RU2277571C1 - Безглинистый буровой раствор - Google Patents
Безглинистый буровой раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2277571C1 RU2277571C1 RU2004135682/03A RU2004135682A RU2277571C1 RU 2277571 C1 RU2277571 C1 RU 2277571C1 RU 2004135682/03 A RU2004135682/03 A RU 2004135682/03A RU 2004135682 A RU2004135682 A RU 2004135682A RU 2277571 C1 RU2277571 C1 RU 2277571C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling mud
- sodium formate
- marble powder
- drilling fluid
- water
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims abstract description 13
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 13
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims abstract description 13
- 239000004579 marble Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- -1 carboxylmethyl Chemical group 0.000 claims description 6
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 abstract description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 abstract 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 abstract 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006321 anionic cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000003631 expected effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012086 standard solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, в частности к безглинистым соленым растворам для вскрытия скважин с аномально высоким пластовым давлением АВПД. Технический результат заключается в обеспечении высоких флоккулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высоких скоростей бурения, обеспечении высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии АВПД. Безглинистый буровой раствор для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств карбоксилметилкрахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 13-44, карбоксилметилкрахмал 3-5, мраморный порошок 0-14, вода остальное. Безглинистый буровой раствор может дополнительно содержать в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,13-0,3 мас.% от массы бурового раствора. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к безглинистым солёным растворам для вскрытия бурением зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий минерализованную воду, в качестве акрилового ингредиента - полиакриламид и дополнительно - длинноцепочечный полимер анионной целлюлозы и силикат натрия (патент RU 2170753 С2, С 09 К 7/02, 20.07.2001).
Известен безглинистый буровой раствор системы "Flo-Pro" фирмы M-I Drilling Fluids, включающий, мас.%: в качестве стабилизатора оксид магния - 0,4, регулятора реологических свойств - биополимер Flo-Vis Plus - 0,5, модифицированный крахмал Flo-Trol - 1,2, жидкий бактерицид M-I Cide - 0,05, наполнитель - мраморный порошок - 9,0, утяжелитель - хлорид калия - 3,0, воду остальное.
Однако при бурении скважин в карбонатных породах этот раствор неудовлетворительно очищается от выбуренной породы, что приводит к быстрому абразивному износу как забойного, так и бурового оборудования на поверхности, а также этот раствор химически агрессивен по отношению к оборудованию и экологически опасен по отношению к окружающей среде.
Наиболее близким аналогом является технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях АВПД и повышенных температур, включающая полисахаридный реагент или смесь полисахаридных реагентов, мас.%: 0,1 - 7,0, в качестве утяжелителя - соль муравьиной кислоты щелочного метала 45,0 - 83,0 и воду остальное (патент RU 2215016 С1, С 09 К 7/02, 27.10.2003).
Известная технологическая жидкость не обеспечивает требуемые флоккулирующие свойства раствора.
Задачей изобретения является сохранение первоначальных коллекторских свойств, продуктивных пластов коллекторов, сохранение от разуплотнения массива горных пород, как песчаника, так и глинистых сланцев.
Технический результат заключается в обеспечении высоких флоккулирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, обеспечении высоких скоростей бурения, обеспечении высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии АВПД.
Безглинистый буровой раствор для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств карбоксилметилкрахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%: формиат натрия 13-44, карбоксилметилкрахмал 3-5, мраморный порошок 0-14, вода остальное. Безглинистый буровой раствор может дополнительно содержать в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,13-0,3 мас.% от массы бурового раствора.
Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая: карбоксилметилкрахмал (КМК) придаёт раствору необходимые реологические свойства и регулирует водоотдачу, а с добавкой формиата натрия эти свойства могут измениться, поэтому концентрацию КМК до 5% можно считать оптимальной. С увеличением концентрации формиата натрия усиливаются тиксотропные свойства, и полученный раствор лучше очищается от выбуренной породы. При этом получаемый эффект существует до концентрации формиата натрия 44%. Вводом в буровой раствор пеногасителя MAC 200, растворённого в дизельном топливе в соотношении 1:20, удаётся регулировать процесс пенообразования. Оптимальный эффект достигается при концентрации 0,3%. При необходимости добавляется до 14% мраморного порошка, который является инертным по отношению ко всем введённым реагентам и предназначен для дополнительного утяжеления бурового раствора и формирования фильтрационной корки.
В состав приготовляемого раствора входит формиат натрия /ТУ У З.50-14308351-130-99/, массовая доля 88%, массовая доля воды 0,66%. Известен как хороший пластификатор и консервант, применяется в строительстве и других отраслях народного хозяйства. В состав раствора входят также мраморный порошок, например, марки МР-2 (микромрамор молотый ТУ 5716-002-369-45182-2003), производитель "Спецбурматериалы", г. Москва, карбоксилметилкрахмал (КМК), широко применяется в бурении скважин (ТУ 2262-016-32957739-01, ТУ 2232-007-2957739-99), производитель "Спецбурматериалы", г. Москва, пеногаситель MAC 200 (ТУ 39-08-125-77), представляющий собой высокодисперсный пирогенный гидрофобизированный кремнезем, производитель "Спецбурматериалы", г. Москва.
Буровой раствор готовят следующим образом.
На требуемый объём безглинистого бурового раствора для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением набирается техническая вода, через глиномешалку по циклу, не через скважину, вводят 3% КМК, в технической (обсадной) колонне производят замену жидкости на приготовляемый раствор, через скважину водят 13% формиата натрия. Затем вводят по циклу по 1% КМК и добавляют формиат натрия, доводя до необходимой плотности безглинистый буровой раствор. При этом достигается насыщение формиатом натрия до 44%, а плотность возрастает до 1330 кг/м3. При необходимости при вскрытии проницаемых горных пород добавляется до 14% мраморного порошка, плотность возрастает до 1450 кг/м3. Толщину фильтрационной корки можно регулировать подбором мраморного порошка разной степени дисперсности. При приготовлении замеряют стандартные параметры раствора: плотность, условная вязкость, динамические напряжения сдвига, пластическая вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, водородный показатель среды, толщина фильтрационной корки, липкость и т.п.
Технологические параметры растворов приведены в таблице. Проведённые испытания показывают, что изменение содержания ингредиентов в меньшую сторону (состав №1) не обеспечивает необходимых технологических параметров, а в большую сторону (состав №15) экономически не выгодно, так как повышенный расход реагентов не приводит к ожидаемому эффекту.
| Таблица Состав и свойства безглинистого бурового раствора |
||||||||||
| Номер опыта | Состав раствора, масс.% | Плотность кг/м3 |
Условная вязкость, сек | Пластическая вязкость мПа*с | ДНС дПа |
Водоотдача см3/30 мин | ||||
| Формиат натрия | КМК | Мраморный порошок МР-2 | Пеногаситель MAC 200 | Вода | ||||||
| 1 | 0 | 3 | 0 | 0 | 97 | 1000 | 56 | - | - | - |
| 2 | 9,0 | 3 | 0 | 0 | 88 | 1050 | 30 | - | - | - |
| 3 | 13,0 | 5 | 0 | 0 | 82 | 1070 | 70 | - | - | - |
| 4 | 23,0 | 4 | 0 | 0 | 73 | 1150 | 90 | - | - | - |
| 5 | 30,0 | 4 | 0 | 0,13 | 65,87 | 1220 | 67 | - | - | - |
| 6 | 37,0 | 3 | 0 | 0,13 | 59,87 | 1270 | 62 | - | - | - |
| 7 | 39,0 | 3 | 0 | 0,24 | 57,76 | 1280 | 62 | - | - | - |
| 8 | 40,0 | 3 | 0 | 0,23 | 56,77 | 1295 | 63 | 39 | 134,1 | - |
| 9 | 42,0 | 3 | 0 | 0,22 | 55,78 | 1310 | 63 | 52 | 86,21 | - |
| 10 | 44,0 | 3 | 0 | 0,32 | 52,68 | 1330 | 63 | 53 | 91,0 | 3,2 |
| 11 | 41,0 | 3 | 6 | 0,32 | 49,68 | 1380 | 80 | 56 | 119,7 | 2,2 |
| 12 | 39,0 | 3 | 10 | 0,32 | 47,68 | 1400 | 100 | 62 | - | 4,6 |
| 13 | 38,0 | 3 | 12 | 0,32 | 46,68 | 1450 | 95 | 29 | 134 | - |
| 14 | 37,0 | 4 | 14 | 0,30 | 44,70 | 1450 | 100 | - | - | - |
| 15 | 39,0 | 4 | 14 | 0,30 | 42,7 | 1450 | 115 | - | - | 6 |
Claims (2)
1. Безглинистый буровой раствор для вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением, включающий в качестве стабилизатора и утяжелителя формиат натрия, мраморный порошок и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве регулятора реологических и фильтрационных свойств карбоксилметилкрахмал при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит в качестве пеногасителя MAC 200, растворенный в дизельном топливе в соотношении 1:20, в количестве 0,13-0,3 мас.% от массы бурового раствора.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004135682/03A RU2277571C1 (ru) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Безглинистый буровой раствор |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004135682/03A RU2277571C1 (ru) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Безглинистый буровой раствор |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2277571C1 true RU2277571C1 (ru) | 2006-06-10 |
Family
ID=36712904
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004135682/03A RU2277571C1 (ru) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Безглинистый буровой раствор |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2277571C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2344152C1 (ru) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор |
| RU2344153C1 (ru) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор |
| RU2440397C1 (ru) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений |
| RU2691417C1 (ru) * | 2016-07-04 | 2019-06-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Ухтинский государственный технический университет" | Безглинистый высокощелочной буровой раствор с повышенными кольматирующими свойствами для бурения в агрессивных средах |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4098700A (en) * | 1974-05-24 | 1978-07-04 | Chemical Additives Company | Clay-free, thixotropic wellbore fluid |
| SU1685971A1 (ru) * | 1988-11-29 | 1991-10-23 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Буровой раствор |
| RU2051946C1 (ru) * | 1992-04-01 | 1996-01-10 | Актюбинский научно-исследовательский институт нефти и газа | Безглинистый буровой раствор |
| RU2170753C2 (ru) * | 1999-03-29 | 2001-07-20 | Закрытое акционерное общество "Горизонт - Сервис" | Безглинистый буровой раствор |
| RU2215016C1 (ru) * | 2002-03-11 | 2003-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур |
| RU2230092C2 (ru) * | 1998-04-09 | 2004-06-10 | Кооперативе Веркоп-Эн Продюктиверенигинг Ван Ардаппелмел Эн Дериватен Авебе Б.А. | Буровые растворы |
-
2004
- 2004-12-06 RU RU2004135682/03A patent/RU2277571C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4098700A (en) * | 1974-05-24 | 1978-07-04 | Chemical Additives Company | Clay-free, thixotropic wellbore fluid |
| SU1685971A1 (ru) * | 1988-11-29 | 1991-10-23 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Буровой раствор |
| RU2051946C1 (ru) * | 1992-04-01 | 1996-01-10 | Актюбинский научно-исследовательский институт нефти и газа | Безглинистый буровой раствор |
| RU2230092C2 (ru) * | 1998-04-09 | 2004-06-10 | Кооперативе Веркоп-Эн Продюктиверенигинг Ван Ардаппелмел Эн Дериватен Авебе Б.А. | Буровые растворы |
| RU2170753C2 (ru) * | 1999-03-29 | 2001-07-20 | Закрытое акционерное общество "Горизонт - Сервис" | Безглинистый буровой раствор |
| RU2215016C1 (ru) * | 2002-03-11 | 2003-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2344152C1 (ru) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор |
| RU2344153C1 (ru) * | 2007-04-20 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Буровой раствор |
| RU2440397C1 (ru) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений |
| RU2691417C1 (ru) * | 2016-07-04 | 2019-06-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Ухтинский государственный технический университет" | Безглинистый высокощелочной буровой раствор с повышенными кольматирующими свойствами для бурения в агрессивных средах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6884760B1 (en) | Water based wellbore fluids | |
| US2094316A (en) | Method of improving oil well drilling muds | |
| WO2000005323A1 (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability | |
| WO2004050790B1 (en) | Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation and use thereof | |
| RU2266312C1 (ru) | Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| Agi et al. | Performance evaluation of nanosilica derived from agro-waste as lost circulation agent in water-based mud | |
| RU2186819C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор преимущественно для бурения горизонтальных скважин (варианты) | |
| CA2644820A1 (en) | Glycerol based drilling fluids | |
| RU2168531C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| WO2021007531A1 (en) | A rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems | |
| US4404107A (en) | Well working compositions, method of decreasing the seepage loss from such compositions, and additive therefor | |
| WO2017062532A1 (en) | Self sealing fluids | |
| RU2277571C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
| Igwe et al. | The use of periwinkle shell ash as filtration loss control agent in water-based drilling mud | |
| Inemugha et al. | The effect of pH and salinity on the rheological properties of drilling mud formulation from natural polymers | |
| RU2277570C1 (ru) | Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2277572C1 (ru) | Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор | |
| Kelly Jr | Drilling fluids selection, performance, and quality control | |
| EP0662113B1 (en) | Pretreated clays, their preparation and use in formulating drilling muds not aggressive to layer clays | |
| WO2020102149A1 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| Tabzar et al. | Effectiveness of colloidal gas aphron fluids formulated with a biosurfactant enhanced by silica nanoparticles | |
| RU2291182C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2277569C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2226540C2 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
| RU2238297C1 (ru) | Гидрофобный эмульсионный буровой раствор и способ его приготовления |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081207 |