера вышеназванного состава не вызывает затруднений и не требует предварительного подщелачивания технической воды. После тщательного перемешивания на мешалке в течение не менее 6 ч буровой раствор готов для определения показателей. Минерализацию приготовленных буровых растворов проводят хлоридом натрия, хлоридом кальция и хлоридом магния (в виде порошков) при перемешивании раствора. Drilling fluids are prepared on laboratory paddle-type mixers in a conventional manner. Colloidal clay, for example, bentonite, palygorskite, etc., is dissolved in technical fresh water to completely swell. An aqueous concentrate of a protective polymer reagent or dry polymer, previously dissolved in a given amount of technical water, is gradually introduced into the resulting clay suspension with a working mixing device. The amount of water introduced with the aqueous polymer concentrate is taken into account in the total amount of the aqueous base of the prepared drilling fluid. The dissolution during the preparation of an aqueous concentrate of a copolymer of the above composition proposed as a protective agent of a drilling fluid does not cause difficulties and does not require preliminary alkalization of the process water. After thorough mixing on the mixer for at least 6 hours, the drilling fluid is ready to determine the indicators. Mineralization of the prepared drilling fluids is carried out with sodium chloride, calcium chloride and magnesium chloride (in the form of powders) while stirring the solution.
Параллельно для сопоставления готовят буровые глинистые растворы на водной основе состава, известного по наиболее близкому аналогу. Данные составов буровых растворов по прототипу и их фильтрационные свойства представлены в табл. 1 и 2 опыт 10 и табл. 3 и 4 опыты 15-21. In parallel, for comparison, drilling clay muds are prepared on a water basis of a composition known by the closest analogue. Data on the compositions of drilling fluids according to the prototype and their filtration properties are presented in table. 1 and 2
Термосолестойкость растворов определяют по уровню фильтрационных свойств, оцениваемых показателем "водоотдача" после термостатирования при заданной температуре в течение 5 ч и охлаждения, а также при заданной температуре в фильтр-прессе ФП-200 в моделируемых забойных условиях. Исследование фильтрационных свойств пресных и минерализованных буровых растворов проводят по ОСТ 35-075-79 "Раствор буровой, основные показатели свойств, термины и определения" и РД 39-2-645-81 "Методика контроля параметров буровых растворов". The heat and salt resistance of the solutions is determined by the level of filtration properties, evaluated by the indicator "water loss" after temperature control at a given temperature for 5 hours and cooling, as well as at a given temperature in the FP-200 filter press in simulated downhole conditions. The study of the filtration properties of fresh and mineralized drilling fluids is carried out according to OST 35-075-79 "Drilling fluid, basic properties, terms and definitions" and RD 39-2-645-81 "Method for monitoring the parameters of drilling fluids".
В табл. 1 приведены составы, а в табл. 2 фильтрационные свойства пресных буровых растворов. Из данных, представленных в табл. 1, 2, видно, что пресные буровые растворы, содержащие глину 5-40 мас. ч. на 1 мас. ч. защитного агента предалагаемого состава, обладают высоким уровнем фильтрационных свойств как после приготовления, так и после прогрева в диапазоне температур 180-250oC (табл. 1, 2 опыты 2-9). Кроме того, из сравнения данных водоотдачи термостатированных растворов состава по изобретению (опыты 2-9) в сравнении с раствором состава по наиболее близкому аналогу (табл. 1, 2 опыт 10) следует, что сополимеры предлагаемого в буровом растворе состава обеспечивают в диапазоне температур выше 200oC (см. табл. 2) большую термостойкость бурового раствора, чем раствор, обработанный сополимером состава по наиболее близкому аналогу. Производственные испытания сополимера состава по изобретению при бурении сверхглубокой скважины при температуре забоя 210-220oC и выше и глубине забоя свыше 7000 м подтвердили приводимые в описании изобретения данные о высокой термостойкости предлагаемого раствора.In the table. 1 shows the compositions, and in table. 2 filtration properties of fresh drilling fluids. From the data presented in table. 1, 2, it is seen that fresh drilling fluids containing clay 5-40 wt. hours for 1 wt. including the protective agent of the proposed composition, have a high level of filtration properties both after preparation and after heating in the temperature range 180-250 o C (table. 1, 2 experiments 2-9). In addition, from a comparison of the fluid loss data of thermostated solutions of the composition according to the invention (experiments 2-9) in comparison with the solution of the composition according to the closest analogue (Tables 1, 2, experiment 10), it follows that the copolymers of the composition proposed in the drilling mud provide in the temperature range above 200 o C (see table. 2) greater heat resistance of the drilling fluid than the solution treated with a copolymer of the composition according to the closest analogue. Production tests of the copolymer of the composition according to the invention when drilling an ultra-deep well at a bottom temperature of 210-220 o C and above and a bottom depth of more than 7000 m confirmed the data on the high temperature resistance of the proposed solution provided in the description of the invention.
В табл. 3 приведены составы, а в табл. 4 фильтрационные свойства минерализованных буровых растворов. Данные водоотдачи минерализованных растворов показывают, что предлагаемый буровой раствор, обработанный защитным реагентом - сополимером предлагаемого состава (табл. 3, 4 опыты 1-14) обладает в сравнении с раствором, содержащим защитный реагент состава наиболее близкого аналога (табл. 4 опыты 15-21), более высокой термосолестойкостью в широком диапазоне минерализации от полного насыщения хлористым натрием (табл. 4 опыты 1, 7 в сравнении с опытами 15, 20) до условий полиминеральной агрессии (табл. 3, 4 опыты 2, 3, 5, 6, 8-14 в сравнении с опытами 16-19, 21). Следовательно, предлагаемый буровой раствор стоек не только к хлорнатриевой и хлоркальциевой, но и к хлормагниевой агрессии (табл.3, 4 опыты 3, 6, 9) в сравнении с наиболее близким аналогом (опыты 17, 19) как в холодном состоянии (после приготовления), так и в горячем (табл. 4, опыты 4-10 в сравнении с опытами 16-21) состоянии, моделирующем высокотемпературные забойные условия. In the table. 3 shows the compositions, and in table. 4 filtration properties of mineralized drilling fluids. The fluid loss data of mineralized solutions show that the proposed drilling fluid treated with a protective reagent - a copolymer of the proposed composition (Tables 3, 4, experiments 1-14) has, in comparison with a solution containing a protective reagent, the composition of the closest analogue (Table 4, experiments 15-21 ), higher heat and salt resistance in a wide range of mineralization from complete saturation with sodium chloride (tab. 4
Таким образом, предлагаемый буровой раствор, включающий в своем составе в качестве защитного реагента - понизителя водоотдачи предлагаемый сополимер, в сравнении с наиболее близким аналогом обладает преимуществом по стойкости к полиминеральной агрессии в условиях действия высоких температур и позволяет вести бурение скважин в сложных геологических условиях. Дополнительным преимуществом предлагаемого раствора является его высокая технологичность в процессе обработки защитным полимерным реагентом, т.к. большинство из известных защитных реагентов, применяемых в качестве понизителей водоотдачи буровых растворов, нерастворимы или малорастворимы в холодной технической воде и требуют предварительного подщелачивания водной основы гидрооксидами щелочных металлов до pH 9-11, что в значительной мере снижает термостойкость буровых растворов. Кроме того, необходимость поддержания в растворе pH более 6-9 отрицательно сказывается на сроке службы бурового инструмента, в частности легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), применяемых в глубоком и сверхглубоком бурении и изготовляемых их алюминиевых сплавов, что связано с дополнительными материальными затратами. Thus, the proposed drilling fluid, which includes the proposed copolymer as a protective reagent - water loss reducer, in comparison with the closest analogue, has the advantage of resistance to polymineral aggression under high temperature conditions and allows drilling in difficult geological conditions. An additional advantage of the proposed solution is its high processability in the process of processing a protective polymer reagent, because most of the known protective reagents used as a fluid loss reducer for drilling fluids are insoluble or slightly soluble in cold industrial water and require preliminary alkalization of the aqueous base with alkali metal hydroxides to pH 9-11, which significantly reduces the heat resistance of drilling fluids. In addition, the need to maintain a pH of more than 6-9 in the solution adversely affects the life of the drilling tool, in particular light alloy drill pipe (LBT) used in deep and ultra-deep drilling and made of aluminum alloys, which is associated with additional material costs.
Заявляемое соотношение в растворе количества защитного реагента - понизителя водоотдачи - предлагаемого акрилового сополимера и количеств защищаемой твердой фазы раствора - глины и дисперсионной среды - воды является оптимальным, т. к. позволяет регулировать показатель фильтрационных свойств - водоотдачу в широких пределах и обеспечивает техническую надежность бурового раствора в забойных термобарических условиях в широком температурном диапазоне и pH раствора 5,5-10. При снижении содержания понизителя водоотдачи в растворе ниже оптимального (табл. 1, 2 опыт 1) уже не обеспечивается уровень фильтрации по показателю "водоотдача" после прогрева в термостате в течение 5 ч при высокой температуре. Увеличение содержания защитного реагента выше оптимального (табл. 3, 4 опыт 14) не оказывает достаточно заметного влияния на улучшение фильтрационных свойств раствора при нормальной и высокой температурах. The claimed ratio in the solution of the amount of protective reagent - fluid loss reducer - the proposed acrylic copolymer and the amount of the protected solid phase of the solution - clay and dispersion medium - water is optimal, because it allows you to adjust the filtration properties - water loss over a wide range and ensures the technical reliability of the drilling fluid in downhole thermobaric conditions in a wide temperature range and a solution pH of 5.5-10. With a decrease in the content of the fluid loss reducer in the solution below the optimum (Tables 1, 2 experiment 1), the filtration level according to the "water loss" indicator after heating in the thermostat for 5 hours at high temperature is no longer provided. An increase in the content of the protective reagent above the optimum (Tables 3, 4, experiment 14) does not have a sufficiently noticeable effect on improving the filtration properties of the solution at normal and high temperatures.
Предлагаемый буровой раствор совместим с буровыми глинистыми растворами на водной основе, использующими в качестве понизителей водоотдачи другие известные полимеры, например производные целлюлозы и акрилаты, позволяет проводить утяжеление традиционными утяжелителями (мел, барит и т.п.), применять в своем составе понизители вязкости (разжижители, структурообразователи и другие обычно применяемые функциональные добавки) для регулирования технологических свойств бурового раствора. The proposed drilling fluid is compatible with drilling muds based on water, using other well-known polymers, for example, cellulose derivatives and acrylates, as weight loss reducers, allows weighting with traditional weighting agents (chalk, barite, etc.), and viscosity reducers ( thinners, builders and other commonly used functional additives) to control the technological properties of the drilling fluid.
Предлагаемый буровой раствор, таким образом, отличается от известного по наиболее близкому аналогу (авторское свидетельство СССР N 632718, C 09 K 7/00, 1976) составом применяемого в качестве защитного реагента - модификатора - понизителя водоотдачи акрилового сополимера и большей термосолестойкостью в условиях полиминеральной агрессии флюдами околоскважинного пространства, содержащими ионы натрия, кальция и магния. The proposed drilling fluid, therefore, differs from the known closest analogue (USSR author's certificate N 632718, C 09
В настоящее время в мировой практике отсутствуют промышленно производимые полностью акриловые полимерные реагенты, обладающие комплексом свойств, обеспечивающим, в свою очередь, уровень фильтрационных свойств бурового раствора, приведенный в данном изобретении. Currently, in world practice there are no industrially produced fully acrylic polymer reagents with a range of properties, which, in turn, provides the level of filtration properties of the drilling fluid described in this invention.
Промышленное использование изобретения планируется в 1995-2000 гг. Industrial use of the invention is planned in 1995-2000.
Claims (1)
Акриловая или метакриловая кислота 10,0 50,0
Нитрилакриловая кислота 17,5 50,0
при этом буровой раствор содержит исходные ингредиенты при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.Acrylamide or methacrylamide 20.0 57.5
Acrylic or methacrylic acid 10.0 50.0
Nitrile acrylic acid 17.5 50.0
while the drilling fluid contains the original ingredients in the following ratio of ingredients, parts by weight
Глина 1,25 40,0
Вода 16,5 316,0тThe specified protective reagent 1
Clay 1.25 40.0
Water 16.5 316.0t
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95100012A RU2104292C1 (en) | 1995-01-13 | 1995-01-13 | Heat-salt resistant drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95100012A RU2104292C1 (en) | 1995-01-13 | 1995-01-13 | Heat-salt resistant drilling mud |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95100012A RU95100012A (en) | 1996-11-10 |
| RU2104292C1 true RU2104292C1 (en) | 1998-02-10 |
Family
ID=20163689
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95100012A RU2104292C1 (en) | 1995-01-13 | 1995-01-13 | Heat-salt resistant drilling mud |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2104292C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006002717A1 (en) * | 2004-07-06 | 2006-01-12 | Röhm Gmbh | Concentrated aqueous methacrylamide solution comprising methacrylic acid |
-
1995
- 1995-01-13 RU RU95100012A patent/RU2104292C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006002717A1 (en) * | 2004-07-06 | 2006-01-12 | Röhm Gmbh | Concentrated aqueous methacrylamide solution comprising methacrylic acid |
| JP2008505135A (en) * | 2004-07-06 | 2008-02-21 | エボニック レーム ゲゼルシャフト ミット ベシュレンクテル ハフツング | Aqueous methacrylamide solution concentrated with addition of methacrylic acid |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95100012A (en) | 1996-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4293427A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| US6020289A (en) | Polymers for drilling and reservoir fluids and their use | |
| EP0137412B1 (en) | Composition and method of preparation of novel aqueous drilling fluid additives | |
| US4536296A (en) | Drilling and completion muds useful at elevated temperatures | |
| AU633262B2 (en) | Well drilling fluid and method | |
| US5960877A (en) | Polymeric compositions and methods for use in well applications | |
| US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| CA2376585A1 (en) | Oil based drilling fluid | |
| CA2236734A1 (en) | Polymeric compositions and method for use in low temperature well applications | |
| RU2655267C1 (en) | Cationic drilling mud | |
| CN107353373A (en) | A kind of preparation method of drilling fluid sulfomethylated humic acid potassium graft polymers fluid loss additive | |
| CN106565901A (en) | Crosslinked high molecular weight polymers for use in water-based drilling fluids | |
| RU2104292C1 (en) | Heat-salt resistant drilling mud | |
| US4268400A (en) | Aqueous drilling fluid additive, composition and process | |
| US4812244A (en) | Well drilling fluids and process for drilling wells | |
| US4309329A (en) | Aqueous drilling fluid additive | |
| US4728445A (en) | Well drilling fluids and process for drilling wells | |
| US4288582A (en) | Aqueous drilling fluid additive, composition and process | |
| RU2651657C1 (en) | Thermal resistant polycationic drill mud | |
| JPS61192786A (en) | Non-contamination fluidizing agent for fresh water or brine-base boring fluid | |
| US4626362A (en) | Additive systems for control of fluid loss in aqueous drilling fluids at high temperatures | |
| US4721576A (en) | Well drilling fluids and process for drilling wells | |
| CN109852355A (en) | A kind of polymer filtrate reducer | |
| CA2055011A1 (en) | Thermally stable hydrophobically associating rheological control additives for water-based drilling fluids | |
| CN108424754A (en) | A kind of high temperature resistance high calcium salt drilling fluid and preparation method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090114 |