RU2385892C1 - Stabilisation method of salt-saturated drilling mud - Google Patents

Stabilisation method of salt-saturated drilling mud Download PDF

Info

Publication number
RU2385892C1
RU2385892C1 RU2008142172/03A RU2008142172A RU2385892C1 RU 2385892 C1 RU2385892 C1 RU 2385892C1 RU 2008142172/03 A RU2008142172/03 A RU 2008142172/03A RU 2008142172 A RU2008142172 A RU 2008142172A RU 2385892 C1 RU2385892 C1 RU 2385892C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
solution
dextrin
salt
phyto
saturated
Prior art date
Application number
RU2008142172/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Любовь Козьминична Бруй (BY)
Любовь Козьминична Бруй
Татьяна Максимовна Толкачева (BY)
Татьяна Максимовна Толкачева
Александр Иванович Призенцов (BY)
Александр Иванович Призенцов
Любовь Ивановна Терещук (BY)
Любовь Ивановна Терещук
Инна Владимировна Добродеева (BY)
Инна Владимировна Добродеева
Константин Григорьевич Паскару (BY)
Константин Григорьевич Паскару
Original Assignee
Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть"
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 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" filed Critical Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть"
Priority to RU2008142172/03A priority Critical patent/RU2385892C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2385892C1 publication Critical patent/RU2385892C1/en

Links

Landscapes

  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)

Abstract

FIELD: oil-and-gas production.
SUBSTANCE: in stabilisation method of salt-saturated drilling mud including treatment of mentioned mud by modified starch in the capacity of modified starch it is used dextrin and Phyto-PK, at following ratio of ingredients, wt % to object of drilling mud: dextrine 1.7-2.0; Phyto-PK 1.3-1.5.
EFFECT: conditioning of salt-saturated drilling mud ensured by reduction of foaming ability and increasing of stability in time.
1 tbl, 2 ex

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам для бурения нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to drilling fluids for drilling oil and gas wells.

Известно, что одним из способов стабилизации соленасыщенного бурового раствора является его совместная обработка полимерными реагентами, одним из которых является модифицированный крахмал (МК), а в качестве второго полимерного реагента могут быть использованы карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), реагент К-4, сульфит-спиртовая барда (ССБ) или конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) [1, 2].It is known that one of the methods for stabilizing a saline-saturated drilling fluid is its joint treatment with polymer reagents, one of which is modified starch (MK), and carboxymethyl cellulose (CMC), hydrolyzed polyacrylonitrile (hypane), and K- reagent can be used as the second polymer reagent. 4, sulfite-alcohol stillage (PRS) or condensed sulfite-alcohol distillery stillage (KSSB) [1, 2].

Стабильность бурового раствора оценивается изменением значения показателя фильтрации во времени. Увеличение значения фильтрации через определенное время означает снижение стабильности бурового раствора.The stability of the drilling fluid is estimated by changing the value of the filtration rate over time. An increase in the filtration value after a certain time means a decrease in the stability of the drilling fluid.

Наиболее близким к предлагаемому решению является способ совместной обработки бурового раствора полимерными реагентами: модифицированным крахмалом и сульфит-спиртовой бардой (ССБ) [1]. Недостатками этого способа по сравнению с предлагаемым решением являются повышенная пенообразующая способность, характеризующаяся значением коэффициента вспенивания, и невысокая стабильность бурового раствора во времени.Closest to the proposed solution is a method of joint processing of a drilling fluid with polymer reagents: modified starch and sulfite-alcohol bard (SSB) [1]. The disadvantages of this method compared with the proposed solution are the increased foaming ability, characterized by the value of the coefficient of foaming, and the low stability of the drilling fluid over time.

Задачей изобретения является улучшение качества соленасыщенных буровых растворов за счет снижения пенообразующей способности и повышения стабильности во времени.The objective of the invention is to improve the quality of salt-saturated drilling fluids by reducing foaming ability and increasing stability over time.

Поставленная задача достигается тем, что в способе стабилизации соленасыщенного бурового раствора, включающем обработку указанного раствора модифицированным крахмалом, согласно изобретению, в качестве модифицированного крахмала используют декстрин и Фито-РК, при следующем соотношении ингредиентов, мас.% к объему бурового раствора:The problem is achieved in that in the method of stabilizing a saline-saturated drilling fluid, comprising treating said solution with modified starch, according to the invention, dextrin and Fito-RK are used as modified starch, with the following ratio of ingredients, wt.% To the volume of drilling mud:

декстринdextrin 1,7 - 2,01.7 - 2.0 Фито-РКFito-RK 1,3-1,51.3-1.5

Декстрин представляет собой углевод (С12Н20О10), получаемый из крахмала путем нагревания до 210°, действием слабых кислот или ферментом диастаза.Dextrin is a carbohydrate (C 12 H 20 O 10 ) obtained from starch by heating to 210 °, the action of weak acids or the enzyme diastasis.

Фито-РК - крахмальный реагент, предназначенный для бурения нефтяных и газовых скважин, представляет собой модифицированный крахмал: порошок белого цвета с массовой долей влаги 4,0% и растворимостью 99,8%. Выпускается ООО «НПК «Спецбуртехнология» согласно ТУ 10 РФ 1039-92 (г.Москва).Phyto-RK is a starch reagent designed for drilling oil and gas wells, is a modified starch: white powder with a mass fraction of moisture of 4.0% and a solubility of 99.8%. It is produced by SPK Spetsburtehnologiya LLC in accordance with TU 10 of the Russian Federation 1039-92 (Moscow).

Гранула крахмала состоит из разветвленных полисахаридных молекул амилопектина и линейных молекул амилозы. Деструкция крахмального реагента и потеря способности снижать фильтрацию бурового раствора происходит из-за ретроградации, вызванной ассоциацией молекул амилозы. Для повышения стабилизирующей способности Фито-РК необходимо было подобрать реагент с меньшей молекулярной массой, способный создать сферические препятствия для сближения линейных молекул амилозы.The starch granule consists of branched polysaccharide amylopectin molecules and linear amylose molecules. The degradation of starch reagent and the loss of ability to reduce mud filtration occurs due to retrograde caused by the association of amylose molecules. To increase the stabilizing ability of Phyto-RK, it was necessary to select a reagent with a lower molecular weight, capable of creating spherical obstacles for the convergence of linear amylose molecules.

Важным отличием декстрина от Фито-РК является его лучшая растворимость в воде, на чем основано его действие как связующего звена. Кроме того, декстрин обладает эмульгирующей способностью.An important difference between Dextrin and Phyto-RK is its best solubility in water, on which its action as a link is based. In addition, dextrin has an emulsifying ability.

Лабораторные исследования проводились на соленасыщенном палыгорскитовом глинистом растворе 8%-ой концентрации. Реагенты вводились в раствор в товарном виде.Laboratory studies were carried out on a saline palygorskite clay solution of 8% concentration. Reagents were introduced into the solution in marketable form.

Приводим примеры осуществления способа стабилизации соленасыщенного бурового раствора в лабораторных условиях.We give examples of the implementation of the method of stabilization of saline drilling fluid in the laboratory.

Пример 1.Example 1

Для приготовления глинистого раствора в стакан наливают 920 см3 воды питьевой и насыпают (80±0,5) г глинопорошка. Содержимое перемешивают миксером или мешалкой с числом оборотов не менее 3000 в минуту в течение 20-30 мин.To prepare the clay solution, 920 cm 3 of drinking water is poured into a glass and pour (80 ± 0.5) g of clay powder. The contents are mixed with a mixer or mixer with a speed of at least 3000 per minute for 20-30 minutes.

Раствор глинопорошка в воде оставляют для набухания на 24 часа, затем перемешивают миксером или мешалкой с числом оборотов не менее 3000 в минуту в течение 20 минут. Таким образом получают пресный глинистый раствор.A solution of clay powder in water is left to swell for 24 hours, then stirred with a mixer or stirrer with a speed of at least 3000 per minute for 20 minutes. Thus, a fresh clay solution is obtained.

Для получения соленасыщенного глинистого раствора в пресный раствор вводят (300±1) г соли поваренной пищевой и продолжают перемешивание в течение 30-40 мин до полного ее растворения.To obtain a salt-saturated clay solution, (300 ± 1) g of edible salt is introduced into the fresh solution and stirring is continued for 30-40 minutes until it is completely dissolved.

Так как после засолонения вязкость раствора возрастает, его необходимо разбавить рассолом до условной вязкости 25-30 с.Since the viscosity of the solution increases after salinization, it must be diluted with brine to a nominal viscosity of 25-30 s.

Для стабилизации приготовленного раствора проводится обработка реагентами-стабилизаторами. К 500 мл соленасыщенного глинистого раствора при постоянном перемешивании постепенно вводятся 8,5 г (1,7 мас.% к объему раствора) декстрина и 6,5 г (1,3 мас.% к объему раствора) Фито-РК. Раствор перемешивается в течение 30-40 минут.To stabilize the prepared solution, treatment with stabilizing reagents is carried out. With 500 ml of a saturated clay solution, 8.5 g (1.7 wt.% By volume of the solution) of dextrin and 6.5 g (1.3 wt.% By volume of the solution) Phyto-RK are gradually introduced with constant stirring. The solution is mixed for 30-40 minutes.

Пример 2.Example 2

Соленасыщенный глинистый раствор готовится как в примере 1.Salt-saturated clay solution is prepared as in example 1.

К 500 мл приготовленного раствора при постоянном перемешивании постепенно вводятся 10 г (2 мас.% к объему раствора) декстрина и 7,5 г (1,5 мас.% к объему раствора) Фито-РК. Раствор перемешивается в течение 30-40 минут.To 500 ml of the prepared solution, with constant stirring, 10 g (2 wt.% By volume of the solution) of dextrin and 7.5 g (1.5 wt.% By volume of the solution) Phyto-RK are gradually introduced. The solution is mixed for 30-40 minutes.

В таблице даны параметры соленасыщенных буровых растворов, обработанных полимерными реагентами.The table shows the parameters of salt-saturated drilling fluids treated with polymer reagents.

№ опытаExperience number Состав раствораSolution composition Основные параметрыMain settings Плотность, ρ, г/см3 Density, ρ, g / cm 3 Вязкость, Т, сViscosity, T, s Фильтрация, Ф, см3/30 минFiltration, F, cm3 / 30 min Фильтрация, Ф, см3/30 мин, (t+80°С, 2 часа)Filtration, F, cm 3/30 min, (t + 80 ° C, 2 hours) Фильтрация, Ф, см3/30 мин, через 2 дняFiltration, F, cm 3/30 min, 2 days Фильтрация, Ф, см3/30 мин, через 10 днейFiltration, F, cm 3/30 min, 10 days СНС мгс/см2 SNA mgs / cm 2 Квсп.Kvsp. 1one 22 33 4four 55 66 77 88 99 1010 1one 8%-ый соленасыщенный полыгорскитовый глинистый раствор8% salted polygorskite clay solution 1,241.24 2525 8484 ~~ -- -- 12/1712/17 -- 22 Раствор №1+5 мас.% ССБ+1,5 мас.% МК (прототип)Solution No. 1 + 5 wt.% PRS + 1.5 wt.% MK (prototype) 1,241.24 5757 66 15fifteen 1010 2222 17/2817/28 1,601,60 33 Раствор №1+2 мас.% декстринаSolution No. 1 + 2 wt.% Dextrin 1,241.24 2525 7070 -- -- -- 12/1912/19 -- 4four Раствор №1+1,5 мас.% Фито-РКSolution No. 1 + 1.5 wt.% Phyto-RK 1,241.24 110110 66 -- 1717 -- 35/4335/43 -- 55 Раствор №1+1,5 мас.% декстрина+1,1 мас.% Фито-РКSolution No. 1 + 1.5 wt.% Dextrin + 1.1 wt.% Phyto-RK 1,241.24 8080 8,68.6 -- 99 15fifteen 27/3827/38 1,351.35 66 Раствор №1+1,7 мас.% декстрина+1,3 мас.% Фито-РК (предлагаемый вариант)Solution No. 1 + 1.7 wt.% Dextrin + 1.3 wt.% Phyto-RK (proposed option) 1,241.24 5555 55 6,56.5 5,55.5 66 25/3425/34 1,401.40

Продолжение таблицыTable continuation

1one 22 33 4four 55 66 77 88 99 1010 77 Раствор №1+2 мас.% декстрина+1,5 мас.%
Фито-РК (предлагаемый вариант)
Solution No. 1 + 2 wt.% Dextrin + 1.5 wt.%
Fito-RK (proposed option)
1,241.24 6060 55 66 55 5,55.5 12/2012/20 1,401.40
88 Раствор №1+2,5 мас.% декстрина+1,9 мас.% Фито-РКSolution No. 1 + 2.5 wt.% Dextrin + 1.9 wt.% Phyto-RK 1,241.24 9898 3,23.2 -- 3,23.2 3,53,5 30/3930/39 1,451.45

В опытах №3 и 4 приведены значения параметров растворов, обработанных одним из реагентов. Как видно, обработка глинистого раствора одним декстрином не ведет к снижению фильтрации бурового раствора. А применение одного Фито-РК не обеспечивает стабилизацию фильтрации раствора во времени.In experiments No. 3 and 4, the values of the parameters of the solutions treated with one of the reagents are given. As you can see, the processing of clay mud with one dextrin does not lead to a decrease in mud filtration. And the use of Phyto-RK alone does not stabilize the filtration of the solution over time.

Как видно из таблицы, при совместной обработке соленасыщенного глинистого раствора декстрином и Фито-РК значения фильтрации находятся на одном уровне (опыты №6, 7). Это дает возможность предположить, что декстрин «защищает» Фито-РК от деструкции (т.е. поддерживает его способность снижать фильтрацию соленасыщенного бурового раствора во времени), за счет чего фильтрация не повышается в течение 10 дней. В противоположность этому при совместной обработке соленасыщенного бурового раствора модифицированным крахмалом и ССБ через 10 дней наблюдается повышение фильтрации раствора до 22 см3 за 30 мин (опыт 2).As can be seen from the table, during the joint processing of a saline clay solution with dextrin and Fito-RK, the filtration values are at the same level (experiments No. 6, 7). This suggests that dextrin “protects” Phyto-RK from degradation (ie, supports its ability to reduce the filtration of saline saturated mud over time), due to which the filtration does not increase for 10 days. In contrast, when the salt-saturated drilling fluid is treated together with modified starch and CSP, after 10 days, the filtration of the solution increases to 22 cm 3 in 30 minutes (experiment 2).

Целесообразность обработки соленасыщенного бурового раствора декстрином и Фито-РК подтверждается в показателях фильтрации растворов после выдержки их в течение двух часов при температуре 80°С в вальцовой печи фирмы OFITE (опыты №6, 7). С применением ССБ такого результата не было получено (опыт 2).The feasibility of treating saline drilling mud with dextrin and Phyto-RK is confirmed in terms of filtering the fluids after holding them for two hours at a temperature of 80 ° C in an OFITE roller mill (experiments No. 6, 7). Using the PRS, such a result was not obtained (experiment 2).

Кроме того, значение коэффициента вспенивания соленасыщенного глинистого раствора при обработке ССБ и МК выше (1,60), чем при обработке декстрином и Фито-РК (1,35-1,40).In addition, the value of the coefficient of foaming of a salt-saturated clay solution during the treatment with SSB and MK is higher (1.60) than with dextrin and Fito-RK (1.35-1.40).

Нижний предел количества декстрина (1,7 мас.%) ограничен показателем фильтрации через 10 суток бурового раствора, обработанного Фито-РК; верхний (2 мас.%) - экономической нецелесообразностью. Фито-РК предлагается использовать в количестве 1,3-1,5 мас.% к объему бурового раствора, т.к. такого количества вполне хватает для снижения значения фильтрации. Увеличение ввода данного реагента приведет к повышению вязкости раствора, а уменьшение - к повышению фильтрации раствора.The lower limit of the amount of dextrin (1.7 wt.%) Is limited by the rate of filtration after 10 days of the drilling fluid treated with Fito-RK; upper (2 wt.%) - economic inexpediency. Phyto-RK is proposed to be used in an amount of 1.3-1.5 wt.% To the volume of the drilling fluid, because this amount is enough to reduce the filtering value. An increase in the input of this reagent will increase the viscosity of the solution, and a decrease will increase the filtration of the solution.

Результаты лабораторных исследований были подтверждены снижением количества обработок бурового раствора Фито-РК при бурении соленосных отложений в скв. №287 Речицкого нефтяного месторождения РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», где впервые был испытан декстрин в качестве второго полимерного реагента вместо применяющейся ССБ.The results of laboratory studies were confirmed by a decrease in the number of treatments of Fito-RK drilling mud during the drilling of saline deposits in wells. No. 287 of the Rechitsa oil field of RUE “Production Association Belorusneft”, where dextrin was first tested as the second polymer reagent instead of the used PRS.

Испытание в скважине было начато после спуска 245 мм технической колонны на глубину 1040 м и засолонения раствора, когда его показатели имели следующие значения: плотность 1,24 г/см3, вязкость 39 с, фильтрация 8 см3/30 мин, СНС 17/25 мгс/см2, плотность фильтрата 1,20 г/см2. Раствор был обработан декстрином и Фито-РК одновременно.The test was initiated in the wellbore after lowering to 245 mm technical column to a depth of 1040 m and salinization of the solution when its parameters were as follows: density 1.24 g / cm 3, a viscosity of 39 s, filtering 8 cm 3/30 min, 17 SNA / 25 mg / cm 2 , the density of the filtrate is 1.20 g / cm 2 . The solution was treated with dextrin and Fito-RK at the same time.

После обработки раствор приобрел следующие показатели: плотность 1,25 г/см3, вязкость 45 с, фильтрация 3 см3/30 мин, СНС 30/45 мгс/см2.After the treating solution has acquired the following parameters: density 1.25 g / cm 3, a viscosity of 45 s, filtration 3 cm 3/30 min, SNA 30/45 mgf / cm 2.

При повышении показателя фильтрации раствора до 7 см3/30 мин при забое 1145 м была проведена вторичная обработка, после чего фильтрация раствора снизилась до 4,5 см3/30 мин при неизменных показателях других основных параметров.By increasing the index filtration of the solution to 7 cm 3/30 min secondary treatment was carried out at slaughter 1145 m, then filtering the solution decreased to 4.5 cm 3/30 min at constant rates other basic parameters.

Дальнейшие обработки раствора этими полимерными реагентами по предлагаемой технологии также не оказывали отрицательного влияния на показатели раствора в скважине. Учитывая полученные результаты, было рекомендовано продолжить испытание при бурении соленосных пород на других нефтяных месторождениях.Further processing of the solution with these polymer reagents according to the proposed technology also did not adversely affect the performance of the solution in the well. Considering the results obtained, it was recommended to continue the test when drilling saline rocks in other oil fields.

Таким образом, способ стабилизации соленасыщенного бурового раствора, включающий обработку указанного раствора модифицированным крахмалом, в качестве которого применялась смесь декстрина и Фито-РК, позволил уменьшить расход пеногасителя и Фито-РК за счет понижения пенообразующей способности и повышения стабильности бурового раствора.Thus, the method of stabilizing a saline-saturated drilling fluid, including treating the specified solution with modified starch, which was used as a mixture of dextrin and Fito-RK, allowed to reduce the consumption of antifoam and Fito-RK by lowering the foaming ability and increasing the stability of the drilling fluid.

Источники информацииInformation sources

1. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: издательство «Летопись», 2005. - С.225,239.1. Ryazanov Ya.A. Encyclopedia of drilling fluids. - Orenburg: publishing house "Chronicle", 2005. - P.225,239.

2. Городнов В.Д. Буровые растворы. - М.: «Недра», 1985. - С.83.2. Gorodnov V.D. Drilling fluids. - M .: "Nedra", 1985. - P.83.

Claims (1)

Способ стабилизации соленасыщенного бурового раствора, включающий обработку указанного раствора модифицированным крахмалом, отличающийся тем, что в качестве модифицированного крахмала используют декстрин и Фито-РК при следующем соотношении ингредиентов, мас.% к объему бурового раствора:
декстрин 1,7-2,0 Фито-РК 1,3-1,5
A method of stabilizing a salt-saturated drilling fluid, comprising treating said solution with modified starch, characterized in that dextrin and Phyto-RK are used as modified starch in the following ratio of ingredients, wt.% To the volume of drilling mud:
dextrin 1.7-2.0 Fito-RK 1.3-1.5
RU2008142172/03A 2008-10-23 2008-10-23 Stabilisation method of salt-saturated drilling mud RU2385892C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008142172/03A RU2385892C1 (en) 2008-10-23 2008-10-23 Stabilisation method of salt-saturated drilling mud

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008142172/03A RU2385892C1 (en) 2008-10-23 2008-10-23 Stabilisation method of salt-saturated drilling mud

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2385892C1 true RU2385892C1 (en) 2010-04-10

Family

ID=42671146

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008142172/03A RU2385892C1 (en) 2008-10-23 2008-10-23 Stabilisation method of salt-saturated drilling mud

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2385892C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2568201C1 (en) * 2014-09-03 2015-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") Method for obtaining reagent for drilling
RU2579109C2 (en) * 2014-05-15 2016-03-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") Reagent modified starch for drilling and method thereof
RU2702784C1 (en) * 2018-10-10 2019-10-11 Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр" Composition for inhibiting salt deposition

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ОЖЕГОВ С.И. Словарь русского языка. - М.: Гос.изд. иностран. и нац. словарей, 1953, с.316. *
РЯЗАНОВ Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005, с.225, 239. *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2579109C2 (en) * 2014-05-15 2016-03-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") Reagent modified starch for drilling and method thereof
RU2568201C1 (en) * 2014-09-03 2015-11-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") Method for obtaining reagent for drilling
RU2702784C1 (en) * 2018-10-10 2019-10-11 Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр" Composition for inhibiting salt deposition

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109072058B (en) Quick dehydration Lost Circulation Material (LCM)
US5629271A (en) Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids
EA002815B1 (en) Polysaccharide-containing oil and gas well drilling and servicing fluids, method of increasing the thermal stability or decreasing the fluid loss of aqueous-base fluids
AU2017373948B2 (en) Acid-soluble plug forming rapidly dehydrating loss control slurry
CN108690579B (en) Ecological drilling fluid and application thereof in saline-alkali soil improvement
RU2385892C1 (en) Stabilisation method of salt-saturated drilling mud
RU2486224C2 (en) Light salt mud
CA2659383A1 (en) Biocide for well stimulation and treatment fluids
NO20121161A1 (en) Method of treating underground formation
JPH075882B2 (en) Liquid polymer-containing composition for increasing the viscosity of an aqueous medium
CN110564384A (en) Viscosity improver for oil-based drilling fluid and preparation method thereof
JPS5841186A (en) Xanthan moving degree control solution for tertiary petroleum collection
RU2761427C2 (en) Compositions active relatively to microorganisms containing viscosity reducing agent
RU2700132C1 (en) Weighted drilling fluid
US10988666B2 (en) Permeable and decomposable plug forming rapidly dehydrating fluid (RDF)
RU2737605C1 (en) Hydraulic fracturing composition
RU2794253C1 (en) Blocking compound for elimination of absorptions in production formations during well drilling
RU2466171C2 (en) Compound action reagent for polysaccharide-based process liquids used in drilling and well workover (versions)
EA041778B1 (en) METHOD FOR INCREASING OIL RECOVERY OF FRACTURED, POROUS FORMATIONS AND FORMATIONS WITH ARTIFICIAL CRACKS AFTER HYDRAULIC FRACTURING - HF
RU2260682C1 (en) Well shutting compound
RU2313557C2 (en) Multifunctional hydrophilic emulsion system for restoration of wells (options)
RU2328513C2 (en) Drilling mud for transitions construction under natural and artificial barriers by horizontal directional drilling method
SU1067024A1 (en) Drilling mud
SU1694859A1 (en) Viscoelastic composition for various application
RU2567574C2 (en) Reagent preparation method for chemical treatment of drill mud

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20181024