RU2010140904A - Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении - Google Patents

Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении Download PDF

Info

Publication number
RU2010140904A
RU2010140904A RU2010140904/03A RU2010140904A RU2010140904A RU 2010140904 A RU2010140904 A RU 2010140904A RU 2010140904/03 A RU2010140904/03 A RU 2010140904/03A RU 2010140904 A RU2010140904 A RU 2010140904A RU 2010140904 A RU2010140904 A RU 2010140904A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
drilling fluid
additive
polyamine
carboxylic acid
reaction product
Prior art date
Application number
RU2010140904/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2514866C2 (ru
Inventor
Дэвид ДИНО (US)
Дэвид ДИНО
Original Assignee
Элементиз Спешиэлтиз, Инк. (Us)
Элементиз Спешиэлтиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=41054273&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2010140904(A) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Элементиз Спешиэлтиз, Инк. (Us), Элементиз Спешиэлтиз, Инк. filed Critical Элементиз Спешиэлтиз, Инк. (Us)
Publication of RU2010140904A publication Critical patent/RU2010140904A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2514866C2 publication Critical patent/RU2514866C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035—Organic additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/905—Nontoxic composition
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/91—Earth boring fluid devoid of discrete aqueous phase

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

1. Способ обеспечения, по существу, постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С), включающий в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору состоит, по существу, из продукта реакции ! (а) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и !(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп. ! 2. Способ по п.1, в котором карбоновая кислота представляет собой димерную жирную кислоту. ! 3. Способ по п.2, в котором димерная жирная кислота является выбранной из группы, состоящей из насыщенных, частично насыщенных и ненасыщенных димерных кислот, имеющих от примерно 20 до примерно 48 атомов углерода. ! 4. Способ по п.1, в котором полиамин включает в себя полиэтиленовый полиамин. ! 5. Способ по п.4, в котором полиамин является выбранным из группы, состоящей из этилендиамина, диэтилентриамина, триэтилентриамина и тетраэтиленпентамина. !6. Способ по п.4, в котором полиамин включает в себя диэтилентриамин. ! 7. Способ по п.1, в котором карбоновая кислота включает в себя тримерную жирную кислоту. ! 8. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление одного или более эмульгаторов к буровому раствору. ! 9. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление органоглины к буровому раствору. ! 10. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление реологической добавки, отличной от органоглины, к буровому раствору. ! 11. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление к буровому раствору добавки, уменьшающей фильтрацию бурового раствора. ! 12. С�

Claims (49)

1. Способ обеспечения, по существу, постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С), включающий в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору состоит, по существу, из продукта реакции
(а) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп.
2. Способ по п.1, в котором карбоновая кислота представляет собой димерную жирную кислоту.
3. Способ по п.2, в котором димерная жирная кислота является выбранной из группы, состоящей из насыщенных, частично насыщенных и ненасыщенных димерных кислот, имеющих от примерно 20 до примерно 48 атомов углерода.
4. Способ по п.1, в котором полиамин включает в себя полиэтиленовый полиамин.
5. Способ по п.4, в котором полиамин является выбранным из группы, состоящей из этилендиамина, диэтилентриамина, триэтилентриамина и тетраэтиленпентамина.
6. Способ по п.4, в котором полиамин включает в себя диэтилентриамин.
7. Способ по п.1, в котором карбоновая кислота включает в себя тримерную жирную кислоту.
8. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление одного или более эмульгаторов к буровому раствору.
9. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление органоглины к буровому раствору.
10. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление реологической добавки, отличной от органоглины, к буровому раствору.
11. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление к буровому раствору добавки, уменьшающей фильтрацию бурового раствора.
12. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление растворителя.
13. Способ по п.1, в котором увеличение вязкости бурового раствора, измеренной при высокой скорости сдвига, составляет не более чем примерно 75%, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С).
14. Способ по п.1, в котором увеличение вязкости бурового раствора, измеренной при высокой скорости сдвига, составляет не более чем примерно 60%, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С).
15. Способ по п.1, включающий в себя добавление в буровой раствор не более чем примерно 2 ppb (5,7 кг/м3) добавки к буровому раствору.
16. Способ по п.1, включающий в себя добавление в буровой раствор не более чем примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3) добавки к буровому раствору.
17. Способ по п.1, включающий в себя добавление в буровой раствор не более чем примерно 1,0 ppb (2,85 кг/м3) добавки к буровому раствору.
18. Способ по п.1, в котором продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу от примерно 2000 до примерно 2030.
19. Способ по п.1, в котором продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу от примерно 2010 до примерно 2020.
20. Способ, обеспечивающий, по существу, постоянный реологический профиль бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С), включающий в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору содержит реакционный продукт
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп,
в котором буровой раствор имеет значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л, как определено по протоколу ISO 14669 с использованием Acartia tonsa.
21. Способ по п.20, в котором добавка к буровому раствору имеет значение EC50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л, как определено по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum.
22. Способ по п.20, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 5000 мг/кг, как определено по протоколу PARCOM 1995 с использованием Corophium volutator.
23. Способ по п.20, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг, как определено по протоколу PARCOM 1995 с использованием Scophthalmus maximus.
24. Способ обеспечения, по существу, постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С), включающий в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору содержит продукт реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп,
в котором добавка к буровому раствору имеет экологический рейтинг класса С, класса D или класса Е.
25. Композиция, состоящая, по существу, из продукта реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп.
26. Композиция по п.25, в которой карбоновая кислота включает в себя димерную жирную кислоту.
27. Композиция по п.26, в которой димерная жирная кислота является выбранной из группы, состоящей из насыщенных, частично насыщенных и ненасыщенных димерных кислот, имеющих от примерно 20 до примерно 48 атомов углерода.
28. Композиция по п.25, в которой полиамин представляет собой полиэтиленовый полиамин.
29. Композиция по п.28, в которой полиамин является выбранным из группы, состоящей из этилендиамина, диэтилентриамина, триэтилентриамина и тетраэтиленпентамина.
30. Композиция по п.25, в которой полиамин включает в себя диэтилентриамин.
31. Композиция по п.25, в которой карбоновая кислота включает в себя тримерную жирную кислоту.
32. Композиция по п.25, дополнительно содержащая один или более эмульгаторов.
33. Композиция по п.25, дополнительно содержащая органоглину.
34. Композиция по п.25, дополнительно содержащая реологическую добавку, отличную от органоглины.
35. Композиция по п.25, дополнительно содержащая добавку, уменьшающую фильтрацию бурового раствора.
36. Композиция по п.25, дополнительно содержащая растворитель.
37. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий композицию по п.25.
38. Буровой раствор на нефтяной основе по п.37, в котором увеличение вязкости бурового раствора, определяемое при высокой скорости сдвига, составляет менее чем примерно 75%, когда указанный буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С).
39. Буровой раствор на нефтяной основе по п.37, в котором увеличение вязкости бурового раствора, определяемое при высокой скорости сдвига, составляет менее чем примерно 60%, когда указанный буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С).
40. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий менее чем примерно 2 ppb (5,7 кг/м3) композиции по п.25.
41. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий менее чем примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3) композиции по п.25.
42. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий менее чем примерно 1 ppb (2,85 кг/м3) композиции по п.25.
43. Композиция по п.25, в которой продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, составляющую от примерно 2,000 до примерно 2,030.
44. Композиция по п.25, в которой продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, составляющую от примерно 2010 до примерно 2020.
45. Добавка к буровому раствору, содержащая продукт реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп,
в котором добавка к буровому раствору имеет значение EC50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л, как определено по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum.
46. Добавка к буровому раствору по п.45, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л, как определено по протоколу ISO 14669 с использованием Acartia tonsa.
47. Добавка к буровому раствору по п.45, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 5000 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Corophium volutator.
48. Добавка к буровому раствору по п.45, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Scophthalmus maximus.
49. Добавка к буровому раствору, содержащая продукт реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп,
в котором добавка к буровому раствору имеет экологический рейтинг класса С, класса D или класса Е.
RU2010140904/03A 2008-03-07 2009-02-11 Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении RU2514866C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/075,027 US7799742B2 (en) 2008-03-07 2008-03-07 Equivalent circulating density control in deep water drilling
US12/075,027 2008-03-07
PCT/US2009/000866 WO2009110959A1 (en) 2008-03-07 2009-02-11 Equivalent circulating density control in deep water drilling

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010140904A true RU2010140904A (ru) 2012-04-20
RU2514866C2 RU2514866C2 (ru) 2014-05-10

Family

ID=41054273

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010140904/03A RU2514866C2 (ru) 2008-03-07 2009-02-11 Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении

Country Status (7)

Country Link
US (4) US7799742B2 (ru)
EP (1) EP2262869A4 (ru)
BR (1) BRPI0907972B1 (ru)
CA (1) CA2716023C (ru)
MX (1) MX2010009599A (ru)
RU (1) RU2514866C2 (ru)
WO (1) WO2009110959A1 (ru)

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7799742B2 (en) * 2008-03-07 2010-09-21 Elementis Specialties Inc. Equivalent circulating density control in deep water drilling
US20090163386A1 (en) * 2002-11-27 2009-06-25 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
MX2010004340A (es) * 2007-10-22 2010-05-10 Elementis Specialties Inc Composiciones estables termicamente y uso de las mismas en fluidos de perforacion.
US20120129735A1 (en) * 2010-11-19 2012-05-24 Elementis Specialties, Inc. Non-aqueous drilling additive useful to produce a flat temperature-rheology profile
US20120289437A1 (en) * 2011-05-10 2012-11-15 Elementis Specialties, Inc. Non-aqueous drilling additive useful to produce a flat temperature-rheology profile
US20130288933A1 (en) 2012-04-30 2013-10-31 Chevron Phillips Chemical Company Lp Rheology Modifiers
ITVA20120022A1 (it) * 2012-06-25 2013-12-26 Lamberti Spa Modificatore reologico per fluidi di perforazione e per il trattamento di pozzi petroliferi
CN103351447B (zh) * 2013-07-24 2015-10-28 中国海洋石油总公司 一种合成基钻井液用流变稳定剂及其制备方法
US9234124B2 (en) 2013-08-09 2016-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Dimer acid grafted polymer for stabilizing particulate in a well
CN103666414B (zh) * 2013-12-12 2016-05-18 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 矿物油基钻井液用聚酰胺基胺流型调节剂及其制备方法
US20150376490A1 (en) * 2014-06-30 2015-12-31 Elementis Specialties, Inc. Non-Aqueous Drilling Additive Useful To Stabilize Viscosity Over Change In Temperature
RU2690462C2 (ru) 2014-07-11 2019-06-03 Элементиз Спешиэлтиз, Инк. Композиции на основе органоглины, содержащие ион четвертичного аммония, имеющий один или более разветвленных алкидных заместителей
EP3491097B1 (en) 2016-07-11 2023-10-04 BYK-Chemie GmbH An organoclay composition and its use
US10626314B1 (en) 2016-07-11 2020-04-21 Byk-Chemie, Gmbh Additive for drilling fluids
CN106634881B (zh) * 2016-08-25 2017-11-14 中国石油大学(北京) 适用于油基钻井液降粘的添加剂组合物和应用以及油基钻井液和应用
CN107815298B (zh) * 2016-09-14 2021-07-23 中石化石油工程技术服务有限公司 一种乳化剂及其制备方法和油基钻井液
WO2018127375A1 (en) 2017-01-03 2018-07-12 Byk-Chemie Gmbh (meth)acrylic copolymers as rheological additives in drilling fluids and drilling fluids comprising such copolymers
US10266745B2 (en) 2017-02-03 2019-04-23 Saudi Arabian Oil Company Anti-bit balling drilling fluids, and methods of making and use thereof
WO2018148661A1 (en) 2017-02-13 2018-08-16 Q'max Solutions Inc. Improved rheology drilling fluid and method
CN109423261B (zh) * 2017-08-30 2021-06-22 中国石油化工股份有限公司 一种合成基钻井液用流型调节剂的制备方法及流型调节剂
CN108251085A (zh) * 2017-12-29 2018-07-06 中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司 一种抗盐抗高温降滤失剂及其制备方法
CN108774509A (zh) * 2018-05-30 2018-11-09 山东得顺源石油科技有限公司 一种钻井液用抗温抗盐高温高压降滤失剂及其制备方法
CN110846000A (zh) * 2018-08-20 2020-02-28 任丘市诚亿化工有限公司 油基钻井液用乳化剂及其生产工艺和应用
CN109233764A (zh) * 2018-10-23 2019-01-18 四川泓华油气田工程科技有限公司 一种油基钻井液用降失水剂及其制备方法
CN109652030B (zh) * 2018-12-10 2020-03-31 中国石油大学(北京) 流型调节剂以及大温差恒流变油基钻井液
MX2023005620A (es) * 2020-11-13 2023-05-29 Ascend Performance Mat Operations Llc Fluido de perforacion.
US11629281B2 (en) * 2021-01-18 2023-04-18 Scidev Energy Services, Inc. Methods and systems associated with lubricant for drilling fluids
CN113621354A (zh) * 2021-08-13 2021-11-09 九江蓝卓新材料科技有限公司 一种油基钻井液降滤失剂及制备方法
CA3206391A1 (en) 2022-07-12 2024-01-12 Secure Energy (Drilling Services) Inc. Lubricant blends and methods for improving lubricity of brine-based drilling fluids

Family Cites Families (46)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2461730A (en) * 1942-09-12 1949-02-15 Dearborn Chemicals Co Method of inhibiting foam formation in an aqueous gas-liquid system
US2482760A (en) * 1946-06-20 1949-09-27 Emery Industries Inc Purification of oleic acid
NL66441C (ru) * 1946-07-06
US2731481A (en) * 1951-08-01 1956-01-17 Gen Mills Inc Dimeric fatty acids
US2964545A (en) * 1953-03-09 1960-12-13 Gen Mills Inc Dimeric fatty acids and esters thereof
NL93409C (ru) * 1954-12-13
US2994660A (en) * 1957-05-27 1961-08-01 Magnet Cove Barium Corp Water-in-oil emulsion drilling fluid
US2978468A (en) * 1957-09-23 1961-04-04 Glidden Co Polymerization, condensation and refining of fatty acids
US3134759A (en) * 1960-01-11 1964-05-26 Nalco Chemical Co Tall oil amide for inhibiting corrosion
US3256304A (en) * 1962-03-01 1966-06-14 Gen Mills Inc Polymeric fat acids and process for making them
US3157681A (en) * 1962-06-28 1964-11-17 Gen Mills Inc Polymeric fat acids
US3514399A (en) * 1969-04-01 1970-05-26 Petrolite Corp Drilling fluids containing imidazoline salts
US4039459A (en) * 1976-06-30 1977-08-02 Union Oil Company Of California Composition and method for drilling a reservoir containing a high temperature aqueous liquid
US4508628A (en) * 1983-05-19 1985-04-02 O'brien-Goins-Simpson & Associates Fast drilling invert emulsion drilling fluids
US4505833A (en) * 1983-10-03 1985-03-19 Diamond Shamrock Chemicals Company Stabilizing clayey formations
US4544756A (en) * 1983-11-17 1985-10-01 Dresser Industries, Inc. Zwiterionic 2-alkyl imidazolines as emulsifying agents for oil based drilling fluids
GB8811574D0 (en) 1988-05-16 1988-06-22 Sandoz Products Ltd Improvements in/relating to organic compounds
US5069281A (en) * 1990-11-05 1991-12-03 Marathon Oil Company Process for enhanced delayed in situ gelation of chromium polyacrylamide gels
US5260268A (en) * 1991-07-18 1993-11-09 The Lubrizol Corporation Methods of drilling well boreholes and compositions used therein
US5330662A (en) * 1992-03-17 1994-07-19 The Lubrizol Corporation Compositions containing combinations of surfactants and derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same
CA2091420A1 (en) * 1992-03-17 1993-09-18 Richard W. Jahnke Compositions containing combinations of surfactants and derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same
US5599777A (en) * 1993-10-06 1997-02-04 The Lubrizol Corporation Methods of using acidizing fluids in wells, and compositions used therein
US5510452A (en) * 1994-07-11 1996-04-23 Rheox, Inc. Pourable liquid polyesteramide rheological additives and the use thererof
US5710110A (en) * 1995-05-15 1998-01-20 Rheox, Inc. Oil well drilling fluids, oil well drilling fluid anti-settling and method of providing anti-setting properties to oil well drilling fluids
US7618927B2 (en) * 1996-07-24 2009-11-17 M-I L.L.C. Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids
US6589917B2 (en) * 1996-08-02 2003-07-08 M-I Llc Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility
US5939475A (en) * 1996-09-03 1999-08-17 Rheox, Inc. Organic fluid systems containing clay/polyamide compositions
US6339048B1 (en) * 1999-12-23 2002-01-15 Elementis Specialties, Inc. Oil and oil invert emulsion drilling fluids with improved anti-settling properties
US5909779A (en) * 1997-08-19 1999-06-08 M-I L.L.C. Oil-based drilling fluids suitable for drilling in the presence of acidic gases
US6187719B1 (en) * 1998-04-28 2001-02-13 Rheox, Inc. Less temperature dependent drilling fluids for use in deep water and directional drilling and processes for providing less temperature dependent rheological properties to such drilling fluids
US7270185B2 (en) * 1998-07-15 2007-09-18 Baker Hughes Incorporated Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores
US6291406B1 (en) * 1998-10-12 2001-09-18 The Dow Chemical Company Method for treating subterranean formations
EP1018534A3 (en) 1999-01-08 2002-01-09 Ube Industries, Ltd. Polyamide resin compositions with improved weld strength
US6291663B1 (en) * 1999-03-03 2001-09-18 Board Of Trustees Of The University Of Arkansas TADG-12: a novel transmembrane serine protease overexpressed in a ovarian carcinoma
US6576597B2 (en) * 1999-08-05 2003-06-10 Texas United Chemical Company, Llc. Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby
US6462096B1 (en) * 2000-03-27 2002-10-08 Elementis Specialties, Inc. Organophilic clay additives and oil well drilling fluids with less temperature dependent rheological properties containing said additives
DE60044619D1 (de) * 2000-12-29 2010-08-12 Cognis Ip Man Gmbh Verflüssiger für invert-emulsionen
US6887832B2 (en) * 2000-12-29 2005-05-03 Halliburton Energy Service,S Inc. Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels
US20040102332A1 (en) * 2002-11-25 2004-05-27 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US7799742B2 (en) * 2008-03-07 2010-09-21 Elementis Specialties Inc. Equivalent circulating density control in deep water drilling
US20090163386A1 (en) * 2002-11-27 2009-06-25 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US7345010B2 (en) * 2002-11-27 2008-03-18 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US7387985B2 (en) * 2003-03-31 2008-06-17 M-I L.L.C. Monovalent cation-containing well fluids
US7871962B2 (en) * 2003-08-25 2011-01-18 M-I L.L.C. Flat rheology drilling fluid
US20070197403A1 (en) * 2006-02-22 2007-08-23 David Dino Organophilic clay additives and oil well drilling fluids with less temperature dependent rheological properties
MX2010004340A (es) 2007-10-22 2010-05-10 Elementis Specialties Inc Composiciones estables termicamente y uso de las mismas en fluidos de perforacion.

Also Published As

Publication number Publication date
US8138125B2 (en) 2012-03-20
EP2262869A4 (en) 2011-05-18
BRPI0907972B1 (pt) 2019-01-15
WO2009110959A1 (en) 2009-09-11
US20110237466A1 (en) 2011-09-29
US8809240B2 (en) 2014-08-19
CA2716023C (en) 2016-10-25
US20100323927A1 (en) 2010-12-23
US7799742B2 (en) 2010-09-21
US20120142561A1 (en) 2012-06-07
CA2716023A1 (en) 2009-09-11
US20090227478A1 (en) 2009-09-10
BRPI0907972A2 (pt) 2015-08-04
RU2514866C2 (ru) 2014-05-10
EP2262869A1 (en) 2010-12-22
MX2010009599A (es) 2010-12-20
US7956015B2 (en) 2011-06-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2010140904A (ru) Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении
RU2013146703A (ru) Неводная присадка для бурения, полезная для создания плоского температурно-реологического профиля
WO2018144727A1 (en) Emulsifier compositions for invert emulsion fluids and methods of using the same
WO2016003677A1 (en) Non-aqueous drilling additive useful to stabilize viscosity over change in temperature
EP2274396A1 (en) Polyamide emulsifier based on polyamines and fatty acid/carboxylic acid for oil based drilling fluid applications
CA2450329A1 (en) Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
WO2010099167A1 (en) Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology
CA2816445A1 (en) Non-aqueous drilling additive useful to produce a flat temperature-rheology profile
US9611418B2 (en) Rheology modifier for drilling and well treatment fluids
WO2014039391A2 (en) Non-aqueous drilling additive useful to improve low shear rate viscosity
US10253236B2 (en) Environmental friendly well treatment fluids comprising an ester
CA3002138C (en) Hydrocarbon-free emulsifier
US10597577B2 (en) Esteramides and subterranean treatment fluids containing said esteramides
US20260028520A1 (en) Emulsion stabilizing agents
US12258515B2 (en) Invert emulsifier for use in invert emulsion drilling fluids
CN120059177A (zh) 一种提切剂及其制备方法和钻井液