RU2447121C2 - Hydrocarbon-based drilling mud - Google Patents
Hydrocarbon-based drilling mud Download PDFInfo
- Publication number
- RU2447121C2 RU2447121C2 RU2010123968/03A RU2010123968A RU2447121C2 RU 2447121 C2 RU2447121 C2 RU 2447121C2 RU 2010123968/03 A RU2010123968/03 A RU 2010123968/03A RU 2010123968 A RU2010123968 A RU 2010123968A RU 2447121 C2 RU2447121 C2 RU 2447121C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- organobentonite
- drilling
- tall oil
- filtration
- Prior art date
Links
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологическим жидкостям и составам, используемым при строительстве скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to process fluids and compositions used in well construction.
Известен буровой раствор - известково-битумный, включающий дизельное топливо, окисленный битум, сульфонол, негашеную известь и воду /Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург, Летопись 2005, стр.156-159/.Known drilling mud - lime-bitumen, including diesel fuel, oxidized bitumen, sulfonol, quicklime and water / Ryazanov Y.A. Encyclopedia of drilling fluids. Orenburg, Annals 2005, pp. 156-159 /.
Недостатком этого раствора является многокомпонентность и большой расход реагентов, строгое регламентирование содержания реагентов, что не всегда выполнимо в процессе бурения, неудовлетворительные реологические показатели, сложность приготовления, заключающаяся в том, что «растворение» битума осуществляется при высокой температуре (70-90°С).The disadvantage of this solution is the multicomponent and high consumption of reagents, strict regulation of the content of reagents, which is not always feasible in the process of drilling, unsatisfactory rheological indicators, the complexity of preparation, consisting in the fact that the "dissolution" of bitumen is carried out at high temperature (70-90 ° C) .
Наиболее близким техническим решением является высококонцентрированная инвертная эмульсия (ВИЭР), включающая углеводородную среду, водную фазу (минерализованную воду), эмульгатор (эмультал), понизитель фильтрации СМАД-1 и органобентонит при следующем соотношении компонентов, в мас.% /Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов. М., Недра, 1979 с.211-212/:The closest technical solution is a highly concentrated invert emulsion (VER), which includes a hydrocarbon medium, an aqueous phase (saline water), an emulsifier (emulsifier), a filtration reducer SMAD-1 and organobentonite in the following ratio of components, in wt.% / Mikheev V.L. Technological properties of drilling fluids. M., Nedra, 1979, p. 211-212 /:
Недостатком этого раствора является низкое значение электростабильности и неудовлетворительные реологические показатели.The disadvantage of this solution is the low value of electrical stability and unsatisfactory rheological parameters.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является получение бурового раствора на углеводородной основе, предназначенного для вскрытия продуктивных пластов при строительстве скважин.The problem to which the present invention is directed, is to obtain a hydrocarbon-based drilling fluid intended for opening productive formations during well construction.
Технический результат, достигаемый изобретением, заключается в устранении недостатков известного бурового раствора и состоит в повышении значений электростабильности и улучшении реологических и фильтрационных показателей бурового раствора.The technical result achieved by the invention is to eliminate the disadvantages of the known drilling fluid and consists in increasing the values of electrical stability and improving the rheological and filtration parameters of the drilling fluid.
Данный технический результат достигается за счет того, что в буровом растворе на углеводородной основе, включающем дизельное топливо, органофильный бентонит (органобентонит), водную фазу, минерализованную солями - электролитами, эмультал и понизитель фильтрации, в качестве понизителя фильтрации применяется или талловое масло, или биглитал, или эфир глицериновый талловой канифоли совместно с битумной мастикой при следующем соотношении компонентов, в мас.%:This technical result is achieved due to the fact that in a drilling fluid based on hydrocarbon, including diesel fuel, organophilic bentonite (organobentonite), the aqueous phase mineralized with salts - electrolytes, an emulsion and a filtration reducer, either tall oil or bigittle is used as a filtration reducer , or glycerin tall oil rosin ether together with bituminous mastic in the following ratio of components, in wt.%:
Количественное изменение компонентов раствора и добавление в качестве понизителя фильтрации или таллового масла, или биглитала, или эфира глицеринового талловой канифоли совместно с битумной мастикой (ЭГТК) вместо понизителя фильтрации СМАД-1, используемого в наиболее близком известном буровом растворе, позволяет улучшить реологические и фильтрационные показатели и повысить электростабильность раствора. В качестве минерализованной воды можно использовать рассолы солей натрия, кальция и цинка, например хлорид, бромид, формиат, ацетат натрия, или хлорид, бромид кальция, или хлорид, бромид цинка.A quantitative change in the components of the solution and the addition of tall oil, or biglital, or glycerol tall oil rosin ester together with bituminous mastic (EHTC) as a filtration reducing agent instead of the SMAD-1 filtration reducing agent used in the closest known drilling fluid can improve rheological and filtration rates and increase the electrostability of the solution. As mineralized water, you can use brines of sodium, calcium and zinc salts, for example chloride, bromide, formate, sodium acetate, or chloride, calcium bromide, or chloride, zinc bromide.
В таблицах 1 и 2 приведены свойства буровых растворов, полученных в результате приготовления, включающего перемешивание минерализованной солями-электролитами воды с дизельным топливом, эмульталом, органобентонитом и понизителем фильтрации, после которого раствор подвергают воздействию механической обработки. При этом целесообразно использовать аппарат ударного действия, такой как дезинтегратор, снабженный вращающимися дисками в двух противоположных направлениях со скоростью от 10000 до 12000 об/мин.Tables 1 and 2 show the properties of drilling fluids obtained as a result of preparation, including the mixing of mineralized water with electrolyte salts with diesel fuel, emulsion, organobentonite and a filtration reducer, after which the solution is subjected to mechanical treatment. It is advisable to use a percussion apparatus, such as a disintegrator, equipped with rotating disks in two opposite directions at a speed of 10,000 to 12,000 rpm.
В таблице 1 приведены полученные экспериментальным путем сведения об изменении технологических показателей буровых растворов на углеводородной основе, в состав которых входит понизитель фильтрации - СМАД-1, используемый в известном решении. Таблица 2 содержит сведения о технологических показателях, полученных экспериментальным путем, заявляемых буровых растворов на углеводородной основе, в состав которых в качестве понизителя фильтрации входят, или талловое масло, или биглитал, или эфир глицериновый талловой канифоли совместно с битумной мастикой, используемые в заявляемом буровом растворе вместо СМАД-1. В таблицах 1, 2 приняты следующие обозначения: Ф - показатель фильтрации, τ0 - динамическое напряжение сдвига, U - электростабильность бурового раствора, η - пластическая вязкость, n - скорость вращения дисков дезинтегратора. В строках 1-3 таблицы 1 приведены данные о свойствах известного бурового раствора, в состав которого входит понизитель фильтрации СМАД-1, в том случае, когда дезинтегратор не используется, а в строках 4-6 таблицы 1 приведены показатели этого же бурового раствора в зависимости от интенсивности воздействия в дезинтеграторе.Table 1 shows the experimentally obtained information about the change in the technological parameters of hydrocarbon-based drilling fluids, which include a filtration reducer - SMAD-1, used in the known solution. Table 2 contains information about the technological indicators obtained experimentally, of the inventive hydrocarbon-based drilling fluids, which include, as a filtration reducer, either tall oil, or biglital, or tall oil glycerin ether together with bitumen mastic, used in the inventive drilling mud instead of smad-1. The following notation is used in tables 1, 2: Ф - filtration rate, τ 0 - dynamic shear stress, U - electric stability of the drilling fluid, η - plastic viscosity, n - rotational speed of the disintegrator disks. Lines 1-3 of table 1 contain data on the properties of a well-known drilling fluid, which includes a filtration reducer SMAD-1, when the disintegrator is not used, and lines 4-6 of table 1 show the performance of the same drilling fluid, depending from the intensity of exposure in the disintegrator.
В таблице 2 приведены данные об электростабильности, реологических и фильтрационных свойствах заявляемых буровых растворов с различными понизителями фильтрации. Например, реагент биглитал представляет собой смесь битумной мастики с глиталом (ТУ 2458-019-32957739-01), а ЭГТК - эфир глицериновый талловой канифоли. В таблице 2 приведены также данные о показателях фильтрации, динамическом напряжении сдвига, электростабильности бурового раствора, пластической вязкости и скорости вращения дисков дезинтегратора при введении в буровой раствор таких понизителей фильтрации, как талловое масло (ТУ 13-0281078-119-89, ТУ 13-00281074-26-95), биглитал, ЭГТК (ТУ 13-00281074-162-95) в сочетании с битумной мастикой (ТУ 1415-001-5) в случае, когда дезинтегратор не используется, а также при дезинтеграторной активации бурового раствора.Table 2 shows data on the electrical stability, rheological and filtration properties of the inventive drilling fluids with various filtration reducers. For example, the biglital reagent is a mixture of bituminous mastic with glital (TU 2458-019-32957739-01), and EGTK is tall oil glycerin ether. Table 2 also shows data on filtration rates, dynamic shear stress, electrical stability of the drilling fluid, plastic viscosity and rotational speed of the disintegrator disks when such filtration reducers as tall oil are introduced into the drilling fluid (TU 13-0281078-119-89, TU 13- 00281074-26-95), bigital, EGTK (TU 13-00281074-162-95) in combination with bitumen mastic (TU 1415-001-5) in the case when the disintegrator is not used, as well as during disintegration activation of the drilling fluid.
Используемый для приготовления буровых растворов дезинтегратор представляет собой аппарат ударного действия, в котором два вращающихся навстречу диска оснащены пальцами-билами (см. В.И.Молчанов, О.Г.Селезнева, Е.Н.Жирнов. Активация минералов при измельчении. М., 1988, с.159-160). Пальцы-билы одного диска при вращении проходят между пальцами-билами другого диска. Измельчение - активация проводится посредством многократных ударов, частота которых зависит от скорости вращения дисков. При этом чем больше число ударов, придаваемых частицам вещества, и, следовательно, меньше интервал между следующими друг за другом ударами, тем сильнее активация материалов, которые подвергают дезинтеграторной обработке.The disintegrator used for the preparation of drilling fluids is a percussion apparatus in which two disks rotating towards each other are equipped with beater fingers (see V.I. Molchanov, O.G. Selezneva, E.N. Zhirnov. Activation of minerals during grinding. M. 1988, p. 159-160). Fingers of one disc during rotation pass between the fingers of another disc. Shredding - activation is carried out through multiple strokes, the frequency of which depends on the speed of rotation of the disks. Moreover, the greater the number of shocks given to the particles of a substance, and, consequently, the smaller the interval between successive shocks, the stronger the activation of materials that are subjected to disintegration processing.
Заявляемые растворы приготавливают путем ввода компонентов раствора в определенной последовательности: углеводородная среда→эмультал→реагенты понизители фильтрации→органобентонит→водная фаза. Приготовленную смесь подвергают воздействию механохимической активации с помощью дезинтегратора с вращающимися вокруг осей в противоположных направлениях двумя дисками, оснащенными пальцами-билами. Диски выполнены таким образом, что при их вращении пальцы-билы первого диска расположены между пальцами-билами второго диска. Для оценки степени влияния дезинтеграторной обработки на технологические показатели бурового раствора использовали следующую методику. Вначале готовили с помощью лабораторной мешалки буровой раствор. Затем буровой раствор подвергался дезинтеграторной обработке в режиме, характеризующемся скоростью вращения дисков с пальцами-билами, равной от 6000 до 18000 об/мин.The inventive solutions are prepared by introducing the components of the solution in a certain sequence: hydrocarbon medium → emulsional → reagents filtration reducers → organobentonite → aqueous phase. The prepared mixture is subjected to mechanochemical activation by means of a disintegrator with two disks equipped with beater fingers rotating around the axes in opposite directions. The disks are designed in such a way that when they rotate, the beat fingers of the first disk are located between the beat fingers of the second disk. To assess the degree of influence of disintegration processing on the technological parameters of the drilling fluid, the following methodology was used. First, drilling fluid was prepared using a laboratory stirrer. Then, the drilling fluid was subjected to disintegration processing in a mode characterized by the speed of rotation of the disks with the fingers, equal to from 6000 to 18000 rpm.
Результаты проведенной экспериментальной проверки буровых растворов на углеводородной основе, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что для поддержания показателя фильтрации раствора в пределах ниже 4 см3 и при увеличении электростабильности до 200 В и более необходимо при приготовлении бурового раствора применить дезинтеграторную обработку в режиме, характеризующемся скоростью вращения дисков от 10000 до 12000 об/мин (табл.2, п.1.2, 1.3, 2.2, 2.3, 3.2, 3.3, 4.2, 4.3, 5.2, 5.3, 6.2, 6.3, 7.2, 7.3, 8.2, 8.3, 9.2, 9.3, 10.2, 10.3). Дальнейшее увеличение интенсивности воздействия (увеличение числа оборотов) практически не меняет показатели раствора (см. табл.2, п.1.4, 2.4, 3.4, 4.4, 5.4, 6.4, 7.4, 8.4, 9.4, 10.4), но приводит к росту энергозатрат на активацию раствора. Уменьшение интенсивности дезинтеграторной активации приводит к ухудшению показателей раствора и снижению степени активации раствора (см. п.1.1, 2.1, 3.1, 4.1, 5.1, 6.1, 7.1, 8.1, 9.1, 10.1, табл.2).The results of an experimental verification of hydrocarbon-based drilling fluids shown in tables 1 and 2 show that to maintain the fluid filtration rate below 4 cm 3 and with an increase in electrical stability to 200 V or more, it is necessary to use disintegrator processing in the preparation of the drilling fluid characterized by a disk rotation speed of 10,000 to 12,000 rpm (Table 2, Clause 1.2, 1.3, 2.2, 2.3, 3.2, 3.3, 4.2, 4.3, 5.2, 5.3, 6.2, 6.3, 7.2, 7.3, 8.2, 8.3 , 9.2, 9.3, 10.2, 10.3). A further increase in the intensity of exposure (increase in the number of revolutions) practically does not change the performance of the solution (see table 2, 1.4, 2.4, 3.4, 4.4, 5.4, 6.4, 7.4, 8.4, 9.4, 10.4), but leads to an increase in energy consumption by solution activation. A decrease in the intensity of disintegrator activation leads to a deterioration in the performance of the solution and a decrease in the degree of activation of the solution (see Clause 1.1, 2.1, 3.1, 4.1, 5.1, 6.1, 7.1, 8.1, 9.1, 10.1, Table 2).
Буровой раствор на углеводородной основеHydrocarbon-based drilling mud
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010123968/03A RU2447121C2 (en) | 2010-06-11 | 2010-06-11 | Hydrocarbon-based drilling mud |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010123968/03A RU2447121C2 (en) | 2010-06-11 | 2010-06-11 | Hydrocarbon-based drilling mud |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010123968A RU2010123968A (en) | 2011-12-20 |
RU2447121C2 true RU2447121C2 (en) | 2012-04-10 |
Family
ID=45403880
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010123968/03A RU2447121C2 (en) | 2010-06-11 | 2010-06-11 | Hydrocarbon-based drilling mud |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2447121C2 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2502774C1 (en) * | 2012-07-17 | 2013-12-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Drilling mud on hydrocarbon basis |
RU2535723C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Invert emulsion solution based on mineral oil for exposure of productive beds |
RU2761105C1 (en) * | 2020-10-08 | 2021-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" (ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка") | Method for producing a component for drilling fluids with a low content of aromatic hydrocarbons |
RU2762672C1 (en) * | 2020-11-18 | 2021-12-21 | Акционерное общество "Ангарская нефтехимическая компания" | Method for producing a hydrocarbon base of drilling fluids |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN117757445B (en) * | 2024-02-22 | 2024-04-30 | 克拉玛依市义恩技术服务有限责任公司 | Fluid loss additive for asphalt-based drilling fluid and preparation method thereof |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU709662A1 (en) * | 1977-11-02 | 1980-01-15 | Сахалинский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Invert emulsion drilling mud |
SU1055750A1 (en) * | 1982-01-08 | 1983-11-23 | Гомельское Отделение Белорусского Научно-Исследовательского Геологоразведочного Института | Invert-emulsion drilling mud |
US4447338A (en) * | 1981-08-12 | 1984-05-08 | Exxon Research And Engineering Co. | Drilling mud viscosification agents based on sulfonated ionomers |
RU2027733C1 (en) * | 1992-03-25 | 1995-01-27 | Оголихин Эрнст Александрович | Hydrocarbon based mud |
RU2064957C1 (en) * | 1994-04-20 | 1996-08-10 | Конструкторско-Технологическое Бюро Технических Средств Бурения Скважин | Hydrocarbon-base drilling fluid |
RU2100400C1 (en) * | 1993-06-11 | 1997-12-27 | Эрнст Александрович Оголихин | Hydrocarbon-based drilling fluid |
RU2208034C1 (en) * | 2001-10-22 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Hydrocarbon-based drilling fluid |
RU2238297C1 (en) * | 2003-04-29 | 2004-10-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания открытого акционерного общество "ГАЗПРОМ" | Hydrophobic emulsion drilling fluid and a method for preparation thereof |
RU2263701C2 (en) * | 2003-12-30 | 2005-11-10 | Федосов Ростислав Иванович | Hydrocarbon-based drilling fluid |
-
2010
- 2010-06-11 RU RU2010123968/03A patent/RU2447121C2/en active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU709662A1 (en) * | 1977-11-02 | 1980-01-15 | Сахалинский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Invert emulsion drilling mud |
US4447338A (en) * | 1981-08-12 | 1984-05-08 | Exxon Research And Engineering Co. | Drilling mud viscosification agents based on sulfonated ionomers |
SU1055750A1 (en) * | 1982-01-08 | 1983-11-23 | Гомельское Отделение Белорусского Научно-Исследовательского Геологоразведочного Института | Invert-emulsion drilling mud |
RU2027733C1 (en) * | 1992-03-25 | 1995-01-27 | Оголихин Эрнст Александрович | Hydrocarbon based mud |
RU2100400C1 (en) * | 1993-06-11 | 1997-12-27 | Эрнст Александрович Оголихин | Hydrocarbon-based drilling fluid |
RU2064957C1 (en) * | 1994-04-20 | 1996-08-10 | Конструкторско-Технологическое Бюро Технических Средств Бурения Скважин | Hydrocarbon-base drilling fluid |
RU2208034C1 (en) * | 2001-10-22 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Hydrocarbon-based drilling fluid |
RU2238297C1 (en) * | 2003-04-29 | 2004-10-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания открытого акционерного общество "ГАЗПРОМ" | Hydrophobic emulsion drilling fluid and a method for preparation thereof |
RU2263701C2 (en) * | 2003-12-30 | 2005-11-10 | Федосов Ростислав Иванович | Hydrocarbon-based drilling fluid |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
МИХЕЕВ В.Л. Технологические свойства буровых растворов. - М.: Недра, 1979, с.211, 212. * |
РЯЗАНОВ Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Летопись, 2005, с.156-159. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2502774C1 (en) * | 2012-07-17 | 2013-12-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Drilling mud on hydrocarbon basis |
RU2535723C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Invert emulsion solution based on mineral oil for exposure of productive beds |
RU2761105C1 (en) * | 2020-10-08 | 2021-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" (ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка") | Method for producing a component for drilling fluids with a low content of aromatic hydrocarbons |
RU2762672C1 (en) * | 2020-11-18 | 2021-12-21 | Акционерное общество "Ангарская нефтехимическая компания" | Method for producing a hydrocarbon base of drilling fluids |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2010123968A (en) | 2011-12-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2447121C2 (en) | Hydrocarbon-based drilling mud | |
RU2614825C2 (en) | Method of slickwater fracturing | |
CN101675140B (en) | In situ microemulsions used as spacer fluids | |
EA020002B1 (en) | Method for treating a subterranean formation penetrated by a well | |
EA015579B1 (en) | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids | |
EP3508684B1 (en) | Method for treating the near-wellbore region of a formation | |
BR112017010332B1 (en) | COMPOSITION, METHOD OF TREATMENT OF UNDERGROUND FORMATION, AND USE OF A COMPOUND IN TREATMENT OF UNDERGROUND FORMATION | |
Azad et al. | Extending the applicability of chemical EOR in high salinity, high temperature & fractured carbonate reservoir through viscoelastic surfactants | |
US11066914B2 (en) | Foam from low cost petroleum sulfonate surfactants for fracturing along with wettability alteration | |
CN102757778A (en) | Fracturing fluid capable of resisting high salinity water quality | |
BR112015021194B1 (en) | VISCOELASTIC FLUID COMPRISING AT LEAST ONE VISCOELASTIC SURFACANT AND AT LEAST ONE SYNERGIC COTENSOACTIVE AND METHOD OF FRACTURING AN UNDERGROUND FORMATION | |
FR2565990A1 (en) | COMPOSITIONS FOR USE IN DRILLING, CONDITIONING AND RECONDITIONING FLUIDS | |
EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
CN105829491A (en) | Reusable high performance water based drilling fluids | |
EP2751217A1 (en) | Fluid loss control in viscoelastic surfactant fracturing fluids using water soluble polymers | |
CN106244131B (en) | A kind of fracturing high-temperature microemulsion cleanup additive and preparation method thereof | |
Shaikh et al. | Performance evaluation of a novel CO2-induced clean fracturing fluid in low permeability formations | |
CN104403655B (en) | Fracturing fluid for oil field and preparation method thereof | |
US20200224083A1 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
US20220073810A1 (en) | Method for treating production water from the enhanced oil recovery of oil by hydrocyclone in the presence of additives of tetrakis(hydroxymethyl)phosphonium salt type | |
CN103725273A (en) | Oil-base drilling fluid without surfactant as emulsifier | |
EP2753671A1 (en) | Wellbore servicing fluid having hydrophobically modified polymers | |
CN103450861B (en) | Low-pressure reservoir protection drilling fluid | |
CN110105936A (en) | Heat-resistant salt-resistant foam profile system and its preparation method and application suitable for Complex Reservoir | |
RU2293102C1 (en) | Formulation to shut off water inflow into producing well and to control intake capacity profile of injecting wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20150626 |