RU2616461C2 - Organic clay inhibitor for drilling mud - Google Patents

Organic clay inhibitor for drilling mud Download PDF

Info

Publication number
RU2616461C2
RU2616461C2 RU2015109018A RU2015109018A RU2616461C2 RU 2616461 C2 RU2616461 C2 RU 2616461C2 RU 2015109018 A RU2015109018 A RU 2015109018A RU 2015109018 A RU2015109018 A RU 2015109018A RU 2616461 C2 RU2616461 C2 RU 2616461C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
drilling
amount
plus
oil
lubricant additive
Prior art date
Application number
RU2015109018A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2015109018A (en
Inventor
Михаил Степанович Гвоздь
Юрий Николаевич Мойса
Алексей Владимирович Ульшин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственное Объединение БентоТехнологии"
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-Производственное Объединение БентоТехнологии" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственное Объединение БентоТехнологии"
Priority to RU2015109018A priority Critical patent/RU2616461C2/en
Publication of RU2015109018A publication Critical patent/RU2015109018A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2616461C2 publication Critical patent/RU2616461C2/en

Links

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
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035—Organic additives

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)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to drilling of oil, gas and expendable wells, namely to organic clay inhibitors for drilling solutions. Organic clay inhibitor for drilling mud contains lubricant additive FK-2000 Plus consisting of fatty acids triglycerides of sunflower, maize, soya bean, rape oil with number of carbon atoms from 14 to 24 in amount of 50–80 wt%, neutralising agent in amount of 3–6 wt%, polyethylene glycol ether of monoizononylphenol with 6–12 monomer links in radical in amount of 5–30 wt% and water as the rest, Protamins 157 and a mixture of vegetable and mineral oils at a ratio from 1:1 to 1:9 with the following ratio of ingredients, wt%: lubricant additive Protamins-2000 Plus 4-8; Diproksamin 157 6–28; mixture of vegetable and mineral oil – the rest.
EFFECT: technical result – increased resistance of clay minerals against hydration and dispersibility when drilling with drilling solutions based on water, prevention of packing formations, reduced colloidal phase and better lubricating and anti-stick properties.
2 cl, 2 tbl

Description

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов.The invention relates to the drilling of oil, gas and exploration wells, namely, organic clay inhibitors for drilling fluids.

Известны органические ингибиторы глин марок ГКЖ-10 (натриевые соли этилсилантриола), ГКЖ-11 (натриевые соли метилсилантриола, ТУ 6-02-696-76), ГКЖ-11Н (метилсиликонат натрия, ТУ 2229-276-05763441-99) для обработки буровых растворов, которые применяются в качестве гидрофобизирующей добавки для предотвращения диспергирования и гидратации глин в буровых растворах. Продукты представляют собой высокощелочные водно-спиртовые растворы с узким концентрационным диапазоном применения от 0,01 мас. % до 0,35 мас. % и высоким гидрофобизирующим эффектом, приводящим в ряде случаев при бурении глинистых пластов к загущению, флокуляции и дестабилизации буровых растворов.Known organic clay inhibitors of grades GKZh-10 (sodium salts of ethylsilantriol), GKZh-11 (sodium salts of methylsilantriol, TU 6-02-696-76), GKZh-11N (sodium methylsiliconate, TU 2229-276-05763441-99) for processing drilling fluids, which are used as a water-repellent additive to prevent dispersion and hydration of clays in drilling fluids. The products are highly alkaline water-alcohol solutions with a narrow concentration range of application from 0.01 wt. % to 0.35 wt. % and a high hydrophobizing effect, which in some cases leads to thickening, flocculation and destabilization of drilling fluids during drilling of clay formations.

Известен органический ингибитор глин марки ATREN SL (натриевая соль сульфированного битума), который выпускается по ТУ 2458-009-63121839-2010 и применяется для предотвращения диспергирования и набухания глин сланцев. Зарубежный аналог Soltex - сульфанат натрия нефтяного битума или калиевая соль сульфированного битума сокращает крутящий момент, улучшает смазывающие свойства и укрепляет жесткость глинистой корки. Концентрационный диапазон применения продуктов на основе сульфированного битума составляет от 15,0 мас. % до 35,0 мас. % к объему бурового раствора. Эффект ингибирования этими продуктами состоит в поверхностном экранировании путем скрепления неустойчивых глинистых сланцев.Known organic clay inhibitor brand ATREN SL (sodium salt of sulfonated bitumen), which is produced according to TU 2458-009-63121839-2010 and is used to prevent dispersion and swelling of shale clays. Foreign analogue of Soltex - sodium sulfonate of petroleum bitumen or potassium salt of sulfonated bitumen reduces torque, improves lubricity and strengthens the rigidity of the clay crust. The concentration range of application of products based on sulfonated bitumen is from 15.0 wt. % to 35.0 wt. % to the volume of drilling fluid. The inhibition effect of these products is surface shielding by bonding unstable shales.

Известна органическая смазочная добавка, обладающая ингибирующими свойствами по отношению к глинам, для обработки буровых растворов, которая содержит: 5,0 мас. % до 65,0 мас. % растительного масла, содержащего не более 20,0 мас. % насыщенных триглицеридов; 30,0 мас. % до 90,0 мас. % фосфатидного концентрата растительных масел, содержащего не более 20,0 мас. % насыщенных триглицеридов и остальное воду. Эффективность реагента оценивают по влиянию на технологические, смазочные и ингибирующие свойства буровых растворов в интервалах температур от 20 до 200°С. Приготовленная ингибирующая смазочная добавка обеспечивает улучшение ингибирующих свойств на 40-120%. При этом достигается снижение показателя фильтрации бурового раствора на 30-50%. Таким образом, техническим результатом является улучшение ингибирующих, смазочных и фильтрационных параметров бурового раствора (СМАЗОЧНАЯ ДОБАВКА ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ФК-1. Патент РФ, №2130475, МПК C09K 7/02, заявка №98100378/03 от 20.01.1998 г., дата публикации: 20.05.1999г).Known organic lubricant additive having inhibitory properties with respect to clays for processing drilling fluids, which contains: 5.0 wt. % to 65.0 wt. % vegetable oil containing not more than 20.0 wt. % saturated triglycerides; 30.0 wt. % to 90.0 wt. % phosphatide concentrate of vegetable oils containing not more than 20.0 wt. % saturated triglycerides and the rest is water. The effectiveness of the reagent is evaluated by the effect on the technological, lubricating and inhibitory properties of drilling fluids in temperature ranges from 20 to 200 ° C. Prepared inhibitory lubricant additive provides an improvement in inhibitory properties by 40-120%. This achieves a decrease in the rate of filtration of the drilling fluid by 30-50%. Thus, the technical result is the improvement of the inhibitory, lubricating and filtration parameters of the drilling fluid (LUBRICANT ADDITIVE FOR DRILLING FLUIDS FC-1. RF Patent, No. 2130475, IPC C09K 7/02, Application No. 98100378/03 of 01.20.1998, date Publication: 05/20/1999).

Аналогом органического ингибитора глин является смазочная добавка для буровых растворов, включающая жирные кислоты триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас. %, нейтрализующий агент (гидрат окиси калия или натрия) в количестве 3-6 мас. %, полиэтиленгликолевый эфир моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас. % и воду. Указанная органическая добавка марки ФК-2000 Плюс может быть использована для всех видов буровых растворов в качестве смазочной добавки к буровым растворам на водной основе для снижения трения, крутящего момента и величины поверхностного натяжения водного раствора в 4-5 раз (СМАЗОЧНАЯ ДОБАВКА ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ. Патент РФ №2148608, МПК C09K 7/02, заявка №99108243/03 от 27.04.1999 г, дата публикации: 10.05.2000. Бюл. №13). Смазочная добавка ФК-2000 Плюс выпускается по ТУ 2458-003-49472578-2007 ООО «НПО «Химбурнефть». Недостатком указанной смазочной добавки является склонность к пенообразованию при обработке в различных типах буровых растворов.An analogue of an organic clay inhibitor is a lubricant for drilling fluids, which includes triglyceride fatty acids with carbon atoms from 14 to 24 in an amount of 50-80 wt. %, a neutralizing agent (potassium oxide or sodium hydrate) in an amount of 3-6 wt. %, polyethylene glycol ether of monoisononylphenol with 6-12 monomer units in the radical in an amount of 5-30 wt. % and water. The specified organic additive of the FK-2000 Plus brand can be used for all types of drilling fluids as a lubricant additive for water-based drilling fluids to reduce friction, torque and surface tension of an aqueous solution by 4-5 times (LUBRICANT ADDITIVE FOR DRILLING SOLUTIONS. RF patent No. 2148608, IPC C09K 7/02, application No. 99108243/03 of 04/27/1999, publication date: 05/10/2000. Bull. No. 13). FK-2000 Plus lubricant additive is produced in accordance with TU 2458-003-49472578-2007 of LLC NPO Khimburneft. The disadvantage of this lubricating additive is the tendency to foam during processing in various types of drilling fluids.

Наиболее близким аналогом заявляемого органического ингибитора является промышленный органический ингибитор глин марки ХБН, приготовленный на основе растительных и минеральных масел, фосфолипидов, гликолей и различных ингредиентов, выпускаемый по ТУ 2458-001-49472578-04 ООО «НПО «Химбурнефть». Органический ингибитор марки ХБН предназначен для ингибирования сланцевых, глинистых и хемогенных отложений.The closest analogue of the claimed organic inhibitor is an industrial organic inhibitor of clays of the KhBN brand, prepared on the basis of vegetable and mineral oils, phospholipids, glycols and various ingredients, manufactured according to TU 2458-001-49472578-04 of NPO Khimburnefte LLC. Organic inhibitor of the CKD brand is designed to inhibit shale, clay and chemogenic deposits.

Технический результат заявленного изобретения достигается за счет сочетания солей жирных кислот получаемой по патенту РФ №2148608 смазочной добавки ФК-2000 Плюс и неионогенного тетроника марки Дипроксамин 157 при оптимальном соотношении от 1:1 до 1:9 растительных и минеральных масел соответственно в составе комплексного органического ингибитора.The technical result of the claimed invention is achieved by combining salts of fatty acids obtained according to the patent of Russian Federation No. 2148608 of the lubricant additive FC-2000 Plus and nonionic tetronics of the brand Diproxamine 157 with an optimal ratio of 1: 1 to 1: 9 vegetable and mineral oils, respectively, as part of a complex organic inhibitor .

Дипроксамин 157 представляет собой блок-сополимер этиленоксида, пропиленоксида и этилендиамина общей формулыDiproxamine 157 is a block copolymer of ethylene oxide, propylene oxide and ethylene diamine of the General formula

Figure 00000001
Figure 00000001

где: Sn=26, Sm=60, выпускается по ТУ 6-14-614-76).where: S n = 26, S m = 60, is produced according to TU 6-14-614-76).

Figure 00000002
Figure 00000002

Указанное сочетание органических продуктов обеспечивает положительный синергетический эффект кратного увеличения ингибирующих показателей с сохранением высоких эксплуатационных характеристик. В таблице 1 представлены примеры оптимальных сочетаний ингредиентов (№1-4) предлагаемого органического ингибитора, а также их запредельных соотношений (№5, 7) и примеры известных аналогов - органических ингибиторов (№6, 8, 9) и под №10 контрольный тест - минеральный ингибитор глин - хлористый калий. В таблице 2 приводятся экспериментальные данные оценки ингибирующих и других технологических свойств органических ингибиторов примеров №1-10, включая лучшие отечественные и зарубежные аналоги органических ингибиторов.The specified combination of organic products provides a positive synergistic effect of a multiple increase in inhibitory indicators while maintaining high performance. Table 1 presents examples of optimal combinations of ingredients (No. 1-4) of the proposed organic inhibitor, as well as their prohibitive ratios (No. 5, 7) and examples of well-known analogues - organic inhibitors (No. 6, 8, 9) and No. 10 control test - Mineral clay inhibitor - potassium chloride. Table 2 shows the experimental evaluation data of the inhibitory and other technological properties of organic inhibitors of examples No. 1-10, including the best domestic and foreign analogues of organic inhibitors.

Figure 00000003
Figure 00000003

Сравнительная оценка известных аналогов и заявляемого органического ингибитора выполнена по показателю ингибирующей способности По (см/ч), по величине коллоидной глинистой фазы измеренной по методу МВТ, по коэффициенту трения и коэффициенту дифференциального прихвата при избыточном давлении 3,0 МПа в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов» ОАО «НПО «Бурение».A comparative assessment of the known analogues and the claimed organic inhibitor is performed according to the Po inhibitory ability (cm / h), the colloidal clay phase measured according to the MW method, the friction coefficient and differential sticking coefficient at 3.0 MPa overpressure in accordance with RD 39- 00147001-773-2004 “Methodology for monitoring the parameters of drilling fluids” of JSC NPO Burenie.

Предлагаемую органическую ингибирующую добавку для буровых растворов готовят смешением готовой смазочной добавки, полученной по патенту РФ №2148608 и состоящей из жирных кислот триглицеридов подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового масла с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас. %, нейтрализующего агента (гидрат окиси калия или натрия) в количестве 3-6 мас. %, полиэтиленгликолевого эфира моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас. % и воды (ТУ 2458-003-49472578-2007), в количестве 4-8 мас. % с блок-сополимером этиленоксида, пропиленоксида и этилендиамина марки Дипроксамин 157 (ТУ 6-14-614-76) в количестве 6-28 мас. % и смеси растительных (подсолнечное ГОСТ Р 52465-2005, кукурузное ГОСТ 8808-2000, соевое ГОСТ 31760-2012, рапсовое ГОСТ Р 53457-2009) и минеральных масел (ГОСТ 20799-88) в соотношении от 1:1 до 1:9 соответственно - остальное.The proposed organic inhibitory additive for drilling fluids is prepared by mixing the finished lubricant additives obtained according to the patent of the Russian Federation No. 2148608 and consisting of fatty acids of triglycerides of sunflower, corn, soybean, rapeseed oil with the number of carbon atoms from 14 to 24 in the amount of 50-80 wt. %, neutralizing agent (potassium oxide or sodium hydrate) in an amount of 3-6 wt. %, polyethylene glycol ether of monoisononylphenol with 6-12 monomer units in the radical in an amount of 5-30 wt. % and water (TU 2458-003-49472578-2007), in the amount of 4-8 wt. % with a block copolymer of ethylene oxide, propylene oxide and ethylene diamine brand Diproxamine 157 (TU 6-14-614-76) in an amount of 6-28 wt. % and mixtures of vegetable (sunflower GOST R 52465-2005, corn GOST 8808-2000, soy GOST 31760-2012, rapeseed GOST R 53457-2009) and mineral oils (GOST 20799-88) in a ratio of 1: 1 to 1: 9 accordingly - the rest.

Ниже приводится пример приготовления органического ингибитора глин для буровых растворов, который является доказательством промышленного осуществления заявленного изобретения.The following is an example of the preparation of an organic clay inhibitor for drilling fluids, which is evidence of industrial implementation of the claimed invention.

В техническую смесь 45 мас. % подсолнечного масла (ГОСТ Р 52465-2005) и 45 мас. % минерального масла И-20А (ГОСТ 20799-88) вводят 4,0 мас. % смазочной добавки ФК-2000 Плюс (ТУ 2458-003-49472578-2007) и 6,0 мас. % Дипроксамина 157 (ТУ 6-14-614-76), перемешивают любым известным способом с помощью мешалки или путем перекачивания шестеренчатым насосом в течение 4 часов в реакторе с подогревом до температуры плюс 60°С, затем выключают обогрев и перемешивают еще в течение 2-4 часов до остывания до температуры плюс 20-30°С. Полученный органический ингибитор глин подвергают испытаниям по показателю назначения По (см/ч) - ингибирующей способности в соответствии с РД 39-00147001-773-2004, Приложением 8 «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов».In the technical mixture of 45 wt. % sunflower oil (GOST R 52465-2005) and 45 wt. % of mineral oil I-20A (GOST 20799-88) is introduced 4.0 wt. % lubricant additives FC-2000 Plus (TU 2458-003-49472578-2007) and 6.0 wt. % Diproxamine 157 (TU 6-14-614-76), stirred in any known manner using a stirrer or by pumping with a gear pump for 4 hours in a reactor heated to a temperature of plus 60 ° C, then turn off the heating and mix for 2 more -4 hours before cooling to a temperature of plus 20-30 ° C. The resulting organic clay inhibitor is tested according to the indication of Po (cm / h) - inhibitory ability in accordance with RD 39-00147001-773-2004, Appendix 8 “Methodology for assessing the inhibitory properties of drilling fluids”.

Результаты сравнительных испытаний по показателю ингибирующей способности аналогов и заявляемого органического ингибитора, представленные в таблице 2, показывают, что при использовании рецептуры заявленного органического ингибитора глин достигается наибольший ингибирующий эффект по показателям увлажняющей способности (По, см/ч) на глинистом образце в 1,5-2,5 раза (50-150%). Органический ингибитор вводят в буровой раствор или промывочную жидкость в количестве от 1 до 10 мас. % в натуральном виде в зависимости от минерализации и плотности бурового раствора на водной основе.The results of comparative tests in terms of the inhibitory ability of analogues and the claimed organic inhibitor, are presented in table 2, show that when using the formulation of the claimed organic clay inhibitor, the greatest inhibitory effect is achieved in terms of wetting ability (Po, cm / h) on a clay sample of 1.5 -2.5 times (50-150%). An organic inhibitor is introduced into the drilling fluid or drilling fluid in an amount of from 1 to 10 wt. % in kind depending on the salinity and density of the water-based drilling fluid.

При этом для всех типов буровых растворов на водной основе (пресных, минерализованных, ингибирующих, биополимерных, утяжеленных и других) достигается улучшение технологических, технических и эксплуатационных показателей: совместимость и полная диспергируемость органического ингибитора в буровом растворе; снижение коллоидной глинистой фазы по методу МВТ на 25-45%, снижение коэффициента трения бурового раствора на 80-90% по стандарту АНИ и коэффициента дифференциального прихвата на 65-80% при дифференциальном (избыточном) давлении 3,0 МПа.Moreover, for all types of water-based drilling fluids (fresh, mineralized, inhibitory, biopolymer, weighted and others), technological, technical and operational indicators are improved: compatibility and complete dispersibility of the organic inhibitor in the drilling fluid; a 25-45% decrease in the colloidal clay phase according to the MW method, a 80-90% decrease in the friction coefficient of the drilling fluid according to the ANI standard, and a differential sticking coefficient of 65-80% at a differential (excess) pressure of 3.0 MPa.

Claims (3)

1. Органический ингибитор глин для буровых растворов, характеризующийся тем, что содержит смазочную добавку ФК-2000 Плюс, состоящую из жирных кислот триглицеридов подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового масла с числом углеродных атомов от 14 до 24 в количестве 50-80 мас.%, нейтрализующего агента в количестве 3-6 мас.%, полиэтиленгликолевого эфира моноизононилфенола с 6-12 мономерными звеньями в радикале в количестве 5-30 мас.% и воды остальное, Дипроксамин 157 и смесь растительных и минеральных масел в соотношении от 1:1 до 1:9 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:1. Organic clay inhibitor for drilling fluids, characterized in that it contains a lubricant additive FC-2000 Plus, consisting of fatty acids of triglycerides of sunflower, corn, soybean, rapeseed oil with the number of carbon atoms from 14 to 24 in the amount of 50-80 wt.% , a neutralizing agent in an amount of 3-6 wt.%, polyethylene glycol ether of monoisononylphenol with 6-12 monomer units in a radical in an amount of 5-30 wt.% and the rest water, Diproxamine 157 and a mixture of vegetable and mineral oils in a ratio of 1: 1 to 1: 9 in the following ratio NII of ingredients, wt.%: смазочная добавка ФК-2000 Плюс lubricant additive FC-2000 Plus 4-84-8 Дипроксамин 157 Diproxamine 157 6-286-28 смесь растительных и минеральных масел a mixture of vegetable and mineral oils остальноеrest
2. Органический ингибитор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве нейтрализующего агента смазочной добавки ФК-2000 Плюс используют гидрат окиси калия или натрия.2. An organic inhibitor according to claim 1, characterized in that potassium oxide or sodium hydrate is used as a neutralizing agent of the FC-2000 Plus lubricant additive.
RU2015109018A 2015-03-16 2015-03-16 Organic clay inhibitor for drilling mud RU2616461C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015109018A RU2616461C2 (en) 2015-03-16 2015-03-16 Organic clay inhibitor for drilling mud

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015109018A RU2616461C2 (en) 2015-03-16 2015-03-16 Organic clay inhibitor for drilling mud

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015109018A RU2015109018A (en) 2016-10-10
RU2616461C2 true RU2616461C2 (en) 2017-04-17

Family

ID=57122258

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015109018A RU2616461C2 (en) 2015-03-16 2015-03-16 Organic clay inhibitor for drilling mud

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2616461C2 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2645012C1 (en) * 2017-02-08 2018-02-15 Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Complex clay hydration inhibitor for drilling mud

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4356096A (en) * 1981-06-01 1982-10-26 Venture Chemicals, Inc. Method of enhancing the effect of liquid organic lubricants in drilling fluids
RU2091420C1 (en) * 1995-01-17 1997-09-27 Товарищество с ограниченной ответственностью "Научно-технологический центр "ЭТН" Drilling mud additive
RU2119938C1 (en) * 1997-02-07 1998-10-10 Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии Addition agent for the drilling fluid
RU2130475C1 (en) * 1998-01-20 1999-05-20 Гарьян Самвел Амбарцумович Lubricating additive for drilling muds
RU2148608C1 (en) * 1999-04-27 2000-05-10 Мойса Юрий Николаевич Lubricating additive for drilling fluids

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4356096A (en) * 1981-06-01 1982-10-26 Venture Chemicals, Inc. Method of enhancing the effect of liquid organic lubricants in drilling fluids
RU2091420C1 (en) * 1995-01-17 1997-09-27 Товарищество с ограниченной ответственностью "Научно-технологический центр "ЭТН" Drilling mud additive
RU2119938C1 (en) * 1997-02-07 1998-10-10 Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии Addition agent for the drilling fluid
RU2130475C1 (en) * 1998-01-20 1999-05-20 Гарьян Самвел Амбарцумович Lubricating additive for drilling muds
RU2148608C1 (en) * 1999-04-27 2000-05-10 Мойса Юрий Николаевич Lubricating additive for drilling fluids

Also Published As

Publication number Publication date
RU2015109018A (en) 2016-10-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11091682B2 (en) Methods of using drilling fluid compositions with enhanced rheology
US11555138B2 (en) Fluids and methods for mitigating sag and extending emulsion stability
CN110642739B (en) PH responsive soilless phase reversible emulsified drilling fluid and preparation and reversion method thereof
BR0314586B1 (en) Low Toxicity Oil Phase Drilling Treatment Compositions
EA024120B1 (en) Invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes
DK2864440T3 (en) REOLOGY MODIFIER FOR DRILLING AND WELL TREATMENT LIQUIDS
US9057011B2 (en) Organoclay materials for environmentally sensitive regions
RU2684657C1 (en) Lubricant additive for drilling mud
CN105017474B (en) A kind of low frictional resistance fluid loss additive and preparation method and application
RU2616461C2 (en) Organic clay inhibitor for drilling mud
EA010181B1 (en) Phospholipid lubricating agents in aqueous based drilling fluid
CN104232034B (en) A drilling fluid and a method of improving fluid loss reduction performance of the drilling fluid
CN108276974B (en) Deepwater constant-current transformation synthetic base drilling fluid
US20190055450A1 (en) Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids
CA2840201C (en) Hydrocarbon-based drilling fluids containing cesium phosphate
RU2468056C1 (en) Additive to drill fluid on optibur water base
CN110418831B (en) Novel water-in-oil hydraulic fracturing fluids and methods of use thereof
RU2344154C2 (en) Drilling agent without solid phase
RU2530097C1 (en) Water-based high-mineralized weighted mud
WO2018125651A1 (en) Effective pour point depressants for amidoamine emulsifiers
RU2655311C1 (en) Synthetic drilling solution
RU2230769C2 (en) Lubricating additive for drilling fluids
CA3196446A1 (en) Emulsifiers for water-based subterranean treatment fluids
Wysocki et al. Removal of the filter cake created by the mud for hydrogeological drilling by the method of acidizing
RU2385341C2 (en) Lubricating additive for drilling agents

Legal Events

Date Code Title Description
HC9A Changing information about author(s)
FA94 Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees)

Effective date: 20170111

FZ9A Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal)

Effective date: 20170119

PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180716