BR112021008937A2 - fluidos de poço de reologia plana para gerar poços limpos - Google Patents
fluidos de poço de reologia plana para gerar poços limpos Download PDFInfo
- Publication number
- BR112021008937A2 BR112021008937A2 BR112021008937-3A BR112021008937A BR112021008937A2 BR 112021008937 A2 BR112021008937 A2 BR 112021008937A2 BR 112021008937 A BR112021008937 A BR 112021008937A BR 112021008937 A2 BR112021008937 A2 BR 112021008937A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- wellbore
- phase
- oily
- gel
- minutes
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 89
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 title abstract description 33
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000008384 inner phase Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 18
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 18
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 18
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 17
- 230000004584 weight gain Effects 0.000 claims description 10
- 235000019786 weight gain Nutrition 0.000 claims description 10
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims description 8
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000008385 outer phase Substances 0.000 claims description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims 9
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 18
- -1 diesel Substances 0.000 description 13
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 229920005652 polyisobutylene succinic anhydride Polymers 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 8
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical class CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 5
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 235000021313 oleic acid Nutrition 0.000 description 3
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N (9Z,12Z)-9,10,12,13-tetratritiooctadeca-9,12-dienoic acid Chemical compound C(CCCCCCC\C(=C(/C\C(=C(/CCCCC)\[3H])\[3H])\[3H])\[3H])(=O)O OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 1-Octanol Chemical class CCCCCCCCO KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LEACJMVNYZDSKR-UHFFFAOYSA-N 2-octyldodecan-1-ol Chemical class CCCCCCCCCCC(CO)CCCCCCCC LEACJMVNYZDSKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 2
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical class CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diamine Chemical compound NCCCCCCN NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 2
- TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N tetradecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC[14C](O)=O TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N 0.000 description 2
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229960003986 tuaminoheptane Drugs 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 description 1
- XFRVVPUIAFSTFO-UHFFFAOYSA-N 1-Tridecanol Chemical class CCCCCCCCCCCCCO XFRVVPUIAFSTFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZRUPXAZUXDFLTG-UHFFFAOYSA-N 1-aminopentan-2-ol Chemical compound CCCC(O)CN ZRUPXAZUXDFLTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004809 1-methylpropylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- WNWHHMBRJJOGFJ-UHFFFAOYSA-N 16-methylheptadecan-1-ol Chemical class CC(C)CCCCCCCCCCCCCCCO WNWHHMBRJJOGFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 2-(ethylamino)ethanol Chemical compound CCNCCO MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AJTNPTIVLIQFSR-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethylamino]ethanol Chemical compound OCCNCCN(CCO)CCO AJTNPTIVLIQFSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WFCSWCVEJLETKA-UHFFFAOYSA-N 2-piperazin-1-ylethanol Chemical compound OCCN1CCNCC1 WFCSWCVEJLETKA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N N-ethyldiethanolamine Chemical compound OCCN(CC)CCO AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N N-methylethanolamine Chemical compound CNCCO OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical group C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 238000009937 brining Methods 0.000 description 1
- RGTXVXDNHPWPHH-UHFFFAOYSA-N butane-1,3-diamine Chemical compound CC(N)CCN RGTXVXDNHPWPHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LYQFWZFBNBDLEO-UHFFFAOYSA-M caesium bromide Chemical compound [Br-].[Cs+] LYQFWZFBNBDLEO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 description 1
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical class CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000447 dimerizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000010442 halite Substances 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N iso-butene Natural products CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N manganese(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Mn+2] PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- BEPGHZIEOVULBU-UHFFFAOYSA-N n,n'-diethylpropane-1,3-diamine Chemical compound CCNCCCNCC BEPGHZIEOVULBU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000005375 organosiloxane group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002924 oxiranes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- LBIYNOAMNIKVKF-FPLPWBNLSA-N palmitoleyl alcohol Chemical class CCCCCC\C=C/CCCCCCCCO LBIYNOAMNIKVKF-FPLPWBNLSA-N 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 125000003386 piperidinyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011505 plaster Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920013639 polyalphaolefin Chemical class 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 230000002250 progressing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 235000003441 saturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Chemical group 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Chemical group 0.000 description 1
- 238000007864 suspending Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N tetrahydropyridine hydrochloride Natural products C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BRNULMACUQOKMR-UHFFFAOYSA-N thiomorpholine Chemical compound C1CSCCN1 BRNULMACUQOKMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002889 tridecyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N tris Chemical compound OCC(N)(CO)CO LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
FLUIDOS DE POÇO DE REOLOGIA PLANA PARA GERAR POÇOS LIMPOS.
Um método de perfuração de um furo de poço pode incluir perfurar o furo de poço usando um fluido de furo de poço que tem valores de propriedades reológicas para 6 rpm, 10 minutos de gel, Ponto de Escoamento e/ou razão de 10 minutos para 10 segundos de gel que são +/-20% dos valores médios ao longo de uma faixa de temperatura de 40ºF a 300ºF e condicionar o poço com menos de 2 volumes de furo. O fluido de furo de poço pode incluir uma fase externa oleaginosa; uma fase interna não oleaginosa; um emulsionante de amidoamina que estabiliza a fase interna não oleaginosa dentro da fase externa oleaginosa; pelo menos dois agentes umectantes oleosos; um modificador de reologia e um agente de aumento de peso com um d50 que varia de 5 a 10 µm.
Description
[001] Este pedido reivindica prioridade do Pedido de Patente US 62/758.224, depositado em 9 de Novembro de 2018, que é aqui incorporado por referência na sua totalidade.
[002] Durante operações de furo de poço, podem ser usados vários fluidos no poço para uma variedade de funções. Os fluidos podem ser circulados através de um furo de poço, os quais podem, posteriormente, fluir para cima através do furo de poço até a superfície. Durante esta circulação, o fluido de perfuração pode remover fragmentos e cascalhos do fundo do furo para a superfície, suspender fragmentos e cascalhos e material de aumento de peso quando a circulação é interrompida, controlar pressões de subsuperfície, manter a integridade do furo de poço até que a secção de poço seja revestida e cimentada, isolar os fluidos da formação fornecendo pressão hidrostática suficiente para evitar o ingresso de fluidos de formação no furo de poço, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca e/ou maximizar a taxa de penetração.
[003] Fluidos de furo de poço podem assumir a forma de fluidos à base de óleo, tal como lamas de emulsão inversa. Os componentes de fluidos de emulsão inversa incluem um líquido oleaginoso, tal como óleo de hidrocarboneto, que serve como uma fase contínua, um líquido não oleaginoso, tal como água ou solução de salmoura, que serve como uma fase descontínua e um agente emulsionante. Agentes emulsionantes podem ser utilizados para baixar a tensão interfacial dos líquidos, de modo que o líquido não oleaginoso possa formar uma dispersão estável de gotículas finas no líquido oleaginoso. Além disso, esses fluidos de emulsão inversa podem conter um ou mais agentes de aumento de peso, surfactantes, viscosificantes, agentes de controle de perda de fluido ou agentes de obstrução.
[004] Em um aspecto, as modalidades aqui divulgadas se referem a fluidos de reologia plana que fornecem propriedades ideais para utilizar durante a construção de furos de poços que produzem furos de furos de poços limpos e eliminam ou minimizam o condicionamento necessário anterior às operações de cimentação e liner. Fluidos de furos de poços de acordo com a presente divulgação são fluidos de emulsão inversa de reologia plana contendo um emulsionante de amidoamina e uma combinação de agentes umectantes e/ou modificadores de reologia.
[005] Fluidos de perfuração para aplicações em águas profundas podem ser concebidos para manter a reologia plana para transporte de fragmentos e cascalhos de perfuração e a suspensão de material pesado. A reologia plana é um conceito centrado na uniformidade das propriedades reológicas ao longo de faixas de temperaturas, pressões ou taxas de cisalhamento. Os fluidos de reologia plana proporcionam melhores características de limpeza de furos e minimizam perdas de pressão por fricção em relação aos fluidos convencionais não planos de perfuração em águas profundas. Sistemas de reologia plana muitas vezes combinam bom transporte de fragmentos e cascalhos, melhor suspensão de material de aumento de peso e impacto reduzido em perdas de pressão anular.
[006] A utilização de fluidos de reologia plana tem levado a uma regressão contínua ao longo dos anos de eventos de perda de circulação, em comparação com resultados obtidos durante a perfuração de grandes seções de furos com fluidos sintéticos dispendiosos. A redução dos casos de perda por circulação durante a perfuração é acompanhada da vontade de perfurar as seções sobrecarregadas dos poços de águas profundas ainda mais rapidamente para minimizar dias de sonda até a profundidade total (TD) e, consequentemente, custos totais de poço. Fluidos de perfuração de reologia plana atingiram esses objetivos, mas ainda não foi encontrada uma solução para fluidos tendo propriedades ideais para perfurar furos de poços limpos adequados para continuar até trabalhos de cimentação e liner bem-sucecidos sem intervenção.
[007] Uma tarefa de cimentação bem-sucedida como (1) realizar revestimento ou liner para a seção TD sem obstrução nem perdas excessivas no fundo de poço e (2) uma cimentação no local que proporcione isolamento zonal completo sem medidas remediadoras, tal como compressão do topo. Sistemas de reologia plana tradicionais podem ser usados para perfurar furos de poços limpos, mas requerem tempo de sonda excessivo para serem condicionados antes da instalação de revestimento ou liner e podem comprometer as taxas de perfuração para a seção
TD, a fim de alcançar um isolamento bem-sucedido das formações de sobrecarga e proporcionar um gás de costura de carvão (CSG)/ponto de pé de liner para as seções a ser perfurada à frente.
[008] Sistemas de reologia plana tradicionais podem ser usados para perfurar furos de poços, mas requerem tempo de sonda considerável para processos de condicionamento antes da instalação de revestimento ou liner e podem comprometer as taxas de perfuração alcançáveis durante o progresso até a seção de profundidade total (TD), a fim de alcançar um isolamento bem-sucedido das formações de sobrecarga e proporcionar um forte gás de costura (CSG)/ponta de pé de liner para as seções a serem perfuradas à frente.
[009] Fluidos de furo de poço de reologia plana de acordo com a presente divulgação podem ser usados como um fluido de perfuração para gerar um furo de poço que está pronto para trabalho de cimentação com tempos mínimos de tratamento ou condicionamento. Em uma ou mais modalidades, os fluidos de furo de poço de reologia plana podem ser formulados para remover fragmentos e cascalhos e resíduos gerados durante perfuração, produzindo um furo de poço limpo que não altera a natureza química nem modifica o desempenho de tratamentos injetados posteriormente. Em algumas modalidades, fluidos de furo de poço de reologia plana podem ser aplicados em aplicações de águas profundas, que incluem o uso de fluidos de reologia plana em perfuração com taxas de penetração intensificadas e para preparação para trabalhos de cimentação sem diluição excessiva e dispendiosa ou longos tempos de condicionamento.
[0010] Em particular, embora os fluidos da presente divulgação possam ter uma reologia plana ao longo de flutuações de temperatura, acredita-se que ao atingir a profundidade total, há uma mudança no fluido a pressões mais altas. Especificamente, quando a pressão aumenta com um poço mais profundo, o fluido pode espessar, desse modo melhorando a capacidade de transporte do fluido. Assim, a mudança em propriedades de fluido em TD pode permitir que o fluido transporte melhor os fragmentos e cascalhos do fundo do furo para a superfície e, portanto, reduzir a quantidade de condicionamento necessária. Essa redução pode ser uma redução de pelo menos 25%, 50% ou 75% do tempo e/ou volume de condicionamento convencional. Por exemplo, considera-se que o poço pode ser circulado por menos de dois volumes de furo, menos de 1,5 volumes de furo, menos de 1 volume de furo ou menos de 0,5 volume de furo.
[0011] Emulsões Inversas de Reologia Plana
[0012] Fluidos de furo de poço de reologia plana de acordo com a presente divulgação podem incluir uma emulsão inversa tendo uma fase oleaginosa contínua e uma fase aquosa (ou líquido não oleaginoso) descontínua, dentre outras substâncias e aditivos. Fluidos de tratamento de furos de poços de acordo com a presente divulgação podem ser formulados como uma emulsão de água em óleo e, em alguns casos, uma emulsão de alta razão de fase interna (HIPR) na qual a fração em volume da fase aquosa interna chega aos 90 a 95 por cento.
[0013] Em uma ou mais modalidades, fluidos de furo de poço de reologia plana podem incluir uma emulsão inversa tendo uma fase externa oleaginosa e uma fase interna não oleaginosa. A emulsão inversa também pode incluir uma mistura de emulsionantes, tal como um emulsionante primário de amidoamina, e uma mistura de agentes umectantes oleosos, modificadores de reologia, agentes de aumento de peso, agentes estabilizadores de temperatura, afinadores e vários outros aditivos. Cada um desses componentes será discutido em mais detalhe nas seções seguintes.
[0014] Antes de descrever os componentes específicos em detalhe, deve ser entendido que "reologia plana" significa que o fluido de furo de poço mantém propriedades reológicas consistentes em faixas de temperatura de 40ºF a 250ºF ou mesmo 300ºF. As propriedades reológicas de destacar em geral para um perfil reológico plano incluem 6 rpm, 10 minutos de gel (10′), Ponto de Escoamento (YP) e razão de gel de 10 minutos a 10 segundos (razão de gel 10′:10″). Em relação a 6 rpm, 10′ de gel e YP, considera-se que um sistema tem um perfil reológico plano quando esses valores estão dentro de +/-20% dos valores médios através das faixas de temperatura de 40ºF a 300ºF. Uma variação percentual inferior produzirá um perfil reológico mais plano, portanto, podem estar presentes valores dentro de +/-15% em algumas modalidades e +/-10% corresponde a modalidades ainda mais particulares. Em relação à razão 10′:10″ de gel, considera-se que um sistema tem um perfil reológico plano quando a razão é de 1,5:1 ou menos. Além disso, como mencionado acima, o fluido da presente divulgação pode ter uma reologia plana acima da faixa de temperatura, mas quando exposto a pressões elevadas na ou perto da profundidade total, a reologia pode desviar dessas faixas, aumentando em mais de 10%, 15% ou 20%, ou ter uma razão 10′:10″ de gel superior a 1,5:1. Além disso, também se considera que as propriedades reológicas em alto cisalhamento podem aumentar para aumentar a capacidade de limpeza do furo.
[0015] Fase Externa Oleaginosa
[0016] Os fluidos de furo de poço de reologia plana de acordo com a presente divulgação incluem uma fase externa oleaginosa e uma fase interna não oleaginosa (aquosa). Os fluidos oleaginosos adequados que podem ser usados para formular emulsões inversas podem incluir óleos naturais ou sintéticos, tal como gasóleo, óleo mineral, óleos sintéticos, tal como olefinas hidrogenadas e não hidrogenadas, poli(alfa-olefinas), olefinas lineares e ramificadas e similares, polidiorganossiloxanos, siloxanos ou organossiloxanos, ésteres de ácidos graxos, tal como ésteres alquílicos lineares, ramificados e cíclicos de ácidos graxos e misturas dos mesmos. Em uma ou mais modalidades, os fluidos de furo de poço podem incluir uma fase contínua oleaginosa que inclui uma ou mais olefinas C16 a C18. Em algumas modalidades, a fase contínua oleaginosa pode incluir uma ou mais olefinas internas.
[0017] Em uma ou mais modalidades, as emulsões inversas podem incluir uma fase externa oleaginosa numa percentagem em volume (%vol.) do fluido de furo de poço numa faixa tendo um limite inferior selecionado entre qualquer um de 30 %vol., 40 %vol., 50 %vol. e 60 %vol. e um limite superior selecionado entre qualquer um de 70 %vol., 80 %vol., 95 %vol. e 99 %vol., em que qualquer limite inferior pode estar combinado com qualquer limite superior. No entanto, a quantidade de líquido oleaginoso no fluido de emulsão inversa pode variar consoante o fluido oleaginoso específico utilizado e a aplicação específica na qual se utiliza o fluido de emulsão inversa.
[0018] Fase interna
[0019] Emulsões inversas de acordo com a presente divulgação incluem uma fase interna não oleaginosa (aquosa). Os líquidos não oleaginosos podem incluir pelo menos um entre água doce, água do mar, salmoura, misturas de água e compostos orgânicos solúveis em água e as suas misturas. Em várias modalidades, o fluido não oleaginoso pode ser uma salmoura, que pode incluir água do mar, soluções aquosas em que a concentração de sal é inferior à da água do mar ou soluções aquosas em que a concentração de sal é superior à da água do mar.
[0020] Em uma ou mais modalidades, os fluidos não oleaginosos podem incluir salmouras preparadas de sais orgânicos, tal como formato de sódio, potássio ou césio, e/ou sais inorgânicos, tal como haletos selecionados do grupo de haletos alcalinoterrosos ou haletos de zinco, incluindo cloreto de cálcio ou brometo de cálcio. Pode também usar-se brometo de sódio, brometo de potássio ou brometo de césio ou outros haletos monovalentes. O sal pode ser escolhido por razões de compatibilidade, tais como quando o fluido de perfuração do reservatório utilizou uma determinada fase de salmoura e a fase de salmoura do fluido de completação/limpeza é escolhida para ter a mesma fase de salmoura.
[0021] Em uma ou mais modalidades, as emulsões inversas podem incluir uma fase interna não oleaginosa numa percentagem em volume (%vol.) do fluido de poço numa faixa com um limite inferior selecionado entre qualquer um de 1 %vol., 5 %vol., 10 %vol., 25 %vol., 50 %vol. e 60 %vol. e um limite superior selecionado entre qualquer um de 25 %vol., 30 %vol., 50 %vol., 60 %vol. e 70 %vol., onde qualquer limite inferior pode ser combinado com qualquer limite superior. Em algumas modalidades, a fase interna não oleaginosa pode incluir cloreto de cálcio, presente numa percentagem em volume (%vol.) do fluido de furo de poço na faixa de 5 %vol. a 30 %vol.
[0022] Emulsionante
[0023] Fluidos de furo de poço de reologia plana de acordo com a presente divulgação podem incluir um emulsionante primário baseado na química de amidoamina em algumas modalidades. As amidoaminas que fornecem fluidos com perfis de reologia plana podem incluir amidoaminas formadas a partir da reação de um ou mais reagentes graxos com uma poliamina. As poliaminas que podem ser usadas para preparar amidoaminas de acordo com a presente divulgação podem incluir poliaminas graxas C6-C36 organofílicas lineares ou ramificadas, incluindo poliaminas polialifáticas, poliaminas heterocíclicas e similares. Por exemplo, as poliaminas podem incluir polietilenopoliaminas, como dietilenotriamina, trietilenotetramina e tetraetilenopentamina. Os reagentes graxos de acordo com a presente divulgação podem incluir ácidos graxos saturados e insaturados, ramificados e lineares, incluindo ácidos graxos C6-C30 como ácido láurico, ácido mirístico, ácido palmítico, ácido esteárico, ácido oleico, ácido linoleico, talóleo ou ácidos graxos (TOFA); ácidos alcenílicos C6-C30, ácidos arialquílicos C6-C30, ácido cicloalquílico C6-C30. Os emulsionantes exemplificativos de acordo com a presente divulgação podem incluir RheMulTM e SUREMULTM, que são emulsionantes comercialmente disponíveis, fabricados e distribuídos por M-I, L.L.C.
[0024] Agente Umectante Oleoso
[0025] Fluidos de furo de poço de reologia plana de acordo com a presente divulgação podem incluir uma combinação de agentes umectantes oleosos que inclui um ácido graxo e um álcool graxo alcoxilado.
[0026] Os agentes umectantes oleosos de ácido graxo de acordo com a presente divulgação podem incluir ácidos graxos saturados e insaturados, ramificados e lineares, incluindo ácidos graxos C6-C30 tal como ácido láurico, ácido mirístico, ácido palmítico, ácido esteárico, ácido oleico, ácido linoleico, talóleo ou ácidos graxos (TOFA); ácidos alcenílicos C6-C30, ácidos arialquílicos C6-C30, ácido cicloalquílico C6-C30.
[0027] Os agentes umectantes de álcool graxo alcoxilado podem incluir álcoois primários ramificados ou lineares etoxilados, álcoois secundários etoxilados, alquilfenóis ramificados ou lineares etoxilados, alquilaminas ramificadas ou lineares etoxiladas, alquil-éter aminas etoxiladas, álcoois lineares alcoxilados e afins. Em algumas modalidades, os álcoois graxos alcoxilados podem incluir álcoois graxos C8 a C22 saturados e insaturados, lineares e ramificados, alcoxilados com uma a quatro repetições de um epóxido C2 a C4, como óxido de etileno, óxido de propileno e similares.
[0028] Em uma ou mais modalidades, os álcoois graxos etoxilados de acordo com a presente divulgação podem ser geralmente descritos pela Fórmula I abaixo.
Fórmula I ao passo que um álcool propoxilado usaria um óxido de propileno no lugar do óxido de etileno usado num álcool etoxilado. Também se considera poder utilizar uma combinação de etoxilação e propoxilação. Na Fórmula I, R pode ser um grupo alquila C10-28 (seja linear ou ramificado, saturado ou insaturado) e n pode variar entre 2 e 6 (ou 3 e 5 em algumas modalidades). Além disso, também se considera que R e n não estão limitados a essas faixas, mas podem ser selecionados de forma a que o HLB resultante esteja nas faixas aqui descritas. Em modalidades particulares, R pode ser um grupo oleíla, um grupo estearila, um grupo tridecila ou um grupo laurila. Por exemplo, numa ou mais modalidades, o agente umectante pode ser pelo menos um álcool etoxilado selecionado no grupo de álcool oleico 2- etoxilado, álcool oleico 3-etoxilado, álcool oleico 5-etoxilado, álcool estearílico 2- etoxilado, álcool estearílico 3-etoxilado, álcool laurílico 4-etoxilado e álcool tridecílico 3-etoxilado.
[0029] Numa ou mais modalidades, o álcool graxo etoxilado da presente divulgação pode ser representado pela Fórmula II abaixo. A Fórmula II representa um álcool secundário etoxilado.
Fórmula II Em uma ou mais modalidades, n+n1 =12 e n2= 2-4. Em uma ou mais modalidades, o álcool secundário etoxilado de Fórmula II tem um valor n2 de 2.
[0030] Exemplos de álcoois graxos alcoxilados também incluem álcool octílico etoxilado, álcool caprílico etoxilado, álcool decílico etoxilado, álcool laurílico, álcool oleico etoxilado, álcool oleico 3-etoxilado, álcool palmitoleico etoxilado, álcool isoestearílico etoxilado, octildodecanol etoxilado, octildecanol etoxilado, derivados propilados e isopropilados equivalentes e similares. Os FAZEWETTM, RHECONTM, VERSACOATTM, SUREWETTM, VERSAWETTM, RHECONTM, MEGAMULTM, SUREMULTM, ONEMULTM, ACTIMUL RDTM, MUL-XTTM e VERSAWETTM NS são exemplos de agentes umectantes disponíveis comercialmente, fabricados e distribuídos por M-I L.L.L.C., que se podem utilizar nos fluidos aqui divulgados.
[0031] Modificador de Reologia
[0032] Os fluidos de furo de poço de reologia plana de acordo com a presente divulgação podem incluir um ou mais modificadores de reologia que modificam aviscosidade de taxa de cisalhamento baixa (LSRV) para o sistema fluido. Numa ou mais modalidades, os modificadores de reologia podem reduzir o aumento na viscosidade (nivelar as características reológicas) do fluido de poço numa faixa de temperatura de cerca de 40 ºF a cerca de 150 ºF.
[0033] Os modificadores de reologia de acordo com a presente divulgação podem ser um ou mais ácidos graxos policarboxílicos gerados na polimerização/oligomerização de ácidos graxos insaturados. Os ácidos graxos policarboxílicos podem incluir ácidos graxos policarboxílicos C12 a C22 dimerizados, ácidos graxos policarboxílicos C12 a C22 trimerizados, ácidos graxos policarboxílicos C12 a C22 tetramerizados e misturas desses ácidos. Por exemplo, os modificadores de reologia podem ser preparados por dimerização/trimerização de ácidos graxos insaturados contendo de 8 a cerca de 18 átomos de carbono, incluindo os ácidos cis-9-dodecenoico, cis-9-tetradecenoico, cis-9-octadecenoico, octadecatetranoico e similares. Os modificadores de reologia de acordo com a presente divulgação podem incluir SUREMODTM e RHEFLATTM que são modificadores de reologia comercialmente disponíveis, fabricados e distribuídos por M-I L.L.C., que se podem utilizar nos fluidos aqui divulgados.
[0034] Aditivos
[0035] Fluidos de furo de poço de reologia plana de acordo com a presente divulgação podem incluir uma série de aditivos que modificam várias propriedades dos fluidos, tal como argilas organofílicas, espessantes, agentes de aumento de peso, agentes de formação de pontes, agentes de controle de perda de fluidos, aditivos para reduzir ou controlar reologia de baixa temperatura, aditivos para proporcionar diluição, aditivos de aumento de peso, aditivos para controle de alta temperatura e alta pressão, estabilidade de emulsão e inibir a corrosão.
[0036] Os agentes de aumento de peso ou materiais de densidade adequados para utilizar em formulações de fluidos de furo de poço de acordo com a presente divulgação incluem, mas não se limitam a hematita, magnetita, óxidos de ferro, ilmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita, óxidos de manganês, halitas e similares. Em outras modalidades, os agentes de aume to de peso micronizados podem ser revestidos com um dispersante. MICROBARTM é um exemplo de agente de aumento de peso comercialmente disponível, fabricado e distribuído por M-I L.L.C., que se pode utilizar nos fluidos aqui divulgados.
[0037] Em uma ou mais modalidades, os agentes de aumento de peso podem ter um diâmetro médio de partícula (d50) numa faixa com um limite inferior selecionado entre qualquer um de 0,5 μm, 1 μm, 2 μm e 5 μm e um limite superior selecionado entre qualquer um de 3 μm, 6 μm, 8 μm e 10 μm, em que qualquer limite inferior pode estar combinado com qualquer limite superior. Em algumas modalidades, os agentes de aumento de peso podem ter um diâmetro médio de partícula ponderado (d50) numa faixa de 6 μm a 8 μm.
[0038] Fluidos de furo de poço de reologia plana de acordo com a presente divulgação podem incluir um ou mais diluentes para reduzir a resistência ao fluxo e o desenvolvimento de gel antes das operações de perfuração a jusante, tal como modificar a reologia do fluido antes de realizar o revestimento. Exemplos de diluentes de fluido de furo de poço que se podem utilizar incluem lignossulfonatos, materiais ligníticos, lignossulfonatos modificados, polifosfatos, sulfatos de álcool graxo, éter sulfatos de álcool graxo, alquilbenzenossulfonatos e taninos.
[0039] Em uma ou mais modalidades, os diluentes incluem o produto de uma reação entre um anidrido alquílico cíclico e um reagente polar, como uma alquilamina, uma alcanolamina ou uma poliamina, para formar uma ligação covalente, como uma ligação amida ou imida. Em algumas modalidades, os anidridos alquílicos cíclicos, de acordo com a presente divulgação, podem ser de fórmula geral:
[0040] em que R1 é uma cadeia alquila com um número de carbonos de 20 a 300 que é ramificada ou linear; m é um número inteiro selecionado de 0 a 4 e n é um número inteiro selecionado de 0 a 4, em que a soma de m e n é 1 ou superior.
[0041] Em uma ou mais modalidades, os reagentes polares usados para gerar diluentes de acordo com a presente divulgação podem incluir alquilaminas C1 a C10, tais como metilamina, etilamina e similares. As alquilaminas podem ser substituídas ou não substituídas, ramificadas ou não ramificadas, saturadas e insaturadas. Em algumas modalidades, as alquilaminas podem incluir grupos arilo ou outras estruturas aromáticas, tal como benzila, fenila, fenol e similares.
[0042] Em algumas modalidades, as alcanolaminas utilizadas para gerar diluentes de acordo com a presente divulgação podem incluir etanolamina, dietiletanolamina, dietanolamina, trietanolamina, metiletanolamina, etiletanolamina, propiletanolamina, metildietanolamina, etildietanolamina, dimetiletanolamina, dietiletanolamina e similares. Em uma ou mais modalidades, as alcanolaminas incluem poliéteraminas, oligômeros funcionalizados com amina e polímeros de óxido de etileno e óxido de propileno, poliésteraminas, polissilanoaminas, polissiloxanoaminas, polialquilaminas como polibutadienoamina, e similares.
[0043] Reagentes polares utilizados para gerar diluentes de acordo com a presente divulgação podem também incluir poliaminas como etilenodiamina, dietilenotriamina, trietilenotetramina, tetraetilenopentamina, 1,4-aminobutano, 1,3- diaminobutano, hexametilenodiamina, 3-(n-isopropilamino)propilamina, N,N'-dietil- 1,3-propanodiamina, hexapropileno-heptamina, penta(1-metilpropileno)-hexamina, tetrabutilenopentamina, hexa-(1,1-dimetiletileno)-heptamina, di(1- metilbutileno)triamina, penta-amil-hexamina e similares. As poliaminas também podem ser poliaminas cíclicas, incluindo anéis de seis membros como piperidina, piperizina ou anéis de ordem superior como anéis de sete membros, oito membros e similares. As poliaminas cíclicas também podem incorporar um ou mais heteroátomos, como oxigénio ou enxofre, incluindo poliaminas cíclicas, como morfolina, tiomorfolina e similares.
[0044] Em algumas modalidades, os diluentes podem incluir inibidores poliméricos, como o anidrido succínico de poli-isobutileno (PIBSA), adutos de PIBSA amina, tal como os derivados amino álcool de PIBSA/monoetanolamina, PIBSA/dietanolamina, PIBSA/N-hidroxietilpiperazina, PIBSA/3-hidroxibutilamina, PIBSA/N,N,N'-tris-(2-hidroxietil)etilenodiamina e PIBSA/tris- (hidroximetil)aminometano, poliacrilatos, polioxialquilenos, copolímeros em bloco e afins. RheThinTM é um agente de diluição comercialmente disponível, fabricado e distribuído por M-I L.L.C., que se pode utilizar nos fluidos aqui divulgados.
[0045] Os fluidos aqui divulgados são úteis na perfuração, completação e trabalhos em poços subterrâneos de petróleo e gás, incluindo poços de águas profundas. Em particular, os fluidos aqui divulgados podem ser utilizados na formulação de lamas de perfuração e fluidos de completação que permitem a remoção fácil e rápida do reboco. Essas lamas e esses fluidos são especialmente úteis na perfuração de poços horizontais em formações com hidrocarbonetos. Podem utilizar-se métodos convencionais para preparar os fluidos de completação aqui divulgados de forma análoga aos normalmente utilizados para preparar fluidos convencionais à base de óleo. Em casos em que se pretende uma emulsão inversa, mistura-se uma quantidade desejada de fluido oleaginoso, como um óleo base, e uma quantidade adequada de um surfactante e adicionam-se os restantes componentes sequencialmente com agitação contínua. Também se pode formar uma emulsão inversa por agitação, mistura ou cisalhamento vigoroso do fluido oleaginoso e do fluido não oleaginoso.
[0046] Embora apenas algumas modalidades de exemplo tenham sido descritas em detalhes acima, os peritos na técnica prontamente constatarão que são possíveis muitas modificações nas modalidades de exemplo sem afastamento material desta invenção. Consequentemente, pretende-se que todas essas modificações estejam incluídas no escopo desta divulgação tal como se define nas reivindicações. Nas reivindicações, as cláusulas “meios mais função” destinam-se a abranger as estruturas aqui descritas quando realizando a função referida e não apenas equivalentes estruturais, mas também estruturas equivalentes. Assim, embora um prego e um parafuso possam não ser equivalentes estruturais, na medida em que um prego usa uma superfície cilíndrica para fixar peças de madeira, enquanto um parafuso usa uma superfície helicoidal, no contexto de fixar peças de madeira, um prego e um parafuso podem ser estruturas equivalentes. É intenção expressa do requerente não invocar 35 U.S.C., § 112 parágrafo 6 para quaisquer limitações de qualquer uma das reivindicações aqui contidas, exceto para aquelas cuja reivindicação use expressamente as palavras "meios para" juntamente com uma função associada.
Claims (20)
1. Método de perfuração de um furo de poço, caracterizado pelo fato de que compreende: perfurar o furo de poço utilizando um fluido de furo de poço que tem valores de propriedades reológicas para 6 rpm, 10 minutos de gel, Ponto de Escoamento e/ou razão de 10 minutos para 10 segundos de gel que são +/-20% dos valores médios ao longo de uma faixa de temperatura de 40ºF a 300ºF; e condicionar o furo de poço com menos de 2 volumes de furo.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de furo poço tem valores de propriedades reológicas para 6 rpm, 10 minutos gel, Ponto de Escoamento e/ou razão de 10 minutos para 10 segundos de gel que são +/-10% dos valores médios ao longo da faixa de temperatura.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de furo de poço tem valores de propriedades reológicas para 6 rpm, 10 minutos de gel, Ponto de Escoamento e/ou razão de 10 minutos para 10 segundos de gel que aumentam em mais de 10% acima de 300ºF.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda deslocar o fluido de furo de poço após condicionamento com menos de 2 volumes de furo.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: cimentação do furo de poço.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de furo de poço compreende: uma fase externa oleaginosa; uma fase interna não oleaginosa; um emulsionante amidoamina que estabiliza a fase interna não oleaginosa dentro da fase externa oleaginosa; pelo menos dois agentes umectantes oleosos; um modificador de reologia; e um agente de aumento de peso tendo um d50 que varia de 5 a 10 μm.
7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o agente de aumento de peso tem um d50 que varia de 6 a 8 μm.
8. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que os pelo menos dois agentes umectantes oleosos compreendem um ácido graxo e um álcool graxo alcoxilado.
9. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia compreende um ácido graxo policarboxílico C12-C22 dimerizado ou trimerizado.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: adicionar um espessante ao fluido de furo de poço antes de passar o revestimento.
11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o furo de poço é condicionado com menos de 1,0 volume de furo.
12. Método de perfurar um furo de poço, caracterizado pelo fato de que compreende: perfurar o furo de poço usando um fluido de poço, o fluido de poço compreendendo: uma fase externa oleaginosa; uma fase interna não oleaginosa; um emulsionante amidoamina que estabiliza a fase interna não oleaginosa dentro da fase externa oleaginosa; pelo menos dois agentes umectantes oleosos; um modificador de reologia e um agente de aumento de peso com um d50 que varia de 5 a 10 μm; e condicionar o poço com menos de 2 volumes de furo.
13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o fluido de furo de poço tem valores de propriedades reológicas para 6 rpm, 10 minutos gel, Ponto de Escoamento e/ou razão de 10 minutos para 10 segundos de gel que são +/-10% dos valores médios ao longo da faixa de temperatura.
14. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende ainda deslocar o fluido de furo de poço após condicionamento com menos de 2 volumes de furo.
15. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: cimentação do poço.
16. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o agente de aumento de peso tem um d50 que entre 6 e 8 μm.
17. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que os pelo menos dois agentes umectantes oleosos compreenderem um ácido graxo e um de álcool graxo alcoxilado.
18. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia compreende um ácido graxo policarboxílico C12-C22 dimerizado ou trimerizado.
19. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: adicionar um espessante ao fluido de poço antes de passar o revestimento.
20. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o fluido de furo de poço tem uma razão de 10′:10″ de gel de 1,5:1 ou menos.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201862758224P | 2018-11-09 | 2018-11-09 | |
| US62/758,224 | 2018-11-09 | ||
| PCT/US2019/060513 WO2020097489A1 (en) | 2018-11-09 | 2019-11-08 | Flat rheology wellbore fluids for generating clean wellbores |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR112021008937A2 true BR112021008937A2 (pt) | 2021-08-10 |
Family
ID=70612283
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR112021008937-3A BR112021008937A2 (pt) | 2018-11-09 | 2019-11-08 | fluidos de poço de reologia plana para gerar poços limpos |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11624018B2 (pt) |
| BR (1) | BR112021008937A2 (pt) |
| WO (1) | WO2020097489A1 (pt) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2766110C2 (ru) | 2017-02-26 | 2022-02-08 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Флюиды и способы снижения оседания и увеличения стабильности эмульсии |
| US11708519B2 (en) | 2017-02-26 | 2023-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids |
Family Cites Families (42)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4381241A (en) | 1981-02-23 | 1983-04-26 | Dow Corning Corporation | Invert emulsions for well-drilling comprising a polydiorganosiloxane and method therefor |
| US4508628A (en) | 1983-05-19 | 1985-04-02 | O'brien-Goins-Simpson & Associates | Fast drilling invert emulsion drilling fluids |
| US5007489A (en) | 1990-04-27 | 1991-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid methods and composition |
| US5057234A (en) | 1990-06-11 | 1991-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Non-hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations |
| GB9601019D0 (en) | 1996-01-18 | 1996-03-20 | Sofitech Nv | Wellbore fluid |
| US6147047A (en) | 1996-08-09 | 2000-11-14 | The Clorox Company | Microemulsion dilutable cleaner |
| GB2345706B (en) | 1999-01-16 | 2003-05-21 | Sofitech Nv | Electrically conductive invert emulsion wellbore fluid |
| US7456135B2 (en) * | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
| DK1346006T3 (en) | 2000-12-29 | 2015-02-23 | Halliburton Energy Serv Inc | Thinners for drilling fluids with the inverse emulsion |
| US6387874B1 (en) | 2001-06-27 | 2002-05-14 | Spartan Chemical Company, Inc. | Cleaning composition containing an organic acid and a spore forming microbial composition |
| 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 |
| US7871962B2 (en) * | 2003-08-25 | 2011-01-18 | M-I L.L.C. | Flat rheology drilling fluid |
| US7789160B2 (en) | 2007-10-31 | 2010-09-07 | Rhodia Inc. | Addition of nonionic surfactants to water soluble block copolymers to increase the stability of the copolymer in aqueous solutions containing salt and/or surfactants |
| EA019035B1 (ru) * | 2007-12-12 | 2013-12-30 | Эм-Ай ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ ЮКей ЛИМИТЕД | Обращенные силикатные жидкости для укрепления ствола скважины |
| US8252729B2 (en) | 2008-01-17 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services Inc. | High performance drilling fluids with submicron-size particles as the weighting agent |
| EP2331787B1 (en) | 2008-09-11 | 2016-10-26 | M-I L.L.C. | Nitrogen-free invert emulsion wellbore fluid |
| CA2736728C (en) | 2008-09-11 | 2017-01-03 | M-I L.L.C. | Invert emulsion wellbore fluids and method for reducing toxicity thereof |
| US20110180256A1 (en) | 2008-10-13 | 2011-07-28 | M-I L.L.C. | Chrome free water-based wellbore fluid |
| DE102009014119A1 (de) | 2009-03-24 | 2010-09-30 | Emery Oleochemicals Gmbh | Emulsionsbasierte Reinigungszusammensetzung für Ölfeldanwendungen |
| US20100311620A1 (en) | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Clearwater International, Llc | Winterizing agents for oil base polymer slurries and method for making and using same |
| US9004167B2 (en) | 2009-09-22 | 2015-04-14 | M-I L.L.C. | Methods of using invert emulsion fluids with high internal phase concentration |
| US8430165B2 (en) * | 2010-05-19 | 2013-04-30 | Baker Hughes Incorporated | Increasing the viscosity of viscoelastic fluids |
| US20130331303A1 (en) | 2010-06-30 | 2013-12-12 | M-I L.L.C. | Flat rheology wellbore fluid |
| RU2458958C1 (ru) | 2010-12-22 | 2012-08-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Способ обработки технологических жидкостей на водной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин |
| US8476201B2 (en) | 2010-12-23 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids having reduced sag potential and related methods |
| US20140090897A1 (en) * | 2011-03-21 | 2014-04-03 | M-I L.L.C. | Invert wellbore fluid |
| US8950492B2 (en) * | 2011-07-20 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion fluid containing a hygroscopic liquid, a polymeric suspending agent, and low-density solids |
| US20130048281A1 (en) | 2011-08-25 | 2013-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
| US9034800B2 (en) * | 2011-09-29 | 2015-05-19 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Fluid loss additives and methods of making and using same |
| CA2759743C (en) | 2011-11-28 | 2014-04-29 | Calfrac Well Services Ltd. | Additive composition for well treatment fluids |
| US20140357533A1 (en) | 2011-12-21 | 2014-12-04 | Amyris, Inc. | Drilling fluids comprising farnesane and/or farnesene |
| RU2492207C1 (ru) | 2012-04-16 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор |
| US8476206B1 (en) | 2012-07-02 | 2013-07-02 | Ajay P. Malshe | Nanoparticle macro-compositions |
| CN105209587A (zh) | 2013-05-24 | 2015-12-30 | 宝洁公司 | 包含非离子表面活性剂的低ph洗涤剂组合物 |
| WO2016010518A1 (en) | 2014-07-15 | 2016-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations |
| CN103555304B (zh) | 2013-11-08 | 2016-06-08 | 沈阳工业大学 | 一种油基冲洗隔离液及其制备方法 |
| AR104005A1 (es) | 2015-02-27 | 2017-06-21 | Dow Global Technologies Llc | Composición acuosa de dispersión depresora del punto de fluidez en solvente hidrocarbonado estable |
| CA3007793C (en) | 2015-12-08 | 2024-04-23 | Kemira Oyj | Inverse emulsion compositions |
| US11473004B2 (en) | 2016-12-02 | 2022-10-18 | University Of Wyoming | Microemulsions and uses thereof to displace oil in heterogeneous porous media |
| RU2766110C2 (ru) | 2017-02-26 | 2022-02-08 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Флюиды и способы снижения оседания и увеличения стабильности эмульсии |
| US11708519B2 (en) | 2017-02-26 | 2023-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids |
| WO2019028198A1 (en) | 2017-08-04 | 2019-02-07 | M-I L.L.C. | AMIDOAMINE SYNTHESIS, METHODS FOR MONITORING THE REACTION PROCESS |
-
2019
- 2019-11-08 US US17/291,627 patent/US11624018B2/en active Active
- 2019-11-08 WO PCT/US2019/060513 patent/WO2020097489A1/en active Application Filing
- 2019-11-08 BR BR112021008937-3A patent/BR112021008937A2/pt not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2020097489A1 (en) | 2020-05-14 |
| US20210403789A1 (en) | 2021-12-30 |
| US11624018B2 (en) | 2023-04-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11034880B2 (en) | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations | |
| US11708518B2 (en) | Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids | |
| MXPA05006551A (es) | Fluido de perforacion de reologia plana. | |
| US20160230067A1 (en) | Methods And Materials To Enhance High Temperature Rheology In Invert Emulsions | |
| US8691733B2 (en) | Suspension characteristics in invert emulsions | |
| US20130331303A1 (en) | Flat rheology wellbore fluid | |
| US11708519B2 (en) | Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids | |
| US7786053B2 (en) | Highly branched polymeric materials as coating on weighting agents | |
| US10954425B2 (en) | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations | |
| BR112021008937A2 (pt) | fluidos de poço de reologia plana para gerar poços limpos | |
| US20240132768A1 (en) | Additives to temporarily reduce viscosities in oil-based fluids | |
| US11066591B2 (en) | Effective pour point depressants for amidoamine emulsifiers | |
| BR112021007650A2 (pt) | Fluidos de furo de poço baseados em óleo de baixa densidade e métodos dos mesmos |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06W | Patent application suspended after preliminary examination (for patents with searches from other patent authorities) chapter 6.23 patent gazette] | ||
| B11B | Dismissal acc. art. 36, par 1 of ipl - no reply within 90 days to fullfil the necessary requirements |