RU2801236C1 - Reagent-stabilizer and drilling fluid based on it - Google Patents
Reagent-stabilizer and drilling fluid based on it Download PDFInfo
- Publication number
- RU2801236C1 RU2801236C1 RU2022110702A RU2022110702A RU2801236C1 RU 2801236 C1 RU2801236 C1 RU 2801236C1 RU 2022110702 A RU2022110702 A RU 2022110702A RU 2022110702 A RU2022110702 A RU 2022110702A RU 2801236 C1 RU2801236 C1 RU 2801236C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reagent
- stabilizer
- polysalt
- brine
- silfok
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к разработке реагентов-стабилизаторов для буровых растворов с водной дисперсионной средой и составов буровых растворов на основе полисолевых рассолов.The invention relates to the construction of oil and gas wells, namely the development of stabilizer reagents for drilling fluids with an aqueous dispersion medium and compositions of drilling fluids based on polysalt brines.
В некоторых нефтегазоносных регионах существует проблема с выходом рапы на поверхность. Существует серьезная экологическая проблема с утилизацией рапы. В составе рапы часто встречается содержание агрессивных солей с двухвалентными катионами кальция и магния. Водородный показатель рапы в зависимости от типа солей меняется от кислого до нейтрального.In some oil and gas regions, there is a problem with brine coming to the surface. There is a serious environmental problem with the disposal of brine. The composition of brine often contains the content of aggressive salts with divalent cations of calcium and magnesium. The hydrogen index of brine, depending on the type of salts, varies from acidic to neutral.
Использование рапы для приготовления буровых растворов в регионах, где остро стоит проблема с экологией окружающей среды, является весьма актуальным. К тому же использование рапы в качестве основы раствора в солевых отложениях позволяет значительно сэкономить затраты на закупку, засолонение и транспортировку солей для приготовления соленасыщенных буровых растворов. Однако, решить эту проблему зачастую не удается из-за несовместимости и нерастворимости полимеров в рапе для приготовления и регулирования реологических и фильтрационных показателей.The use of brine for the preparation of drilling fluids in regions where there is an acute problem with the ecology of the environment is very relevant. In addition, the use of brine as the basis of a solution in salt deposits can significantly save costs for the purchase, salinization and transportation of salts for the preparation of salt-saturated drilling fluids. However, it is often impossible to solve this problem due to the incompatibility and insolubility of polymers in brine for the preparation and regulation of rheological and filtration parameters.
Известно использование полисолевых рассолов, т.е. рапы, для приготовления бурового раствора и реагента крахмала для его стабилизации (Рязанов. М., «Недра», 1972, 392 стр.). Применение других реагентов полимеров для приготовления полисолевых буровых растворов на основе рапы не представляется возможным из-за их несовместимости и нерастворимости в агрессивной среде рапы.It is known to use polysalt brines, ie. brines, for the preparation of a drilling fluid and a starch reagent for its stabilization (Ryazanov. M., "Nedra", 1972, 392 pages). The use of other polymer reagents for the preparation of brine-based polysalt drilling fluids is not possible due to their incompatibility and insolubility in the aggressive environment of brine.
Известны полиэлектролиты - синтетические высокомолекулярные катионные водорастворимые сополимеры, как линейно-циклической структуры - Силфок-2540, так и разветвленного строения Силфок-2540С (изменение ТУ 2227-001-92802291-2013 от 21.06.2016),Polyelectrolytes are known - synthetic high-molecular cationic water-soluble copolymers, both of the linear-cyclic structure - Silfok-2540, and the branched structure of Silfok-2540C (change TU 2227-001-92802291-2013 of 06/21/2016),
используемые для обработки буровых растворов, используемых при строительстве скважин в сложных геолого-технических условиях в нефте-газодобывающей промышленности. Используемый в качестве ингибитора глин, понизителя фильтрации и регулятора вязкости сополимер Силфок-2540С устойчив при температуре до 2500°С к полисолевой, сероводородной, углекислотной агрессиям и по стабилизирующей способности значительно превосходит полиДАДМАХи. Он более эффективно ингибирует набухание глин и повышает крепящие свойства буровых растворов. Поликатионные системы с сополимером Силфок-2540С относятся к буровым растворам многоразового использования. Данные поликатионные системы не подвержены ферментативному разложению, рН среды раствора не регламентируется. Использование поликатионных систем для вскрытия терригенных продуктивных пластов позволяет значительно увеличить восстановление проницаемости коллекторов в сравнении с традиционными биополимерными и крахмальными растворами. used for the treatment of drilling fluids used in the construction of wells in difficult geological and technical conditions in the oil and gas industry. Used as a clay inhibitor, filtration reducer, and viscosity regulator, Silfok-2540C copolymer is resistant at temperatures up to 2500°C to polysalt, hydrogen sulfide, and carbon dioxide aggressions and is significantly superior to polyDADMAC in terms of stabilizing ability. It more effectively inhibits the swelling of clays and increases the fixing properties of drilling fluids. Polycationic systems with Silfoc-2540C copolymer are reusable drilling fluids. These polycationic systems are not subject to enzymatic decomposition, the pH of the solution medium is not regulated. The use of polycationic systems for the opening of terrigenous reservoirs can significantly increase the restoration of reservoir permeability in comparison with traditional biopolymer and starch solutions.
Наиболее близким техническим решением для заявленного изобретения является буровой раствор, включающий глинопорошок, катионный полимер в качестве стабилизатора, (Патент RU 2655311 С1, МПК 8 C09K 8/24 (2006.01), опубликовано: 25.05.2018, бюл. №15).The closest technical solution for the claimed invention is a drilling fluid, including clay powder, a cationic polymer as a stabilizer, (Patent RU 2655311 C1, IPC 8 C09K 8/24 (2006.01), published: 05/25/2018, bull. No. 15).
Недостатком крахмальных полисолевых буровых растворов на основе рапы является сложность в приготовлении из-за длительности по времени растворения крахмала. Так, если в рапе содержится значительная концентрация хлоридов и бромидов кальция и магния с кислой средой, использование крахмала не целесообразно из-за несовместимости и нерастворимости в рапе.The disadvantage of brine-based starch polysalt drilling fluids is the difficulty in preparation due to the long time of starch dissolution. So, if brine contains a significant concentration of chlorides and bromides of calcium and magnesium with an acidic environment, the use of starch is not advisable due to incompatibility and insolubility in brine.
Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение является устранение указанных недостатков путем использования реагента-стабилизатора для приготовления и управления реологическими и фильтрационными показателями бурового раствора на основе рапы с полисолевым составом.The technical result to which this invention is directed is the elimination of these disadvantages by using a stabilizing agent for the preparation and control of the rheological and filtration parameters of a drilling fluid based on brine with a polysalt composition.
Заявленный реагент-стабилизатор с коммерческим названием Силфок-2540КАТК на основе высокомолекулярного сополимера Силфок-2540С характеризуется тем, что для приготовления и управления фильтрационными и реологическими показателями полисолевых буровых растворов реагент дополнительно содержит крахмал, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The claimed stabilizer reagent with the commercial name Silfok-2540KATK based on the high-molecular copolymer Silfok-2540C is characterized in that for the preparation and control of the filtration and rheological parameters of polysalt drilling fluids, the reagent additionally contains starch, in the following ratio of components, wt.%:
Высокомолекулярный сополимер Силфок-2540С 40-60High molecular weight copolymer Silfok-2540C 40-60
Крахмал 40-60.Starch 40-60.
Буровой раствор включает рапу или полисолевой раствор, глинопорошок, реагент-стабилизатор, при этом в качестве реагента-стабилизатора используется реагент на основе сополимера Силфок-2540С, и дополнительно содержит негашеную известь, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The drilling fluid includes a brine or a polysalt solution, clay powder, a stabilizing agent, while a reagent based on the Silfok-2540C copolymer is used as a stabilizing agent, and additionally contains quicklime, in the following ratio of components, wt.%:
Заявленный буровой раствор дополнительно содержит утяжелитель сверх 100 мас.% до требуемой плотности, в качестве которого используют мел, мраморную крошку, доломитовую муку, сидерит, барит, галенит.The claimed drilling fluid additionally contains a weighting agent in excess of 100 wt.% to the required density, which is used as chalk, marble chips, dolomite flour, siderite, barite, galena.
Реагент-стабилизатор Силфок-2540КАТК характеризуется тем, что он способен растворяться в глинистой суспензии любого состава и при любом рН среды, встречающихся при бурении нефтяных и газовых скважин, и используется для приготовления полисолевых растворов и управления фильтрационными и реологическими показателями этих буровых растворов на основе рапы.Reagent-stabilizer Silfok-2540KATK is characterized by the fact that it is able to dissolve in a clay slurry of any composition and at any pH of the medium encountered in the drilling of oil and gas wells, and is used to prepare polysalt solutions and control the filtration and rheological parameters of these drilling fluids based on brine .
В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор плотностью от 1300-1350 до 2100 кг/м3 и более. В качестве утяжелителей могут применяться раздельно и в комбинации мел, мраморная крошка, доломитовая мука, сидерит, барит, галенит и др.In the present invention, the claimed qualitative and quantitative composition of the components makes it possible to obtain a drilling fluid with a density of 1300-1350 to 2100 kg/m 3 or more. As weighting agents, chalk, marble chips, dolomite flour, siderite, barite, galena, etc. can be used separately and in combination.
Причем, утяжелители мел, мраморную крошку, доломитовую муку, сидерит, барит, галенит используют в количестве 10-60 масс. % в утяжеленном буровом растворе.Moreover, weighting agents chalk, marble chips, dolomite flour, siderite, barite, galena are used in the amount of 10-60 wt. % in heavy drilling mud.
В предлагаемом буровом растворе может быть использован бентонитовый глинопорошок марок ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и ПКГН, который выпускается согласно ТУ 2164-004-0013836-2006 «Глинопорошок».In the proposed drilling fluid, bentonite clay powder grades PBMA, PBMB, PBMV, PBMG and PKGN can be used, which is produced in accordance with TU 2164-004-0013836-2006 "Clay powder".
Применение указанных глинопорошков не ограничивает использование других марок, например, палыгорскита.The use of these clay powders does not limit the use of other grades, for example, palygorskite.
Реагент-стабилизатор Силфок-2540КАТК специально разработанный полимер для приготовления и управления свойствами полисолевых буровых растворов. Однако это не ограничивает его применение в обычных условиях. Реагент-стабилизатор Силфок2540КАТК с таким же успехом можно использовать для приготовления различных модификаций поликатионных буровых растворов на основе пресной воды, слабоминерализованной воды и т.д.Reagent-stabilizer Silfok-2540KATK is a specially developed polymer for the preparation and control of the properties of polysalt drilling fluids. However, this does not limit its use under normal conditions. The Silfok2540KATK stabilizer reagent can be used with the same success for the preparation of various modifications of polycationic drilling fluids based on fresh water, brackish water, etc.
Реагент-стабилизатор Силфок-2540КАТК растворяется в глинистой суспензии с содержанием солей одно-, двух- и трехвалентных катионов независимо от их концентрации и рН среды. Для реагента-стабилизатора Силфок-2540КАТК рН среды колеблется в диапазоне от 3-4 до 10-11. Таким образом, реагент-стабилизатор Силфок-2540КАТК растворим в глинистой суспензии любого состава и при любом рН среды, встречающихся при бурении нефтяных и газовых скважин.Reagent-stabilizer Silfok-2540KATK dissolves in clay suspension containing salts of mono-, di- and trivalent cations, regardless of their concentration and pH. For the reagent-stabilizer Silfok-2540KATK, the pH of the medium ranges from 3-4 to 10-11. Thus, the reagent-stabilizer Silfok-2540KATK is soluble in a clay suspension of any composition and at any pH of the medium encountered in the drilling of oil and gas wells.
Для улучшения смазывающих свойств раствора полезно использование различных углеводородов, нефти и других смазывающих добавок.To improve the lubricating properties of the solution, it is useful to use various hydrocarbons, oil and other lubricating additives.
Все реагенты, входящие в состав бурового раствора, основные и вспомогательные, производятся на территории РФ.All reagents that are part of the drilling fluid, basic and auxiliary, are produced in the territory of the Russian Federation.
Многоатомные спирты глицерин, пропиленгликоль и триэтиленгликоль оказывают общеулучшающее действие на показатели раствора.Polyhydric alcohols glycerin, propylene glycol and triethylene glycol have a general improving effect on the performance of the solution.
Предлагаемый буровой раствор готовят следующим образом:The proposed drilling fluid is prepared as follows:
- при перемешивании в рапу вводят известь и предварительно гидратированную в пресной воде глинистую пасту;- with stirring, lime and clay paste previously hydrated in fresh water are introduced into the brine;
- затем при перемешивании вводят реагент-стабилизатор Силфок-2540КАТК;- then, with stirring, the reagent-stabilizer Silfok-2540KATK is introduced;
- ввод утяжелителя осуществляется до требуемой плотности при интенсивном перемешивании.- the input of the weighting agent is carried out to the required density with intensive mixing.
По необходимости вводят вспомогательные реагенты - пеногаситель, кольматанты, утяжелители, многоатомные спирты, нефть или другие смазывающие добавки и т.д.If necessary, auxiliary reagents are introduced - defoamer, colmatants, weighting agents, polyhydric alcohols, oil or other lubricating additives, etc.
Предлагаемый буровой раствор является одной из модификаций поликатионного бурового раствора Катбурр.The proposed drilling fluid is one of the modifications of the Katburr polycationic drilling fluid.
На примере рапы Ярактинского месторождения покажем эффективность разработанного реагента стабилизатора и бурового раствора на основе Силфок-2540КАТК. На Ярактинском месторождении использование рапы в качестве дисперсионной среды соленасыщенных буровых растворов при бурении соленосных отложений является весьма актуальной. Однако, приготовить утяжеленный буровой раствор на основе полисолевой рапы с требуемыми технологическими показателями очень сложно из-за трудностей, связанных с растворением полимеров в агрессивной полисолевой среде рапы. К готовому утяжеленному полисолевому буровому раствору предъявляются следующие требования: показатель фильтрации менее 6 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин (CHC1/10) не менее 20/25 дПа для обеспечения седиментационной устойчивости утяжелителя.Using the example of the brine of the Yarakta field, we will show the effectiveness of the developed stabilizer reagent and drilling fluid based on Silfok-2540KATK. At the Yarakta field, the use of brine as a dispersion medium for salt-saturated drilling fluids when drilling salt-bearing deposits is very relevant. However, it is very difficult to prepare a weighted drilling fluid based on polysalt brine with the required technological parameters due to the difficulties associated with the dissolution of polymers in the aggressive polysalt environment of brine. The following requirements are imposed on the finished weighted polysalt drilling fluid: filtration index is less than 6 cm 3 for 30 min, static shear stress for 1 and 10 min (CHC 1/10 ) is not less than 20/25 dPa to ensure the sedimentation stability of the weighting agent.
Среди известных стабилизаторов, применяемых в нефтепромысловой практике, крахмал отличается максимальной устойчивостью к полисолевой агрессии, к катионам кальция и магния. Однако, несмотря на это, даже в лабораторных условиях при температуре 40-50°С крахмал не растворяется в рапе в течение суток и более, и поэтому не удается стабилизировать буровой раствор и регулировать показатель фильтрации и статическое напряжение сдвига. Применение других полимеров понизителей фильтрации вместо крахмала нецелесообразно из-за большого содержания 2-х валентных катионов кальция и магния, а для приготовления гидрогеля магния концентрация катионов магния явно недостаточно.Among the well-known stabilizers used in oilfield practice, starch is characterized by maximum resistance to polysalt aggression, to calcium and magnesium cations. However, despite this, even under laboratory conditions at a temperature of 40-50°C, starch does not dissolve in brine for a day or more, and therefore it is not possible to stabilize the drilling fluid and control the filtration rate and static shear stress. The use of other polymers of filtration reducers instead of starch is impractical due to the high content of 2-valent calcium and magnesium cations, and the concentration of magnesium cations is clearly insufficient for the preparation of magnesium hydrogel.
В таблице 1 приведен усредненный химический состав пластовой воды (рапы) Ярактинского месторождения. Интервалы отбора проб воды 2797-2734 м (скв. 41), 2654-2670 м (скв. 42), 2692-2698 м (скв. 52), 2689-2692 м (скв. 52), 2692-2698 м (скв. 53), 2689-2692 м (скв. 53). Плотность (ρ, г/см3) отобранных проб пластовой воды составляет 1,26-1,30 г/см3. Водородный показатель пластовой воды около 5.Table 1 shows the average chemical composition of formation water (brine) of the Yarakta field. Water sampling intervals 2797-2734 m (well 41), 2654-2670 m (well 42), 2692-2698 m (well 52), 2689-2692 m (well 52), 2692-2698 m (well 53), 2689-2692 m (borehole 53). Density (ρ, g/cm 3 ) of produced water samples is 1.26-1.30 g/cm 3 . Hydrogen index of formation water is about 5.
Изобретение поясняется с помощью таблиц 2 и 3. В таблице 2 приведены показатели базовых поликатионных буровых растворов на основе Ярактинской рапы, а в таблице 3 - утяжеленных.The invention is illustrated using tables 2 and 3. Table 2 shows the performance of basic polycationic drilling fluids based on Yarakta brine, and table 3 - weighted ones.
Уменьшение концентрации негашеной извести (СаО) менее 0,5 мас. %, Силфок-2540КАТК менее 3 мас. % и глинопорошка менее 1 мас. % не обеспечивает у базового поликатионного бурового раствора приемлемые технологические показатели: показатель фильтрации (ПФ, см3), пластическая вязкость (η, мПа*с), динамическое напряжение сдвига (τ, Па), статическое напряжение сдвига (CHC1/10, дПа) принимают неудовлетворительные значения (таблица 2, п. 3). При таком соотношении компонентов утяжеленный раствор седиментационно неустойчив и барит осаждается быстро (таблица 2, п. 1)The decrease in the concentration of quicklime (CaO) less than 0.5 wt. %, Silfok-2540KATK less than 3 wt. % and clay powder less than 1 wt. % does not provide acceptable technological parameters for the base polycationic drilling fluid: filtration index (PF, cm 3 ), plastic viscosity (η, mPa * s), dynamic shear stress (τ, Pa), static shear stress (CHC 1/10 , dPa ) take unsatisfactory values (table 2, p. 3). With this ratio of components, the weighted solution is sedimentationally unstable and barite precipitates quickly (Table 2, p. 1)
Увеличение концентрации извести (СаО) более 1,0 мас.%, Силфок-2540КАТК более 4 мас.% и глинопорошка более 2 мас.% не целесообразно, так как приводит к пересрасходу компонентов без улучшения технологических свойств базового поликатионного бурового раствора на основе рапы (таблица 2, п. 8) и утяжеленного раствора (таблица 3, п. 8).An increase in the concentration of lime (CaO) more than 1.0 wt.%, Silfok-2540KATK more than 4 wt.% and clay powder more than 2 wt.% is not advisable, as it leads to overconsumption of components without improving the technological properties of the base polycationic drilling fluid based on brine ( table 2, item 8) and weighted solution (table 3, item 8).
В таблице 3 приведены сведения о технологических показателях утяжеленных буровых растворов. Тип утяжелителя зависит от поставленных задач и свойств бурового раствора. Так, если полисолевой раствор используется для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, то целесообразнее в качестве утяжелителей применять кислоторастворимые карбонатные материалы - мел, мраморная крошка, доломитовая мука, сидерит. Количество вводимого утяжелителя определяется требованием к плотности бурового раствора. Максимальное количество утяжелителя ограничивается ухудшением реологических показателей бурового раствора.Table 3 provides information on the technological performance of weighted drilling fluids. The type of weighting agent depends on the tasks and properties of the drilling fluid. So, if a polysalt solution is used for primary and secondary opening of productive layers, then it is more expedient to use acid-soluble carbonate materials as weighting agents - chalk, marble chips, dolomite flour, siderite. The amount of added weighting agent is determined by the requirement for the density of the drilling fluid. The maximum amount of weighting agent is limited by the deterioration of the rheological parameters of the drilling fluid.
В таблице 4 приведены сведения о растворимости реагента Силфок-2540КАТК в сравнении с другими известными полимерами в искусственно приготовленных полисолевых рассолах с содержанием хлоридов и бромидов кальция, магния и цинка. В отличие от известных полимеров, применяемых в бурении скважин, реагент-стабилизатор Силфок-2540КАТК быстро растворяется во всех полисолевых рассолах. Следовательно, реагент-стабилизатор Силфок-2540КАТК успешно может применяться для приготовления глинистых поликатионных буровых растворов на основе рапы или полисолевых рассолов. Искусственно приготовленные полисолевые рассолы представляют собой смеси солей хлоридов и бромидов натрия, магния, кальция и цинка.Table 4 provides information on the solubility of the Silfok-2540KATK reagent in comparison with other known polymers in artificially prepared polysalt brines containing chlorides and bromides of calcium, magnesium and zinc. Unlike well-known polymers used in well drilling, the Silfok-2540KATK stabilizer quickly dissolves in all polysalt brines. Therefore, the reagent-stabilizer Silfok-2540KATK can be successfully used for the preparation of clay polycationic drilling fluids based on brine or polysalt brines. Artificially prepared polysalt brines are mixtures of chloride and bromide salts of sodium, magnesium, calcium and zinc.
В отличие от крахмала и гидроксиэтилцеллюлозы ГЭЦ растворимость реагента-стабилизатора Силфок-2540КАТК во всех приготовленных рассолах происходит довольно быстро и без прогрева, что позволяет рекомендовать к применению при приготовлении буровых растворов на основе полисолевых рассолов и управлении их свойствами.Unlike starch and HEC hydroxyethyl cellulose, the solubility of the Silfok-2540KATK stabilizer in all prepared brines occurs quite quickly and without heating, which makes it possible to recommend for use in the preparation of drilling fluids based on polysalt brines and control of their properties.
Claims (5)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2801236C1 true RU2801236C1 (en) | 2023-08-03 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998056497A1 (en) * | 1997-06-10 | 1998-12-17 | Rhodia Inc. | Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same |
| RU2655311C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Synthetic drilling solution |
| US20190202997A1 (en) * | 2016-09-21 | 2019-07-04 | S.P.C.M. Sa | Method of preparation of cationic polymers with reduced halides content |
| RU2733766C1 (en) * | 2019-10-21 | 2020-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационно-сервисная компания "Петроинжиниринг" | Drilling mud with plug-in solid phase petro plug |
| RU2740459C1 (en) * | 2019-11-11 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Thermosaline-resistant drilling fluid |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998056497A1 (en) * | 1997-06-10 | 1998-12-17 | Rhodia Inc. | Fluids containing viscoelastic surfactant and methods for using the same |
| US20190202997A1 (en) * | 2016-09-21 | 2019-07-04 | S.P.C.M. Sa | Method of preparation of cationic polymers with reduced halides content |
| RU2655311C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Synthetic drilling solution |
| RU2733766C1 (en) * | 2019-10-21 | 2020-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационно-сервисная компания "Петроинжиниринг" | Drilling mud with plug-in solid phase petro plug |
| RU2740459C1 (en) * | 2019-11-11 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Thermosaline-resistant drilling fluid |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РЯЗАНОВ Я.А. Энциклопедия по буровым растворам, г. Оренбург, "Летопись", 2005, с. 138. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5908814A (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
| US4440649A (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
| EP0850287B1 (en) | Glycol based drilling fluid | |
| US5424284A (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
| US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| US4293427A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| US5208216A (en) | Acrylamide terpolymer shale stabilizing additive for low viscosity oil and gas drilling operations | |
| EP0634468B1 (en) | Drilling fluid additive and method for reducing the swelling of clay | |
| US9670394B2 (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore | |
| NO300332B1 (en) | Drilling fluid | |
| GB2077817A (en) | Fluid loss control system | |
| CN102245732A (en) | Chrome free water-based wellbore fluid | |
| US5028341A (en) | Well servicing fluid | |
| WO2019175792A1 (en) | Drilling fluid system for controlling loss circulation | |
| Chilingarian et al. | Drilling fluid evaluation using yield point-plastic viscosity correlation | |
| MXPA06006584A (en) | Methods of reducing fluid loss in a wellbore servicing fluid. | |
| US5350740A (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
| RU2801236C1 (en) | Reagent-stabilizer and drilling fluid based on it | |
| EP0137872B1 (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
| RU2651652C1 (en) | Cation drilling mud for unstable clay rocks drilling | |
| Mondshine | A new potassium based mud system | |
| Liao et al. | Adsorption characteristics of PHPA on formation solids | |
| CN110268034A (en) | Shale hydration inhibitor | |
| US4626362A (en) | Additive systems for control of fluid loss in aqueous drilling fluids at high temperatures | |
| US2867584A (en) | Drilling fluid |