RU2612040C2 - Polymer-emulsion drilling mud - Google Patents
Polymer-emulsion drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2612040C2 RU2612040C2 RU2014142658A RU2014142658A RU2612040C2 RU 2612040 C2 RU2612040 C2 RU 2612040C2 RU 2014142658 A RU2014142658 A RU 2014142658A RU 2014142658 A RU2014142658 A RU 2014142658A RU 2612040 C2 RU2612040 C2 RU 2612040C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- polymer
- drilling fluid
- unidrill
- inhibitors
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Dental Preparations (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при вскрытии продуктивных пластов в осложненных условиях, при бурении разупрочненных, активных, неустойчивых глинистых горных пород, наклонных и горизонтальных скважин в условиях высоких температур и высоких пластовых давлений.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to drilling fluids used when opening productive formations in difficult conditions, when drilling softened, active, unstable clay rocks, inclined and horizontal wells at high temperatures and high reservoir pressures.
Предпосылки для создания изобретения. Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.Background to the invention. Analysis of the current level of technology in this field showed the following.
Девонские отложения являются одними из основных объектов эксплуатационных работ на нефть на территории Ромашкинского месторождения. В процессе бурения при прохождении пород покрышек девонского возраста, представленных глинистыми и карбонатно-глинистыми породами, наблюдаются осложнения, сопровождающиеся обвалообразованиями, водопроявлениями и поглощениями. Необходимо снизить влияние негативных факторов, влияющих на устойчивость ствола скважин. Для этого применяются различные типы буровых растворов, которые позволяют минимизировать или устранять данный вид осложнений.Devonian sediments are one of the main objects of oil exploitation on the territory of the Romashkinskoye field. During drilling during the passage of the rocks of the Devonian age tires, represented by clay and carbonate-clay rocks, complications are observed, accompanied by collapse, water manifestations and absorption. It is necessary to reduce the influence of negative factors affecting the stability of the wellbore. For this, various types of drilling fluids are used that can minimize or eliminate this type of complications.
Для решения проблем при вскрытии сбросовой тектоники, осложненной эрозионными врезами (кыновскими глинами), необходимо применять новые комплексные буровые растворы, отвечающие за многие факторы. Так, при вскрытии кыновских аргиллитов (особенно при зенитных углах более 50°), необходимо подбирать комплекс воздействия:To solve the problems during the opening of fault tectonics, complicated by erosion cuts (Kynov clays), it is necessary to use new complex drilling fluids that are responsible for many factors. So, at the opening of the Kyn mudstones (especially at zenith angles of more than 50 °), it is necessary to select an impact complex:
1) пластификации (при котором все кулоновские силы, связывающие частицы глины, переходят в ионные), при этом при пластовом давлении более 10 атм наблюдается начальное уплотнение разупроченной горной породы;1) plasticization (in which all Coulomb forces that bind clay particles become ionic), while at a reservoir pressure of more than 10 atm, an initial compaction of softened rock is observed;
2) после перехода горной породы на стадию ионного обмена (активной фазы) необходимо проводить ингибирование, причем данная стадия должна проходить в два этапа:2) after the transition of the rock to the stage of ion exchange (active phase), inhibition must be carried out, and this stage must take place in two stages:
- капсулирование ингибиторами-гидрофобизаторами, при котором идет заполнение микротрещин, оставшихся после уплотнения, каналы которых способны потенциально увеличиваться в размерах;- encapsulation with water-repellent inhibitors, in which the microcracks remaining after compaction are filling, the channels of which can potentially increase in size;
- упрочнение ингибиторами-гелями, при котором идет сшивание структуры горной породы с основным кальциевым и натриевым связующими.- hardening by gel inhibitors, in which there is a crosslinking of the rock structure with the main calcium and sodium binders.
Известен раствор, включающий воду и глинопорошок, содержащий полиэлектролит ВПК-402 в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и регулятора вязкости и дополнительно содержащий жидкие углеводороды (Патент РФ №2492208, кл. C09K 8/24, «Катионноингибирующий буровой раствор»).A known solution comprising water and clay powder containing VPK-402 polyelectrolyte as a clay inhibitor, filter reducing agent and viscosity regulator and additionally containing liquid hydrocarbons (RF Patent No. 2492208, class C09K 8/24, “Cationic inhibiting drilling fluid”).
Недостатком данного раствора является то, что он недостаточно эффективен при вскрытии истощенных горных пород, а наличие жидких углеводородов препятствует соблюдению условий охраны окружающей среды.The disadvantage of this solution is that it is not effective enough for opening depleted rocks, and the presence of liquid hydrocarbons prevents the observance of environmental conditions.
Существует буровой раствор, содержащий воду, многоатомный спирт, биополимер, анионную эмульсию РОСФЛОК ПВ, ацетат натрия и бактерицид и дополнительно включающий талловое масло, хлористый калий и глинопорошок ПБМВ (Патент РФ №2501828, кл. C09K 8/20, «Спиртовой буровой раствор»).There is a drilling fluid containing water, a polyhydric alcohol, a biopolymer, an anionic emulsion ROSFLOK PV, sodium acetate and a bactericide, and further comprising tall oil, potassium chloride and PBMV clay powder (Patent of the Russian Federation No. 2501828, class C09K 8/20, “Alcohol drilling fluid” )
Недостатком существующего бурового раствора является многокомпонентность его состава, влекущая за собой сложность приготовления и использования.The disadvantage of the existing drilling fluid is the multicomponent composition, entailing the complexity of preparation and use.
Наиболее близким к заявляемому полимер-эмульсионному буровому раствору является принятый нами в качестве наиболее близкого аналога, то есть прототипа, буровой раствор PremiumGel, представляющий собой раствор на основе гидрогелей солей с содержанием твердой фазы, и имеющий следующий состав, мас. %:Closest to the claimed polymer-emulsion drilling fluid is adopted by us as the closest analogue, that is, the prototype, PremiumGel drilling fluid, which is a solution based on hydrogels of salts with a solid phase content and having the following composition, wt. %:
Данный буровой раствор применяется в процессах бурения при вскрытии разупрочненных, истощенных горных пород (Сборник докладов II открытой научно-практической конференции «Актуальные проблемы строительства и ремонта нефтегазовых скважин», г. Геленджик, 2013 г., С. 30-33, копия прилагается).This drilling fluid is used in drilling processes when opening softened, depleted rocks (Collection of reports of the II open scientific-practical conference “Actual problems of construction and repair of oil and gas wells”, Gelendzhik, 2013, pp. 30-33, a copy is attached) .
Недостатками указанного бурового раствора являются наличие твердой фазы, непродолжительное время сохранения устойчивых параметров раствора, что создает репрессию на пласт и вероятность гидроразрыва и не сохраняет фильтрационную корку, тем самым препятствует сохранению стабильности стенок ствола скважины, а также длительное время бурения.The disadvantages of this drilling fluid are the presence of a solid phase, a short time to maintain stable parameters of the solution, which creates repression on the formation and the likelihood of hydraulic fracturing and does not preserve the filter cake, thereby preventing the stability of the walls of the wellbore, and also a long drilling time.
К явным недостаткам известного бурового раствора можно отнести также соблюдение повышенных мер безопасности, применяемых при работе с легковоспламеняющимися жидкостями, предупреждение попадания реагентов на открытые участки тела, оборудование помещений приточно-вытяжной вентиляцией, а сброс отработанного раствора должен производиться в амбары, имеющие надежную гидроизоляцию и обвалку, в результате данный комплекс мер приводит к удорожанию бурового раствора.The obvious disadvantages of the well-known drilling fluid include compliance with increased safety measures used when working with flammable liquids, preventing reagents from entering open areas of the body, equipping the rooms with forced-air and exhaust ventilation, and discharging the spent fluid into barns with reliable waterproofing and deboning , as a result, this set of measures leads to a rise in the cost of drilling fluid.
Задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков, а именно сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора и условий охраны окружающей среды, а также уменьшение его стоимости.The objective of the present invention is to remedy these disadvantages, namely reducing the drilling time, maintaining the stability of the drilling fluid and environmental protection conditions, as well as reducing its cost.
Поставленная задача решается применением полимер-эмульсионного бурового раствора, содержащего следующие компоненты, мас.%:The problem is solved by the use of polymer-emulsion drilling fluid containing the following components, wt.%:
Unidrill - комплексный компаунд различных реагентов:Unidrill - a comprehensive compound of various reagents:
- солей щавелевой кислоты;- salts of oxalic acid;
- оксидов амфотерных металлов;- oxides of amphoteric metals;
- солей бромоводородной кислоты;- salts of hydrobromic acid;
- микрогелей.- microgels.
Соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов способствуют пластификации горной породы (превращая ее в подобие пластилина), при этом оксиды временно не дают разрушиться аргиллитам на катионно-анионном уровне. Данная комбинация в составе с солями бромоводородной кислоты способствует высокой гидрофобизации самой горной породы, что препятствует проникновению воды в микроканалы, а также сохраняет чистоту вскрытия коллектора продуктивного пласта.Salts of oxalic acid together with amphoteric metal oxides contribute to the plasticization of the rock (turning it into a kind of plasticine), while the oxides temporarily prevent the mudstones from collapsing at the cationic anion level. This combination in the composition with salts of hydrobromic acid promotes high hydrophobization of the rock itself, which prevents the penetration of water into the microchannels, and also maintains a clean opening of the reservoir of the reservoir.
Микрогели - ингибиторы, позволяющие отверждать разупрочненную структуру аргиллитов. К тому же в связке с солями бромоводородной кислоты образуется синергетический эффект: уменьшение липкости корки и силы трения, позволяющий проходить многометровые интервалы горизонтальных участков с минимальным содержанием смазывающих реагентов.Microgels are inhibitors that allow to cure the softened structure of mudstones. In addition, in conjunction with salts of hydrobromic acid, a synergistic effect is formed: a decrease in the stickiness of the crust and the friction force, which allows multi-meter intervals of horizontal sections to pass with a minimum content of lubricants.
Компоненты бурового раствора:Drilling Fluid Components:
1. Xhantan Gum (Биполимер ксантанового типа), ТУ 2458-010-82330939-2009, с изм. №№1-5, реология.1. Xhantan Gum (Xanthan Bipolymer), TU 2458-010-82330939-2009, as amended. No. 1-5, rheology.
2. Fitter Check (экструзионный крахмалсодержащий реагент на основе ржи), СТО 0190450908-001-2013, фильтрация.2. Fitter Check (rye-based starch-containing extrusion reagent), STO 0190450908-001-2013, filtration.
3. PAC-LV (полианионная целлюлоза низковязкая, ПАЦ-НВ, Оснопак марка Н-Т), ТУ 2231-011-63121839-2010, с изм. №№1, 2, фильтрация.3. PAC-LV (low viscosity polyanionic cellulose, PAC-NV, Osnopak brand НТ), TU 2231-011-63121839-2010, as amended. No. 1, 2, filtration.
4. СБУ-ДР (смазывающая добавка для буровых растворов), ТУ 2458-001-6824973-2011.4. SBU-DR (lubricant for drilling fluids), TU 2458-001-6824973-2011.
5. Unidrill (модификация реагента Силином ВН-М, ТУ 2145-014-13002578-2008 и Формиат Натрия, ТУ 2432-008-50685486-2004 Марка Б), комплексный компаунд.5. Unidrill (modification of the reagent by Silin VN-M, TU 2145-014-13002578-2008 and Sodium Formiate, TU 2432-008-50685486-2004 Grade B), a comprehensive compound.
Описанные выше эффекты совместно позволяют строить скважины практически во всех интервалах разупрочненных аргиллитов любых профилей и длин, поскольку упрочняющий эффект длится на всем протяженном участке, позволяя сохранять номинальным диаметр ствола скважины при широких диапазонах свойств самого полимер-эмульсионного бурового раствора.The effects described above together allow you to build wells in almost all intervals of softened mudstones of any profiles and lengths, since the strengthening effect lasts throughout the entire extended section, allowing you to keep the borehole diameter nominal for wide ranges of properties of the polymer-emulsion drilling mud itself.
Изобретение поясняется графическими материалами.The invention is illustrated in graphic materials.
В таблице 1 приведено сравнение заявляемого полимер-эмульсионного бурового раствора с прототипом.Table 1 shows a comparison of the inventive polymer-emulsion drilling fluid with the prototype.
На фигуре представлен анализ динамики освоения коллектора.The figure shows an analysis of the dynamics of development of the reservoir.
Предлагаемый полимер-эмульсионный буровой раствор был внедрен на объектах ОАО «Татнефть» в 2013 году.The proposed polymer-emulsion drilling fluid was introduced at the facilities of OAO TATNEFT in 2013.
За период успешного проведения опытно-промышленных работ было пробурено 13 скважин: 6479 г, 4605 г, 21337 г, 24689 г, 24757 г, 29364 г, 29365 г, 4996 г, 3005 г, 8621 г, 10933, 6044 и 4063.During the period of successful pilot work, 13 wells were drilled: 6479 g, 4605 g, 21337 g, 24689 g, 24757 g, 29364 g, 29365 g, 4996 g, 3005 g, 8621 g, 10933, 6044 and 4063.
Скважины пробурены без осложнений и в короткие сроки. Также отмечается тот факт, что использование минимальной плотности полимер-эмульсионного бурового раствора 1350 кг/м2 на скв. 6479 г, 24689 г и 8621 г позволяет увеличить скорость бурения в сложных интервалах, а также препятствовать гидроразрыву пласта, что влияет на качество цементирования и оптимизацию затрат на строительство всей скважины в целом.Wells were drilled without complications and in a short time. It is also noted that the use of a minimum density of polymer-emulsion drilling fluid of 1350 kg / m 2 per well. 6479 g, 24689 g and 8621 g allows you to increase the drilling speed in difficult intervals, as well as to prevent hydraulic fracturing, which affects the quality of cementing and optimize the cost of construction of the entire well as a whole.
Так, затраты на строительство скважин с применением заявляемого полимер-эмульсионного бурового раствора составляют (таблица 1) по сравнению с прототипом Premium Gel.So, the cost of building wells using the inventive polymer-emulsion drilling fluid is (table 1) compared with the prototype Premium Gel.
Все оцениваемые скважины имели одинаковый метод вхождения в кыновский горизонт и условия бурения. Анализ применения полимер-эмульсионного бурового раствора показывает, что предлагаемый полимер-эмульсионный буровой раствор подходит для вскрытия под любым зенитным углом в разупрочненных горных породах, склонных к эрозии и обвалам.All evaluated wells had the same method of entry into the Kyn horizon and drilling conditions. Analysis of the use of polymer-emulsion drilling fluid shows that the proposed polymer-emulsion drilling fluid is suitable for opening at any zenith angle in softened rocks, prone to erosion and collapse.
Анализ динамики освоения коллектора показывает (см. фигуру), что полимер-эмульсионный буровой раствор также рекомендован к первичному вскрытию продуктивного пласта.An analysis of the dynamics of reservoir development shows (see the figure) that the polymer-emulsion drilling fluid is also recommended for the initial opening of the reservoir.
Полимер-эмульсионный буровой раствор характеризуется следующими преимуществами: он не содержит твердой фазы, сокращает время бурения (от 5 до 14 суток по сравнению с применением Premium Gel от 8 до 144 суток).The polymer-emulsion drilling fluid is characterized by the following advantages: it does not contain a solid phase, reduces drilling time (from 5 to 14 days compared to using Premium Gel from 8 to 144 days).
В процессе бурения наблюдается сохранение устойчивости параметров полимер-эмульсионного бурового раствора при плотности ≈ 1350 кг/м3, по сравнению с Premium Gel, при котором устойчивость ствола достигается при плотности ≈ 1500 кг/м3, т.е. создается меньшая репрессия на пласт, уменьшается вероятность гидроразрыва пласта и не требуется поэтапного утяжеления полимер-эмульсионного бурового раствора при прохождении кыновских горизонтов.In the process of drilling, the stability of the parameters of the polymer-emulsion drilling fluid is maintained at a density of ≈ 1350 kg / m 3 , compared with Premium Gel, in which the stability of the barrel is achieved at a density of ≈ 1500 kg / m 3 , i.e. less repression is created on the formation, the likelihood of hydraulic fracturing is reduced, and a phased weighting of polymer-emulsion drilling fluid is not required during the passage of the Kyn horizons.
Объем приготовленного полимер-эмульсионного бурового раствора на строительство скважин значительно меньше, чем у прототипа (см. графу 3 табл.1).The volume of prepared polymer-emulsion drilling fluid for well construction is significantly less than that of the prototype (see column 3 of table 1).
Стоимость предлагаемого полимер-эмульсионного бурового раствора существенно ниже ≈ 17500 рублей (по сравнению с Premium Gel ≈ 26000 рублей) в результате минимального количества смазывающих реагентов.The cost of the proposed polymer-emulsion drilling mud is significantly lower ≈ 17500 rubles (compared with Premium Gel ≈ 26000 rubles) as a result of the minimum amount of lubricating agents.
Отмечены положительные результаты применения полимер-эмульсионного бурового раствора, в том числе:The positive results of the use of polymer-emulsion drilling fluid, including:
- предотвращение гидратации и набухания глин;- prevention of hydration and swelling of clays;
- высокая седиментационная устойчивость;- high sedimentation stability;
- сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта;- preservation of reservoir properties of the productive horizon;
- увеличение механической скорости бурения;- increase in the mechanical drilling speed;
- данный раствор не содержит углеводородов, так как применяются соли органического происхождения, которые биоразлагаемы и экологически безопасны;- this solution does not contain hydrocarbons, since salts of organic origin are used, which are biodegradable and environmentally friendly;
- высокое качество технологических процессов, позволяющих строить скважины любых профилей и длин.- high quality of technological processes allowing to build wells of any profiles and lengths.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014142658A RU2612040C2 (en) | 2014-10-22 | 2014-10-22 | Polymer-emulsion drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014142658A RU2612040C2 (en) | 2014-10-22 | 2014-10-22 | Polymer-emulsion drilling mud |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014142658A RU2014142658A (en) | 2016-05-20 |
RU2612040C2 true RU2612040C2 (en) | 2017-03-02 |
Family
ID=56011772
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014142658A RU2612040C2 (en) | 2014-10-22 | 2014-10-22 | Polymer-emulsion drilling mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2612040C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2698389C1 (en) * | 2018-10-26 | 2019-08-26 | Общество с ограниченной ответственностью "НАЦИОНАЛЬНАЯ СЕРВИСНАЯ КОМПАНИЯ" | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud |
RU2728426C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-07-29 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Solution for construction of underwater passages of pipelines by horizontal directional drilling using shield using tunnel-and-bore complex in clay soils (embodiments) |
RU2738187C1 (en) * | 2020-04-21 | 2020-12-09 | Ирина Амировна Четвертнева | Emulsion drilling mud |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2168531C1 (en) * | 1999-11-09 | 2001-06-10 | Пеньков Александр Иванович | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations |
RU2209928C1 (en) * | 2002-05-30 | 2003-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Автонефтьсервис" | Method of isolation of absorption zones in well |
RU2440399C1 (en) * | 2010-05-04 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid for drilling of controlled directional wells (versions) |
EA016562B1 (en) * | 2006-06-26 | 2012-05-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Wellbore fluid, method of carrying out a well bore operation using said wellbore fluid, use of a polymer |
RU2492208C2 (en) * | 2011-10-24 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
RU2501828C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Alcohol drilling fluid |
-
2014
- 2014-10-22 RU RU2014142658A patent/RU2612040C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2168531C1 (en) * | 1999-11-09 | 2001-06-10 | Пеньков Александр Иванович | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations |
RU2209928C1 (en) * | 2002-05-30 | 2003-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Автонефтьсервис" | Method of isolation of absorption zones in well |
EA016562B1 (en) * | 2006-06-26 | 2012-05-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Wellbore fluid, method of carrying out a well bore operation using said wellbore fluid, use of a polymer |
RU2440399C1 (en) * | 2010-05-04 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Drilling fluid for drilling of controlled directional wells (versions) |
RU2492208C2 (en) * | 2011-10-24 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
RU2501828C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Alcohol drilling fluid |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
УЛЬШИН А. В. Применение системы бурового раствора PREMIUMGEL для бурения неустойчивых отложений и вскрытия продуктивных горизонтов ромашкинского месторождения. Сборник докладов 2-ой открытой научно-практической конференции "Актуальные проблемы строительства и ремонта нефтегазовых скважин", Геленджик, 2013. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2698389C1 (en) * | 2018-10-26 | 2019-08-26 | Общество с ограниченной ответственностью "НАЦИОНАЛЬНАЯ СЕРВИСНАЯ КОМПАНИЯ" | Highly inhibited clay-free emulsion drilling mud |
RU2728426C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-07-29 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Solution for construction of underwater passages of pipelines by horizontal directional drilling using shield using tunnel-and-bore complex in clay soils (embodiments) |
RU2738187C1 (en) * | 2020-04-21 | 2020-12-09 | Ирина Амировна Четвертнева | Emulsion drilling mud |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2014142658A (en) | 2016-05-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10844265B2 (en) | Loss circulation material for seepage to moderate loss control | |
US9932510B2 (en) | Lost-circulation materials of two different types of fibers | |
US7549474B2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
RU2695198C1 (en) | Connection with rare-earth elements for improvement of characteristics of well processing compositions | |
US7833946B2 (en) | Water-based drilling fluid | |
CA2921496C (en) | Engineered bead slurries for use in lightweight cement slurries and methods relating thereto | |
AT520254A2 (en) | Synthetic fluid loss pill based on polymer | |
RU2612040C2 (en) | Polymer-emulsion drilling mud | |
NO20121161A1 (en) | Method of treating underground formation | |
Blinov et al. | Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids Based on Xanthan Gum | |
RU2661172C2 (en) | Drilling mud | |
CN106285524A (en) | To boring macromolecular mud dreg removing system, method and macromolecular mud under colliery | |
CN113583639B (en) | Drilling fluid system for deep well drilling and preparation method thereof | |
CN108084976A (en) | A kind of loose sand reservoir protection drilling fluid and preparation method thereof | |
RU2483091C1 (en) | Drilling fluid for flushing of long-distance steeply inclined wells under conditions of permafrost and highly colloidal clay rocks, and its application method | |
US11118094B2 (en) | Compositions and methods of use of water-based drilling fluids with increased thermal stability | |
RU2601708C1 (en) | Viscoelastic composition for killing oil and gas wells | |
RU2507371C1 (en) | Method of horizontal well construction in sections of unstable strata (versions) | |
MX2013000415A (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore. | |
RU2787698C1 (en) | Technological liquid for fixing unstable clay-argillite deposits in oil and gas wells | |
RU2728426C1 (en) | Solution for construction of underwater passages of pipelines by horizontal directional drilling using shield using tunnel-and-bore complex in clay soils (embodiments) | |
RU2738187C1 (en) | Emulsion drilling mud | |
US9969924B2 (en) | Dual function internal breaker for crosslinked hydroxyethylcellulose | |
RU2616634C1 (en) | Polymer peat alkaline drilling mud | |
Kolosov et al. | Analysis of the efficiency of drilling petrocom solution for primary exposure of production formation at the Bolshoy Olkhovsky field named after VN Vinogradov |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171023 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190523 |