RU2461600C1 - Loaded drilling mud - Google Patents
Loaded drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2461600C1 RU2461600C1 RU2011114576/03A RU2011114576A RU2461600C1 RU 2461600 C1 RU2461600 C1 RU 2461600C1 RU 2011114576/03 A RU2011114576/03 A RU 2011114576/03A RU 2011114576 A RU2011114576 A RU 2011114576A RU 2461600 C1 RU2461600 C1 RU 2461600C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- reagent
- lignosulfonate
- pes
- lubricant
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении в осложненных условиях, а именно при бурении наклонных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких давлений, температур и газопроявлений.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to drilling fluids used when drilling in difficult conditions, namely when drilling deviated and horizontal wells under conditions of abnormally high pressures, temperatures and gas showings.
Известны буровые растворы, содержащие глину, минеральную соль, регулятор водоотдачи и вязкости, воду. В качестве регулятора водоотдачи и вязкости используют производные целлюлозы и сульфит-спиртовую барду ССБ (пат. РФ №2327725, МПК C09K 8/20, опубл. 27.06.08; пат. РФ №1678048, МПК C09K 7/02, опубл. 10.11.96). Однако данные буровые растворы нельзя использовать в условиях аномально высоких давлений, так как максимальное значение плотности у них достигает соответственно 1,18 и 1,28 г/см3.Known drilling fluids containing clay, mineral salt, fluid loss and viscosity regulator, water. Derivatives of cellulose and sulphite-alcohol stillage of SSB are used as a regulator of water loss and viscosity (US Pat. RF No. 2323725, IPC C09K 8/20, publ. 06/27/08; US Pat. RF No. 1678048, IPC C09K 7/02, publ. 10.11. 96). However, these drilling fluids cannot be used under conditions of abnormally high pressures, since their maximum density reaches 1.18 and 1.28 g / cm 3, respectively.
Наиболее близким техническим решением является буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор КМЦ-900, минеральную соль - KCl, флокулянт - Унифлок, Праестол, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, регулятор pH - гидроксид калия KOH, защитный реагент КССБ-2М, утяжелитель - барит (пат. РФ №2235751, МПК C09K 7/02, опубл. 10.09.04).The closest technical solution is drilling mud containing clay, stabilizer reagent KMTS-900, mineral salt - KCl, flocculant - Uniflock, Praestol, lubricant additive DSB-4TPP, pH regulator - potassium hydroxide KOH, protective reagent KSSB-2M, weighting agent - barite (US Pat. RF No. 2235751, IPC C09K 7/02, publ. 10.09.04).
Предлагаемый буровой раствор имеет ряд недостатков: высокое содержание глины (5-10%), что может отрицательно сказаться на качестве вскрытия продуктивных пластов и способствует образованию толстой фильтрационной корки на стенках скважины, что особенно опасно при бурении наклонных и горизонтальных стволов; высокие значения показателя фильтрации (5-9 см3), которые также способствуют образованию толстых фильтрационных корок и, как следствие, прихватов; в составе раствора отсутствуют специальные реагенты, предназначенные для связывания ионов поливалентных металлов, что ограничивает его применение, с одной стороны, и делает неэффективным применение флокулянтов, несовместимых с ионами поливалентных металлов; в состав раствора входит дефицитный гидроксид калия; отсутствует пеногаситель для предотвращения пенообразования при применении лигносульфонатов и газопроявлениях; высокие значения коэффициентов трения корки (КТК).The proposed drilling fluid has several disadvantages: high clay content (5-10%), which can adversely affect the quality of opening of reservoirs and contributes to the formation of a thick filter cake on the walls of the well, which is especially dangerous when drilling inclined and horizontal shafts; high values of the filtration rate (5-9 cm 3 ), which also contribute to the formation of thick filtering crusts and, as a result, sticking; the composition of the solution lacks special reagents designed to bind polyvalent metal ions, which limits its use, on the one hand, and makes the use of flocculants incompatible with polyvalent metal ions ineffective; the solution includes deficient potassium hydroxide; there is no antifoam to prevent foaming when using lignosulfonates and gas manifestations; high values of the coefficient of friction of the crust (CPC).
Задачей изобретения является создание бурового раствора для бурения наклонных и горизонтальных стволов с малым содержанием глины при достаточной выносящей и удерживающей способности, имеющего низкий показатель фильтрации, тонкую глинистую корку с низким коэффициентом трения.The objective of the invention is to provide a drilling fluid for drilling inclined and horizontal shafts with a low clay content with sufficient carrying and holding ability, having a low filtration rate, a thin clay cake with a low coefficient of friction.
Решение задачи достигается тем, что утяжеленный буровой раствор, содержащий глину, барит, реагент стабилизатор, хлористый калий, гидроокись металла, лигносульфонатный реагент, смазочную добавку, акриловый реагент, согласно предлагаемому изобретению в качестве реагента стабилизатора содержит полианионную целлюлозу ПАЦ-СВ, гидроксида металла - гидроксид натрия NaOH, лигносульфонатного реагента - ФХЛС, смазочной добавки - Лубриол, акрилового реагента - Гивпан, а также дополнительно содержит крахмальный реагент Фито-РК, пеногаситель ПЭС-1, гидрофобизатор - органосилоксан - ГКЖ-IIH, бактерицид ЛПЭ-32, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:The solution to the problem is achieved by the fact that a weighted drilling fluid containing clay, barite, a stabilizer reagent, potassium chloride, metal hydroxide, a lignosulfonate reagent, a lubricant additive, an acrylic reagent, according to the invention, contains PAC-SV polyanionic cellulose, metal hydroxide as a stabilizer reagent sodium hydroxide NaOH, lignosulfonate reagent - FHLS, lubricant additives - Lubriol, acrylic reagent - Givpan, and also additionally contains phyto-RK starch reagent, antifoam PES-1, guide Rofobizator - organosiloxane - GKZH-IIH, bactericide LPE-32, in the following ratio of ingredients, wt.%:
Кальцинированная сода - 0,3-0,5Soda ash - 0.3-0.5
Гидрокисид натрия - 0,2-0,3Sodium hydroxide - 0.2-0.3
Бентонит - 3-5Bentonite - 3-5
ПАЦ-СВ - 0,6-0,8PAC-SV - 0.6-0.8
Крахмал Фито-РК - 1-2Fito-RK starch - 1-2
Лигносульфонат ФХЛС - 0,5-1,5FHLS lignosulfonate - 0.5-1.5
Пеногаситель ПЭС-1 - 0,1-0,5Defoamer PES-1 - 0.1-0.5
Смазочная добавка Лубриол - 0,5-0,8Lubriol lubricant additive - 0.5-0.8
Хлористый калий - 3-5Potassium Chloride - 3-5
ГКЖ-IIH - 0,3-0,5GKZH-IIH - 0.3-0.5
Барит - 45-65Barite - 45-65
Гивпан - 0,3-0,5Givpan - 0.3-0.5
Бактерицид - 0,2-0,3Bactericide - 0.2-0.3
Вода - остальноеWater - the rest
Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый буровой раствор отличается от известного тем, что дополнительно содержит другие компоненты.A comparative analysis with the prototype allows us to conclude that the inventive drilling fluid differs from the known one in that it additionally contains other components.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна».Thus, the claimed technical solution meets the criterion of "novelty."
Предлагаемое техническое решение улучшает качество бурового раствора за счет уменьшения содержания глины в буровом растворе, снижения показателя фильтрации, использования более дешевого гидроксида натрия, предупреждения негативного влияния поливалентных ионов на полимеры, а также улучшения смазочных свойств.The proposed technical solution improves the quality of the drilling fluid by reducing the clay content in the drilling fluid, reducing the filtration rate, using cheaper sodium hydroxide, preventing the negative effect of polyvalent ions on polymers, as well as improving lubricating properties.
При приготовлении заявляемого раствора используют следующий порядок: в пресную или минерализованную воду вводят гидроксид натрия для создания щелочной среды и кальцинированную соду для связывания солей поливалентных металлов, что способствует более полной пептизации глины и повышению ее активности; далее добавляют бентонитовую глину и перемешивают глинистую суспензию в течение 20-30 мин до полного ее диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят последовательно лигносульфонат, ПАЦ, крахмал, пеногаситель, бактерицид и смазочную добавку. После этого в раствор вводят барит и хлористый калий. Вязкость раствора регулируют путем ввода ГКЖ-IIH и Гивпана.When preparing the inventive solution, the following order is used: sodium hydroxide is added to fresh or mineralized water to create an alkaline environment and soda ash is used to bind salts of polyvalent metals, which contributes to a more complete clay peptization and increase its activity; then bentonite clay is added and the clay suspension is mixed for 20-30 minutes until it is completely dispersed. Then, lignosulfonate, PAC, starch, antifoam, a bactericide and a lubricant are sequentially introduced into the clay suspension. After that, barite and potassium chloride are introduced into the solution. The viscosity of the solution is adjusted by entering GKZh-IIH and Givpan.
Пример 1. В водопроводной воде растворяют по 0,3% кальцинированной соды и гидроксида натрия, далее в раствор вводят 3% бентонита и перемешивают раствор на миксере «Воронеж» до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию добавляют 1% лигносульфоната и перемешивают раствор до полного их растворения. Затем постепенно при постоянном перемешивании вводят 0,7% ПАЦ-СВ (ТУ 2231-010-50277563-03) и 1% крахмала ФИТО-РК (ТУ 10 РФ1039 - 92). В стабилизированный раствор вводят 0,5% ПЭС-1 (ТУ 2458-012-20672718-2001), 0,2% бактерицида ЛПЭ-32 (ТУ 2458-039-00209295-02), 0,5% смазочной добавки Лубриол (ТУ 2458-001-74138808-06). После тщательного перемешивания в раствор вводят 50% барита и 5% KCl. Далее в раствор вводят по 0,5% Гивпана (ТУ 2216-001-04698227-99) и ГКЖ-IIH (ТУ 6-02-696-76). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.Example 1. In tap water, 0.3% of soda ash and sodium hydroxide are dissolved, then 3% of bentonite is added to the solution, and the solution is mixed on a Voronezh mixer until the clay is completely dispersed. 1% lignosulfonate is added to the resulting clay suspension and the solution is stirred until they are completely dissolved. Then gradually with constant stirring, 0.7% PAC-SV (TU 2231-010-50277563-03) and 1% FITO-RK starch (TU 10 RF1039 - 92) are introduced. 0.5% PES-1 (TU 2458-012-20672718-2001), 0.2% LEC-32 bactericide (TU 2458-039-00209295-02), 0.5% Lubriol lubricant (TU) are added to the stabilized solution 2458-001-74138808-06). After thorough mixing, 50% barite and 5% KCl are added to the solution. Then, 0.5% of Givpan (TU 2216-001-04698227-99) and GKZh-IIH (TU 6-02-696-76) are introduced into the solution. After thorough mixing, the solution is considered ready.
Пример 2. В водопроводной воде растворяют по 0,3% кальцинированной соды и гидроксида натрия, далее в раствор вводят 5% бентонита и перемешивают раствор на миксере «Воронеж» до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию добавляют 1% лигносульфоната и перемешивают раствор до полного их растворения. Затем постепенно при постоянном перемешивании вводят 0,7% ПАЦ-СВ. В стабилизированный раствор вводят 0,5% ПЭС-1, 0,5% смазочной добавки Лубриол. После тщательно перемешивания в раствор вводят 50% барита и 3% KCl. Далее в раствор вводят по 0,5% Гивпана и ГКЖ-IIH. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.Example 2. In tap water, 0.3% of soda ash and sodium hydroxide are dissolved, then 5% of bentonite is introduced into the solution and the solution is mixed on a Voronezh mixer until the clay is completely dispersed. 1% lignosulfonate is added to the resulting clay suspension and the solution is stirred until they are completely dissolved. Then gradually with constant stirring, 0.7% PAC-CB is introduced. 0.5% PES-1, 0.5% Lubriol lubricant is introduced into the stabilized solution. After thoroughly mixing, 50% barite and 3% KCl are added to the solution. Then, 0.5% of Givpan and GKZh-IIH are introduced into the solution. After thorough mixing, the solution is considered ready.
Пример 3. В водопроводной воде растворяют по 0,3% кальцинированной соды и гидроксида натрия, далее в раствор вводят 3% бентонита и перемешивают раствор на миксере «Воронеж» до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию добавляют 1% лигносульфонатов и перемешивают раствор до полного их растворения. Затем постепенно при постоянном перемешивании вводят 0,7% ПАЦ-СВ и 1,5% крахмала ФИТО-РК. В стабилизированный раствор вводят 0,5% ПЭС-1, 0,2% бактерицида ЛПЭ-32, 0,5% смазочной добавки Лубриол. После тщательного перемешивания в раствор вводят 65% барита и 5% KCl. Далее в раствор вводят по 0,5% Гивпана и ГКЖ-IIH. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.Example 3. In tap water, 0.3% of soda ash and sodium hydroxide are dissolved, then 3% of bentonite is added to the solution and the solution is mixed on a Voronezh mixer until the clay is completely dispersed. 1% lignosulfonates are added to the resulting clay suspension and the solution is stirred until they are completely dissolved. Then, with constant stirring, 0.7% PAC-CB and 1.5% FITO-RK starch are introduced. 0.5% PES-1, 0.2% bactericide LPE-32, 0.5% lubricant Lubriol are added to the stabilized solution. After thorough mixing, 65% barite and 5% KCl are added to the solution. Then, 0.5% of Givpan and GKZh-IIH are introduced into the solution. After thorough mixing, the solution is considered ready.
Составы и свойства растворов приведены в табл.1 и 2.The compositions and properties of the solutions are given in tables 1 and 2.
В указанном буровом растворе используют бентонитовый глинопорошок в пределах 3-5%. Уменьшение содержания глины приводит к получению раствора с низкими значениями структурно-механических свойств, что приводит к выпадению утяжелителя из раствора, увеличение содержания глинистой составляющей способствует увеличению вязкости раствора, что приводит к увеличению толщины корки, прихватам, плохой проходимости.In the specified drilling fluid, bentonite clay powder is used in the range of 3-5%. A decrease in the clay content leads to a solution with low values of structural and mechanical properties, which leads to the loss of weighting agent from the solution, an increase in the clay component contributes to an increase in the viscosity of the solution, which leads to an increase in the thickness of the crust, adhesions, poor passability.
Для обеспечения устойчивости ствола скважины ингибирующая способность раствора регулируется путем ввода в раствор минеральной соли KCl, концентрация которой определяется минерализацией поровой воды в разбуриваемых пластах. В заявляемом растворе предложены наиболее оптимальные концентрации, исходя из практики бурения и литературных данных. Кроме того, добавка минеральной соли в буровой раствор повышает термостойкость раствора.To ensure the stability of the wellbore, the inhibitory ability of the solution is regulated by introducing KCl mineral salt into the solution, the concentration of which is determined by the mineralization of pore water in the drilled formations. In the inventive solution, the most optimal concentrations are proposed, based on drilling practice and literature data. In addition, the addition of mineral salt to the drilling fluid increases the heat resistance of the fluid.
Для регулирования фильтрационных свойств в буровой раствор вводятся полианионная целлюлоза средней и низкой вязкости ПАЦ-СВ в пределах 0,6-0,8%. Уменьшение содержания ПАЦ до 0,4% приводит к высоким значениям показателя фильтрации, дальнейшее же увеличение концентрации до 1% нецелесообразно, т.к. способствует загущению раствора.To regulate the filtration properties, polyanionic cellulose of medium and low viscosity PAC-SV in the range of 0.6-0.8% is introduced into the drilling fluid. A decrease in the PAC content to 0.4% leads to high values of the filtration rate, a further increase in concentration to 1% is impractical because contributes to the thickening of the solution.
Также для регулирования фильтрации в раствор дополнительно вводят крахмал Фито-РК, эффективность которого особенно возрастает в растворах с высокой степенью минерализации. Как показали экспериментальные данные, оптимальные добавки крахмала лежат в пределах 1-2%.Also, to regulate the filtration, Fito-RK starch is additionally introduced into the solution, the effectiveness of which is especially increased in solutions with a high degree of mineralization. As shown by experimental data, the optimal starch additives are in the range of 1-2%.
Для предотвращения биодеструкции полисахаридов в раствор предлагается вводить добавку бактерицида ЛПЭ-32, концентрация которого рекомендуется производителем в пределах 0,2-0,3%.To prevent biodegradation of polysaccharides, it is proposed to introduce an addition of the bactericide LPE-32 into the solution, the concentration of which is recommended by the manufacturer in the range 0.2-0.3%.
Для регулирования реологических и фильтрационных свойств рекомендуется вводить лигносульфонат ФХЛС в пределах 0,5-1,5%. Однако ввод лигносульфоната в раствор способствует его вспениванию, поэтому в раствор следует дополнительно вводить пеногаситель ПЭС-1.To control the rheological and filtration properties, it is recommended to introduce lignosulfonate FHLS within the range of 0.5-1.5%. However, the introduction of lignosulfonate in the solution promotes its foaming, therefore, antifoam PES-1 should be added to the solution.
Добавками в раствор Гивпана можно дополнительно регулировать фильтрационные и реологические свойства раствора, а также предотвращать обогащение раствора выбуренной породой.Additives to Givpan's solution can further control the filtration and rheological properties of the solution, as well as prevent the enrichment of the solution with drill cuttings.
ГКЖ-IIH способствует значительному снижению вязкости раствора и повышению его термостойкости.GKZH-IIH contributes to a significant decrease in the viscosity of the solution and increase its heat resistance.
Как показали экспериментальные данные, совместное применение пеногасителя ПЭС-1 со смазочной добавкой Лубриол способствует получению раствора с достаточно высокими смазочными свойствами, при этом оптимальные концентрации ПЭС-1 лежат в области 0,1-0,5, а Лубриола - 0,5-0,8%.As shown by experimental data, the combined use of antifoam PES-1 with a lubricant additive Lubriol contributes to a solution with sufficiently high lubricating properties, while the optimal concentrations of PES-1 lie in the range of 0.1-0.5, and Lubriol - 0.5-0 ,8%.
При совместном вводе пеногасителя ПЭС-1 и смазочной добавки Лубриол также наблюдается синергетический эффект в отношении смазочного действия корки, характеризующегося коэффициентом трения КТК. Это видно из табл.3, где раздельное введение ПЭС-1 и Лубриола в суммарном количестве не обеспечивает буровому раствору необходимых смазочных свойств. Полиэтилсилоксан ПЭС-1 является по отношению к глинистой корке гидрофобизирующим агентом, препятствуя ее набуханию, а Лубриол создает дополнительную смазывающую прослойку на поверхности корки, уменьшает прихватоопасность.When combined with the introduction of antifoam PES-1 and the lubricating additive Lubriol, a synergistic effect is also observed with respect to the lubricating action of the crust, characterized by the coefficient of friction of the CPC. This can be seen from Table 3, where the separate introduction of PES-1 and Lubriol in the total amount does not provide the drilling fluid with the necessary lubricating properties. Polyethylsiloxane PES-1 is a hydrophobizing agent with respect to the clay peel, preventing it from swelling, and Lubriol creates an additional lubricating layer on the surface of the peel, and reduces stickiness.
Заявляемый состав бурового раствора при оптимальном соотношении реагентов (поз.2 и 3, табл.3) в сравнении с прототипом имеет более низкие значения фильтрации (в 2-2,5 раза), содержит меньшее количество глины. В растворе заявляемого состава при оптимальном соотношении реагентов наблюдается улучшение смазочных свойств корки, чем у прототипа (в 1,4-1,6 раза).The inventive composition of the drilling fluid with an optimal ratio of reagents (pos. 2 and 3, table 3) in comparison with the prototype has lower filtration values (2-2.5 times), contains less clay. In a solution of the claimed composition with an optimal ratio of reagents, an improvement in the lubricating properties of the peel is observed than in the prototype (1.4-1.6 times).
При использовании заявляемого состава исключается применение дорогостоящего и дефицитного едкого калия.When using the inventive composition, the use of expensive and scarce caustic potassium is excluded.
Применение эффективного пеногасителя ПЭС-1 позволяет предотвращать вспенивание раствора при газопроявлениях и держать плотность раствора на требуемом уровне без аварийных выбросов.The use of an effective antifoam PES-1 helps to prevent foaming of the solution during gas manifestations and to keep the density of the solution at the required level without accidental emissions.
За счет пониженной фильтрации и малого содержания глины раствор образует тонкую корку с малым коэффициентом трения, что снижает опасность прихватов и аварийность, увеличивает общую скорость бурения; также меньше фильтрата и твердой фазы проникает в продуктивный пласт, что в конечном счете приведет к сокращению времени освоения и к получению большего притока нефти или газа из пласта.Due to the reduced filtration and low clay content, the solution forms a thin crust with a low coefficient of friction, which reduces the risk of sticking and accident rate, increases the overall drilling speed; also less filtrate and solid phase penetrates into the reservoir, which ultimately will lead to a reduction in development time and to obtain a greater influx of oil or gas from the reservoir.
Использование предлагаемого бурового раствора в сложных горно-геологических условиях, например при бурении наклонных и горизонтальных (особенно газовых) скважин с аномально высокими давлениями и температурами, позволит избежать аварийных ситуаций и тем самым увеличить скорость проходки и продуктивность скважины.The use of the proposed drilling fluid in difficult geological conditions, for example, when drilling deviated and horizontal (especially gas) wells with abnormally high pressures and temperatures, will help to avoid accidents and thereby increase the speed of penetration and productivity of the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011114576/03A RU2461600C1 (en) | 2011-04-13 | 2011-04-13 | Loaded drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011114576/03A RU2461600C1 (en) | 2011-04-13 | 2011-04-13 | Loaded drilling mud |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2461600C1 true RU2461600C1 (en) | 2012-09-20 |
Family
ID=47077432
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011114576/03A RU2461600C1 (en) | 2011-04-13 | 2011-04-13 | Loaded drilling mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2461600C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2655281C1 (en) * | 2017-07-13 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted inhibited drilling mud |
RU2700132C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-09-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Weighted drilling fluid |
CN115491187A (en) * | 2022-08-08 | 2022-12-20 | 成都理工大学 | Multifunctional rock-carrying anti-collapse engineering material and preparation method and application thereof |
RU2804068C1 (en) * | 2023-02-15 | 2023-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Hydrogel drilling fluid |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4719021A (en) * | 1984-11-28 | 1988-01-12 | Sun Drilling Products Corporation | Shale-stabilizing drilling fluids and method for producing same |
RU2147671C1 (en) * | 1998-01-15 | 2000-04-20 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Compound for control of formation permeability and water shutoff |
RU2235751C1 (en) * | 2003-02-07 | 2004-09-10 | ДФГУП Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Weighted drilling mud |
RU2278890C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Drilling mud for exposing producing formation with low formation pressions |
RU2298575C1 (en) * | 2005-10-31 | 2007-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР и Ко" | Drilling fluid (variations) |
RU2303047C1 (en) * | 2006-05-10 | 2007-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания ОАО "ГАЗПРОМ" (ООО "БУРГАЗ") | Highly inhibited drilling |
RU2327725C2 (en) * | 2006-05-25 | 2008-06-27 | Владимир Сергеевич Новиков | Inhibiting drilling agent for mud shale |
RU2369625C2 (en) * | 2007-12-10 | 2009-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling agent for deviating holes |
-
2011
- 2011-04-13 RU RU2011114576/03A patent/RU2461600C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4719021A (en) * | 1984-11-28 | 1988-01-12 | Sun Drilling Products Corporation | Shale-stabilizing drilling fluids and method for producing same |
RU2147671C1 (en) * | 1998-01-15 | 2000-04-20 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Compound for control of formation permeability and water shutoff |
RU2235751C1 (en) * | 2003-02-07 | 2004-09-10 | ДФГУП Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Weighted drilling mud |
RU2278890C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Drilling mud for exposing producing formation with low formation pressions |
RU2298575C1 (en) * | 2005-10-31 | 2007-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР и Ко" | Drilling fluid (variations) |
RU2303047C1 (en) * | 2006-05-10 | 2007-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания ОАО "ГАЗПРОМ" (ООО "БУРГАЗ") | Highly inhibited drilling |
RU2327725C2 (en) * | 2006-05-25 | 2008-06-27 | Владимир Сергеевич Новиков | Inhibiting drilling agent for mud shale |
RU2369625C2 (en) * | 2007-12-10 | 2009-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Drilling agent for deviating holes |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2655281C1 (en) * | 2017-07-13 | 2018-05-24 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted inhibited drilling mud |
RU2700132C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-09-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Weighted drilling fluid |
CN115491187A (en) * | 2022-08-08 | 2022-12-20 | 成都理工大学 | Multifunctional rock-carrying anti-collapse engineering material and preparation method and application thereof |
RU2806712C1 (en) * | 2023-02-09 | 2023-11-03 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Polymer-stabilized microdispersed drilling composition |
RU2804068C1 (en) * | 2023-02-15 | 2023-09-26 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Hydrogel drilling fluid |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107801398B (en) | Date seed powder as fluid loss additive for drilling fluids | |
RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
CN101200631A (en) | Method for preparing high-performance filming water-base drilling fluid | |
US2570947A (en) | Drilling fluids and methods of using same | |
RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
RU2461600C1 (en) | Loaded drilling mud | |
RU2655276C1 (en) | Weighted mineralized clayless drilling mud | |
RU2369625C2 (en) | Drilling agent for deviating holes | |
US3108068A (en) | Water-in-oil emulsion drilling fluid | |
RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
RU2582197C1 (en) | Drilling mud | |
RU2661172C2 (en) | Drilling mud | |
RU2386656C1 (en) | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells | |
RU2687815C1 (en) | Gel-drill drilling fluid | |
RU2695201C1 (en) | Drill mud for primary opening of productive formation | |
RU2541666C1 (en) | Mud fluid for stabilisation of mud shale | |
RU2427605C1 (en) | Clay-less polysaccharide drilling agent | |
RU2804720C1 (en) | Biopolymer drilling fluid | |
RU2700132C1 (en) | Weighted drilling fluid | |
RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions | |
RU2327726C2 (en) | Thin clay drilling mud | |
RU2290426C1 (en) | Solid phase-free drilling mud with improved lubricant properties | |
RU2235751C1 (en) | Weighted drilling mud | |
RU2602280C1 (en) | Peat alkaline drilling mud for opening producing reservoir | |
RU2733766C1 (en) | Drilling mud with plug-in solid phase petro plug |