RU2683441C1 - Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин - Google Patents
Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2683441C1 RU2683441C1 RU2018116534A RU2018116534A RU2683441C1 RU 2683441 C1 RU2683441 C1 RU 2683441C1 RU 2018116534 A RU2018116534 A RU 2018116534A RU 2018116534 A RU2018116534 A RU 2018116534A RU 2683441 C1 RU2683441 C1 RU 2683441C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- overhaul
- wells
- brine
- oil
- lime
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 title claims abstract description 11
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 title claims abstract description 11
- 239000004571 lime Substances 0.000 title claims abstract description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 72
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 24
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 16
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 16
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims abstract description 10
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 17
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 abstract description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 230000002950 deficient Effects 0.000 abstract description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 6
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- -1 carboxymethyloxyethyl Chemical group 0.000 description 2
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 description 1
- 230000002421 anti-septic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M sodium hydrosulfide Chemical compound [Na+].[SH-] HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- C09K8/10—Cellulose 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)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, промывочным и технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях. Технический результат - обеспечение безопасности рабочего персонала за счет связывания сероводорода, поступившего в ствол скважины, повышение экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин за счет снижения количества компонентов бурового раствора без ухудшения реологических и фильтрационных показателей, а так же использования дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов. Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин содержит, мас.%: известь негашеную 4; гидроксиэтилцеллюлозу 0,5; соду каустическую (гидроокись натрия) 0,3; воду пресную (техническую) или минерализованный рассол (рапу) остальное. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, промывочным и технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях.
Технологические решения вопросов капитального ремонта скважин исходят из необходимости ремонта и замены вышедшего из строя наземного, подземного оборудования и насосно-компрессорных труб (далее - НКТ).
Для обеспечения качественного и безопасного выполнения работ по капитальному ремонту скважин, предусматриваются следующие виды работ и комплекс организационных мероприятий: подготовка скважины к ремонту, глушение, замена вышедших из строя НКТ и подземного оборудования, ревизия колонных и трубной головок и фонтанной арматуры, подготовка к освоению, вызов притока. В процессе капитального ремонта в обязательном порядке должны соблюдаться требования газовой безопасности.
Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин - это специальные растворы, используемые в ходе производства работ по заканчиванию и капитальному ремонту скважин. Помимо выполнения функции компенсации пластового давления за счет своей плотности, эти технологические жидкости должны характеризоваться минимальным воздействием на продуктивный пласт, не нарушающим фильтрационно-емкостные свойства коллектора в процессе выполнения работ по заканчиванию и ремонту скважин.
Применение растворов, оказывающих минимальное негативное воздействие на состояние продуктивной зоны пласта (далее - ПЗП), способно принести ощутимые результаты в плане повышения продуктивности скважин.
К основным функциям технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин относятся:
1. компенсация избыточного давления пластовых флюидов;
2. минимизация нарушения фильтрационно-емкостных свойств коллектора;
3. обеспечение устойчивости стенок скважины (в открытом стволе);
4. предотвращение поглощения раствора в продуктивный пласт;
5. гидротранспорт твердой фазы;
6. обеспечение стабильности свойств раствора;
7. обеспечение безопасных условий труда.
При производстве работ на сероводородсодержащих месторождениях главным требованием к буровым растворам является связывание сероводорода, поступившего в ствол скважины и недопущение его появления в рабочей зоне.
Анализ существующего уровня техники из технической литературы показал следующее.
Известен буровой раствор, содержащий, мас. %: хлорид натрия - 12, ксантановый биополимер - 0,2-0,4, крахмальный реагент - 2,5-3, каустическая сода - 0,05, пеногаситель - 0,2, мел технический - 15, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза - 1-1,5, нейтрализатор сероводорода ЖС-7 - 7, антисептик Remacid - 0,1, вода пресная (техническая) - остальное. (Регламент по приготовлению и применению буровых растворов с кислоторастворимой твердой фазой при ремонте скважин на Астраханском ГКМ. Введ. 04.12.2009. - Астрахань, 2009. - 27 с.).
Известный буровой раствор является многокомпонентным, что затрудняет приготовление, регулирование свойств раствора в процессе капитального ремонта, увеличивает его стоимость в целом. При попадании сероводорода в буровой раствор происходит снижение рН до значения 5-6 единиц, что ведет к резкому изменению его свойств - коагуляции, деструкции химических реагентов бурового раствора, что, в свою очередь, может привести к прихвату бурильного инструмента или поглощению бурового раствора.
Наиболее близким аналогом, выбранным в качестве прототипа заявляемого решения, является биополимерный буровой раствор (патент РФ №2236429 «Биополимерный буровой раствор», С09К 359, опубликовано 20.09.2004), рецептура которого имеет следующее соотношение компонентов, мас. %: ксантановый биополимер Flo-Vis - 0,3-0,5, гуматный реагент ПУЩР - 10,0-15,0, вода - остальное.
Недостатками указанного биополимерного бурового раствора являются невозможность его применения в условиях сероводородной агрессии ввиду отсутствия в составе раствора реагента для связывания сероводорода, что снижает безопасность проведения работ по капитальному ремонту скважин, а также ухудшает экологическую обстановку в связи со сбрасыванием в шламосборник отработанного (после контакта с сероводородом) бурового раствора, в виде пастообразной массы с остаточными количествами непрореагировавшего растворенного сероводорода. Все это приводит к значительным затратам времени на приготовление нового объема раствора и на дополнительную обработку бурового раствора в процессе капитального ремонта для поддержания необходимых параметров.
Основной технической задачей заявляемого изобретения является обеспечение безопасности рабочего персонала (буровой бригады), за счет связывания сероводорода, поступившего в ствол скважины, и повышение экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин за счет снижения количества компонентов бурового раствора без ухудшения реологических и фильтрационных показателей, а так же использования дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов.
Поставленная задача достигается тем, что известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин, содержащий известь негашеную, гидроксиэтилцеллюлозу и воду или минерализованный рассол (рапу), дополнительно содержит соду каустическую (гидроокись натрия) в целях создания дополнительного «буфера» для поддержания рН среды не ниже 12 единиц при следующем соотношении компонентов, мас.%: известь негашеная - 4, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,5, сода каустическая (гидроокись натрия) - 0,3, вода пресная (техническая) или минерализованный рассол (рапа) для проведения буровых работ в зимнее время - остальное.
В заявляемом изобретении используются следующие компоненты.
Известь негашеная (окись кальция) - ГОСТ 9179-77 для создания и регулирования щелочной среды бурового раствора. Исходя из опыта применения извести негашеной в буровых растворах оптимальная концентрация составляет 4 мас.%.
Сода каустическая (гидроокись натрия) - ГОСТ Р 55064-2012 в качестве дополнительного источника гидроксид-ионов для поддержания величины рН среды не ниже 12 единиц. Оптимальная концентрация соды каустической (гидроокиси натрия) составляет 0,3 мас.%. Уменьшение или увеличение концентрации соды каустической (гидроокиси натрия) приводит соответственно к снижению или увеличению рН известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин.
Гидроксиэтилцеллюлоза - для загущения известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин, в качестве структурообразователя, например, Сульфацелл 2-2000 ТУ 2231-013-32957739-2009, явлющийся экологически безвредным и биоразлагаемым продуктом. Использование Сульфацелл 2-2000 в количестве 0,5 мас.% приводит к увеличению реологических параметров, таких как вязкость и стабильность известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин. Содержание в известковом буровом растворе Сульфацелл 2-2000 более 0,5 мас.% экономически и технологически нецелесообразно, так как существенного улучшения реологических свойств при увеличении количества этого компонента не происходит.
Для предотвращения замерзания известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин при проведении буровых работ в зимний период в качестве дисперсионной среды (основы) известкового бурового раствора применяют насыщенный хлоридом натрия минерализованный рассол (рапу).
Реакции нейтрализации сероводорода в известковом буровом растворе для капитального ремонта скважин протекают по следующим схемам:
1. H2S+NaOH↔NaHS+H2O;
2. H2S+Са(ОН)2↔CaS+2H2O.
Наличие в составе рецептуры известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин каустической соды (гидроокиси натрия) способствует поддержанию величины водородного показателя рН раствора на уровне 12 единиц, связыванию сероводорода гидроокисью кальция, что способствует повышению безопасности проведения работ по капитальному ремонту скважин.
Таким образом, предлагаемый известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин обеспечивает достижение заявляемого технического результата. В результате патентного поиска не выявлены известные технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату. Заявляемый известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин соответствует условию «изобретательский уровень». Что касается соответствия такому критерию, как «промышленная применимость», то проведенная экспертная проверка на пяти скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения в процессе проведения капитального ремонта скважин показала возможность применения предлагаемого изобретения или известкового бурового раствора для капитального ремонта скважин с заявленной совокупностью существенных признаков.
Заявленный известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин (нефтяных и газовых) с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях готовят следующим образом.
В дисперсионной среде (вода пресная (техническая) или минерализованный рассол (рапа) для проведения буровых работ в зимнее время) растворяют известь негашеную, затем при тщательном перемешивании добавляют гидроксиэтилцеллюлозу и каустическую соду (гидроокись натрия). Состав перемешивают до окончания взаимодействия компонентов, что фиксируется прекращением повышения вязкости бурового раствора и увеличением рН раствора до 12 единиц. Все реагенты вводят в сухом виде. В результате получается известковый буровой раствор со следующим содержанием компонентов, мас.%: известь негашеная - 4, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,5, сода каустическая (гидроокись натрия) - 0,3, вода пресная (техническая) или минерализованный рассол (рапа) для проведения буровых работ в зимнее время - остальное.
В соответствии с предлагаемым техническим решением были приготовлены различные варианты известкового бурового раствора, отличающиеся следующими техническими параметрами, представленными в таблице 1. Проведенные испытания показывают, что изменение содержания компонентов в меньшую сторону не обеспечивает необходимых технологических параметров.
Таблица 1
Параметры известкового бурового раствора для проведения работ на скважинах с низкими пластовыми давлениями на сероводородсодержащих месторождениях
Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая: обеспечивается безопасность рабочего персонала (буровой бригады) за счет связывания сероводорода, поступившего в ствол скважины, повышается экономическая эффективность проведения капитального ремонта скважин за счет снижения количества компонентов бурового раствора, без ухудшения реологических и фильтрационных показателей, а так же за счет использования дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов.
Claims (2)
- Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин, включающий известь негашеную, гидроксиэтилцеллюлозу и воду или минерализованный рассол (рапу), отличающийся тем, что дополнительно содержит соду каустическую (гидроокись натрия), при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
известь негашеная 4 гидроксиэтилцеллюлоза 0,5 сода каустическая (гидроокись натрия) 0,3 вода пресная (техническая) или минерализованный рассол (рапа) остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018116534A RU2683441C1 (ru) | 2018-05-03 | 2018-05-03 | Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018116534A RU2683441C1 (ru) | 2018-05-03 | 2018-05-03 | Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2683441C1 true RU2683441C1 (ru) | 2019-03-28 |
Family
ID=66089642
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018116534A RU2683441C1 (ru) | 2018-05-03 | 2018-05-03 | Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2683441C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1678048A1 (ru) * | 1989-09-05 | 1996-11-10 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Буровой раствор |
| UA16896A1 (ru) * | 1989-06-21 | 1997-08-29 | Український Науково-Дослідний Інститут Природних Газів "Укрндігаз" | Известковый буровой раствор |
| RU2187533C2 (ru) * | 2000-12-21 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Пенообразующий состав |
| RU2236429C1 (ru) * | 2002-12-26 | 2004-09-20 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Биополимерный буровой раствор |
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2567579C1 (ru) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор |
-
2018
- 2018-05-03 RU RU2018116534A patent/RU2683441C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| UA16896A1 (ru) * | 1989-06-21 | 1997-08-29 | Український Науково-Дослідний Інститут Природних Газів "Укрндігаз" | Известковый буровой раствор |
| SU1678048A1 (ru) * | 1989-09-05 | 1996-11-10 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Буровой раствор |
| RU2187533C2 (ru) * | 2000-12-21 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Пенообразующий состав |
| RU2236429C1 (ru) * | 2002-12-26 | 2004-09-20 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Биополимерный буровой раствор |
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2567579C1 (ru) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КИСТЕР Э.Г. Химическая обработка буровых растворов, Москва, "Недра", 1972, с. 97-100. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2303047C1 (ru) | Высокоингибированный буровой раствор | |
| US6959767B2 (en) | Remediation treatment of sustained casing pressures (SCP) in wells with top down surface injection of fluids and additives | |
| US20140041944A1 (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
| CN103154180A (zh) | 钻进液和在含煤地层中钻进的方法 | |
| AT520254A2 (de) | Synthetische Fluidverlustpille auf Polymerbasis | |
| US11434410B2 (en) | Methods of making and using a wellbore servicing fluid for controlling losses in permeable zones | |
| US2571093A (en) | Composition and treatment of drilling fluids | |
| WO2011119785A2 (en) | Method and composition for enhanced oil recovery | |
| US3108068A (en) | Water-in-oil emulsion drilling fluid | |
| RU2683441C1 (ru) | Известковый буровой раствор для капитального ремонта скважин | |
| RU2362793C2 (ru) | Буровой раствор | |
| CN109679597A (zh) | 一种封堵成膜强抑制钻井液及制备方法 | |
| CN104277805B (zh) | 滤饼清洗液及其制备方法 | |
| RU2516400C1 (ru) | Алюмогипсокалиевый буровой раствор и способ его получения | |
| RU2612040C2 (ru) | Полимер-эмульсионный буровой раствор | |
| DE69100517T2 (de) | Polyethyleneiminphosphonatderivate als Dispergiermittel enthaltende Zementzusammensetzungen. | |
| RU2541666C1 (ru) | Буровой раствор для стабилизации глинистых пород | |
| RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2602280C1 (ru) | Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| MX2013000415A (es) | Fluido de perforacion y metodo para perforar un pozo. | |
| RU2683456C1 (ru) | Облегченный буровой раствор (варианты) | |
| RU2601708C1 (ru) | Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| CA2971557C (en) | Drilling fluid for coal formations | |
| CN111534291A (zh) | 一种油气田用复配有机高温除硫剂及其制备方法和使用方法 | |
| EP0275304B1 (en) | Calcium-free clear high density fluids |