RU2436825C1 - Drilling agent for drilling vertical holes (versions) - Google Patents
Drilling agent for drilling vertical holes (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436825C1 RU2436825C1 RU2010117763/03A RU2010117763A RU2436825C1 RU 2436825 C1 RU2436825 C1 RU 2436825C1 RU 2010117763/03 A RU2010117763/03 A RU 2010117763/03A RU 2010117763 A RU2010117763 A RU 2010117763A RU 2436825 C1 RU2436825 C1 RU 2436825C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bentonite
- drilling
- pbma
- pac
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровым растворам для промывки скважин в процессе бурения.The invention relates to drilling wells, in particular to drilling fluids for flushing wells during drilling.
Известные рецептуры растворов в основном, на протяжении многих лет, разрабатывались для бурения скважин в относительно благоприятных условиях и не учитывали петрографический состав и морфологию разбуриваемых пород. Известен буровой раствор содержащий, мас.%: бентонит - 1÷2; стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ - 0,6÷0,8; гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок" - 0,1÷0,2; ксантановый биополимер - 0,08÷0,10; гидрофобизатор - 0,05÷0,10; алюмосиликатные микросферы - 5÷20; воду - остальное. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит 1,0÷1,4 мас.% карбоксиметилированного крахмала (RU 2309970, 2007).Well-known solution formulations have mainly been developed for many years for drilling wells under relatively favorable conditions and did not take into account the petrographic composition and morphology of the drilled rocks. Known drilling fluid containing, wt.%: Bentonite - 1 ÷ 2; stabilizer - carboxymethyl cellulose CMC - 0.6 ÷ 0.8; hydrolyzed polyacrylonitrile "uniflock" - 0.1 ÷ 0.2; xanthan biopolymer - 0.08 ÷ 0.10; water repellent - 0.05 ÷ 0.10; aluminosilicate microspheres - 5 ÷ 20; water - the rest. In another embodiment, instead of CMC, the solution contains 1.0 ÷ 1.4 wt.% Carboxymethylated starch instead of CMC (RU 2309970, 2007).
Недостатком известного раствора является невозможность его применения при бурении неустойчивых и карбонатных пород. Использование этого раствора может приводить к осложнениям при бурении таких пород, т.к. данный раствор не обладает достаточной плотностью и вязкостью, которые позволили бы проходить скважины в осложненных условиях, также раствор не содержит добавок, позволяющих удалять из него ионы Са2+ при проходке карбонатных пород.A disadvantage of the known solution is the impossibility of its use when drilling unstable and carbonate rocks. The use of this solution can lead to complications when drilling such rocks, as this solution does not have sufficient density and viscosity that would allow the wells to pass under difficult conditions, and the solution does not contain additives that allow Ca 2+ ions to be removed from it during the sinking of carbonate rocks.
Известна рецептура бурового раствора содержащего, кг/м3: бентонитовая глина - 30÷72; кальцинированная сода - 1÷2,5; каустическая сода - 0,2÷0,7; КМЦ низкой вязкости - 0÷3,5; ИКЛУБ - 3÷8; ИКД - 0,5÷3; ИКСТАБ или ГРИНДРИЛ - 2,6÷4,5; ИКПАН-SL - 2,5÷4,5; ИКПАН-RL - 1,2÷2,5; вода - остальное (RU 2231534, 2004). Этот раствор, хотя и учитывает возможность бурения неустойчивых пород, однако также в силу своих реологических свойств не может гарантировать безаварийного бурения скважин в сложных горно-геологических условиях.Known formulation of drilling mud containing, kg / m 3 : bentonite clay - 30 ÷ 72; soda ash - 1 ÷ 2.5; caustic soda - 0.2 ÷ 0.7; CMC of low viscosity - 0 ÷ 3.5; ICLUB - 3 ÷ 8; ICD - 0.5 ÷ 3; IKSTAB or GRINDRIL - 2.6 ÷ 4.5; IKPAN-SL - 2.5 ÷ 4.5; IKPAN-RL - 1.2 ÷ 2.5; water - the rest (RU 2231534, 2004). This solution, although it takes into account the possibility of drilling unstable rocks, however, also due to its rheological properties, it cannot guarantee trouble-free drilling in difficult geological conditions.
Известен буровой раствор, содержащий мас.%: глину бентонитовую - 2,0÷3,0; карбоксиметилцеллюлозу - 0,1÷0,15; крахмал - 1,0÷2,0; реагент для регулирования удельного электрического сопротивления - пентамеры пропилена - 1,0÷5,0; карбонатный утяжелитель - 5,0÷8,0; смазочную добавку Lubriol W - 0,1÷0,5; воду - остальное (RU 2327726, 2006).Known drilling fluid containing wt.%: Bentonite clay - 2.0 ÷ 3.0; carboxymethyl cellulose - 0.1 ÷ 0.15; starch - 1.0 ÷ 2.0; reagent for regulating electrical resistivity - propylene pentamers - 1.0 ÷ 5.0; carbonate weighting agent - 5.0 ÷ 8.0; Lubriol W lubricant additive - 0.1 ÷ 0.5; water - the rest (RU 2327726, 2006).
Недостатком известного бурового раствора является его малая вязкость, которая может приводить к различным осложнениям при бурении слабосцементированных пород. В известном растворе также отсутствуют компоненты, позволяющие регулировать рН и связывать ионы Ca2+ при их поступлении из карбонатных пород, что существенно сужает область применения данного раствора.A disadvantage of the known drilling fluid is its low viscosity, which can lead to various complications when drilling weakly cemented rocks. The known solution also lacks components that allow you to adjust the pH and bind Ca 2+ ions when they come from carbonate rocks, which significantly narrows the scope of this solution.
Предлагается группа технических решений, связанных единым изобретательским замыслом.A group of technical solutions related to a single inventive concept is proposed.
Технический результат предлагаемого бурового раствора - безаварийное бурение скважин в осложненных горно-геологических условиях, возможность регулирования рН и удаление ионов Са2+, поступающих в раствор из карбонатных пород.The technical result of the proposed drilling fluid is trouble-free drilling in complicated mining and geological conditions, the ability to control pH and the removal of Ca 2+ ions entering the solution from carbonate rocks.
Технический результат по первому варианту достигается тем, что предлагаемый буровой раствор содержит бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, Лубриол и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result according to the first embodiment is achieved by the fact that the proposed drilling fluid contains PBMA bentonite, soda ash, caustic soda, Givpan, Lubriol and water in the following ratio of components, wt.%:
при этом раствор имеет параметры (таблица 1).the solution has parameters (table 1).
Технический результат по второму варианту достигается тем, что предлагаемый буровой раствор содержит: бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Гивпан, Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, Лубриол, АЛС, пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующим соотношении компонентов, мас.%:The technical result according to the second embodiment is achieved by the fact that the proposed drilling fluid contains: PBMA bentonite, soda ash, caustic soda, Givpan, Kamcel PAC-VV and Kamtsel PAC-SV, Lubriol, ALS, antifoam - a ten percent suspension of polyethylene in solar oil or kerosene ( PES) and water, with the following ratio of components, wt.%:
при этом раствор имеет параметры (таблица 2).while the solution has parameters (table 2).
Технический результат по третьему варианту достигается тем, что предлагаемый буровой раствор содержит: бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, Лубриол, АЛС, пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующим соотношении компонентов, мас.%:The technical result according to the third embodiment is achieved by the fact that the proposed drilling fluid contains: PBMA bentonite, soda ash, caustic soda, Kamcel PAC-BB and Kamcel PAC-SV, Lubriol, ALS, antifoam - a ten percent suspension of polyethylene in solar oil or kerosene (PES) and water, in the following ratio of components, wt.%:
при этом раствор имеет параметры (таблица 3).the solution has parameters (table 3).
Приготовление бурового раствора осуществляется следующим образом.The preparation of the drilling fluid is as follows.
В емкость для приготовления раствора заливается пресная вода. Залитую воду обрабатывают каустической и кальцинированной содой из расчета 1-5 кг/м3 в зависимости от рН и содержания ионов Са2+. Для полного распускания бентонита идеальный уровень рН должен быть 8,5-9,5, содержание ионов Са2+ не более 200 мг/л. Ввод обоих реагентов следует производить через загрузочную воронку гидроэжекторного смесителя за один прием.Fresh water is poured into the container for preparing the solution. Poured water is treated with caustic and soda ash at the rate of 1-5 kg / m 3 depending on the pH and the content of Ca 2+ ions . For complete dissolution of bentonite, the ideal pH should be 8.5-9.5, the content of Ca 2+ ions not more than 200 mg / L. The input of both reagents should be carried out through the loading funnel of the ejector mixer in one go.
Далее в воду вводится глинопорошок из расчета 60 кг/м3 через гидроэжекторный смеситель. Полученная глинистая суспензия диспергируется по круговой схеме в течение 4 циклов циркуляции до получения плотности 1,045÷1,05 г/см3, условной вязкости 25÷30 с.Next, clay powder is introduced into the water at the rate of 60 kg / m 3 through a hydrojector mixer. The resulting clay suspension is dispersed in a circular pattern for 4 cycles of circulation to obtain a density of 1.045 ÷ 1.05 g / cm 3 , conditional viscosity 25 ÷ 30 s.
Для доведения параметров раствора до проектных производится ввод Гивпана в один прием через блок БПР.To bring the solution parameters to the design, Givpan is entered in one step through the BPR unit.
Для приготовления раствора по второму варианту в емкость наливается объем воды за минусом того объема воды, который будет использован для растворения полимера Камцел ПАЦ ВВ - 3 кг/м3, АЛС - 2 кг/м3, смазывающей добавки Лубриол - 10 л/м3 и пеногасителя ПЭС-1 - 1 л/м3.To prepare the solution according to the second variant, the volume of water is poured into the container minus the volume of water that will be used to dissolve the Kamets PAC BB polymer - 3 kg / m 3 , ALS - 2 kg / m 3 , lubricating additive Lubriol - 10 l / m 3 and antifoam PES-1 - 1 l / m 3 .
Воду обрабатывают каустической и кальцинированной содой для понижения жесткости воды и вводят бентонит в расчете 50 кг/м3. После полного распускания бентонита в основной емкости вводят в него из малой емкости водный полимерный раствор, перемешивают его до однородного состояния.Water is treated with caustic and soda ash to reduce the hardness of the water and bentonite is introduced at a rate of 50 kg / m 3 . After complete dissolution of bentonite in the main vessel, an aqueous polymer solution is introduced into it from a small vessel, and it is mixed until homogeneous.
Для приготовления раствора по третьему варианту в воде растворяют каустическую соду - 0,5 кг/м3, кальцинированную соду - 0,5 кг/м3, бентонит - 20 кг/м3, Камцел ПАЦ ВВ - 5 кг/м3, АЛС - 5 кг/м3, Лубриол - 10 л/м3, ПЭС-1 - 1 л/м3, как описано выше.To prepare the solution according to the third option, caustic soda — 0.5 kg / m 3 , calcined soda — 0.5 kg / m 3 , bentonite — 20 kg / m 3 , Kamcel PAC BB — 5 kg / m 3 , ALS, were dissolved in water. - 5 kg / m 3 , Lubriol - 10 l / m 3 , PES-1 - 1 l / m 3 , as described above.
Если в интервале бурения скважины породы представлены рыхлыми, слабосцементированными неустойчивыми песками, гравием, галькой, супесью, суглинками, песчаниками, глинами и аргиллитами, алевролитами, четвертичных и ордовикских отложений, то осложнения при прохождении данных неустойчивых отложений связаны с возможными осыпями и обвалами стенок скважины. Вероятны поглощения бурового раствора.If rocks are represented by loose, weakly cemented unstable sand, gravel, pebbles, sandy loam, loam, sandstones, clays and mudstones, siltstones, Quaternary and Ordovician deposits in the drilling interval, the complications during the passage of these unstable deposits are associated with possible wall screes and landslides. Mud absorption is likely.
Для предотвращения осложнений рекомендуется применять пресный глинистый раствор высокой вязкости (условная вязкость может доходить до 100 с), что достигается обработкой раствора полимерами Гивпан и высоковязкой КМЦ. Высокая вязкость нужна для улучшения очистки скважин от песка, гравия и предотвращения возможного оседания песка в емкостях.To prevent complications, it is recommended to use a fresh clay solution of high viscosity (conditional viscosity can reach up to 100 s), which is achieved by treating the solution with Givpan polymers and highly viscous CMC. High viscosity is needed to improve the cleaning of wells from sand, gravel and to prevent the possible subsidence of sand in containers.
В качестве бурового раствора при бурении таких пород предлагается использовать буровые растворы, рецептуры которых приведены в таблицах 4 и 5.It is proposed to use drilling fluids, the formulations of which are given in tables 4 and 5, as drilling mud during drilling of such rocks.
Бентонитовый глинопорошок служит для увеличения вязкости раствора и придания ему тиксотропных свойств, формирования фильтрационной корки.Bentonite clay powder is used to increase the viscosity of the solution and give it thixotropic properties, the formation of a filter cake.
Гивпан увеличивает выход бентонита и снижает водоотдачу.Givpan increases the output of bentonite and reduces water loss.
Высоковязкая (ВВ) и средневязкая (СВ) полианионная целлюлоза Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ снижает водоотдачу и увеличивает вязкость растворов.High viscosity (BB) and medium viscosity (CB) polyanionic cellulose Kamcel PAC-BB and Kamcel PAC-SV reduce water loss and increase the viscosity of solutions.
Поскольку большинство реагентов эффективно работают в щелочной среде, для увеличения рН до значений рН 9÷10 в буровой раствор следует добавлять каустическую соду.Since most reagents work effectively in an alkaline environment, caustic soda should be added to the drilling fluid to increase the pH to pH values of 9–10.
При необходимости снижения вязкости раствора одновременно со снижением его водоотдачи рекомендуется ввод лигносульфонатного реагента АЛС в количестве 2÷3 кг/м3.If it is necessary to reduce the viscosity of the solution while reducing its water loss, it is recommended that the lignosulfonate reagent ALS be added in an amount of 2–3 kg / m 3 .
Во время бурения и спуско-подъемных операций возможно поступление в скважину высокоминерализованных пластовых вод, содержащих поливалентные ионы (Са2+, Mg2+, Fe3+), что может привести к коагуляции раствора. Ионы Са2+ в большом количестве попадают в буровой раствор при разбуривании цементных стаканов после цементирования обсадных колон. Для связывания поливалентных ионов используется кальцинированная сода в концентрациях от 1 до 15 кг/м3.During drilling and hoisting operations, highly mineralized formation waters containing polyvalent ions (Ca 2+ , Mg 2+ , Fe 3+ ) may enter the well, which can lead to coagulation of the solution. Ca 2+ ions in large quantities fall into the drilling fluid when drilling cement glasses after cementing casing. To bind polyvalent ions, soda ash is used in concentrations from 1 to 15 kg / m 3 .
Для снижения коэффициента трения при бурении и спуске обсадных колон, а также уменьшения вероятности дифференциальных прихватов бурильной колонны в буровой раствор предусматривается введение смазочной добавки Лубриол.To reduce the coefficient of friction during drilling and casing lowering, as well as to reduce the likelihood of differential sticking of the drill string into the drilling fluid, the introduction of a lubricant Lubriol is provided.
Эти растворы должны обладать свойствами, приведенными в таблице 6.These solutions should have the properties shown in table 6.
Если в интервале бурения скважины породы представлены чередованием песчаников, алевролитов, угольных пластов, то данные породы неводочуствительны и не требуют ингибирования бурового раствора.If rocks in the drilling interval are represented by alternating sandstones, siltstones, and coal seams, these rocks are non-sensible and do not require drilling fluid inhibition.
Основные требования к буровому раствору для бурения таких пород:Basic requirements for drilling mud for drilling such rocks:
- обеспечение эффективной очистки ствола скважины от шлама;- ensuring effective cleaning of the wellbore from sludge;
- предупреждение возможных поглощений раствора и прихватов бурильной колонны в проницаемых пластах;- prevention of possible absorption of the solution and sticking of the drill string in permeable formations;
- максимально возможное сохранение коллекторских свойств.- the maximum possible conservation of reservoir properties.
Для выполнения данных требований предусматривается применение раствора с плотностью 1,06÷1,10 г/см3 и низким значением показателя фильтрации 4÷6 см3/30 минут. Состав предлагаемого раствора приведен в таблице 7.To fulfill these requirements, the application provides solution with a density of 1.06 ÷ 1.10 g / cm 3 and a low value filtering index 4 ÷ 6 cm 3/30 minutes. The composition of the proposed solution are shown in table 7.
В данном случае содержание бентонита уменьшено до 20 кг/м3 и исключены обработки раствора полиакрилатным реагентом Гивпан с целью снижения негативного воздействия на коллекторские свойства.In this case, the bentonite content is reduced to 20 kg / m 3 and the solution is not treated with Givpan polyacrylate reagent in order to reduce the negative impact on reservoir properties.
Несколько повышенный расход каустической соды в интервале связан с необходимостью нейтрализации гуминовых кислот, которые могут выделяться из угольных пластов при воздействии на них фильтрата бурового раствора.A slightly increased consumption of caustic soda in the interval is associated with the need to neutralize humic acids that can be released from coal seams when exposed to mud filtrate.
Для снижения водоотдачи раствора и придания ему требуемых реологических характеристик увеличено содержание высоковязкой полианионной целлюлозы Камцел ПАЦ ВВ до 3 кг/м3 и полианионной целлюлозы средней вязкости Камцел ПАЦ СВ до 3 кг/м3.To reduce the water loss of the solution and give it the required rheological characteristics, the content of high viscosity Kamcel PAC BB cellulose was increased to 3 kg / m 3 and medium viscosity polyanionic cellulose Camcel PAC CB to 3 kg / m 3 .
Камцел ПАЦ ВВ предназначен для регулирования фильтрации раствора с одновременным повышением вязкости. Выбор высоковязкой модификации обусловлен тем, что углистый шлам, обладая хорошей адсорбционной способностью, будет в большом количестве уносить молекулы полимера с собой из раствора. Из опыта ранее пробуренных скважин известно, что также, несмотря на работу всех четырех ступеней очистки, часто приходится разбавлять раствор водой с полимером для поддержания необходимой плотности. При этом трудно держать значение вязкости достаточно высоким, поэтому в этом интервале особенно помогает высоковязкая Камцел ПАЦ ВВ.Camcel PAC BB is designed to control the filtration of the solution while increasing the viscosity. The choice of a highly viscous modification is due to the fact that the carbonaceous sludge, having good adsorption capacity, will carry away polymer molecules from a solution in large quantities. From the experience of previously drilled wells, it is known that, despite the work of all four stages of treatment, it is often necessary to dilute the solution with water and polymer to maintain the required density. At the same time, it is difficult to keep the viscosity value high enough, therefore, in this interval, the highly viscous Kamcel PAC BB especially helps.
С целью снижения избыточно высоких реологических показателей раствора в его состав включен лигносульфонатный реагент АЛС.In order to reduce excessively high rheological parameters of the solution, the lignosulfonate reagent ALS was included in its composition.
Буровой раствор, приготовленный по данной рецептуре, должен обладать свойствами, приведенными в таблице 8.The drilling fluid prepared according to this formulation should have the properties shown in table 8.
Использование предлагаемого бурового раствора позволяет вести безаварийное бурение скважин в осложненных горно-геологических условиях, предоставляет возможность регулирования pH и удаления ионов Са2+, поступающих в раствор из карбонатных пород.Using the proposed drilling fluid allows for trouble-free drilling in complicated geological conditions, provides the ability to control pH and remove Ca 2+ ions entering the solution from carbonate rocks.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010117763/03A RU2436825C1 (en) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Drilling agent for drilling vertical holes (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010117763/03A RU2436825C1 (en) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Drilling agent for drilling vertical holes (versions) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2436825C1 true RU2436825C1 (en) | 2011-12-20 |
Family
ID=45404339
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010117763/03A RU2436825C1 (en) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Drilling agent for drilling vertical holes (versions) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2436825C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2669314C1 (en) * | 2017-12-21 | 2018-10-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский государственный университет" (ТГУ, НИ ТГУ) | Drilling mud containing high-substituted carboxymethyl starch |
RU2730145C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method |
-
2010
- 2010-05-04 RU RU2010117763/03A patent/RU2436825C1/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2669314C1 (en) * | 2017-12-21 | 2018-10-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский государственный университет" (ТГУ, НИ ТГУ) | Drilling mud containing high-substituted carboxymethyl starch |
RU2730145C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1991633B1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
CN107801398B (en) | Date seed powder as fluid loss additive for drilling fluids | |
US3836465A (en) | Composition useful as a fluid loss control agent | |
EP2398866B1 (en) | Defluidizing lost circulation pills | |
EP2609169B1 (en) | Drilling fluid and method for drilling in coal-containing formations | |
US4658898A (en) | Oil reservoir permeability control using polymeric gels | |
US5427990A (en) | Method of Improving absorption of salt water by water-swellable clay by redrying | |
DE60038168T2 (en) | QUATERNARY NITROGEN-CONTAINING AMPHOTERIC WATER-SOLUBLE POLYMERS AND APPLICATIONS FOR DRILLING LIQUIDS | |
RU2303047C1 (en) | Highly inhibited drilling | |
CA2258363A1 (en) | Method and cement-drilling fluid cement composition for cementing a wellbore | |
CA2679922A1 (en) | Drilling fluid and method for drilling in coal-containing formations | |
CN103897674A (en) | Borehole cleaning liquid and preparation method thereof | |
US11753573B2 (en) | Calcium carbonate lost circulation material morphologies for use in subterranean formation operations | |
US3046221A (en) | Thermally stable attapulgite-base drilling mud | |
US7032669B2 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
RU2436825C1 (en) | Drilling agent for drilling vertical holes (versions) | |
RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
US2336171A (en) | Oil well drilling fluid | |
RU2440399C1 (en) | Drilling fluid for drilling of controlled directional wells (versions) | |
CN109652038A (en) | A kind of anti-collapse slurries of tunnelling | |
RU2001936C1 (en) | Drilling solution | |
RU2107708C1 (en) | Reagent for treating drilling muds | |
Gallus et al. | Use of Chemicals to Maintain Clear Water for Drilling | |
US6994173B2 (en) | Method of drilling a borehole | |
WO2021055953A1 (en) | Method of using alginates in subterranean wellbores |