RU2534546C1 - Катионноингибирующий буровой раствор - Google Patents

Катионноингибирующий буровой раствор Download PDF

Info

Publication number
RU2534546C1
RU2534546C1 RU2013133733/03A RU2013133733A RU2534546C1 RU 2534546 C1 RU2534546 C1 RU 2534546C1 RU 2013133733/03 A RU2013133733/03 A RU 2013133733/03A RU 2013133733 A RU2013133733 A RU 2013133733A RU 2534546 C1 RU2534546 C1 RU 2534546C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
cationic
acrylamide copolymer
praestol
solution
Prior art date
Application number
RU2013133733/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Миталим Магомед-Расулович Гайдаров
Андрей Атласович Хуббатов
Азамат Миталимович Гайдаров
Нина Викторовна Алексеева
Азат Давронович Норов
Юлия Михайловна Богданова
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий- Газпром ВНИИГАЗ"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий- Газпром ВНИИГАЗ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий- Газпром ВНИИГАЗ"
Priority to RU2013133733/03A priority Critical patent/RU2534546C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2534546C1 publication Critical patent/RU2534546C1/ru

Links

Landscapes

  • Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышенная ингибирующая способность к глинам, низкий показатель фильтрации, высокие солеустойчивость и термоустойчивость бурового раствора. Катионноингибирующий буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 6-8; полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах) 3-6; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; воду остальное. 6 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.
Из уровня техники известен буровой раствор для бурения многолетнемерзлых пород (патент RU 2184756 C1, C09K 7/02, 10.07.2002), содержащий бентонитовый глинопорошок, водорастворимый полимер и воду, в котором в качестве полимера содержится Праестол марок 2510, или 2515, или 2530, или 2540 при соотношении компонентов, мас.%:
Бентонитовый глинопорошок 5
Праестол марки:
2510, 2515 0,01-0,05
2530, 2540 0,005-0,01
Вода остальное
Недостаток известного состава бурового раствора заключается в низкой ингибирующей способности по отношению к глинам.
Наиболее близким к предлагаемому раствору является буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и понизитель фильтрации полиэлектролит ВПК-402 (заявка на изобретение RU 2011142948 А, С09К 8/00, 27.04.2013) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глинопорошок 5-8
ВПК-402 7-15
Вода остальное
Недостаток известного состава заключается в значительном расходе реагента ВПК-402 - 7-15 мас.% (35%-й концентрации), что составляет 2,45-5,25% на сухое вещество.
Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в устранении указанного недостатка, а именно в снижении расхода реагента с сохранением повышенной ингибирующей способности к глинам, сниженного показателя фильтрации, повышенных соле- и термоустойчивости раствора.
Технический результат предлагаемого изобретения достигается за счет того, что в буровом растворе, включающем воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), в качестве дополнительного стабилизатора глин и понизителя фильтрации используют катионный реагент катионного сополимера акриламида при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глинопорошок 6-8
Полидадмах 3-6
Катионный сополимер акриламида 0,2-0,4
Вода остальное
Для приготовления предлагаемого раствора возможно использование глинопорошка различных марок. Оптимальная концентрация глинопорошка зависит от его марки. В предлагаемом буровом растворе может использоваться бентонитовый глинопорошок любой из марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, который выпускается в соответствии с ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок», за исключением модифицированного анионными полимерами. С ухудшением марки глинопорошка концентрация его увеличивается, а с повышением качества концентрация уменьшается. Марка, т.е. сорт глинопорошка, в предлагаемом составе не оказывает существенного влияния на технологические показатели раствора, а характеризует его расход.
Полимер хлорида диаллилдиметиламмония - ПОЛИДАДМАХ синтезируют из диметиламина и аллилхлорида. Продукт представляет собой органическое вещество с высокой плотностью катионного заряда, который нейтрализует положительно заряженные коллоидные частицы. Реагент может изготавливаться в виде растворов (FLOQUATTM FL 35%-й концентрации) или порошков (FLOQUATTM TS от 1,05 до 2, 10% на сухое вещество).
Порошкообразные ПОЛИДАДМАХи имеют насыпную плотность от 0,4 до 0,6. Приблизительная вязкость вещества составляет 15, 50 или 250 сПз в зависимости от серии продуктов. Максимальная рабочая концентрация вещества - 50 г/л. Диапазон температур хранения порошкообразных ПОЛИДАДМАХов FLOQUATTM TS составляет 0-35°C. Время полного растворения в воде при 25°C - 30 дней.
В качестве ускорителя процесса осаждения и флотации в предлагаемом растворе дополнительно содержится катионный сополимер акриламида, такой, например, как Праестол, который представляет собой белый или желтоватый сыпучий порошок, получаемый сополимеризацией акриламида и катионного сомономера на основе акриловой кислоты или акриламида. Стабилизирующее, флокулирующее и гидрофобизирующее действие полимерных добавок Праестол дает возможность поддерживать устойчивость стенок скважин, свести к минимуму обогащение раствора выбуренной породой, повысить технико-экономические показатели бурения. Катионные сополимеры акриламида используются для очистки промывочной жидкости от выбуренной породы и эффективного обезвоживания отходов бурения. Применение катионного сополимера акриламида, например Праестола 655 ВС, в составе предлагаемого раствора способствует повышению нефтеотдачи и выравнивания профиля приемистости, а также позволяет: увеличить охват пласта при заводнении, повысить нефтеотдачу пласта, снизить обводненность добываемой нефти.
Изобретение поясняется Таблицами 1-6. В Таблице 1 приведены результаты исследований по влиянию катионного сополимера акриламида на технологические показатели буровых растворов с содержанием ПОЛИДАДМАХа. Таблица 2 отражает результаты исследований по влиянию катионного сополимера акриламида на устойчивость глин в сравнении с наиболее близким аналогом, принятым заявителем в качестве прототипа.
В Таблице 3 приведены примеры различных марок (со-)полимеров акриламида, Праестола, которые могут быть использованы для приготовления предлагаемого раствора, выпускаемых, например, по ТУ 2216-001-40910172-98.
Таблицы 4-6 отражают результаты проведенных заявителем исследований, которые позволяют сделать вывод о совместимости различных марок Полидадмаха (табл.4) и катионных марок сополимеров акриламида (табл.5) для приготовления раствора, обладающего заданными свойствами (табл.6).
Из Таблиц 1 и 2 следует, что при содержании катионного сополимера акриламида ниже 0,2% показатель фильтрации увеличивается (табл.1, п.3) и не обеспечивается устойчивость пластичных и гидратационно-активных глин (табл.2, п.3). Отсюда минимально допустимое содержание катионного сополимера акриламида составляет 0,2%. Увеличение содержания катионного сополимера акриламида более 0,4% неэффективно (табл.1, п.7, табл.2, п.8), так как приводит к перерасходу реагента.
Таким образом, из Таблиц 1 и 2 следует, что использование ПОЛИДАДМАХа и катионного сополимера акриламида в указанных количествах позволяет снизить показатель фильтрации и сохранить устойчивость глинистых пород.
Предлагаемый буровой раствор может быть приготовлен следующим образом. Сначала перемешивают воду с глинопорошком до его распускания, затем в глинистую суспензию добавляют ПОЛИДАДМАХ, а затем катионный сополимер акриламида и при необходимости баритовый утяжелитель.
Из Таблиц 5, 6 можно видеть, что использование неиногенных и анионных марок сополимеров акриламида приводит к ухудшению стабильности раствора и его расслоению.
Таблица 1
Состав раствора, мас.% Показатели раствора
Ф, см3 при 25°C при 82°C
ηпл, мПа*с τ0, Па ηпл, мПа*с τ0, Па
Известный раствор
1 6% гл.; 7% ВПК-402; 87% вода 6 29 7,3 17 4,4
2 6% гл.; 15% ВПК-402; 79% вода 3 48 8,3 28 6,8
Предлагаемый раствор
3 6% гл.; 2% Полидадмах; 0,1% Катионный сополимер акриламида; 91,9% вода >40 17 3,9 14 3,1
4 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,2% Катионный сополимер акриламида; 90,8% вода 10 24 5,8 20 4,9
5 6% гл.; 5% Полидадмах; 0,3% Катионный сополимер акриламида; 88,7% вода 8 28 7,3 22 6,2
6 6% гл.; 6% Полидадмах; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 87.6% вода 4 33 8,3 25 7,5
7 6% гл.; 8% Полидадмах; 0,5% Катионный сополимер акриламида; 85,5% вода 4 42 9,6 28 8,1
Примечание: гл. - глинопорошок марки ПМБВ, ВПК-402 - высокомолекулярный катионный полимер, товарный продукт выпускается в виде 35%-ной конц., Ф - показатель фильтрации, ηпл - пластическая вязкость, τ0 - динамическое напряжение сдвига.
Таблица 2
Состав раствора, мас.% Поведение глинистых образцов, выдержанных в среде раствора в течение 1 сут
пластичные гидратационно-активные
Известный раствор (прототип)
1 6% гл.; 7% ВПК-402; 87% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
2 6% гл.; 15% ВПК-402; 79% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
Предлагаемый раствор
3 6% гл.; 2% Полидадмах; 0,1%; Катионный сополимер акриламида; 91,9% вода незначительное набухание набухание и разрушение
4 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,2% Катионный сополимер акриламида; 90,8% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
5 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
6 6% гл.; 4% Полидадмах; 0,3% Катионный сополимер акриламида; 89,7% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
7 6% гл.; 4% Полидадмах; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 89,6% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
8 6% гл., 4% Полидадмах, 0,6% Катионный сополимер акриламида, 89,4% вода набухание отсутствует набухание и разрушение незначительное
Таблица 3
Характер заряда Марка флокулянта
Катионный 610 BC, 610 TR 806 ВС
611 ВС, 611 TR 810 ВС
650 ВС, 650 TR 822 BS
644 ВС 851 ВС
655 BC-K, 655 ВС-В 835 BS
655 ВС, 655 BC-S, 655 BS 852 ВС
658 BS, 658 BC-S 845 ВС
853 ВС, 855 BS
854 ВС, 857 BS, 854 BC-S
858 BS
859 BS
Неионогенный 2500, 2500 С
Анионный 2300 D 2505
2510
2540 Н 2515, 2515 TR
2520
2300 D 2525
2530, 2530 TR, CM-302
2540 Н 2540, 2540 TR
Молекулярная масса Низкая Средняя Высокая
Таблица 4
Состав раствора, мас.% Показатели раствора
Ф, см3 при 25°C при 82°C
ηпл, мПа*с τ0, Па ηпл, мПа*с τ0, Па
1 6% гл.; 3% FL4540; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода 4 35 8,3 25 7,5
2 6% гл.; 3% FL4450; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода 3,6 34 8,1 28 6,9
3 6% гл.; 3% FL DB 45; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода 3,8 28 7,4 22 7,4
4 6% гл.; 3% FL DB 45 SH; 0,4% Катионный сополимер акриламида; 90,6% вода 4 32 8,7 26 7,4
Таблица 5
Состав раствора, масс.% Показатели раствора
Ф, см3 при 25°C при 82°C
ηпл, мПа*с τ0, Па ηпл, мПа*с τ0, Па
Добавка катионных марок Праестола
1 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 611 ВС; 90,6% вода 4 28 8,2 24 7,6
2 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 650 ВС; 90,6% вода 4 30 8,8 22 7,4
3 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 644 ВС; 90,6% вода 3,6 32 8,2 22 7,6
4 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 851 ВС; 90,6% вода 3,6 40 9,6 34 8,2
5 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 852 ВС; 90,6% вода 3,8 36 8,6 28 7,3
6 6% гл.; 3% Полидадмах;0,4% Праестол 853 ВС; 90,6% вода 3,6 38 9,4 32 8,1
7 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 854 ВС; 90,6% вода 4 44 9,2 31 8,6
Добавка анионных марок Праестола
8 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 2300D; 90,6% вода Через 10 час расслоение
9 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 2540TR; 90,6% вода Через 10 час расслоение
Добавка неионогенных марок Праестола
10 6% гл.; 3% Полидадмах;0,4% Праестол 2500; 90,6% вода Через 16 час расслоение
11 6% гл.; 3% Полидадмах; 0,4% Праестол 2500С; 90,6% вода Через 16 час расслоение
Примечание: растворы 1-7 стабильны без признаков расслоения.
Таблица 6
Состав, % Совместимость
1 96,6% вода; 3% Полидадмах; 0,4% катионный сополимер акриламида (Праестол катионный) Стабильный раствор без признаков расслоения
2 96,6% вода; 3% Полидадмах; 0,4% полимер акриламида (Праестол неионогенный) Раствор расслаивается через 4 часа
3 96,6% вода; 3% Полидадмах; 0,4% сополимер акриламида (Праестол анионный) Раствор расслаивается через 2 часа

Claims (1)

  1. Катионноингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), отличающийся тем, что в качестве дополнительного ингибитора глин и понизителя фильтрации используют катионный сополимер акриламида при следующем соотношении компонентов, мас.%:
    Глинопорошок 6-8 Полидадмах 3-6 Катионный сополимер акриламида 0,2-0,4 Вода остальное
RU2013133733/03A 2013-07-19 2013-07-19 Катионноингибирующий буровой раствор RU2534546C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013133733/03A RU2534546C1 (ru) 2013-07-19 2013-07-19 Катионноингибирующий буровой раствор

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013133733/03A RU2534546C1 (ru) 2013-07-19 2013-07-19 Катионноингибирующий буровой раствор

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2534546C1 true RU2534546C1 (ru) 2014-11-27

Family

ID=53383097

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013133733/03A RU2534546C1 (ru) 2013-07-19 2013-07-19 Катионноингибирующий буровой раствор

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2534546C1 (ru)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2602262C1 (ru) * 2015-10-12 2016-11-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Термостойкий катионный буровой раствор
RU2605215C1 (ru) * 2015-09-04 2016-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор
RU2614839C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор с повышенными ингибирующими и крепящими свойствами
RU2614837C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор
RU2614838C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор
RU2651652C1 (ru) * 2017-04-17 2018-04-23 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор для бурения неустойчивых глинистых пород
RU2661955C1 (ru) * 2017-07-03 2018-07-23 Юрий Александрович Кулышев Катионноингибирующий буровой раствор (варианты)
RU2738048C1 (ru) * 2020-05-19 2020-12-07 Общество с ограниченной ответственностью МИРРИКО Ингибирующий буровой раствор
RU2776818C1 (ru) * 2021-07-12 2022-07-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Ингибирующий буровой раствор

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1129215A1 (ru) * 1983-02-28 1984-12-15 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Буровой раствор
SU1640139A1 (ru) * 1988-10-24 1991-04-07 Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина Способ приготовлени бурового раствора
SU1758065A1 (ru) * 1990-04-17 1992-08-30 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Буровой раствор на водной основе
RU2148702C1 (ru) * 1996-05-28 2000-05-10 Малое внедренческое предприятие "Экобур" Способ бурения неустойчивых глинистых отложений разреза скважины
RU2148701C1 (ru) * 1996-05-28 2000-05-10 Малое внедренческое предприятие "Экобур" Способ укрепления вскрытых бурением неустойчивых глинистых отложений разреза
RU2344154C2 (ru) * 2007-02-28 2009-01-20 Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" Буровой раствор без твердой фазы

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1129215A1 (ru) * 1983-02-28 1984-12-15 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Буровой раствор
SU1640139A1 (ru) * 1988-10-24 1991-04-07 Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина Способ приготовлени бурового раствора
SU1758065A1 (ru) * 1990-04-17 1992-08-30 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Буровой раствор на водной основе
RU2148702C1 (ru) * 1996-05-28 2000-05-10 Малое внедренческое предприятие "Экобур" Способ бурения неустойчивых глинистых отложений разреза скважины
RU2148701C1 (ru) * 1996-05-28 2000-05-10 Малое внедренческое предприятие "Экобур" Способ укрепления вскрытых бурением неустойчивых глинистых отложений разреза
RU2344154C2 (ru) * 2007-02-28 2009-01-20 Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" Буровой раствор без твердой фазы

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2605215C1 (ru) * 2015-09-04 2016-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор
RU2602262C1 (ru) * 2015-10-12 2016-11-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Термостойкий катионный буровой раствор
RU2614839C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор с повышенными ингибирующими и крепящими свойствами
RU2614837C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор
RU2614838C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор
RU2651652C1 (ru) * 2017-04-17 2018-04-23 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор для бурения неустойчивых глинистых пород
RU2661955C1 (ru) * 2017-07-03 2018-07-23 Юрий Александрович Кулышев Катионноингибирующий буровой раствор (варианты)
RU2738048C1 (ru) * 2020-05-19 2020-12-07 Общество с ограниченной ответственностью МИРРИКО Ингибирующий буровой раствор
RU2776818C1 (ru) * 2021-07-12 2022-07-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Ингибирующий буровой раствор
RU2792860C1 (ru) * 2022-03-28 2023-03-28 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Буровой раствор

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2534546C1 (ru) Катионноингибирующий буровой раствор
US9969921B2 (en) Oil and gas treatment composition comprising hydroxyethyl cellulose and crosslinked polyvinylpyrrolidone
RU2492208C2 (ru) Катионноингибирующий буровой раствор
RU2468057C2 (ru) Ингибирующий буровой раствор
US11015106B2 (en) Reusable high performance water based drilling fluids
AU2011206447B2 (en) Treatment fluids for wetting control of multiple rock types and associated methods
RU2602262C1 (ru) Термостойкий катионный буровой раствор
RU2647529C2 (ru) Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов
US20040220058A1 (en) Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
CN113736435B (zh) 一种钻井液用纳米微乳液封堵剂及其制备方法
AU2018224831A1 (en) Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids
US20190119550A1 (en) Star-shaped polyacrylamide copolymer and preparation method thereof and drilling fluid including the copolymer
RU2567579C1 (ru) Буровой раствор
RU2501828C1 (ru) Спиртовой буровой раствор
RU2533478C1 (ru) Катионноингибирующий буровой раствор
WO2022098411A1 (en) Re-crosslinkable hyper-branched polymer gels based on a transmidation reaction
JPH075882B2 (ja) 水性媒体の粘度を高めるための液状ポリマー含有組成物
RU2567580C1 (ru) Катионноингибирующий буровой раствор
US9598631B2 (en) Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability
RU2362793C2 (ru) Буровой раствор
RU2492207C1 (ru) Буровой раствор
RU2651652C1 (ru) Катионный буровой раствор для бурения неустойчивых глинистых пород
RU2614839C1 (ru) Катионный буровой раствор с повышенными ингибирующими и крепящими свойствами
RU2614838C1 (ru) Катионный буровой раствор
RU2591284C1 (ru) Буровой раствор для бурения в глинистых отложениях

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20200113

TK4A Correction to the publication in the bulletin (patent)

Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -PC4A- IN JOURNAL 2-2020