RU2486224C2 - Light salt mud - Google Patents
Light salt mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2486224C2 RU2486224C2 RU2011138875/03A RU2011138875A RU2486224C2 RU 2486224 C2 RU2486224 C2 RU 2486224C2 RU 2011138875/03 A RU2011138875/03 A RU 2011138875/03A RU 2011138875 A RU2011138875 A RU 2011138875A RU 2486224 C2 RU2486224 C2 RU 2486224C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- salt
- drilling fluid
- water
- clay
- twenty
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении толщи соленосных, терригенно-карбонатных отложений поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, а также для вскрытия продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to drilling fluids used in drilling strata of saline, terrigenous-carbonate sediments of prospecting and exploratory and production wells, as well as for opening productive formations under conditions of abnormally low reservoir pressure (ANP).
Известен буровой раствор, содержащий бентонит, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, гидролизированный полиакрилонитрил «унифлок», ксантановый биополимер, гидрофобизатор, алюмосиликатные микросферы, вода. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит карбоксиметилированный крахмал.Known drilling fluid containing bentonite, stabilizer - carboxymethyl cellulose CMC, hydrolyzed polyacrylonitrile "uniflock", xanthan biopolymer, water repellent, aluminosilicate microspheres, water. In another embodiment, instead of CMC, the solution contains carboxymethylated starch as a stabilizer.
Недостатком известных буровых растворов является неустойчивость бурового раствора к солевой агрессии.A disadvantage of the known drilling fluids is the instability of the drilling fluid to salt aggression.
Наиболее близким техническим решением является буровой раствор, содержащий солестойкую глину, хлорид калия, гидроксид бария, крахмал, конденсированную сульфит спиртовую барду - КССБ, оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ и воду. Повышение прочности, водоустойчивости глинистых пород, в том числе соленасыщенных межсолевых увлажненных глин, предупреждение осложнений из-за осыпей, обвалов, течения пластичных глинистых пород, сужение ствола при бурении скважин решается тем, что буровой раствор дополнительно содержит гидроксид бария.The closest technical solution is a drilling fluid containing salt-resistant clay, potassium chloride, barium hydroxide, starch, condensed sulphite alcohol bard - KSSB, hydroxyethyl cellulose - OEC and water. Increasing the strength and water resistance of clayey rocks, including saline intersalt moistened clays, preventing complications due to talus, landslides, flow of plastic clayey rocks, narrowing the well when drilling wells, is decided by the fact that the drilling fluid additionally contains barium hydroxide.
Однако известное техническое решение не способствует уменьшению плотности бурового раствора, следовательно, исключает возможность его использования при АНПД. Введение неорганических солей, являющихся ингибиторами набухания глин и текучести солей, наоборот ведет к увеличению плотности бурового раствора.However, the known technical solution does not contribute to a decrease in the density of the drilling fluid, therefore, excludes the possibility of its use in ANPD. The introduction of inorganic salts, which are inhibitors of clay swelling and fluidity of salts, on the contrary leads to an increase in the density of the drilling fluid.
Предлагаемое техническое решение позволяет легко контролировать технологические параметры и снижать плотность минерализованного бурового раствора.The proposed technical solution makes it easy to control the technological parameters and reduce the density of the mineralized drilling fluid.
Поставленная задача достигается тем, что облегченный минерализованный буровой раствор, содержащий глинопорошок, стабилизатор - солестойкую карбоксиметилцеллюлозу, модифицированный крахмал, минеральную соль - хлористый натрий, щелочь, лигносульфонатный реагент и воду; дополнительно содержит хлористый калий и силикатный материал для снижения плотности бурового раствора - силикатные микросферы при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: глинопорошок - 4-6; солестойкая карбоксиметилцеллюлоза - 0,3-1; модифицированный крахмал - 0,8-1,2; минеральная соль - хлористый натрий NaCl - 1-20 и ингибитор гидратации - хлористый калий KCl - 3-7; щелочь - 0,01-0,02; лигносульфонатный реагент - 1,5-2; силикатные микросферы - 4,5-6; вода - остальное.This object is achieved in that a lightweight mineralized drilling fluid containing clay powder, a stabilizer — salt-resistant carboxymethyl cellulose, modified starch, mineral salt — sodium chloride, alkali, lignosulfonate reagent and water; additionally contains potassium chloride and silicate material to reduce the density of the drilling fluid — silicate microspheres in the following ratio of ingredients, wt.%: clay powder - 4-6; salt-resistant carboxymethyl cellulose - 0.3-1; modified starch - 0.8-1.2; mineral salt - sodium chloride NaCl - 1-20 and a hydration inhibitor - potassium chloride KCl - 3-7; alkali - 0.01-0.02; lignosulfonate reagent - 1.5-2; silicate microspheres - 4.5-6; water is the rest.
Заявленный раствор готовят в следующем порядке: глинопорошок затворяют пресной водой и перемешивают до полного диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор - солестойкую карбоксиметилцеллюлозу и вновь перемешивают, затем - модифицированный крахмал, перемешивают, вводят KCl, перемешивают, затем добавляют NaCl, лигносульфонатный реагент и щелочь. Все реагенты вводят в сухом виде. Облегчают микросферами до нужной плотности, вновь перемешивают, и буровой раствор считается готовым.The claimed solution is prepared in the following order: the clay powder is shut with fresh water and mixed until completely dispersed. Then, a stabilizer reagent, salt-resistant carboxymethyl cellulose, is introduced into the clay suspension and mixed again, then modified starch is mixed, KCl is introduced, mixed, then NaCl, lignosulfonate reagent and alkali are added. All reagents are administered dry. They lighten the microspheres to the desired density, mix again, and the drilling fluid is considered ready.
Пример 1. Готовят глинистую суспензию 4 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС 1 мас.%, МК-Ф 1,2 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят КССБ-2М 1,5 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 5 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.Example 1. Prepare a clay suspension of 4 wt.%, Mix until the clay is fully dispersed. The stabilizer reagent CMC-TC 1 wt.%, MK-F 1.2 wt.% Are introduced into the resulting clay suspension. After thorough mixing, KCl 5 wt.% And NaCl 20 wt.% Are added. KSSB-2M 1.5 wt.% And NaOH 0.02 wt.% Are introduced into the salt-saturated solution. Then 5 wt.% Microspheres are introduced. After stirring for 30 minutes, the solution is considered ready.
Пример 2. Готовят глинистую суспензию 4 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС 0,3 мас.%, КМК-Бур1 0,8 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят КССБ-2М 2 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 5 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.Example 2. Prepare a clay suspension of 4 wt.%, Mix until the clay is fully dispersed. The stabilizer reagent KMTs-TS 0.3 wt.%, KMK-Bur1 0.8 wt.% Are introduced into the resulting clay suspension. After thorough mixing, KCl 5 wt.% And NaCl 20 wt.% Are added. KSSB-2M 2 wt.% And NaOH 0.02 wt.% Are added to the saline solution. Then 5 wt.% Microspheres are introduced. After stirring for 30 minutes, the solution is considered ready.
Пример 3. Готовят глинистую суспензию 5 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС - 1 мас.%, МК-Ф - 1,2 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят ФХЛС-М 1 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 5 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.Example 3. Prepare a clay suspension of 5 wt.%, Mix until the clay is fully dispersed. In the resulting clay suspension, the stabilizer KMTs-TS is introduced - 1 wt.%, MK-F - 1.2 wt.%. After thorough mixing, KCl 5 wt.% And NaCl 20 wt.% Are added. In the saline solution, FHLS-M 1 wt.% And NaOH 0.02 wt.% Are added. Then 5 wt.% Microspheres are introduced. After stirring for 30 minutes, the solution is considered ready.
Пример 4. Готовят глинистую суспензию 5 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС 0,5 мас.%, МК-Ф - 1 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят КССБ-2М 2 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 4,9 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.Example 4. Prepare a clay suspension of 5 wt.%, Mix until the clay is fully dispersed. The stabilizer reagent CMC-TS 0.5 wt.%, MK-F - 1 wt.% Are introduced into the resulting clay suspension. After thorough mixing, KCl 5 wt.% And NaCl 20 wt.% Are added. KSSB-2M 2 wt.% And NaOH 0.02 wt.% Are added to the saline solution. Then 4.9 wt.% Microspheres are introduced. After stirring for 30 minutes, the solution is considered ready.
Пример 5. Готовят глинистую суспензию 6 мас.%, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор КМЦ-ТС 0,3 мас.%, МК-Ф - 0,8 мас.%. После тщательного перемешивания вводят KCl 5 мас.% и NaCl 20 мас.%. В соленасыщенный раствор вводят КССБ-2М 2 мас.% и NaOH 0,02 мас.%. Затем вводят 4,7 мас.% микросферы. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.Example 5. Prepare a clay suspension of 6 wt.%, Mix until the clay is fully dispersed. The stabilizer reagent CMC-TS 0.3 wt.%, MK-F - 0.8 wt.% Are introduced into the resulting clay suspension. After thorough mixing, KCl 5 wt.% And NaCl 20 wt.% Are added. KSSB-2M 2 wt.% And NaOH 0.02 wt.% Are added to the saline solution. Then enter 4.7 wt.% Microspheres. After stirring for 30 minutes, the solution is considered ready.
Состав и свойства этих растворов приведены в таблице № 1,2.The composition and properties of these solutions are shown in table No. 1,2.
В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.In accordance with the above examples, various versions of the solution are prepared, characterized by the quantitative content of the ingredients.
В качестве стабилизатора бурового раствора используют солестойкую карбоксиметилцеллюлозу с различными степенями полимеризации, например КМЦ-ТС (ТУ 2231-034-97457491-2010). Реагент представляет собой мелкозернистый порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде. Экологически безвреден, нетоксичен. Использование КМЦ-ТС менее 0,3 мас.% приводит к увеличению водоотдачи, уменьшению вязкости и стабильности раствора. Увеличение значения более 1 мас.% приводит к значительному увеличению вязкости.As the stabilizer of the drilling fluid, salt-resistant carboxymethyl cellulose with various degrees of polymerization is used, for example, KMTs-TS (TU 2231-034-97457491-2010). The reagent is a fine-grained white powder, readily soluble in water. Ecologically harmless, non-toxic. The use of CMC-TS less than 0.3 wt.% Leads to an increase in water loss, a decrease in the viscosity and stability of the solution. Increasing the value of more than 1 wt.% Leads to a significant increase in viscosity.
Для снижения фильтрации используют модифицированный крахмал, например, КМК-Бур, МК-Ф (ТУ 2262-016-32957739, ТУ 9187-002-00343094-2005) и др. Использование модифицированного крахмала менее 0,8 мас.% приводит к увеличению водоотдачи. Увеличение значения более 1,2 мас.% приводит к значительному увеличению вязкости.To reduce filtration, modified starch is used, for example, KMK-Bur, MK-F (TU 2262-016-32957739, TU 9187-002-00343094-2005), etc. Using modified starch less than 0.8 wt.% Leads to an increase in water loss . Increasing the value of more than 1.2 wt.% Leads to a significant increase in viscosity.
В качестве структурообразователя применяется глинопорошок (ТУ 2164-41219638-2005), также другие ГОСТ и ТУ. Глинопорошок использовали в пределах 4-6 мас.%. Уменьшение содержания глинопорошка менее 4 мас.% приводит к нулевым значениям СНС. Увеличение процентного содержания глинопорошка увеличивает вязкость раствора, что приводит к увеличению корки, прихватам, плохой проходке.Clay powder (TU 2164-41219638-2005), as well as other GOST and TU are used as a structuring agent. Clay powder was used in the range of 4-6 wt.%. A decrease in the content of clay powder of less than 4 wt.% Leads to zero values of the SNA. An increase in the percentage of clay powder increases the viscosity of the solution, which leads to an increase in the crust, sticking, poor penetration.
Техническая соль хлорид натрия выпускается по ТУ 2152-067-002-09527-98 и др.Technical salt sodium chloride is produced according to TU 2152-067-002-09527-98 and others.
Ингибитор гидратации хлорид калия представляет собой мелкокристаллический белый порошок с ρ-1,98 г/см3, в соответствии с ГОСТ 4568-95, ТУ 2152-018-00203944-95 и др.The potassium chloride hydration inhibitor is a fine crystalline white powder with ρ-1.98 g / cm 3 , in accordance with GOST 4568-95, TU 2152-018-00203944-95, etc.
Введение NaCl до 20 мас.% и KCl от 3 до 5 мас.% при бурении толщи соленосных, а также терригенно-карбонатных отложений будет предотвращать разрушение ствола скважины. Увеличение общей минерализации выше 25 мас.% будет приводить к выпадению соли в раствор.The introduction of NaCl up to 20 wt.% And KCl from 3 to 5 wt.% When drilling the thickness of saline, as well as terrigenous-carbonate deposits will prevent the destruction of the wellbore. An increase in total mineralization above 25 wt.% Will lead to the precipitation of salt into the solution.
Для поддержания рН бурового раствора используют щелочь - гидроксид натрия и (или) гидроксид калия. Оптимальные концентрации гидроксидов щелочных металлов находятся в пределах 0,01-0,02 мас.%. Уменьшение или увеличение щелочи приводит соответственно к снижению или увеличению рН раствора.To maintain the pH of the drilling fluid, alkali is used - sodium hydroxide and (or) potassium hydroxide. Optimum concentrations of alkali metal hydroxides are in the range of 0.01-0.02 wt.%. A decrease or increase in alkali results in a decrease or increase in the pH of the solution, respectively.
В качестве регулятора реологических свойств применяют лигносульфонатный реагент, например конденсированную сульфит-спиртовую барду для минерализованных растворов КССБ-2М (ТУ 2454-325-05133190-2000), которая представляет собой продукт конденсации в кислой среде технических лигносульфонатов. По внешнему виду КССБ-2М - порошок коричневого цвета. Растворимость в воде не менее 90%, величина снижения фильтрации не менее 50%, водородный показатель 7-9. Добавление КССБ-2М более 2 мас.% приводит к вспениванию бурового раствора. Ввод КССБ-2М ниже 1 мас.% неэффективно снижает водоотдачу и СНС. Также возможно применение ФХЛС и аналогов зарубежных производителей.As a regulator of rheological properties, a lignosulfonate reagent is used, for example, condensed sulfite-alcohol stillage for mineralized solutions KSSB-2M (TU 2454-325-05133190-2000), which is a condensation product of technical lignosulfonates in an acidic medium. In appearance, KSSB-2M is a brown powder. The solubility in water is not less than 90%, the amount of decrease in filtration is not less than 50%, the hydrogen index is 7-9. Adding KSSB-2M more than 2 wt.% Leads to foaming of the drilling fluid. Putting KSSB-2M below 1 wt.% Inefficiently reduces water loss and SNA. It is also possible to use FHLS and analogues of foreign manufacturers.
Для снижения плотности бурового раствора используют силикатные микросферы, имеющие истинную плотность - 0,32-0,6 г/см3, насыпную плотность - 0,19-0,43 г/см3, прочность на сжатие 136-1224 атм, стабильность до 600°С, например, HGS5000. Микросферы HGS5000 производят из натрий-боросиликатного стекла, что делает их химически стойкими, нерастворимыми в воде и углеводородах, экологически безопасными. Также возможно использование других силикатных микросфер близких по свойствам.To reduce the density of the drilling fluid, silicate microspheres having a true density of 0.32-0.6 g / cm 3 , bulk density of 0.19-0.43 g / cm 3 , compressive strength 136-1224 atm, and stability up to 600 ° C, for example, HGS5000. HGS5000 microspheres are made from sodium borosilicate glass, which makes them chemically resistant, insoluble in water and hydrocarbons, and environmentally friendly. It is also possible to use other silicate microspheres with similar properties.
Ввод силикатных микросфер 4,5-6 мас.% обеспечивает оптимальную плотность бурового раствора.The input of silicate microspheres of 4.5-6 wt.% Provides the optimal density of the drilling fluid.
Использование предлагаемого облегченного минерализованного бурового раствора в сложных горно-геологических условиях, например, при бурении толщи соленосных отложений в условиях АНПД позволяет регулировать плотность бурового раствора.The use of the proposed lightweight mineralized drilling fluid in difficult geological conditions, for example, when drilling the thickness of saline sediments in the conditions of the API, allows you to adjust the density of the drilling fluid.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011138875/03A RU2486224C2 (en) | 2011-09-22 | 2011-09-22 | Light salt mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011138875/03A RU2486224C2 (en) | 2011-09-22 | 2011-09-22 | Light salt mud |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011138875A RU2011138875A (en) | 2013-03-27 |
RU2486224C2 true RU2486224C2 (en) | 2013-06-27 |
Family
ID=48702507
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011138875/03A RU2486224C2 (en) | 2011-09-22 | 2011-09-22 | Light salt mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2486224C2 (en) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2533478C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
RU2534286C1 (en) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Drill mud for completion, development and well-workover operations in terrigenous reservoirs |
RU2593159C1 (en) * | 2015-03-05 | 2016-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud |
RU2601635C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Polymer-based drilling mud for well construction |
RU2605109C1 (en) * | 2015-09-04 | 2016-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Inhibiting drilling mud |
RU2605217C1 (en) * | 2015-09-04 | 2016-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling fluid (versions) |
RU2606601C1 (en) * | 2015-10-15 | 2017-01-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Process fluid for well development |
RU2683456C1 (en) * | 2017-12-21 | 2019-03-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Lightweight drilling fluid (options) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1724672A1 (en) * | 1989-09-01 | 1992-04-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Water-base drilling mud |
RU2163248C2 (en) * | 1998-12-16 | 2001-02-20 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Drilling mud for drilling in falling down rocks |
RU2301822C2 (en) * | 2005-04-19 | 2007-06-27 | Николай Глебович Усанов | Drilling fluid |
RU2309970C1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Low-density drilling mud (versions) |
RU2327752C1 (en) * | 2006-10-09 | 2008-06-27 | Юлия Алексеевна Щепочкина | Aluminium bronze |
RU2330869C1 (en) * | 2006-11-13 | 2008-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Light weight drill fluid for opening-out of payout bed |
US20090029878A1 (en) * | 2007-07-24 | 2009-01-29 | Jozef Bicerano | Drilling fluid, drill-in fluid, completition fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles; and applications for fluid loss control and wellbore strengthening |
-
2011
- 2011-09-22 RU RU2011138875/03A patent/RU2486224C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1724672A1 (en) * | 1989-09-01 | 1992-04-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Water-base drilling mud |
RU2163248C2 (en) * | 1998-12-16 | 2001-02-20 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Drilling mud for drilling in falling down rocks |
RU2301822C2 (en) * | 2005-04-19 | 2007-06-27 | Николай Глебович Усанов | Drilling fluid |
RU2309970C1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Low-density drilling mud (versions) |
RU2327752C1 (en) * | 2006-10-09 | 2008-06-27 | Юлия Алексеевна Щепочкина | Aluminium bronze |
RU2330869C1 (en) * | 2006-11-13 | 2008-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Light weight drill fluid for opening-out of payout bed |
US20090029878A1 (en) * | 2007-07-24 | 2009-01-29 | Jozef Bicerano | Drilling fluid, drill-in fluid, completition fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles; and applications for fluid loss control and wellbore strengthening |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2533478C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
RU2534286C1 (en) * | 2013-07-31 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Drill mud for completion, development and well-workover operations in terrigenous reservoirs |
RU2593159C1 (en) * | 2015-03-05 | 2016-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud |
RU2605109C1 (en) * | 2015-09-04 | 2016-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Inhibiting drilling mud |
RU2605217C1 (en) * | 2015-09-04 | 2016-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling fluid (versions) |
RU2601635C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Polymer-based drilling mud for well construction |
RU2606601C1 (en) * | 2015-10-15 | 2017-01-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Process fluid for well development |
RU2683456C1 (en) * | 2017-12-21 | 2019-03-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Lightweight drilling fluid (options) |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2011138875A (en) | 2013-03-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2486224C2 (en) | Light salt mud | |
CN107801398B (en) | Date seed powder as fluid loss additive for drilling fluids | |
Broni-Bediako et al. | Oil well cement additives: a review of the common types | |
EP1957601B1 (en) | Solvent free fluidized polymer suspensions for oilfield servicing fluids | |
AU2017296043B2 (en) | High density clear brine fluids | |
US4083407A (en) | Spacer composition and method of use | |
US8668010B2 (en) | Wellbore servicing compositions comprising a fluid loss agent and methods of making and using same | |
US10280358B2 (en) | Non-invasive cement spacer fluid compositions, spacer fluid products, methods of well operation and well apparatus | |
US20180355238A1 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
US7541316B2 (en) | Wellbore treatment fluids having improved thermal stability | |
US4411800A (en) | High temperature stable fluid loss control system | |
US4473480A (en) | High temperature stable fluid loss control system | |
CN106661929B (en) | Water-based wellbore servicing fluid containing high temperature fluid loss control additives | |
NO20121161A1 (en) | Method of treating underground formation | |
RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
RU2601635C1 (en) | Polymer-based drilling mud for well construction | |
NO812339L (en) | SALT WATER SUSPENSIONS AND WATER-REDUCING ADDITIVES FOR SUCH. | |
RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
US9611420B2 (en) | Crosslinking chitosan for reducing permeability in a well | |
RU2612040C2 (en) | Polymer-emulsion drilling mud | |
US9016375B2 (en) | Breaking diutan with oxalic acid at 180° F to 220° F | |
EP2121868B1 (en) | Stable sodium thiosulfate based fluidized polymer suspensions of hydroxyethyl cellulose for oilfield services | |
RU2730145C1 (en) | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method | |
GB2550664A (en) | Environmental gelling agent for gravel packing fluids | |
CA2449083A1 (en) | Thermal extenders for well fluid applications |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130923 |