RU2440399C1 - Drilling fluid for drilling of controlled directional wells (versions) - Google Patents
Drilling fluid for drilling of controlled directional wells (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2440399C1 RU2440399C1 RU2010117762/03A RU2010117762A RU2440399C1 RU 2440399 C1 RU2440399 C1 RU 2440399C1 RU 2010117762/03 A RU2010117762/03 A RU 2010117762/03A RU 2010117762 A RU2010117762 A RU 2010117762A RU 2440399 C1 RU2440399 C1 RU 2440399C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bentonite
- pbma
- pac
- als
- drilling fluid
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровым растворам для бурения наклонно-направленных скважин.The invention relates to the drilling of wells, in particular to drilling fluids for drilling directional wells.
Известные рецептуры растворов в основном на протяжении многих лет разрабатывались для бурения вертикальных скважин, например 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).Known formulations of solutions have been mainly developed for many years for drilling vertical wells, for example, a 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 наклонно-направленных скважин. Использование этого раствора может приводить к осложнениям при бурении таких скважин.A disadvantage of the known solution is the impossibility of its use when drilling directional wells. Using this solution can lead to complications when drilling such wells.
Известна рецептура бурового раствора, содержащего, кг/м3: бентонитовую глину - 30÷72; кальцинированную соду - 1÷2,5; каустическую соду - 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; воду - остальное (RU 2231534, 2004). Этот раствор хотя и учитывает возможность бурения наклонно-направленных скважин, но в силу своих реологических свойств не может гарантировать безаварийное бурение таких скважин в сложных горно-геологических условиях.Known formulation of the drilling fluid 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). Although this solution takes into account the possibility of drilling directional wells, due to its rheological properties it cannot guarantee trouble-free drilling of such wells 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 mud 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, что может приводить к различным осложнениям при бурении наклонно-направленных скважин и, как следствие, - к авариям.A disadvantage of the known drilling fluid is its low viscosity, which can lead to various complications when drilling directional wells and, as a consequence, to accidents.
Техническим результатом предложенной группы технических решений, объединенных единым изобретательским замыслом, является появление возможности безаварийного бурения наклонно-направленных скважин в осложненных горно-геологических условиях.The technical result of the proposed group of technical solutions, united by a single inventive concept, is the emergence of trouble-free drilling of directional wells in complicated mining and geological conditions.
По первому варианту предлагаемый буровой раствор содержит бентонит ПБМА (ТУ 2164-002-00136716-01) - глинопорошок из бентонитовой глины, активированный кальцинированной солью; кальцинированную соду; каустическую соду; Гивпан - гидролизованное в щелочи полиакрилонитрильное сырье; Камцел ПАЦ-ВВ - полианионная целлюлоза высокой вязкости; Лубриол - смазочная добавка на основе модифицированных жирных кислот и олеинов; акрилатный лигносульфонатный реагент (АЛС); пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:In the first embodiment, the proposed drilling fluid contains PBMA bentonite (TU 2164-002-00136716-01) - clay powder from bentonite clay, activated by calcined salt; soda ash; caustic soda; Givpan - alkaline hydrolyzed polyacrylonitrile feed; Kamcel PAC-VV - high viscosity polyanionic cellulose; Lubriol is a lubricant additive based on modified fatty acids and oleins; acrylate lignosulfonate reagent (ALS); antifoam - a ten percent suspension of polyethylene in solar oil or kerosene (PES) and water, in the following ratio, wt.%:
при этом раствор имеет параметры (таблица 1).the solution has parameters (table 1).
ность,
г/см3 Raft-
nost
g / cm 3
По второму варианту предлагаемый буровой раствор содержит бентонит ПБМА; кальцинированную соду; каустическую соду; Гивпан; Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ - полианионная целлюлоза средней вязкости; Лубриол; АЛС; пеногаситель - десятипроцентную суспензию полиэтилена в соляровом масле или керосине (ПЭС) и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:In a second embodiment, the proposed drilling fluid contains PBMA bentonite; soda ash; caustic soda; Givpan; Kamcel PAC-VV and Kamcel PAC-SV - medium viscosity polyanionic cellulose; Lubriol; ALS; antifoam - a ten percent suspension of polyethylene in solar oil or kerosene (PES) and water, in the following ratio, wt.%:
при этом раствор имеет параметры (таблица 2).while the solution has parameters (table 2).
ность,
г/см3 Raft-
nost
g / cm 3
По третьему варианту предлагаемый буровой раствор содержит бентонит ПБМА, кальцинированную соду, каустическую соду, Камцел ПАЦ-ВВ и Камцел ПАЦ-СВ, АЛС, ксантановую смолу и воду, при следующим соотношении компонентов, мас.%:In the third embodiment, the proposed drilling fluid contains PBMA bentonite, soda ash, caustic soda, Kamcel PAC-BB and Kamcel PAC-SV, ALS, xanthan gum and water, with the following ratio, wt.%:
при этом раствор имеет параметры (таблица 3).the solution has parameters (table 3).
ность,
г/см3 Raft-
nost
g / cm 3
Способ приготовления 1 м3 бурового раствора по первому варианту (плотность ρ=1,12 кг/м3) заключается в следующем. Для приготовления 1 м3 бурового раствора берется 60÷70 кг бентонита ПБМА и растворяется в воде, затем добавляют кальцинированную соду 1÷20 кг и каустическую соду 1÷5 кг для удаления поливалентных ионов и регулирования рН соответственно. При интенсивном перемешивании добавляют Камцел ПАЦ-ВВ 1÷3 кг и Гивпан 2÷3 кг. С целью предотвращения вспенивания добавляют пеногаситель ПЭС 1÷2 кг. Затем для понижения вязкости и фильтрации добавляют АЛС 2÷3 кг, в конце процесса приготовления добавляют смазочную добавку Лубриол 10 кг.The method of preparing 1 m 3 of drilling fluid according to the first embodiment (density ρ = 1.12 kg / m 3 ) is as follows. To prepare 1 m 3 of drilling fluid, 60–70 kg of PBMA bentonite is taken and dissolved in water, then 1–20 kg of soda ash and 1–5 kg of caustic soda are added to remove polyvalent ions and adjust the pH, respectively. With vigorous stirring, Kamcel PAC-BB 1 ÷ 3 kg and Givpan are added 2 ÷ 3 kg. In order to prevent foaming, a PES antifoam of 1 ÷ 2 kg is added. Then, to reduce viscosity and filtration, add ALS 2 ÷ 3 kg, at the end of the cooking process add a lubricant additive Lubriol 10 kg.
Способ приготовления 1 м3 бурового раствора по второму варианту (ρ=1,08÷1,12 кг/м3) сводится к следующему. Для приготовления 1 м3 бурового раствора берется 50÷60 кг бентонита ПБМА и растворяется в воде, затем добавляют кальцинированную соду 1÷20 кг и каустическую соду 1÷5 кг для удаления поливалентных ионов и регулирования рН соответственно. При интенсивном перемешивании добавляют Камцел ПАЦ-ВВ 1÷3 кг, Камцел ПАЦ-СВ 1÷3 кг и Гивпан 2÷3 кг. С целью предотвращения вспенивания добавляют пеногаситель ПЭС 1÷2 кг. Затем для понижения вязкости и фильтрации добавляют АЛС 2÷3 кг, в конце добавляют смазочную добавку Лубриол 10 кг.The method of preparing 1 m 3 of drilling fluid according to the second option (ρ = 1.08 ÷ 1.12 kg / m 3 ) is reduced to the following. To prepare 1 m 3 of drilling fluid, 50–60 kg of PBMA bentonite is taken and dissolved in water, then 1–20 kg of soda ash and 1–5 kg of caustic soda are added to remove polyvalent ions and adjust the pH, respectively. With vigorous stirring, Kamcel PAC-BB 1 ÷ 3 kg, Kamcel PAC-SV 1 ÷ 3 kg and Givpan 2 ÷ 3 kg are added. In order to prevent foaming, a PES antifoam of 1 ÷ 2 kg is added. Then, to reduce viscosity and filtration, add ALS 2 ÷ 3 kg, at the end add a lubricant additive Lubriol 10 kg.
Способ приготовления 1 м3 бурового раствора по третьему варианту (ρ=1,06÷1,08 кг/м3) может быть осуществлен следующим образом. Для приготовления 1 м3 бурового раствора берется 20 кг бентонита ПБМА и растворяется в воде, затем добавляют кальцинированную соду 1÷5 кг и каустическую соду 1÷5 кг для удаления поливалентных ионов и регулирования рН соответственно. При интенсивном перемешивании добавляют Камцел ПАЦ-ВВ 1÷3 кг, Камцел ПАЦ-СВ 1÷3 кг. Не прекращая перемешивания, добавляют ксантановую смолу 1 кг. Затем для понижения вязкости и фильтрации добавляют в раствор АЛС 2÷3 кг.The method of preparing 1 m 3 of drilling fluid according to the third embodiment (ρ = 1.06 ÷ 1.08 kg / m 3 ) can be carried out as follows. To prepare 1 m 3 of drilling fluid, 20 kg of PBMA bentonite is taken and dissolved in water, then 1-5 kg of soda ash and 1-5 kg of caustic soda are added to remove polyvalent ions and adjust the pH, respectively. With vigorous stirring, Kamcel PAC-BB 1 ÷ 3 kg, Kamcel PAC-SV 1 ÷ 3 kg are added. Without stopping mixing, add 1 kg of xanthan gum. Then, to reduce viscosity and filtration, 2–3 kg is added to the ALS solution.
Плотность приведенных выше вариантов бурового раствора в основном может быть отрегулирована количеством бентонита ПБМА. Для обеспечения устойчивости стенок скважины и создания противодавления на них, плотность раствора, как правило, не должна быть менее 1,06, но и не должна превышать 1,12 г/см3. При использовании раствора с плотностью менее 1,06 г/см3 могут возникать осыпи и обвалы, а при использовании раствора с плотностью более 1,12 г/см3 может возникнуть его поглощение, следовательно, концентрация бентонита ПБМА и других компонентов раствора должна находиться в заданных диапазонах.The density of the above drilling fluid options can mainly be adjusted by the amount of PBMA bentonite. To ensure the stability of the walls of the well and create back pressure on them, the density of the solution, as a rule, should not be less than 1.06, but also should not exceed 1.12 g / cm 3 . When using a solution with a density of less than 1.06 g / cm 3 , screeches and collapses can occur, and when using a solution with a density of more than 1.12 g / cm 3 , absorption can occur, therefore, the concentration of PBMA bentonite and other components of the solution should be in specified ranges.
Не менее важными показателями является вязкость бурового раствора и статическое напряжение сдвига. Эти два параметра можно регулировать путем подбора концентраций полимеров (Гивпан, Камцел ПАЦ-ВВ, Камцел ПАЦ-СВ), чем выше вязкость и статическое напряжение сдвига, тем больше должна быть концентрация полимеров. Недостаточная вязкость будет приводить к ухудшению выносной способности, а чрезмерная - к увеличению гидросопротивлений в циркуляционной системе и, как следствие - к разрушению ствола скважины. Низкое значение статического напряжения сдвига приведет к значительному оседанию шлама по стволу скважины при прекращении циркуляции, а высокое его значение создаст большие гидросопротивления в момент возобновления циркуляции, что может привести к поломке оборудования. Из вышесказанного следует, что концентрация полимеров в предлагаемых вариантах бурового раствора должна находиться в строго заданных приведенных пределах.No less important indicators are the viscosity of the drilling fluid and the static shear stress. These two parameters can be adjusted by selecting the concentration of the polymers (Givpan, Kamcel PAC-VV, Kamcel PAC-SV), the higher the viscosity and static shear stress, the greater the concentration of polymers. Insufficient viscosity will lead to a deterioration in the carrying capacity, and excessive viscosity will lead to an increase in the hydraulic resistance in the circulation system and, as a consequence, to the destruction of the wellbore. A low value of the static shear stress will lead to a significant subsidence of the sludge along the wellbore when the circulation ceases, and a high value of it will create large hydraulic resistance at the moment of the resumption of circulation, which can lead to equipment breakdown. From the foregoing, it follows that the concentration of polymers in the proposed options for the drilling fluid should be within strictly specified reduced limits.
Концентрация каустической соды зависит от необходимости связывания ионов Са2+, чрезмерная концентрация которых может приводить к ухудшению свойств бурового раствора или его коагуляции.The concentration of caustic soda depends on the need to bind Ca 2+ ions , the excessive concentration of which can lead to a deterioration in the properties of the drilling fluid or its coagulation.
Пример 1. Разбуреваемые породы представлены рыхлыми, слабосцементированными неустойчивыми песками, гравием, галькой, супесью, суглинками, песчаниками, глинами и аргиллитами, алевролитами, четвертичных и ордовикских отложений. Осложнения при бурении (прохождении) данных неустойчивых отложений могут быть связаны с возможными осыпями и обвалами стенок скважины. Вероятны поглощения бурового раствора. Для предотвращения осложнений рекомендуется применять буровой (глинистый) раствор высокой вязкости, что достигается обработкой раствора полимером Гивпан. Высокая вязкость требуется для улучшения очистки скважин от песка, гравия и предотвращения возможного оседания песка в емкостях.Example 1. The drilled rocks are represented by loose, weakly cemented unstable sands, gravel, pebbles, sandy loam, loams, sandstones, clays and mudstones, siltstones, Quaternary and Ordovician deposits. Complications during drilling (passing) of these unstable deposits can be associated with possible scree and collapse of the walls of the well. Mud absorption is likely. To prevent complications, it is recommended to use a drilling fluid (clay) with a high viscosity, which is achieved by treating the solution with Givpan polymer. High viscosity is required to improve the cleaning of wells from sand, gravel and to prevent the possible subsidence of sand in containers.
В связи с этим для бурения по данным породам целесообразно применение бурового раствора по варианту 1, который в данном конкретном случае содержит следующие ингредиенты, мас.%:In this regard, for drilling on these rocks, it is advisable to use the drilling fluid according to option 1, which in this particular case contains the following ingredients, wt.%:
при этом раствор имеет параметры, приведенные в таблице 4.while the solution has the parameters shown in table 4.
ность,
г/см3 Raft-
nost
g / cm 3
Наличие в растворе полимеров Гивпан и Камцел ПАЦ-ВВ позволяет увеличить вязкость бурового раствора, тем самым уменьшить его поглощение и увеличить выносную способность, что, в конечном счете, позволяет надежно закреплять стенки скважин. Введение дополнительного полимера в состав раствора позволяет уменьшить вероятность аварий при разбуривании данных пород.The presence of Givpan and Kamcel PAC-BB polymers in the solution allows to increase the viscosity of the drilling fluid, thereby reducing its absorption and increasing the carrying capacity, which, ultimately, allows you to reliably fix the walls of the wells. The introduction of additional polymer into the solution allows to reduce the likelihood of accidents when drilling these rocks.
Пример 2. При разбуривании вышеприведенных пород и значительном поступлении ионов Са2+ в раствор, а также необходимости регулирования рН, возможно применение бурового раствора по варианту 2, в соответствии с которым раствор содержит следующие компоненты, мас.%:Example 2. When drilling the above rocks and a significant influx of Ca 2+ ions into the solution, as well as the need to adjust the pH, it is possible to use the drilling fluid according to option 2, according to which the solution contains the following components, wt.%:
при этом раствор имеет параметры, приведенные в таблице 5.the solution has the parameters shown in table 5.
ность,
г/см3 Raft-
nost
g / cm 3
Использование раствора такого состава (содержащего значительное количество каустической соды) позволит связать ионы Са2+, это приведет к стабилизации раствора и позволит обеспечить безаварийность бурения по карбонатным породам.Using a solution of this composition (containing a significant amount of caustic soda) will allow Ca 2+ ions to be bound, this will lead to stabilization of the solution and will ensure failure-free drilling of carbonate rocks.
Пример 3. Разбуриваемые породы представлены чередованием песчаников, алевролитов, угольных пластов. В этом случае возможно применение бурового раствора по варианту 3, в соответствии с которым раствор содержит следующие компоненты, мас.%:Example 3. Drillable rocks are represented by the alternation of sandstones, siltstones, coal seams. In this case, it is possible to use the drilling fluid according to option 3, in accordance with which the mud contains the following components, wt.%:
при этом раствор имеет параметры, приведенные в таблице 6.while the solution has the parameters shown in table 6.
ность,
г/см3 Raft-
nost
g / cm 3
При бурении данного интервала в состав бурового раствора вводится биополимер - ксантановая смола высокой степени очистки. Опыт бурения горизонтальных и наклонно-направленных стволов скважин показал целесообразность использования биополимерных реагентов, растворы которых обладают высокими псевдопластичными и тиксотропными характеристиками. При остановке циркуляции такие растворы образуют прочную структуру, не позволяющую частицам шлама осаждаться, и имеют низкую вязкость при высоких скоростях сдвига, чем обеспечивают легкую прокачку раствора к забою и его дополнительную очистку. Такой состав позволяет вести безаварийное бурение скважин со сложным профилем.When drilling this interval, a biopolymer — a high-purity xanthan gum — is introduced into the composition of the drilling fluid. Experience in drilling horizontal and directional wellbores has shown the feasibility of using biopolymer reagents, the solutions of which have high pseudoplastic and thixotropic characteristics. When the circulation is stopped, such solutions form a strong structure that does not allow sludge particles to precipitate, and have a low viscosity at high shear rates, which ensures easy pumping of the solution to the bottom and its additional cleaning. This composition allows for trouble-free drilling of wells with a complex profile.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010117762/03A RU2440399C1 (en) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Drilling fluid for drilling of controlled directional wells (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010117762/03A RU2440399C1 (en) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Drilling fluid for drilling of controlled directional wells (versions) |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010117762A RU2010117762A (en) | 2011-11-10 |
RU2440399C1 true RU2440399C1 (en) | 2012-01-20 |
Family
ID=44996869
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010117762/03A RU2440399C1 (en) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Drilling fluid for drilling of controlled directional wells (versions) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2440399C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2612040C2 (en) * | 2014-10-22 | 2017-03-02 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Polymer-emulsion drilling mud |
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 |
RU2691417C1 (en) * | 2016-07-04 | 2019-06-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Ухтинский государственный технический университет" | Non-clay strongly alkaline drilling mud with high bridging properties for drilling in harsh environments |
-
2010
- 2010-05-04 RU RU2010117762/03A patent/RU2440399C1/en active
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2612040C2 (en) * | 2014-10-22 | 2017-03-02 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Polymer-emulsion drilling mud |
RU2691417C1 (en) * | 2016-07-04 | 2019-06-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Ухтинский государственный технический университет" | Non-clay strongly alkaline drilling mud with high bridging properties for drilling in harsh environments |
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 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2010117762A (en) | 2011-11-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107801398B (en) | Date seed powder as fluid loss additive for drilling fluids | |
US6281172B1 (en) | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids | |
EA022202B1 (en) | Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss | |
EP2609169B1 (en) | Drilling fluid and method for drilling in coal-containing formations | |
EP2961922B1 (en) | Method of providing fluid loss, using whole basil seeds | |
EP2132279B1 (en) | Drilling fluid and method for drilling in coal-containing formations | |
US11186806B2 (en) | Treatment of sulfide scales | |
AU2012326432B2 (en) | Novel high density brines for completion applications | |
US20130274150A1 (en) | Lignosulfonate grafts with an acid, ester and non-ionic monomers | |
MXPA01010220A (en) | Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids. | |
NO20121161A1 (en) | Method of treating underground formation | |
RU2440399C1 (en) | Drilling fluid for drilling of controlled directional wells (versions) | |
US20140121134A1 (en) | Drilling Fluid Compositions and Methods for Use Thereof in Subterranean Formations | |
CN105176502A (en) | Ultra-high density supersaturated saltwater drilling fluid | |
US10259994B2 (en) | Enhanced subterranean treatment fluids in ionic water or seawater | |
RU2436825C1 (en) | Drilling agent for drilling vertical holes (versions) | |
CA2802048C (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore | |
RU2614838C1 (en) | Cationic drilling mud | |
RU2730145C1 (en) | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method | |
CA2924751C (en) | Well treatment fluid comprising carbohydrate-based thickener, salt and proppant in base liquid, and methods of preparation and use | |
US20120028853A1 (en) | Drilling fluid, drilling fluid additive, methods of making and using, such fluid and additive, methods of operating a well | |
PL240998B1 (en) | Drilling mud for drilling through coal seams | |
RU2619575C1 (en) | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure | |
RU2161248C1 (en) | Polymer-clay composition for increasing oil recovery | |
PL242825B1 (en) | Water-dispersive drilling fluid |