RU2733590C1 - Invert-emulsion drilling mud - Google Patents
Invert-emulsion drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733590C1 RU2733590C1 RU2019140635A RU2019140635A RU2733590C1 RU 2733590 C1 RU2733590 C1 RU 2733590C1 RU 2019140635 A RU2019140635 A RU 2019140635A RU 2019140635 A RU2019140635 A RU 2019140635A RU 2733590 C1 RU2733590 C1 RU 2733590C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- drilling mud
- invert
- emulsion
- oil
- 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (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
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к буровым растворам, применяемым для профилактики осложнений в процессе бурения скважин на месторождениях, характеризующихся наличием солевых отложений и пластов с аномально низким пластовым давлением.The invention relates to the oil and gas industry, namely to drilling fluids used to prevent complications in the process of drilling wells in fields characterized by the presence of salt deposits and reservoirs with abnormally low reservoir pressure.
Для бурения в интервалах, характеризующихся солевыми отложениями и пластов с аномально низким пластовым давлением необходимо использование буровых растворов с регулируемой плотностью, инертных к солям, обладающих повышенными блокирующими характеристиками и оптимальными структурно-реологическими свойствами.For drilling in intervals characterized by salt deposits and reservoirs with abnormally low reservoir pressure, it is necessary to use drilling fluids with adjustable density, inert to salts, with increased blocking characteristics and optimal structural and rheological properties.
Опыт бурения разведочных скважин на Ковыткинском месторождении говорит о наличии зон с несовместимыми условиями бурения. Так в процессе бурения интервалов, характеризующихся мощным солевым комплексом, для предотвращения размыва солей, необходимо использование соленасыщенных буровых растворов. А для бурения интервала подсолевого комплекса и первичного вскрытия продуктивного пласта, характеризующихся высокой проницаемостью и низким пластовым давлением необходимо использование растворов низкой плотности. Замена используемого бурового раствора на более легкий, в открытом стволе, влечет за собой как риск возникновения аварий и осложнений, так и дополнительные временные и финансовые затраты. Несомненно, что в данной ситуации применение раствора на углеводородной основе является наиболее оптимальным решением.The experience of drilling exploratory wells at the Kovytkinskoye field indicates the presence of zones with incompatible drilling conditions. Thus, in the process of drilling intervals characterized by a powerful salt complex, in order to prevent salt erosion, it is necessary to use salt-saturated drilling fluids. And for drilling the interval of the subsalt complex and the primary opening of the productive formation, characterized by high permeability and low formation pressure, it is necessary to use low density fluids. Replacing the used drilling fluid with a lighter one, in an open hole, entails both the risk of accidents and complications, and additional time and financial costs. There is no doubt that in this situation, the use of a hydrocarbon-based solution is the most optimal solution.
Наиболее близким к предлагаемому составу является эмульсионный раствор на углеводородной основе, содержащий, мас. %: дизельное топливо - 14,98-84,55, органофильный бентонит - 0,39-4,26, «Эмульгатор МР» - 0,83-2,38, «Гидрофобизатор АБР» - 0,015-0,73, водная фаза, минерализованная хлоридом калия, или натрия, или кальция - 1,5-36,73, 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А - 0,33-3,81, окись кальция - 0,39-2,38, барит или мел - остальное [RU 2424269 С1, МПК С09К 8/02 (2006.01), С09К 8/467, опубл. 20.07.2011]. Известный раствор обеспечивает сохранение фильтрационных характеристик пород при вскрытии продуктивных пластов с АВПД.Closest to the proposed composition is a hydrocarbon-based emulsion solution containing, by weight. %: diesel fuel - 14.98-84.55, organophilic bentonite - 0.39-4.26, "Emulsifier MR" - 0.83-2.38, "Water repellent ADB" - 0.015-0.73, water phase , mineralized with potassium, or sodium, or calcium chloride - 1.5-36.73, 20% solution of polyisobutylene with a molecular weight of 20,000 in industrial oil I-20A - 0.33-3.81, calcium oxide - 0.39 -2.38, barite or chalk - the rest [RU 2424269 C1, IPC S09K 8/02 (2006.01), S09K 8/467, publ. 20.07.2011]. The known solution ensures the preservation of the filtration characteristics of the rocks during the opening of productive strata with abnormal pressure.
Недостатком данного раствора является использование в качестве дисперсионной среды пожаро-взрывоопасного дизельного топлива, оказывающего негативное влияние на окружающую среду.The disadvantage of this solution is the use of fire-explosive diesel fuel as a dispersion medium, which has a negative impact on the environment.
Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка инвертно-эмульсионного бурового раствора на углеводородно-синтетической основе, с ограниченным содержанием твердой фазы и оптимизированными технологическими свойствами, применяемым при бурении в условиях солевых отложений и пластов, характеризующихся АНПД.The technical problem to be solved by the claimed technical solution is the development of an invert-emulsion drilling fluid based on a hydrocarbon-synthetic base, with a limited solids content and optimized technological properties, used when drilling in conditions of salt deposits and formations characterized by ANPD.
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная проблема решается за счет достижения технического результата, который заключается в оптимизации технологических свойств бурового раствора с применением добавок с целью обеспечения безаварийного бурения скважин в рассматриваемых условиях.When implementing the proposed technical solution, the problem is solved by achieving a technical result, which consists in optimizing the technological properties of the drilling fluid with the use of additives in order to ensure trouble-free drilling of wells in the conditions under consideration.
Указанный технический результат достигается тем, что инвертно-эмульсионный буровой раствор содержит в качестве дисперсионной среды смесь индустриального масла и альфа-олефинов, в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и добавки органобентонит, синтетический полимерный латекс, эмульгатор, гидрофобизатор, при следующем соотношении компонентов, мас. %: индустриальное масло И-20А - 49,0-58,0, альфа-олефины фракции С12-С14 - 19,0-20,5, 30%-ный водный раствор хлорида кальция - 12,5-24,8, органобентонит «BENTOLUX ОВМ» - 2,5-3,0, синтетический полимерный латекс - 1,5-2,0, эмульгатор MP-150 - 2,5-3,0, гидрофобизатор АБР - 0,7-1,0, мраморную крошку до необходимой плотности сверх 100%.This technical result is achieved by the fact that the invert-emulsion drilling fluid contains a mixture of industrial oil and alpha-olefins as a dispersion medium, mineralized water as a dispersed phase and organobentonite additives, synthetic polymer latex, an emulsifier, a water repellant, with the following ratio of components, wt. %: industrial oil I-20A - 49.0-58.0, alpha-olefins of the C12-C14 fraction - 19.0-20.5, 30% aqueous solution of calcium chloride - 12.5-24.8, organobentonite "BENTOLUX OBM" - 2.5-3.0, synthetic polymer latex - 1.5-2.0, MP-150 emulsifier - 2.5-3.0, water repellent ADB - 0.7-1.0, marble crumb to the required density in excess of 100%.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет подбора компонентов (количественного и качественного) в заявляемом инвертно-эмульсионном буровом растворе, совместное применение которых позволяет получить буровой раствор инертный к разбуриваемой горной породе с регулируемой плотностью.Achievement of the specified technical result is ensured by the selection of components (quantitative and qualitative) in the claimed invert-emulsion drilling mud, the combined use of which makes it possible to obtain a drilling mud inert to the rock being drilled with an adjustable density.
Для приготовления заявляемого бурового раствора использовали следующие компоненты.The following components were used to prepare the inventive drilling mud.
В качестве дисперсионной среды используется углеводородно-синтетическая основа, представляющая собой смесь индустриального масла И-20А и альфа-олефинов фракции С12-С14.A synthetic hydrocarbon base is used as a dispersion medium, which is a mixture of I-20A industrial oil and C12-C14 alpha-olefins.
И-20А - индустриальное масло подгруппы А по ГОСТ 20799-88, производимое на основе очищенных дистиллятных и остаточных (нефтяных) масел без присадок, характеризующееся устойчивыми вязкостными свойствами в условиях отрицательных температур (до минус 15°С), применяется в машинах и механизмах промышленного оборудования.I-20A is an industrial oil of subgroup A according to GOST 20799-88, produced on the basis of purified distillate and residual (petroleum) oils without additives, characterized by stable viscosity properties under negative temperatures (up to minus 15 ° C), used in machines and mechanisms of industrial equipment.
Альфа-олефины фракции С12-С14 по ТУ 2411-058-05766801-96, являются продуктом термокаталитической олигомеризации этилена. Представляют собой прозрачную бесцветную жидкость. В заявляемом составе для регулирования вязкостных характеристик эмульсии используется эмульгатор (улучшает стабильность системы).Alpha-olefins of the C12-C14 fraction according to TU 2411-058-05766801-96 are the product of thermocatalytic oligomerization of ethylene. They are a clear, colorless liquid. In the claimed composition, an emulsifier is used to control the viscosity characteristics of the emulsion (improves the stability of the system).
В качестве дисперсной фазы применяется 30%-ный водный раствор хлорида кальция. Хлорид кальция выпускается по ГОСТ 450-77 в виде чешуек или гранул, размер которых не превышает 10 мм с массовой долей хлористого кальция не менее 80%.A 30% aqueous solution of calcium chloride is used as a dispersed phase. Calcium chloride is produced in accordance with GOST 450-77 in the form of flakes or granules, the size of which does not exceed 10 mm with a mass fraction of calcium chloride of at least 80%.
Органобентонит марки BENTOLUX ОВМ по ТУ 2458-092-81065795-2016, представляющий собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с аммониевой солью, используется в заявляемом растворе в качестве понизителя фильтрации и для формирования на стенках скважины тонкой эластичной фильтрационной корки.Organobentonite of the BENTOLUX OBM brand according to TU 2458-092-81065795-2016, which is a product of the interaction of bentonite clay with ammonium salt, is used in the inventive solution as a filtration reducer and to form a thin elastic filter cake on the borehole walls.
Синтетический (полимерный) латекс по ГОСТ 11808-88, получаемый совместной полимеризацией бутадиена со стиролом в соотношении 70:30 в водной эмульсии с применением в качестве эмульгатора смеси сульфанола (алкилсульфаната) и натриевого мыла синтетических жирных кислот. Массовая доля сухого вещества не менее 40%, температура желатинизации не более 8°С. В инвертно-эмульсионном растворе используется для регулирования структурно-реологических и фильтрационных свойств.Synthetic (polymer) latex according to GOST 11808-88, obtained by co-polymerizing butadiene with styrene in a 70:30 ratio in an aqueous emulsion using a mixture of sulfanol (alkyl sulfonate) and sodium soap of synthetic fatty acids as an emulsifier. Mass fraction of dry matter not less than 40%, gelatinization temperature not more than 8 ° С. In invert emulsion solution it is used to regulate the structural-rheological and filtration properties.
Эмульгатор МР-150 по ТУ 2458-097-17197708-2005 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров жирных кислот и триэтаноламина, используется для образования стабильной эмульсии.Emulsifier MP-150 according to TU 2458-097-17197708-2005 is a hydrocarbon solution of esters of fatty acids and triethanolamine, used to form a stable emulsion.
Регулирование плотности заявляемого бурового раствора производят мраморной крошкой (мраморным порошком) по ТУ 5716-003-52817785-03. Мраморная крошка представляет собой порошкообразный продукт, имеющий в своем составе карбонат кальция (СаСО3). Мраморная крошка отличается высокой кислоторастворимостью и низкой абразивностью.Regulation of the density of the inventive drilling mud is made with marble chips (marble powder) according to TU 5716-003-52817785-03. Marble chips are a powdery product containing calcium carbonate (CaCO 3 ). Marble chips are characterized by high acid solubility and low abrasiveness.
Гидрофобизатор АБР-40 по ТУ 2483-081-17197708-2003, представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот и аминов, используется для гидрофобизации утяжелителя в заявляемом растворе. Гидрофобизатор АБР-40, адсорбируясь на поверхности частиц утяжелителя и выбуренной породы, гидрофобизирует их, уменьшая тем самым отрицательное влияние на реологические свойства заявляемого бурового раствора.Hydrophobizator ABR-40 according to TU 2483-081-17197708-2003, is a hydrocarbon solution of condensation products of fatty acids and amines, is used to hydrophobize the weighting agent in the claimed solution. Hydrophobizator ABR-40, adsorbed on the surface of the particles of the weighting agent and drilled rock, hydrophobicizes them, thereby reducing the negative impact on the rheological properties of the inventive drilling mud.
Инвертно-эмульсионный буровой раствор в лабораторных условиях готовили следующим образом.Invert-emulsion drilling mud under laboratory conditions was prepared as follows.
Дисперсионную среду готовили путем смешивания индустриального масла и структурообразующей добавки альфа-олефинов на лабораторной мешалке, обеспечивающей скорость вращения швеллера (11000±300). При перемешивании дисперсионной среды на лабораторной мешалке вводили органобентонит и перемешивали в течение 20 минут. В полученную суспензию, также при постоянном перемешивании вводили последовательно синтетический (полимерный) латекс, эмульгатор MP-150. Далее, не прекращая перемешивания, с помощью делительной воронки, вводили водный раствор хлорида кальция. Мраморную крошку в раствор добавляли поэтапно при постоянном перемешивании на лабораторной мешалке. Для гирофобизации твердой фазы добавляли АБР-40, при этом перемешивали раствор на мешалке, обеспечивающей скорость вращения лопасти (11000±300) об/мин в течение 30 мин.The dispersion medium was prepared by mixing industrial oil and a structure-forming additive of alpha-olefins on a laboratory stirrer providing a channel rotation speed (11000 ± 300). While stirring the dispersion medium on a laboratory mixer, organobentonite was introduced and stirred for 20 minutes. In the resulting suspension, also with constant stirring, was introduced sequentially synthetic (polymer) latex, emulsifier MP-150. Then, without stopping stirring, an aqueous solution of calcium chloride was introduced using a separating funnel. Marble chips were added to the solution in stages with constant stirring on a laboratory mixer. For gyrophobization of the solid phase, ABR-40 was added, while the solution was stirred on a stirrer providing a blade rotation speed (11000 ± 300) rpm for 30 min.
Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата аналогичным образом готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием материалов и реагентов.To identify the distinctive features and the claimed technical result, various solutions are prepared in a similar way, differing in the quantitative content of materials and reagents.
В лабораторных условиях измеряли технологические параметры заявляемого бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°С. Плотность бурового раствора определяли с помощью пикнометра. Электростабильность заявляемого раствора определяли на анализаторе стабильности эмульсий. Для определения фильтрации использовали фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,7 МПа. Реологические свойства определялись при помощи 12-ти скоростного ротационного вискозиметра, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами.In laboratory conditions, the technological parameters of the inventive drilling fluid were measured using certified measurement techniques at a temperature of (20 ± 2) ° C. The density of the drilling fluid was determined using a pycnometer. The electrical stability of the inventive solution was determined using an emulsion stability analyzer. To determine the filtration used a filter press with a filtration zone area of (45.8 ± 0.6) cm 2 , providing a pressure drop across the filter element of 0.7 MPa. Rheological properties were determined using a 12-speed rotary viscometer equipped with coaxial measuring cylinders.
В таблице 1 представлены компонентный состав и технологические свойства заявляемого бурового раствора. Примеры приготовления и испытания составов, приведенных в таблице, аналогичны вышеописанному. Для выявления отличительных признаков и заявленного технического результата изменяли массовые соотношения компонентов (поз. 1-5).Table 1 shows the composition and technological properties of the inventive drilling mud. Examples of preparation and testing of the formulations shown in the table are similar to those described above. To identify the distinctive features and the claimed technical result, the mass ratios of the components were changed (pos. 1-5).
Как видно из таблицы 1 (поз. 1-3) заявляемый инвертно-эмульсионный буровой раствор за счет совместного использования компонентов, в том числе современных, многофункциональных реагентов, и их заявляемого соотношения обладает необходимыми технологическими свойствами для предупреждения осложнений при строительстве скважин на месторождении, характеризующимся солевыми отложениями и пластами с аномально низким пластовым давлением.As can be seen from table 1 (pos. 1-3), the claimed invert-emulsion drilling mud due to the joint use of components, including modern, multifunctional reagents, and their claimed ratio, has the necessary technological properties to prevent complications during well construction in a field characterized by salt deposits and reservoirs with abnormally low reservoir pressure.
Проведены исследования заявляемого бурового раствора с целью изучения его влияния на способность предотвратить растворение комплекса солевых отложений. Исследования проведены в сравнении с дистиллированной водой и минерализованным (содержание хлорида натрия 300 г/л) полимер глинистым буровым раствором плотностью 1240 кг/м3, применяющимся для бурения в интервалах залегания солевых отложений при строительстве скважин на Ковыктинском месторождении. В качестве образцов для исследований выбраны образцы керна, отобранного из различных интервалов залегания солевых отложений на Ковыктинском месторождении (1695 м (ангарская свита), 2280 м, 2873 м (усольская свита), визуально состоящие из сплошного массива солевых отложений и не имеющие примесей из различных интервалов их залегания. Исследования проведены в термодинамических условиях с использованием вальцевой печи. Образцы готовили механическим способом, керновый материал распиливали, затем распиленные куски шлифовали. Подготовленные образцы промывали в бензине (ТУ 38.401-67-108-95), продували сжатым воздухом, маркировали, подвергали сушке при температуре 105°С в течение 1 ч в сушильном шкафу, остужали в эксикаторе. Затем образцы взвешивались на лабораторных весах с погрешностью ±0,0003 г. В исследованиях использовали образцы примерно одинаковой массы.The studies of the proposed drilling mud were carried out in order to study its effect on the ability to prevent the dissolution of the complex of salt deposits. The studies were carried out in comparison with distilled water and mineralized (sodium chloride content of 300 g / l) polymer clay drilling mud with a density of 1240 kg / m 3 , used for drilling in the intervals of salt deposits during well construction at the Kovykta field. Core samples taken from various intervals of occurrence of salt deposits in the Kovykta field (1695 m (Angarskaya suite), 2280 m, 2873 m (Usolskaya suite), visually consisting of a solid mass of salt deposits and not having impurities from various The investigations were carried out under thermodynamic conditions using a roller furnace. Samples were prepared mechanically, the core material was sawn, then the sawn pieces were polished. The prepared samples were washed in gasoline (TU 38.401-67-108-95), blown with compressed air, marked, were subjected to drying at a temperature of 105 ° C for 1 h in an oven, cooled in a desiccator, and then the samples were weighed on a laboratory balance with an error of ± 0.0003 g. Samples of approximately the same mass were used in the studies.
Исследования проводили в ячейках, используемых в вальцовых печах, для этой цели крышки ячеек были дополнительно оснащены перфорированными пластинами-держателями из нержавеющей стали. Исследования проводились в динамических условиях при температуре (50±1)°С в течение 72 ч (3 сут).The studies were carried out in cells used in roller furnaces; for this purpose, the cell covers were additionally equipped with perforated stainless steel plate-holders. The studies were carried out under dynamic conditions at a temperature of (50 ± 1) ° С for 72 h (3 days).
Влияние буровых растворов на солевые отложения оценивались по потере массы образца керна. Потеря массы образцов Δm, %, рассчитывали по формулеThe effect of drilling fluids on salt deposits was assessed by the weight loss of the core sample. Sample weight loss Δm,%, was calculated by the formula
где m1 - масса образца керна до контакта с буровым раствором, г;where m 1 is the mass of the core sample before contact with the drilling fluid, g;
m2 - масса образца керна после контакта с буровым раствором, г. m 2 is the mass of the core sample after contact with the drilling fluid, g.
На фиг. 1 приведены обобщенные результаты исследований. Анализ результатов показал, что применение заявляемого инвертно-эмульсионного бурового раствора более чем на 75% снижает риск размыва солевых отложений в сравнении с традиционно применяемым в этих условиях минерализованным буровым раствором.FIG. 1 summarizes the research results. The analysis of the results showed that the use of the claimed invert-emulsion drilling mud by more than 75% reduces the risk of salt deposits erosion in comparison with the mineralized drilling mud traditionally used in these conditions.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019140635A RU2733590C1 (en) | 2019-12-10 | 2019-12-10 | Invert-emulsion drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019140635A RU2733590C1 (en) | 2019-12-10 | 2019-12-10 | Invert-emulsion drilling mud |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733590C1 true RU2733590C1 (en) | 2020-10-05 |
Family
ID=72926997
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019140635A RU2733590C1 (en) | 2019-12-10 | 2019-12-10 | Invert-emulsion drilling mud |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2733590C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2821370C1 (en) * | 2023-10-16 | 2024-06-21 | ФГАОУ ВО Сибирский федеральный университет | Carbon-based drilling fluid with multi-walled carbon nanotubes (mwcnt) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5587354A (en) * | 1992-09-25 | 1996-12-24 | Integrity Industries, Inc. | Drilling fluid and drilling fluid additive |
| RU2263701C2 (en) * | 2003-12-30 | 2005-11-10 | Федосов Ростислав Иванович | Hydrocarbon-based drilling fluid |
| EA200600493A1 (en) * | 2003-09-05 | 2006-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | STRUGGLE AGAINST BORING MORTAR AND COLLECTING MATERIAL FOR DRILLING IN DILUTED COLLECTOR |
| RU2424269C1 (en) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Emulsion solution on hydrocarbon base |
| EA027018B1 (en) * | 2011-04-15 | 2017-06-30 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method for drilling a well |
| RU2655035C1 (en) * | 2017-07-13 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted invert-emulsion drilling mud |
-
2019
- 2019-12-10 RU RU2019140635A patent/RU2733590C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5587354A (en) * | 1992-09-25 | 1996-12-24 | Integrity Industries, Inc. | Drilling fluid and drilling fluid additive |
| EA200600493A1 (en) * | 2003-09-05 | 2006-10-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | STRUGGLE AGAINST BORING MORTAR AND COLLECTING MATERIAL FOR DRILLING IN DILUTED COLLECTOR |
| RU2263701C2 (en) * | 2003-12-30 | 2005-11-10 | Федосов Ростислав Иванович | Hydrocarbon-based drilling fluid |
| RU2424269C1 (en) * | 2010-01-26 | 2011-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭКСБУР-К" | Emulsion solution on hydrocarbon base |
| EA027018B1 (en) * | 2011-04-15 | 2017-06-30 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Method for drilling a well |
| RU2655035C1 (en) * | 2017-07-13 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Weighted invert-emulsion drilling mud |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2821370C1 (en) * | 2023-10-16 | 2024-06-21 | ФГАОУ ВО Сибирский федеральный университет | Carbon-based drilling fluid with multi-walled carbon nanotubes (mwcnt) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2655035C1 (en) | Weighted invert-emulsion drilling mud | |
| CA3054575C (en) | Polymer-modified asphalt for drilling fluid applications | |
| CA2512841C (en) | Flat rheology drilling fluid | |
| US4710586A (en) | Fluid loss additives for oil base muds and low fluid loss compositions thereof | |
| US4428843A (en) | Well working compositions, method of decreasing the seepage loss from such compositions, and additive therefor | |
| CA1217331A (en) | Use of certain materials as thinners in oil based drilling fluids | |
| US4356096A (en) | Method of enhancing the effect of liquid organic lubricants in drilling fluids | |
| OA11969A (en) | Water based wellbore fluids. | |
| RU2072383C1 (en) | Water-wetted additive for drilling mud, method of preparation thereof, and method of drilling borehole | |
| WO2018101929A1 (en) | Compositions for use in drilling fluids | |
| CN103710010B (en) | High-temperature resistant oil base drilling fluid system | |
| AU2008345421B2 (en) | Drilling fluid additive and methods of stabilizing kaolinite fines migration | |
| US3709819A (en) | Oil phase drilling fluid additive, composition and process | |
| CN112592700B (en) | Oil-based drilling fluid based on chlorinated paraffin and preparation method and application thereof | |
| CN103045186A (en) | Quickly dispersed asphalt powder for drilling fluid and preparation method of quickly dispersed asphalt powder | |
| CA2736730A1 (en) | Nitrogen-free invert emulsion wellbore fluid | |
| RU2733590C1 (en) | Invert-emulsion drilling mud | |
| BRPI0407194B1 (en) | PROCESS TO CONTROL THE INVERSION OF A DRILLING FLUID AND PROCESS TO CONTROL THE UMECTABILITY OF A CRUSH | |
| CN104194745B (en) | A kind of ultra micro high density for protecting ultra-deep DAMAGE OF TIGHT SAND GAS RESERVOIRS is drilled well working fluid and its compound method | |
| EP2791272B1 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar | |
| US2801967A (en) | Drilling fluid and method | |
| CA2945989C (en) | Water-based drilling fluid for reducing bitumen accretion | |
| CN111205835A (en) | Inverse emulsion drilling fluid | |
| US3738934A (en) | Oil base drilling fluid composition and process | |
| RU2502774C1 (en) | Drilling mud on hydrocarbon basis |