RU2328513C2 - Drilling mud for transitions construction under natural and artificial barriers by horizontal directional drilling method - Google Patents
Drilling mud for transitions construction under natural and artificial barriers by horizontal directional drilling method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2328513C2 RU2328513C2 RU2005137762/03A RU2005137762A RU2328513C2 RU 2328513 C2 RU2328513 C2 RU 2328513C2 RU 2005137762/03 A RU2005137762/03 A RU 2005137762/03A RU 2005137762 A RU2005137762 A RU 2005137762A RU 2328513 C2 RU2328513 C2 RU 2328513C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- clay
- under natural
- horizontal directional
- reagent
- transitions
- Prior art date
Links
Landscapes
- Medicines Containing Material From Animals Or Micro-Organisms (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к строительству переходов под естественными и искусственными преградами методом горизонтально направленного бурения, которое представляет собой бестраншейную прокладку трубопроводов на значительной глубине от пересекаемых препятствий, а именно к составу раствора, используемого при строительстве таких переходов.The invention relates to the construction of crossings under natural and artificial barriers by the method of horizontal directional drilling, which is a trenchless laying of pipelines at a considerable depth from intersected obstacles, and in particular to the composition of the solution used in the construction of such crossings.
Известны полимерные недиспергирющие растворы, содержащие различные смазочные и ингибирующие добавки (1). (Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984 г., с.39-54).Known polymer non-dispersive solutions containing various lubricating and inhibitory additives (1). (Bulatov A.I., Penkov A.I., Proselkov Yu.M. Handbook for flushing wells. M: Nedra, 1984, p. 39-54).
Недостатком известных составов является то, что они не позволяют достичь требуемых параметров для данных условий бурения, а именно не обладают достаточными ингибирующими и смазывающими свойствами.A disadvantage of the known compositions is that they do not allow to achieve the required parameters for these drilling conditions, namely they do not have sufficient inhibitory and lubricating properties.
Наиболее близким к заявляемому является буровой раствор, содержащий глину, воду, понизитель фильтрации, смазочную добавку, в качестве которой используется хлопковый фосфатидный концентрат.(2) (А.с. SU №1640141, кл, С09К 7/02, 1991 г.).Closest to the claimed is a drilling fluid containing clay, water, a filter reducing agent, a lubricant additive, which is used cotton phosphatide concentrate. (2) (A.S. SU No. 1640141, cl, C09K 7/02, 1991) .
Недостатками известного бурового раствора являются низкие смазочные и ингибирующие свойства и низкая способность удерживать во взвешенном состоянии и выносить породу на поверхность при бурении переходов.The disadvantages of the known drilling fluid are low lubricating and inhibitory properties and low ability to hold in suspension and carry the rock to the surface when drilling transitions.
Задачей настоящего изобретения является повышение смазочных и ингибирующих свойств бурового раствора при одновременном повышении его способности удерживать во взвешенном состоянии выбуренную породу и выносить ее на поверхность при строительстве переходов.The objective of the present invention is to increase the lubricating and inhibitory properties of the drilling fluid while increasing its ability to hold suspended rock and carry it to the surface during the construction of crossings.
Сущность настоящего изобретения заключается в том, что известный буровой раствор для строительства переходов под естественными и искусственными преградами методом горизонтально направленного бурения, включая глину, понизитель фильтрации, модифицирующую добавку и воду, согласно изобретению, в качестве модифицирующей добавки содержит реагент ФК-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:The essence of the present invention lies in the fact that the known drilling fluid for the construction of crossings under natural and artificial barriers by the method of horizontal directional drilling, including clay, a filter reducing agent, a modifying additive and water, according to the invention, contains a reagent FC-1 as a modifying additive in the following ratio components, wt.%:
Техническим результатом данного изобретения является состав раствора, позволяющий получить стабильный буровой раствор с высокими удерживающими и транспортирующими свойствами, способствующими эффективной очистке ствола скважины от выбуренной породы, а также смазочные и ингибирующие свойства, позволяющие получить устойчивые стенки перехода, обеспечивающие в дальнейшем беспрепятственную протяжку дюкеров.The technical result of this invention is the composition of the solution, which allows to obtain a stable drilling fluid with high holding and conveying properties, contributing to the effective cleaning of the wellbore from cuttings, as well as lubricating and inhibitory properties, which allow to obtain stable transition walls, providing further unhindered pulling of siphons.
В качестве понизителя фильтрации используется КМЦ-600, КМЦ-700 или полимерные реагенты акрилового ряда.As a filtration reducer, KMTs-600, KMTs-700 or polymer reagents of an acrylic series are used.
В качестве модифицирующей добавки используется реагент ФК-1. Реагент является ингибирующей смазочной добавкой, состав и свойства которой описаны в статье «Опыт применения экологически безопасной смазочной добавки ФК-1 в буровых растворах при бурении нефтяных и газовых скважин на Кубани» (3) (журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», №10, 1998 г., с.10-14).The reagent FC-1 is used as a modifying additive. The reagent is an inhibitory lubricant additive, the composition and properties of which are described in the article “Experience with the use of the environmentally friendly lubricant additive FC-1 in drilling fluids when drilling oil and gas wells in the Kuban” (3) (magazine “Construction of oil and gas wells on land and on Sea ”, No. 10, 1998, pp. 10-14).
Применение в качестве модифицирующей добавки реагента ФК-1 в количестве 3,1-5,0 мас.% позволяет получить высокоингибированный раствор с антиприхватными свойствами, препятствующий проявлениям обвалообразований неустойчивых пород стенок скважины, кольматирующий в ней поры и трещины и создающий на стенках перехода тонкую, малопроницаемую корку.The use of a reagent FK-1 as a modifying additive in an amount of 3.1-5.0 wt.% Allows to obtain a highly inhibited solution with anti-seizing properties, preventing the manifestation of collapse of unstable rocks of the well walls, clogging pores and cracks in it, and creating a thin on the transition walls, low permeability crust.
Соотношение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига систем заявленного состава указывает на удерживающую и выносящую способности раствора, которые позволяют эффективно очищать забой и ствол скважины от выбуренной породы и удерживать шлам во взвешенном состоянии после прекращения промывки.The ratio of plastic viscosity and dynamic shear stress of the systems of the claimed composition indicates the holding and carrying capacity of the solution, which allows you to effectively clean the bottom and the borehole from the cuttings and keep the slurry in suspension after the washing is stopped.
Это достигается особым строением молекул, входящих в состав реагента ФК-1: наличием «гидрофильной головы», образованной полярными остатками фосфорной кислоты, азотистого основания или спирта, и «гидрофобного хвоста», образованного алифатическими цепями остатков жирных кислот. При этом важным для решения поставленной цели является количественное содержание (не более 20%) насыщенных стеариновой, пальмитиновой и других кислот, входящих в структуру фосфаридного концентрата и масел. Влияние реагента ФК-1 на свойства раствора обусловлено своеобразной ориентацией его молекул, полярные группы связаны с поверхностью трения, а неполярная часть направлена наружу, образуя своеобразный «молекулярный ворс». Последний достаточно прочен и гибок, чтобы воспринимать нагрузку и обеспечивать движение трущихся поверхностей по слою адсорбированных молекул.This is achieved by the special structure of the molecules that make up the FC-1 reagent: the presence of a "hydrophilic head" formed by polar residues of phosphoric acid, a nitrogenous base or alcohol, and a "hydrophobic tail" formed by aliphatic chains of fatty acid residues. At the same time, the quantitative content (not more than 20%) of saturated stearic, palmitic and other acids that are part of the structure of phospharide concentrate and oils is important to achieve this goal. The influence of the FC-1 reagent on the properties of the solution is due to the peculiar orientation of its molecules, the polar groups are connected to the friction surface, and the non-polar part is directed outward, forming a kind of “molecular pile”. The latter is strong enough and flexible enough to absorb the load and ensure the movement of friction surfaces along the layer of adsorbed molecules.
Буровой раствор получают механическим смешиванием компонентов в заявляемых пределах содержания. Подробнее описание приготовления растворов приведено далее по тексту в примерах 1-9. После получения однородного раствора определяют его свойства.Drilling fluid is obtained by mechanical mixing of the components within the claimed limits of the content. A more detailed description of the preparation of solutions is given later in the examples 1-9. After obtaining a homogeneous solution, its properties are determined.
Технологические свойства растворов определяют по стандартным методикам на стандартных приборах. Ингибирующую способность оценивают показателем увлажняющей способности (По, %/час) специально приготовленных глинистых образцов. Смазочную (антиприхватную) способность определяют в паре «фильтрационная корка-металл» на усовершенствованном приборе СНС-2 по коэффициенту сдвига корки (КСК). Реологические свойства буровых растворов оценивают на ротационном вискозиметре ВСН-3 (СНС 1/10, ∂Па; ηПЛ; мПа·с; τ0, ∂Па).The technological properties of the solutions are determined by standard methods on standard instruments. The inhibitory ability is evaluated by the moisturizing ability index (Po,% / hour) of specially prepared clay samples. Lubricating (anti-seizing) ability is determined in a pair of "filter cake-metal" on an advanced device SNS-2 by the shear coefficient of the cake (KSK). The rheological properties of drilling fluids are evaluated on a VSN-3 rotational viscometer (SNA 1/10, ∂Pa; η PL ; MPa · s; τ 0 , ∂Pa).
Состав, общетехнологические, фильтрационные, ингибирующие, смазочные свойства растворов приведены в прелагаемой таблице. Составы растворов приведены в прилагаемой таблице. Состав растворов приведен в мас.%, что соответствует количеству реагентов в граммах, необходимых для приготовления 100 г раствора.The composition, general technological, filtration, inhibitory, lubricating properties of solutions are given in the proposed table. The compositions of the solutions are given in the attached table. The composition of the solutions is given in wt.%, Which corresponds to the number of reagents in grams required to prepare 100 g of solution.
Пример 1. Из 89,9 г воды (89,9%) и 7 г глины (7%) (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при переметывании в течение 1 часа готовят глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в количестве 0,1 г (0,1%), перемешивают 30 мин, затем вводят 3 г (3%) хлопкового фосфатидного концентрата (ХФК) и перемешивают 15 мин. После чего замеряют все параметры полученной суспензии. Результаты полученных параметров приведены в таблице.Example 1. From 89.9 g of water (89.9%) and 7 g of clay (7%) (bentopowder per dry product), a clay slurry is prepared for 1 hour when rewound. Filtration reducer, for example, carboxymethyl cellulose (CMC), is added in an amount of 0.1 g (0.1%), stirred for 30 minutes, then 3 g (3%) of cotton phosphatide concentrate (CFC) is added and mixed for 15 minutes. Then measure all the parameters of the resulting suspension. The results of the obtained parameters are shown in the table.
Пример 2. Из 89,9 г (89,9%) воды и 7 г (7%) глины (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании готовят в течение 1 часа глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в количестве 0,1 г (0,1%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 3,0 г (3,0%) хлопкового фосфатидного концентрата (ХФК) и перемешивают 15 мин. После получения однородной суспензии в раствор добавляют 10 г (10%) шлама, в качестве которого используют высушенную выбуренную породу, перемешивают 1 час. Замеряют параметры полученной ступени. Результаты полученных параметров приведены в таблице.Example 2. From 89.9 g (89.9%) of water and 7 g (7%) of clay (bentopowder per dry product), a clay suspension is prepared for 1 hour with stirring. Filtration reducer, for example carboxymethyl cellulose (CMC), is added in an amount of 0.1 g (0.1%), stirred for 30 minutes. Then 3.0 g (3.0%) of cotton phosphatide concentrate (CPA) is added and mixed for 15 minutes. After obtaining a homogeneous suspension, 10 g (10%) of sludge is added to the solution, which is used as a dried cuttings, stirred for 1 hour. Measure the parameters of the obtained stage. The results of the obtained parameters are shown in the table.
Пример 3. Из 94,2 г (94,2%) воды и 2,9 г (2,9%) глины (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании готовят в течение 1 часа глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в количестве 0,4 г (0,4%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 2,5 г (2,5%) реагента ФК-1 и перемешивают 15 мин. После получения однородной суспензии замеряют ее параметры. Результаты полученных параметров приведены в таблице.Example 3. From 94.2 g (94.2%) of water and 2.9 g (2.9%) of clay (bentopowder per dry product), a clay suspension is prepared for 1 hour with stirring. Filtration reducer, for example carboxymethyl cellulose (CMC), is added in an amount of 0.4 g (0.4%), stirred for 30 minutes. Then 2.5 g (2.5%) of FC-1 reagent are introduced and mixed for 15 minutes. After obtaining a homogeneous suspension, its parameters are measured. The results of the obtained parameters are shown in the table.
Пример 4. Из 94,2 г (94,2%) воды и 2,9 г глины (2,9%) (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании готовят в течение 1 часа глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в количестве 0,4 г (0,4%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 2,5 г (2,5%) реагента ФК-1 и перемешивают 15 мин. После получения однородной суспензии в раствор добавляют 10 г (10%) шлама, в качестве которого используют высушенную выбуренную породу, перемешивают 1 час. Замеряют параметры полученной ступени. Результаты полученных параметров приведены в таблице.Example 4. From 94.2 g (94.2%) of water and 2.9 g of clay (2.9%) (bentopowder per dry product), a clay suspension is prepared for 1 hour with stirring. Filtration reducer, for example carboxymethyl cellulose (CMC), is added in an amount of 0.4 g (0.4%), stirred for 30 minutes. Then 2.5 g (2.5%) of FC-1 reagent are introduced and mixed for 15 minutes. After obtaining a homogeneous suspension, 10 g (10%) of sludge is added to the solution, which is used as a dried cuttings, stirred for 1 hour. Measure the parameters of the obtained stage. The results of the obtained parameters are shown in the table.
Пример 5. Из 93,6 г (93,6%) воды и 2,9 г глины (2,9) (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании готовят в течение 1 часа глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в количестве 0,4 г (0,4%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 3,1 г (3,1%) реагента ФК-1 и перемешивают 15 мин. После получения однородной суспензии в раствор добавляют 10 г (10%) шлама, в качестве которого используют высушенную выбуренную породу, перемешивают 1 час. Замеряют параметры полученной ступени. Результаты полученных параметров приведены в таблице.Example 5. From 93.6 g (93.6%) of water and 2.9 g of clay (2.9) (bentopowder per dry product), a clay suspension is prepared for 1 hour with stirring. Filtration reducer, for example carboxymethyl cellulose (CMC), is added in an amount of 0.4 g (0.4%), stirred for 30 minutes. Then, 3.1 g (3.1%) of FC-1 reagent is introduced and mixed for 15 minutes. After obtaining a homogeneous suspension, 10 g (10%) of sludge is added to the solution, which is used as a dried cuttings, stirred for 1 hour. Measure the parameters of the obtained stage. The results of the obtained parameters are shown in the table.
Пример 6. Из 94,7 г (94,7%) воды и 1,0 г глины (1,0%) (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании готовят в течение 1 часа глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в количестве 0,3 г (0,3%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 4,0 г (4,0%) реагента ФК-1 и перемешивают 15 мин. После получения однородной суспензии в раствор добавляют 10 г (10%) шлама, в качестве которого используют высушенную выбуренную породу, перемешивают 1 час. Замеряют параметры полученной ступени. Результаты полученных параметров приведены в таблице.Example 6. From 94.7 g (94.7%) of water and 1.0 g of clay (1.0%) (bentopowder per dry product), a clay suspension is prepared for 1 hour with stirring. Filtration reducer, for example carboxymethyl cellulose (CMC), is added in an amount of 0.3 g (0.3%), stirred for 30 minutes. Then, 4.0 g (4.0%) of FC-1 reagent are introduced and mixed for 15 minutes. After obtaining a homogeneous suspension, 10 g (10%) of sludge is added to the solution, which is used as a dried cuttings, stirred for 1 hour. Measure the parameters of the obtained stage. The results of the obtained parameters are shown in the table.
Пример 7. Из 94,3 г (94,3%) воды и 2,0 г глины (2,0%) (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании готовят в течение 1 часа глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в количестве 0,2 г (0,2%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 3,5 г (3,5%) реагента ФК-1 и перемешивают 15 мин. После получения однородной суспензии в раствор добавляют 15 г (15%) шлама, в качестве которого используют высушенную выбуренную породу, перемешивают 1 час. Замеряют параметры полученной ступени. Результаты полученных параметров приведены в таблице.Example 7. From 94.3 g (94.3%) of water and 2.0 g of clay (2.0%) (bentopowder per dry product), a clay suspension is prepared for 1 hour with stirring. Filtration reducer, for example carboxymethyl cellulose (CMC), is added in an amount of 0.2 g (0.2%), stirred for 30 minutes. Then, 3.5 g (3.5%) of FC-1 reagent is introduced and mixed for 15 minutes. After obtaining a homogeneous suspension, 15 g (15%) of sludge is added to the solution, which is used as dried cuttings, stirred for 1 hour. Measure the parameters of the obtained stage. The results of the obtained parameters are shown in the table.
Пример 8. Из 92,8 г (92,8%) воды и 2,0 г глины (2,0%) (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании готовят в течение 1 часа глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в количестве 0,2 г (0,2%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 5,0 г (5,0%) реагента ФК-1 и перемешивают 15 мин. После получения однородной суспензии в раствор добавляют 15 г (15%) шлама, в качестве которого используют высушенную выбуренную породу, перемешивают 1 час. Замеряют параметры полученной ступени. Результаты полученных параметров приведены в таблице.Example 8. From 92.8 g (92.8%) of water and 2.0 g of clay (2.0%) (bentopowder per dry product), a clay suspension is prepared for 1 hour with stirring. Filtration reducer, for example carboxymethyl cellulose (CMC), is added in an amount of 0.2 g (0.2%), stirred for 30 minutes. Then, 5.0 g (5.0%) of FC-1 reagent are introduced and mixed for 15 minutes. After obtaining a homogeneous suspension, 15 g (15%) of sludge is added to the solution, which is used as dried cuttings, stirred for 1 hour. Measure the parameters of the obtained stage. The results of the obtained parameters are shown in the table.
Пример 9. Из 91,8 г (91,8%) воды и 2,0 г глины (2,0%) (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании готовят в течение 1 часа глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлозу (1СМЦ), в количестве 0,2 г (0,2%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 6,0 г (6,0%) реагента ФК-1 и перемешивают 15 мин. После получения однородной суспензии в раствор добавляют 15 г (15%) шлама, в качестве которого используют высушенную выбуренную породу, перемешивают 1 час. Замеряют параметры полученной ступени. Результаты полученных параметров приведены в таблице.Example 9. From 91.8 g (91.8%) of water and 2.0 g of clay (2.0%) (bentopowder per dry product), a clay suspension is prepared for 1 hour with stirring. Filtration reducer, for example, carboxymethyl cellulose (1CMC), is added in an amount of 0.2 g (0.2%), stirred for 30 minutes. Then 6.0 g (6.0%) of FC-1 reagent are introduced and mixed for 15 minutes. After obtaining a homogeneous suspension, 15 g (15%) of sludge is added to the solution, which is used as dried cuttings, stirred for 1 hour. Measure the parameters of the obtained stage. The results of the obtained parameters are shown in the table.
Шлам добавляется к буровым растворам для испытаний сверх 100 мас.%, чтобы оценить их способность удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии и выносить ее на поверхность, то есть оценить обеспечение достижения указанной цели.Sludge is added to drilling fluids for testing in excess of 100 wt.% In order to assess their ability to hold drill cuttings in suspension and to bring it to the surface, that is, to evaluate the achievement of this goal.
Как видно из данных, приведенных в таблице, растворы предлагаемого состава (примеры 4-7) имеют лучшие смазочные, ингибирующие, реологические свойства, отличаются стабильностью по сравнению с известными буровыми растворами (примеры 1,2). Содержание в растворе реагента ФК-1 менее 3,1% не дает эффекта в улучшении параметров (пример 3), а содержание реагента ФК-1 более 5,0% является нецелесообразным, т.к. при такой концентрации наблюдается резкое повышение показателя условной вязкости, что резко снижает подвижность глинистой системы.As can be seen from the data given in the table, the solutions of the proposed composition (examples 4-7) have the best lubricating, inhibiting, rheological properties, are stable compared to known drilling fluids (examples 1,2). The content in the solution of the reagent FC-1 less than 3.1% does not have an effect in improving the parameters (example 3), and the content of the reagent FC-1 more than 5.0% is impractical, because at this concentration, a sharp increase in the conditional viscosity index is observed, which sharply reduces the mobility of the clay system.
Таким образом, данные, приведенные в таблице, свидетельствуют о новом влиянии реагента ФК-1 в заявляемых концентрациях на параметры глинистого раствора, что позволяет получить системы с улучшенными ингибирующими, смазочными свойствами, а реологические параметры способствуют повышению удерживающей и выносящей способностей системы. Заявляемая система отличается при этом стабильностью во времени.Thus, the data presented in the table indicate a new effect of the FC-1 reagent in the claimed concentrations on the parameters of the clay solution, which allows to obtain systems with improved inhibitory, lubricating properties, and rheological parameters contribute to an increase in the retention and carrying capacity of the system. The inventive system is characterized by stability over time.
Система обладает малокомпонентным составом, поэтому отличается мобильностью управления ее свойствами. Это позволяет использовать систему при строительстве переходов под естественными и искусственными преградами методом горизонтально направленного бурения в различных геологических условиях.The system has a small component composition; therefore, it is characterized by the mobility of controlling its properties. This allows the system to be used in the construction of crossings under natural and artificial barriers by the method of horizontal directional drilling in various geological conditions.
∂Паτ about
∂Pa
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005137762/03A RU2328513C2 (en) | 2005-12-05 | 2005-12-05 | Drilling mud for transitions construction under natural and artificial barriers by horizontal directional drilling method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005137762/03A RU2328513C2 (en) | 2005-12-05 | 2005-12-05 | Drilling mud for transitions construction under natural and artificial barriers by horizontal directional drilling method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005137762A RU2005137762A (en) | 2007-06-10 |
| RU2328513C2 true RU2328513C2 (en) | 2008-07-10 |
Family
ID=38312253
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005137762/03A RU2328513C2 (en) | 2005-12-05 | 2005-12-05 | Drilling mud for transitions construction under natural and artificial barriers by horizontal directional drilling method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2328513C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704658C2 (en) * | 2017-10-11 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Drilling mud for construction of wells in unstable clay and non-cemented soils and method for production thereof |
-
2005
- 2005-12-05 RU RU2005137762/03A patent/RU2328513C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704658C2 (en) * | 2017-10-11 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Drilling mud for construction of wells in unstable clay and non-cemented soils and method for production thereof |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005137762A (en) | 2007-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10538692B2 (en) | Development of anti-bit balling fluids | |
| US10889743B2 (en) | Method for making a drilling composition and treating a subterranean formation | |
| US10494565B2 (en) | Well service fluid composition and method of using microemulsions as flowback aids | |
| NO303129B1 (en) | Procedure for drilling a well and wellbore fluid | |
| RU2289603C1 (en) | Biopolymer drilling fluid | |
| RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
| EA020211B1 (en) | Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use | |
| EA034578B1 (en) | Method of dispersing bituminous sand | |
| ES2460870T3 (en) | Friction modifier for drilling fluids | |
| CN107629767A (en) | A kind of drilling well lubricates seizureproof agent and its preparation method and application with oil base | |
| RU2277114C2 (en) | Water-based drilling fluid for boring or treating hole passing through porous and permeable formation | |
| RU2328513C2 (en) | Drilling mud for transitions construction under natural and artificial barriers by horizontal directional drilling method | |
| CN104610944A (en) | Oil-in-water drilling fluid with vegetable oil as internal phase and preparation method of oil-in-water drilling fluid | |
| RU2440397C1 (en) | Clay-free drilling fluid for completion of formations of controlled directional and horizontal wells in conditions of abnormally high formation pressures | |
| RU2648379C1 (en) | Polysalt biopolymer mud flush poly-s | |
| RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
| RU2483094C2 (en) | Sand-carrying fluid for hydraulic fracturing of formation | |
| US20170114265A1 (en) | Water-based drilling fluid for reducing bitumen accretion | |
| RU2263701C2 (en) | Hydrocarbon-based drilling fluid | |
| RU2586162C2 (en) | Clay-free inhibiting drilling mud | |
| RU2168531C1 (en) | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations | |
| RU2683448C1 (en) | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure | |
| RU2505577C1 (en) | Method for make-up of reversive-inverted drilling fluid by phase inversion | |
| RU2274651C1 (en) | Polymer-clay fluid for drilling well in permafrost rock | |
| RU2327726C2 (en) | Thin clay drilling mud |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081206 |