RU2474602C1 - Light-weight drilling mud for drilling of formations under conditions of abnormally low formation pressures - Google Patents
Light-weight drilling mud for drilling of formations under conditions of abnormally low formation pressures Download PDFInfo
- Publication number
- RU2474602C1 RU2474602C1 RU2011134549/03A RU2011134549A RU2474602C1 RU 2474602 C1 RU2474602 C1 RU 2474602C1 RU 2011134549/03 A RU2011134549/03 A RU 2011134549/03A RU 2011134549 A RU2011134549 A RU 2011134549A RU 2474602 C1 RU2474602 C1 RU 2474602C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- drilling
- under conditions
- abnormally low
- light
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract description 21
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 18
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 17
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 12
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 11
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 9
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000012216 bentonite Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 5
- 230000008961 swelling Effects 0.000 abstract description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JBQRDRKWCBEQKP-UHFFFAOYSA-N 2-amino-5-iodo-6-phenyl-1h-pyrimidin-4-one Chemical compound N1C(N)=NC(=O)C(I)=C1C1=CC=CC=C1 JBQRDRKWCBEQKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- -1 carboxymethyloxyethyl Chemical group 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000012002 interactive response technology Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000001931 thermography Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений (далее - АНПД).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to drilling fluids with high foaming properties, allowing the opening of productive formations in conditions of abnormally low reservoir pressures (hereinafter - ANPD).
Известен раствор для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД со следующим соотношением компонентов, мас.%:A known solution for the opening of productive formations in the conditions of the ANPD with the following ratio of components, wt.%:
(см. Гасумов Р.А., Калинкин А.В., Гейхман М.Г. Пенные системы для бурения и ремонта скважин. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008, - 269 с.).(see Gasumov R.A., Kalinkin A.V., Geykhman M.G. Foam systems for drilling and repairing wells. - M.: OOO IRTs Gazprom, 2008, 269 p.).
Недостатком приведенного состава является то, что в присутствии пластовой воды (ингибитора) пена разрушается в течение 1-2 мин, то есть состав не является стойким.The disadvantage of this composition is that in the presence of formation water (inhibitor), the foam is destroyed within 1-2 minutes, that is, the composition is not stable.
Известен состав для вскрытия пласта, принятый за прототип, содержащий в следующем соотношении компоненты, мас.%:A known composition for the formation, adopted for the prototype, containing in the following ratio of components, wt.%:
(см. авторское свидетельство СССР №1724671, МПК С09К 7/02 (1990.01), опубл. 07.04. 1992).(see USSR author's certificate No. 1724671, IPC S09K 7/02 (1990.01), publ. 07.04. 1992).
Недостатками указанного состава является низкая эффективность вскрытия продуктивных пластов. Обусловлено это следующими причинами: образующаяся из указанного состава пена имеет недостаточно высокий показатель стабильности. Во-первых, это связано с тем, что при использовании компонентов в указанных количествах, а именно пенообразователя (ПАВ) 0,1-0,5 мас.% и при содержании электролитов - указанных хлоридов до 20 мас.%, как правило, подавляется процесс пенообразования, во-вторых, наличие двух полимерных реагентов (ОЭЦ или КМОЭЦ и крахмала) в присутствии электролита способствует разжижению системы, поэтому полученная пена не обладает вязкой межпленочной структурой, тем самым уменьшается прочность пленок пены и увеличивается скорость истекания жидкости, повышаются капиллярное давление в каналах Гиббса-Плато и скорость диффузии в пене, ухудшается пенообразование и снижается стабильность пены. При этом ОЭЦ или КМОЭЦ - полимеры, предназначенные для увеличения вязкости раствора при низких скоростях сдвига, а также стабилизации раствора. Эти реагенты обеспечивают удерживающие и выносящие свойства раствора и загущение фильтрата. Роль понизителя фильтрации выполняет крахмал. В качестве пенообразователя используется сульфонол и/или ОП-10. Хлорид калия, или натрия, или кальция - реагент, ингибирующий набухание глинистых частиц в продуктивных пластах.The disadvantages of this composition is the low efficiency of the opening of reservoirs. This is due to the following reasons: the foam formed from the specified composition has an insufficiently high stability index. Firstly, this is due to the fact that when using components in the indicated amounts, namely, a foaming agent (surfactant) of 0.1-0.5 wt.% And when the electrolyte content of these chlorides is up to 20 wt.%, As a rule, it is suppressed foaming process, secondly, the presence of two polymer reagents (OEC or CMEC and starch) in the presence of an electrolyte helps to thin the system, therefore, the resulting foam does not have a viscous interfilm structure, thereby reducing the strength of the foam films and increasing the rate of fluid outflow, increasing pillyarnoe pressure plateau-Gibbs channels and the rate of diffusion of the foam deteriorates decreases foaming and foam stability. In this case, OEC or KMOEC are polymers designed to increase the viscosity of the solution at low shear rates, as well as stabilize the solution. These reagents provide retention and tolerance properties of the solution and thickening of the filtrate. The role of filtration reducer is performed by starch. Sulfonol and / or OP-10 is used as a foaming agent. Potassium chloride, or sodium, or calcium is a reagent that inhibits the swelling of clay particles in productive formations.
Задачей заявленного изобретения является создание легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД, нивелирующего недостатки прототипа.The objective of the claimed invention is the creation of a light inhibitory drilling fluid for opening the formations in the conditions of the API, leveling the disadvantages of the prototype.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность вскрытия пластов в условиях АНПД за счет использования образующейся из предлагаемого состава газожидкостной смеси с повышенной стабильностью, высокими ингибирующими свойствами в отношении набухания глинистых частиц в продуктивных пластах, низкими значениями показателя фильтрации и плотности, для создания минимально допустимой репрессии на пласт, улучшенными реологическими характеристиками.The technical result that can be obtained by the implementation of the invention is as follows: the efficiency of opening the formations under the conditions of AIPP is increased due to the use of a gas-liquid mixture formed from the proposed composition with increased stability, high inhibitory properties in relation to the swelling of clay particles in productive formations, low values filtration rate and density, to create the minimum allowable repression on the reservoir, improved rheological characteristics and.
Поставленная задача и указанный технический результат в легком ингибирующем буровом растворе для вскрытия пластов в условиях АНПД, содержащем крахмал, хлорид калия, анионактивное ПАВ и воду, решается и достигается тем, что состав дополнительно содержит кальцинированную соду, каустическую соду, бентонит, биополимер и полианионную целлюлозу при следующем соотношении компонентов, мас.%:The task and the specified technical result in a light inhibitory drilling fluid for opening the formations under the conditions of ANPD, containing starch, potassium chloride, anionic surfactants and water, is solved and achieved by the fact that the composition additionally contains soda ash, caustic soda, bentonite, biopolymer and polyanionic cellulose in the following ratio of components, wt.%:
Свойства легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД подтверждаются лабораторными исследованиями, результаты которых представлены в таблице.The properties of a light inhibitory drilling fluid for the opening of formations in the conditions of the ANPD are confirmed by laboratory studies, the results of which are presented in the table.
Содержание в составе полианионной целлюлозы (РАС L) в количестве менее 5 кг/м3, крахмала менее 20 кг/м3 и биополимера в количестве более 2 кг/м3 не обеспечивает образования газожидкостной смеси с требуемыми свойствами, происходит их ухудшение.The content in the composition of polyanionic cellulose (PAC L) in an amount of less than 5 kg / m 3 , starch less than 20 kg / m 3 and a biopolymer in an amount of more than 2 kg / m 3 does not provide the formation of a gas-liquid mixture with the required properties, their deterioration occurs.
Содержание в составе полианионной целлюлозы в количестве более 5 кг/м3, крахмала более 20 кг/м3 и биополимера в количестве менее 2 кг/м3 нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств не происходит.The content in the composition of polyanionic cellulose in an amount of more than 5 kg / m 3 , starch more than 20 kg / m 3 and a biopolymer in an amount of less than 2 kg / m 3 is impractical, since there is no significant improvement in properties.
Проба 1 характеризуется высокой стабильностью плотности во времени, плотность раствора ниже, чем для растворов на углеводородной основе, диапазон изменения во времени структурно-механических (статическое напряжение сдвига (далее - СНС) 1/10), вязкостных (условная вязкость) и реологических свойств (динамическое напряжение сдвига (далее - ДНС), пластическая вязкость) обеспечивает минимальные гидродинамические давления в затрубном пространстве бурящейся скважины, значения показателя фильтрации находятся на уровне, оказывающем минимальное воздействие на продуктивный пласт.Sample 1 is characterized by high density stability over time, the density of the solution is lower than for hydrocarbon-based solutions, the range of structural and mechanical changes in time (static shear stress (hereinafter - SNA) 1/10), viscosity (conditional viscosity) and rheological properties ( dynamic shear stress (hereinafter referred to as BPS), plastic viscosity) provides minimal hydrodynamic pressures in the annulus of the well being drilled, the values of the filtration rate are at a level that provides the minimum zdeystvie on the producing formation.
Проба 5 характеризуется более высокой плотностью в сравнении с пробой 1. Значения вязкостных, структурно-механических и реологических показателей свойств состава ведут к существенным колебаниям гидродинамических давлений при бурении и спуско-подъемных операциях, что может вызвать гидроразрыв пласта и другие сопутствующие негативные явления, фильтрация недопустимо высока для вскрытия коллекторов.Sample 5 is characterized by a higher density in comparison with sample 1. Values of viscous, structural, mechanical, and rheological parameters of the composition properties lead to significant fluctuations in hydrodynamic pressures during drilling and tripping operations, which can cause hydraulic fracturing and other related negative phenomena, filtering is unacceptable high for opening collectors.
Проба 9 имеет наиболее высокую плотность из сравниваемых составов. Вязкостные и реологические свойства недостаточны для выноса выбуренной породы на дневную поверхность.Sample 9 has the highest density of the compared compositions. Viscous and rheological properties are insufficient for the removal of cuttings to the surface.
Таким образом, согласно вышесказанному обеспечивается достижение указанного технического результата.Thus, according to the foregoing, the achievement of the specified technical result is ensured.
Заявленный состав легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД готовят следующим образом:The claimed composition of the light inhibitory drilling fluid for the opening of formations in the conditions of ANPD is prepared as follows:
1. Необходимо очистить емкости, насосы и нагнетательную систему от остатков бурового раствора, шлама и тому подобное. Убедиться, что отсутствуют перетоки между емкостями, проверить герметичность задвижек.1. It is necessary to clean the tanks, pumps and injection system of the remnants of the drilling fluid, sludge and the like. Make sure that there are no flows between the tanks, check the tightness of the valves.
2. Наполнить емкости пресной технической водой (по возможности теплой).2. Fill containers with fresh process water (possibly warm).
3. При жесткости воды затворения более 200 мг/л по Са2+ добавить кальцинированную соду в количестве, необходимом для достижения содержания катионов кальция не выше 200 мг/л.3. If the hardness of the mixing water is more than 200 mg / L for Ca 2+, add soda ash in the amount necessary to achieve a calcium cation content of not more than 200 mg / L.
4. Добавить бентонит в количестве 20 кг/м3.4. Add bentonite in an amount of 20 kg / m 3 .
5. Медленно обработать каустической содой для достижения - расчетного рН.5. Slowly treat with caustic soda to achieve a calculated pH.
6. Через гидроворонку добавить биополимер в концентрации 2 кг/м3 и тщательно перемешать (30-60 минут для обеспечения набухания полимера) с помощью гидропистолетов или перемешивателей.6. Add a biopolymer at a concentration of 2 kg / m 3 through a hydraulic funnel and mix thoroughly (30-60 minutes to ensure polymer swelling) using hydraulic guns or stirrers.
7. Добавить через гидроворонку Рас L в количестве 5 кг/м3 и крахмал в концентрации 20 кг/м3. Выдержать при постоянном перемешивании 30-40 минут для набухания полимера.7. Add 5 kg / m 3 and starch at a concentration of 20 kg / m 3 through the hydrofunnel Ras L. Stand with constant stirring for 30-40 minutes to swell the polymer.
8. Добавить через гидроворонку хлористый калий в количестве 50 кг/м3.8. Add potassium chloride in an amount of 50 kg / m 3 through a funnel.
9. Добавить через гидроворонку анионактивное поверхностно-активное вещество в концентрации 7 кг/м3.9. Add an anionic surfactant at a concentration of 7 kg / m 3 through a hydraulic funnel.
10. Перемешивать получившийся раствор до растворения хлористого калия и получения однородной массы.10. Stir the resulting solution until the potassium chloride is dissolved and a homogeneous mass is obtained.
11. Произвести замер параметров и при необходимости выполнить корректирующие обработки.11. Measure the parameters and, if necessary, perform corrective treatments.
12. Спустить в скважину бурильную колонну до забоя, заменить рабочий раствор на легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД, закачав перед ним буферный раствор, представляющий собой легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД с меньшей концентрацией последнего, во избежание смешивания «старого» и «нового» растворов и промыть скважину в течение 2-3 циклов без очистки.12. Lower the drill string to the bottom of the hole, replace the working fluid with a light inhibitory drilling fluid for opening the formations in the conditions of the API, injecting a buffer solution in front of it, which is a light inhibitory drilling fluid for opening the reservoirs in the conditions of the ANF with a lower concentration of the latter, to avoid mixing the "old" and "new" solutions and flush the well for 2-3 cycles without cleaning.
13. В процессе использования легкого ингибирующего бурового раствора в условиях АНПД может потребоваться только его дообработка и кондиционирование для восстановления свойств после хранения, а также пополнение объема свежим раствором.13. In the process of using a light inhibitory drilling fluid under the conditions of ANPD, it may only be necessary to refine it and condition it to restore properties after storage, as well as replenish the volume with a fresh solution.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134549/03A RU2474602C1 (en) | 2011-08-17 | 2011-08-17 | Light-weight drilling mud for drilling of formations under conditions of abnormally low formation pressures |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011134549/03A RU2474602C1 (en) | 2011-08-17 | 2011-08-17 | Light-weight drilling mud for drilling of formations under conditions of abnormally low formation pressures |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2474602C1 true RU2474602C1 (en) | 2013-02-10 |
Family
ID=49120420
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011134549/03A RU2474602C1 (en) | 2011-08-17 | 2011-08-17 | Light-weight drilling mud for drilling of formations under conditions of abnormally low formation pressures |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2474602C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2669314C1 (en) * | 2017-12-21 | 2018-10-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский государственный университет" (ТГУ, НИ ТГУ) | Drilling mud containing high-substituted carboxymethyl starch |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1724671A1 (en) * | 1989-05-11 | 1992-04-07 | Производственное Геологическое Объединение По Разведке Нефти И Газа "Полтавнефтегазгеология" | Compound for opening up productive seams |
| US6152227A (en) * | 1997-10-24 | 2000-11-28 | Baroid Technology, Inc. | Drilling and cementing through shallow waterflows |
| RU2231534C2 (en) * | 2002-05-16 | 2004-06-27 | Закрытое акционерное общество"ИКФ-Сервис" | Drilling fluid and a method for preparation thereof |
| RU2278890C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Drilling mud for exposing producing formation with low formation pressions |
| RU2309970C1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Low-density drilling mud (versions) |
| RU2330869C1 (en) * | 2006-11-13 | 2008-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Light weight drill fluid for opening-out of payout bed |
-
2011
- 2011-08-17 RU RU2011134549/03A patent/RU2474602C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1724671A1 (en) * | 1989-05-11 | 1992-04-07 | Производственное Геологическое Объединение По Разведке Нефти И Газа "Полтавнефтегазгеология" | Compound for opening up productive seams |
| US6152227A (en) * | 1997-10-24 | 2000-11-28 | Baroid Technology, Inc. | Drilling and cementing through shallow waterflows |
| RU2231534C2 (en) * | 2002-05-16 | 2004-06-27 | Закрытое акционерное общество"ИКФ-Сервис" | Drilling fluid and a method for preparation thereof |
| RU2278890C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Drilling mud for exposing producing formation with low formation pressions |
| RU2309970C1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Low-density drilling mud (versions) |
| RU2330869C1 (en) * | 2006-11-13 | 2008-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Light weight drill fluid for opening-out of payout bed |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2669314C1 (en) * | 2017-12-21 | 2018-10-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский государственный университет" (ТГУ, НИ ТГУ) | Drilling mud containing high-substituted carboxymethyl starch |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107801398B (en) | Date palm powder as fluid loss control agent for drilling fluids | |
| US11015106B2 (en) | Reusable high performance water based drilling fluids | |
| MX2014008282A (en) | Cellulose nanowhiskers in well services. | |
| RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
| US5821203A (en) | Foamed drilling fluids, their process for preparation and the corresponding drilling method | |
| NO20121161A1 (en) | Method of treating underground formation | |
| US11274243B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| CN1882672A (en) | Use of CMC in drilling fluids | |
| CN107163925A (en) | A kind of foam washing fluid and preparation method thereof | |
| EA011222B1 (en) | Dry blend fracturing fluid additives | |
| RU2474602C1 (en) | Light-weight drilling mud for drilling of formations under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2362793C2 (en) | Drilling agent | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2648379C1 (en) | Polysalt biopolymer mud flush poly-s | |
| Gowida et al. | Foam Properties Evaluation under Harsh Conditions: Implications for Enhanced Eco-Friendly Underbalanced Drilling Practices | |
| EA010638B1 (en) | Water-based drilling fluids using latex additives | |
| US9016375B2 (en) | Breaking diutan with oxalic acid at 180° F to 220° F | |
| RU2290426C1 (en) | Solid phase-free drilling mud with improved lubricant properties | |
| CN105018049A (en) | Treating agent for reducing adhesivity of thickened oil in drilling fluid | |
| RU2593154C1 (en) | Sand-carrying fluid for implementation of slot hydraulic sand jet perforation | |
| RU2322472C1 (en) | Technological liquid for damping oil and gas hole and method for its preparing | |
| RU2827721C1 (en) | Hydraulic fracturing fluid based on synthetic gelling agent and surface water, method of its preparation and method of treating formation using said fluid | |
| CN120944534B (en) | Ultralow-density leakage-proof workover fluid and preparation method thereof | |
| RU2601708C1 (en) | Viscoelastic composition for killing oil and gas wells | |
| RU2788935C1 (en) | Method for temporarily blocking a productive formation under conditions of abnormally low formation pressures |