RU2136716C1 - Clayless drilling fluid - Google Patents
Clayless drilling fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2136716C1 RU2136716C1 RU98118994A RU98118994A RU2136716C1 RU 2136716 C1 RU2136716 C1 RU 2136716C1 RU 98118994 A RU98118994 A RU 98118994A RU 98118994 A RU98118994 A RU 98118994A RU 2136716 C1 RU2136716 C1 RU 2136716C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling fluid
- drilling
- synthetic fatty
- fatty acids
- water
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности, к буровым растворам, применяемым при бурении высокопроницаемых или неустойчивых пород, а также для вскрытия продуктивных коллекторов с высокой остаточной водонасыщенностью. The invention relates to the field of drilling oil and gas wells, in particular, to drilling fluids used in the drilling of highly permeable or unstable rocks, as well as for opening productive reservoirs with high residual water saturation.
Известен безглинистый буровой раствор, содержащий 0,2-0,4% полиакриламида и воду - остальное (см. например авт. свид. СССР N 1070296, кл. C 09 K 7/02, от 1980 г.), который используется для вскрытия продуктивного пласта. Известный буровой раствор обеспечивает восстановление проницаемости пласта только при создании депрессии на пласт 4-10 МПа. Known clay-free drilling fluid containing 0.2-0.4% polyacrylamide and water - the rest (see, for example, author certificate. USSR N 1070296, class C 09 K 7/02, from 1980), which is used for opening productive formation. Known drilling fluid provides recovery of the permeability of the formation only when creating a depression on the formation of 4-10 MPa.
Недостатками известного раствора являются его низкая эффективность, т.к. он имеет высокие значения показателя фильтрации, низкие гидроизолирующие свойства, при этом зона кольматации после фильтрации указанного бурового раствора имеет низкую проницаемость для углеводородсодержащей жидкости. Кроме того, известный состав имеет недостаточную стабильность реологических и фильтрационных свойств при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов. The disadvantages of the known solution are its low efficiency, because it has high values of the filtration rate, low waterproofing properties, while the zone of mudding after filtering the specified drilling fluid has a low permeability to hydrocarbon-containing fluid. In addition, the known composition has insufficient stability of the rheological and filtration properties upon receipt of drill cuttings and formation fluids in the solution.
Известен безглинистый буровой раствор, содержащий мас.%: полимер (ПАА, или КМЦ, или ПЭО) - 0,05-0,8; добавку - олеат моноэтаноламина 0,6-2,5 % и воду - остальное (см. например, авт. свид. СССР N 1440904, C 09 K 7/02, от 1988 г.). Известный раствор имеет высокую флокулирующую способность при высоких реологических показателях и минимальном расходе полимера. Known clay-free drilling fluid containing wt.%: Polymer (PAA, or CMC, or PEO) - 0.05-0.8; the additive is monoethanolamine oleate of 0.6-2.5% and water is the rest (see, for example, ed. certificate of the USSR N 1440904, C 09
Однако, известный раствор характеризуется высокими фильтрационными и низкими гидроизолирующими свойствами, недостаточной стабильностью реологических и фильтрационных свойств при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов. However, the known solution is characterized by high filtration and low waterproofing properties, insufficient stability of the rheological and filtration properties when drill cuttings and formation fluids enter the solution.
Кроме того, достаточно высокие показатели у известного раствора обеспечиваются при достаточно высоком содержании добавки - олеата моноэтаноламина. In addition, a sufficiently high performance of the known solution is provided with a sufficiently high content of additives - monoethanolamine oleate.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности является буровой раствор, содержащий полимер, а именно: 0,1-0,3 % полиакриламида (ПАА) совместно с 0,1-0,3 % карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), воду и добавку-реагент на основе синтетических жирных кислот - 0,1-0,3% (см. например. Патент РФ N 1776264, кл. C 09 K 7/02, от 1990 г.). Closest to the claimed technical solution by technical nature is a drilling fluid containing a polymer, namely: 0.1-0.3% polyacrylamide (PAA) together with 0.1-0.3% carboxymethyl cellulose (CMC), water and the additive reagent based on synthetic fatty acids - 0.1-0.3% (see, for example, RF Patent N 1776264, class C 09
Известный буровой раствор обеспечивает восстановление проницаемости продуктивного пласта на 90,5-98%, и одновременно имеет низкие структурно - механические показатели. Known drilling fluid provides recovery of the permeability of the reservoir by 90.5-98%, and at the same time has low structural and mechanical properties.
Однако, указанный известный раствор имеет низкие гидроизолирующие свойства по отношению к проницаемым породам и повышенные значения показателя фильтрации. Одновременно с этим этот раствор имеет недостаточную стабильность структурно-механических и фильтрационных свойств при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов. However, this known solution has low waterproofing properties with respect to permeable rocks and increased values of the filtration rate. At the same time, this solution has insufficient stability of the structural, mechanical and filtration properties when drill cuttings and formation fluids enter the solution.
Целью настоящего изобретения является повышение качества раствора за счет снижения показателя фильтрации, повышения гидроизолирующих свойств бурового раствора по отношению к проницаемым породам и сохранения проницаемости для углеводородной жидкости при одновременном повышении стабильности реологических и фильтрационных характеристик при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов. The aim of the present invention is to improve the quality of the solution by reducing the filtration rate, increasing the waterproofing properties of the drilling fluid in relation to permeable rocks and maintaining the permeability for hydrocarbon fluids while improving the stability of the rheological and filtration characteristics when drill cuttings and formation fluids enter the solution.
Дополнительная цель - повышение смазывающих свойств бурового раствора. An additional goal is to increase the lubricating properties of the drilling fluid.
Поставленная цель достигается тем, что известный буровой раствор, содержащий полимер, добавку на основе синтетических жирных кислот и воду, в качестве полимера содержит полиакриламид или полисахарид (полианионную целлюлозу, карбоксиметилцеллюлозу, оксиэтилцеллюлозу, крахмал), а в качестве добавки на основе синтетических жирных кислот - продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Полиакриламид или полисахарид - 0,2 - 2,0
Указанный продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) - 0,1 - 0,5
Вода - Остальное.This goal is achieved by the fact that the well-known drilling fluid containing a polymer, an additive based on synthetic fatty acids and water, as a polymer contains polyacrylamide or polysaccharide (polyanionic cellulose, carboxymethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose, starch), and as an additive based on synthetic fatty acids a product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids, containing not less than 30% solids, not less than 1.7 mEq / l of sodium soaps of synthetic fatty acids and not more than 1.0% free alkali based on the dry residue, in the following ratio of ingredients, wt.%:
Polyacrylamide or Polysaccharide - 0.2 - 2.0
The specified product on the basis of saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids (in terms of active basis) - 0.1 - 0.5
Water - The rest.
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны буровые растворы, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения. From the patent and scientific and technical literature, we do not know drilling fluids containing a combination of the above ingredients in the proposed quantitative ratio, which allows us to conclude that the proposed solution is new.
Достижение поставленной цели изобретения обеспечивается, по-видимому, благодаря следующему. The achievement of the goal of the invention is provided, apparently, due to the following.
При взаимодействии гидрофильного полимера - ПАА или полисахарида, с добавкой на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащей не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, (именуемой в дальнейшем ЭМКО), при заявленном соотношении компонентов, по-видимому, образуются новые комплексные соединения с оптимальным соотношением гидрофильных и лиофильных реакционноспособных групп, в результате чего они способны связывать свободную дисперсионную среду, формируя при этом практически непроницаемый гидроизоляционный слой в проницаемой породе, но сохраняя при этом его проницаемость для углеводородной жидкости. Одновременно с этим значительно повышается устойчивость бурового раствора к воздействию выбуренной породы и пластовых флюидов, например, минерализованной пластовой воды. In the interaction of a hydrophilic polymer - PAA or polysaccharide, with an additive based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids containing not less than 30% solids, not less than 1.7 mEq / l sodium soaps of synthetic fatty acids and not more than 1, 0% free alkali based on the dry residue (hereinafter referred to as EMCO), with the stated ratio of the components, apparently, new complex compounds with the optimal ratio of hydrophilic and lyophilic reactive groups are formed, as a result of which they are able to bind a free dispersion medium, while forming a practically impermeable waterproofing layer in a permeable rock, but preserving its permeability to a hydrocarbon liquid. At the same time, the stability of the drilling fluid to the effects of drill cuttings and formation fluids, for example, mineralized formation water, is significantly increased.
Из существующего уровня техники нам неизвестно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый раствор, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень". From the current level of technology, we do not know that the ingredients included in the proposed solution provide the above properties, which allows us to conclude that the proposed technical solution meets the criterion of "inventive step".
Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
1. Полиакриламид марки Praestol 2530, выпускаемый совместным предприятием "MSP", г. Пермь;
2. Крахмал экструзионный, ТУ-2483-002-41668452-97;
3. Карбоксиметилцеллюлоза марки TYLOSE ЕС-7 фирмы "Choehst";
4. Продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, (ТУ 84-07509103.454-96), выпускается под торговой маркой "Водоэмульсионный концентрат ЭМКО".For the preparation of the inventive drilling fluid in laboratory conditions, the following substances were used:
1. Polyacrylamide brand Praestol 2530, manufactured by the joint venture "MSP", Perm;
2. Extrusion starch, TU-2483-002-41668452-97;
3. Carboxymethyl cellulose brand TYLOSE EC-7 company "Choehst";
4. A product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids, containing not less than 30% solids, not less than 1.7 mEq / l sodium soaps of synthetic fatty acids and not more than 1.0% free alkali based on dry the remainder, (TU 84-07509103.454-96), is produced under the trademark "EMCO Water Emulsion Concentrate".
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером. The essence of the invention is illustrated by the following example.
Пример. Для получения заявляемого раствора к 491,86 г технической воды добавили 7,14 г ЭМКО с содержанием основного вещества 35%, после перемешивания в течение 0,5 ч добавили 1,0 г ПАА, перемешивали 1 ч и получили состав со следующим содержанием ингредиентов: ПАА - 0,2%, ЭМКО (в пересчете на основное вещество) - 0,5%, вода-остальное. Аналогичным образом готовили другие заявляемые буровые растворы с различным соотношением ингредиентов. Example. To obtain the inventive solution to 491.86 g of industrial water was added 7.14 g of EMCO with a basic substance content of 35%, after stirring for 0.5 h, 1.0 g of PAA was added, mixed for 1 h and a composition was obtained with the following content of ingredients: PAA - 0.2%, EMCO (in terms of the main substance) - 0.5%, water - the rest. Similarly, other claimed drilling fluids with different ratios of ingredients were prepared.
В лабораторных условиях исследовали следующие свойства заявляемого и известных по аналогу и прототипу буровых растворов: показатель фильтрации (Ф30, см3 при перепаде давления 0,1 МПа); пластическую вязкость ( η , мПа•с); динамическое напряжение сдвига ( τ0 , дПа) ( η и τ0 замеряли на вискозиметре фирмы OFI).In laboratory conditions, the following properties of the claimed and well-known by analogy and prototype drilling fluids were investigated: filtration rate (F 30 , cm 3 at a pressure drop of 0.1 MPa); plastic viscosity (η, MPa • s); dynamic shear stress (τ 0 , dPa) (η and τ 0 were measured on an OFI viscometer).
Затем замеряли эти же показатели после добавления 5% глины, а во второй серии опытов - после добавления 5-10% пластовой воды с общей минерализацией 250 г/л. По изменению этих показателей судили об устойчивости бурового раствора к воздействию твердой фазы и пластовых флюидов. Then these same parameters were measured after adding 5% clay, and in the second series of experiments - after adding 5-10% of produced water with a total salinity of 250 g / l. By changing these indicators, the stability of the drilling fluid to the effects of the solid phase and formation fluids was judged.
Смазочные свойства изучали на приборе "Extreme Pressure and Lubricity Testes Complete" фирмы OFI. Lubricating properties were studied on an OFI Extreme Pressure and Lubricity Testes Complete instrument.
Гидроизолирующие свойства оценивали по изменению скорости фильтрации воды через фильтры с различным диаметром пор: 2,5; 16 и 40 мкм после фильтрации через них бурового раствора в течение 30 минут. Waterproofing properties were evaluated by changing the rate of water filtration through filters with different pore diameters: 2.5; 16 and 40 microns after filtering mud through them for 30 minutes.
Также определяли влияние буровых растворов на изменение проницаемости по нефти пористой среды после фильтрации бурового раствора. The influence of drilling fluids on the change in oil permeability of a porous medium after mud filtration was also determined.
Данные о составе и показателях свойств предлагаемого и известного буровых растворов приведены в табл. 1 (см. в конце описания). Data on the composition and properties of the proposed and known drilling fluids are given in table. 1 (see the end of the description).
Данные о гидроизолирующих свойствах буровых растворов и нефтепроницаемости пористой среды после фильтрации бурового раствора приведены в табл. 2 (см. в конце описания). Data on the waterproofing properties of drilling fluids and the permeability of the porous medium after filtration of the drilling fluid are given in table. 2 (see the end of the description).
Как показывают данные табл. 1 и 2, заявляемый буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации (Ф = 2-8 см3 за 30 минут при Δ P = 0,1 МПа), высокие реологические показатели (( η = 11-30 мПа•с; τ0 = 27-144 дПа), при этом предлагаемый буровой раствор сохраняет эти показатели даже после добавления и осаждения 5% глинопорошка и 5-10% высокоминерализованной пластовой воды, что свидетельствует о высокой устойчивости фильтрационных и реологических показателей этого раствора к воздействию выбуренной (твердой) фазы и пластовых флюидов.As the data in table. 1 and 2, the inventive drilling fluid has low values of the filtration rate (Ф = 2-8 cm 3 in 30 minutes at Δ P = 0.1 MPa), high rheological parameters ((η = 11-30 MPa • s; τ 0 = 27-144 dPa), while the proposed drilling fluid retains these parameters even after the addition and precipitation of 5% clay powder and 5-10% highly mineralized formation water, which indicates the high stability of the filtration and rheological parameters of this solution to the effects of the drilled (solid) phase and formation fluids.
Кроме того, заявляемый буровой раствор характеризуется высокими по отношению к проницаемым породам (низкой, средней и высокой проницаемости) гидроизолирующими свойствами. Так, после фильтрации бурового раствора через фильтры с диаметром пор 2,5 мкм отфильтровывается 0-0,5 см3 воды за 30 минут, через фильтры диаметром 16 мкм - 0,3-0,8 см3 воды за 30 минут, через фильтры диаметром 40 мкм - 0,5-1,2 см3 воды за 30 минут.In addition, the inventive drilling fluid is characterized by high relative to permeable rocks (low, medium and high permeability) waterproofing properties. So, after filtering the drilling fluid through filters with a pore diameter of 2.5 μm, 0-0.5 cm 3 of water is filtered out in 30 minutes, through filters with a diameter of 16 μm - 0.3-0.8 cm 3 of water in 30 minutes, through filters with a diameter of 40 microns - 0.5-1.2 cm 3 of water in 30 minutes.
Сформированная заявляемым буровым раствором зона кольматации при этом сохраняет проницаемость для нефти (скорость фильтрация нефти после фильтрации бурового раствора 25 см3 за 16-67 сек).Formed by the inventive drilling fluid, the zone of mudding remains permeable to oil (the rate of oil filtration after filtering the
Одновременно с этим раствор характеризуется повышенными смазочными свойствами (коэффициент трения = 0,035-0,1). At the same time, the solution is characterized by increased lubricating properties (friction coefficient = 0.035-0.1).
Представленные данные показывают, что заявляемый буровой раствор может быть эффективно использован для вскрытия продуктивных пластов, так как он обеспечивает сохранение коллекторских свойств углеводородсодержащих пластов и блокаду (гидроизоляцию) водоносных пластов. The data presented show that the inventive drilling fluid can be effectively used for opening productive formations, since it ensures the conservation of the reservoir properties of hydrocarbon-containing formations and blockade (waterproofing) of aquifers.
Указанные технические преимущества заявляемого раствора позволяют:
избежать осложнений при вскрытии неустойчивых и проницаемых отложений, например, при бурении через песчанисто-гравийные водоносные отложения, за счет образования водоизоляционного слоя и предупреждения размыва пород;
повысить качество вскрытия продуктивных пластов за счет сохранения коллекторских свойств углеводородсодержащих отложений вследствие образования изоляционного экрана в приствольной части скважины, препятствующего проникновению воды и сохраняющего проницаемость по углеводородам;
повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности бурового раствора и предупредить осложнения и аварии бурильного инструмента за счет низкого значения коэффициента трения;
повысить устойчивость ствола скважины, представленного глинизированными отложениями, за счет низкой водоотдачи бурового раствора и образования на стенке скважины гидрофобизирующего осадка;
снизить затраты и повысить эффективность освоения скважин за счет сохранения проницаемости кольматационного экрана бурового раствора в пласте по углеводородам;
повысить качество крепления скважин обсадными колоннами за счет повышения степени замещения бурового раствора тампонажным вследствие снижения кавернообразования ствола скважин.These technical advantages of the proposed solution allow:
to avoid complications when opening unstable and permeable sediments, for example, when drilling through sandy-gravel aquifers, due to the formation of a waterproofing layer and prevention of erosion of rocks;
to improve the quality of opening of reservoirs by preserving the reservoir properties of hydrocarbon-containing deposits due to the formation of an insulating screen in the near-stem part of the well, which prevents the penetration of water and retains permeability to hydrocarbons;
to increase the technical and economic performance of the bits due to the high lubricity of the drilling fluid and to prevent complications and accidents of the drilling tool due to the low value of the coefficient of friction;
to increase the stability of the wellbore, represented by clay deposits, due to the low fluid loss of the drilling fluid and the formation of a hydrophobizing sediment on the wall of the well;
reduce costs and increase the efficiency of well development by maintaining the permeability of the mud screen of the mud in the reservoir for hydrocarbons;
to improve the quality of well fastening with casing strings due to an increase in the degree of substitution of the drilling fluid with cement slurry due to a decrease in the cavern formation of the wellbore.
Все указанные преимущества были подтверждены примером применения заявляемого бурового раствора в промысловых условиях. На Осинском месторождении, верхняя часть разреза которого представлена перемежающимися водоносными пластичными глинами и песчано-гравийными отложениями, при бурении с промывкой глинистыми буровыми растворами высокая кавернозность (до K=1,6) приводила к низкому качеству крепления, осложнениям (поглощения, обвалообразования, накопление шлама на забое) при бурении. При проводке скважины через эти отложения с использованием заявляемого бурового раствора отмечено снижение кавернообразования до среднего коэффициента K= 1,05. Поглощений и других осложнений при бурении не отмечалось. Проходка на долото возросла более чем в два раза при увеличении механической скорости бурения в 1,6 раза. Качество крепления, по данным геофизических исследований, возросло в 2,7 раза, при снижении расхода цемента на 9,5 т. All these advantages were confirmed by an example of the use of the inventive drilling fluid in commercial conditions. At the Osinsky field, the upper part of the section of which is represented by alternating aquiferous plastic clays and sand and gravel deposits, when drilling with clay drilling muds, high cavernosity (up to K = 1.6) led to poor fastening quality, complications (absorption, collapse, accumulation of sludge) at the bottom) when drilling. When drilling a well through these deposits using the inventive drilling fluid, a decrease in cavern formation to an average coefficient of K = 1.05 was noted. Absorption and other complications during drilling were not observed. The penetration to the bit more than doubled with an increase in the mechanical drilling speed of 1.6 times. The quality of fastening, according to geophysical research, increased 2.7 times, while reducing cement consumption by 9.5 tons.
Claims (1)
Полиакриламид или полисахарид - 0,2 - 2,0
Указанный продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) - 0,1 - 0,5
Вода - ОстальноеA clay-free drilling fluid containing a polymer, an additive based on synthetic fatty acids and water, characterized in that the polymer contains polyacrylamide or polysaccharide as a polymer, and as an additive based on synthetic fatty acids, a product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids containing not less than 30% solids, not less than 1.7 mEq / l sodium soaps of synthetic fatty acids and not more than 1.0% free alkali, based on dry solids, in the following ratio of ingredient . In wt%:
Polyacrylamide or Polysaccharide - 0.2 - 2.0
The specified product on the basis of saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids (in terms of active basis) - 0.1 - 0.5
Water - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98118994A RU2136716C1 (en) | 1998-10-19 | 1998-10-19 | Clayless drilling fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98118994A RU2136716C1 (en) | 1998-10-19 | 1998-10-19 | Clayless drilling fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2136716C1 true RU2136716C1 (en) | 1999-09-10 |
Family
ID=20211446
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98118994A RU2136716C1 (en) | 1998-10-19 | 1998-10-19 | Clayless drilling fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2136716C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442813C1 (en) * | 2010-07-21 | 2012-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Иркутский государственный университет | Drill fluid modifier |
-
1998
- 1998-10-19 RU RU98118994A patent/RU2136716C1/en active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442813C1 (en) * | 2010-07-21 | 2012-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Иркутский государственный университет | Drill fluid modifier |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103045210B (en) | High-efficiency plugging oil-base drilling fluid and preparation method thereof | |
| EP2528985B1 (en) | Nanofibrillar cellulose for oilfield applications | |
| GB2277759A (en) | Additives for water-based drilling fluid | |
| GB2351098A (en) | Water based wellbore fluids | |
| CN102459502B (en) | Wellbore fluid additives and methods of producing the same | |
| CN109293052A (en) | A kind of water base rejected well drilling liquid breaks colloid system and preparation method thereof | |
| CN105189694B (en) | Additives for oil-based drilling fluids | |
| CN1342189A (en) | Aphron-containing aqueous well drilling and servicing fluids | |
| US2578888A (en) | Emulsion drilling mud | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| Blinov et al. | Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids Based on Xanthan Gum | |
| RU2136716C1 (en) | Clayless drilling fluid | |
| EA020338B1 (en) | Wellbore fluids containing sized clay material and methods of use thereof | |
| RU2315076C1 (en) | Heavy drilling fluid | |
| Taiwo et al. | SURFACTANT AND SURFACTANT-POLYMER FLOODING FOR LIGHT OIL: A GUM ARABIC APPROACH. | |
| RU2710654C1 (en) | Highly inhibited invert drilling agent | |
| CN111690389A (en) | Plugging agent capable of enhancing drilling fluid plugging performance and plugging method and application thereof | |
| RU2483091C1 (en) | Drilling fluid for flushing of long-distance steeply inclined wells under conditions of permafrost and highly colloidal clay rocks, and its application method | |
| RU2235751C1 (en) | Weighted drilling mud | |
| CN104962255A (en) | Preparing process of low-cost formate drilling flushing fluid | |
| CN105038736A (en) | Positive-charged polyglycol anti-collapse drilling fluid | |
| Gallus et al. | Use of Chemicals to Maintain Clear Water for Drilling | |
| RU2704658C2 (en) | Drilling mud for construction of wells in unstable clay and non-cemented soils and method for production thereof | |
| RU2753910C1 (en) | Method for drilling and primary opening of productive layers | |
| CN109251735A (en) | A kind of anti-H2S free clay phase is saturated drilling fluid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20170131 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20170131 Effective date: 20180625 |