EA002815B1 - Раствор на основе воды для бурения или технического обслуживания нефтяных или газовых скважин (варианты), способ увеличения термической устойчивости и снижения водоотдачи раствора на основе воды - Google Patents

Раствор на основе воды для бурения или технического обслуживания нефтяных или газовых скважин (варианты), способ увеличения термической устойчивости и снижения водоотдачи раствора на основе воды Download PDF

Info

Publication number
EA002815B1
EA002815B1 EA200100181A EA200100181A EA002815B1 EA 002815 B1 EA002815 B1 EA 002815B1 EA 200100181 A EA200100181 A EA 200100181A EA 200100181 A EA200100181 A EA 200100181A EA 002815 B1 EA002815 B1 EA 002815B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fluid
oligosaccharide mixture
biopolymer
gum
solution
Prior art date
Application number
EA200100181A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200100181A1 (ru
Inventor
Рой Ф. Хауз
Original Assignee
Венче Инноувейшнс, 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
Application filed by Венче Инноувейшнс, Инк. filed Critical Венче Инноувейшнс, Инк.
Publication of EA200100181A1 publication Critical patent/EA200100181A1/ru
Publication of EA002815B1 publication Critical patent/EA002815B1/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • C09K8/08Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/20Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
    • C09K8/206Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/26Oil-in-water emulsions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/26Oil-in-water emulsions
    • C09K8/28Oil-in-water emulsions containing organic additives

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
  • Saccharide Compounds (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)

Abstract

Описан способ повышения термической устойчивости и снижения водоотдачи водных полисахаридсодержащих растворов, включающий добавление в раствор смеси олигосахаридов, состоящих из сахаридных звеньев арабинозы, маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы, причем смесь олигосахаридов включает водорастворимую фракцию термически гидролизованной лигноцеллюлозы и состоит главным образом из пентозанов и гексозанов, содержащих от одного до четырех соединенных сахаридных звеньев. Предпочтительные растворы содержат биополимер, который обеспечивает увеличение вязкости растворов при низких скоростях сдвига. Растворы, содержащие полисахариды, которые придают растворам другие требуемые характеристики, такие как увеличение вязкости при более высоких скоростях сдвига, контроль водоотдачи и т.п., характеризуются также увеличением термической устойчивости при добавлении в них олигосахаридной смеси.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к жидкостям, которые используют для бурения и/или технологического обслуживания нефтяных и/или газовых скважин, и, прежде всего, к буровым растворам, растворам для вскрытия продуктивного пласта, жидкостям для ремонта скважин, растворам для заканчивания скважины, буферным жидкостям для перфорирования и т.п. В настоящем изобретении разработаны растворы с повышенной термической устойчивостью, которые обеспечивают термическую стабильность и снижение поглощения бурового раствора, при этом вязкость таких растворов повышена с помощью введения полисахаридного полимера, который повышает вязкость жидкостей при низких скоростях сдвига.
Уровень техники
Получение вязкоупругих растворов, используемых при бурении нефти и техническом обслуживании скважин хорошо известно, особенно известны так называемые растворы для вскрытия продуктивного пласта, используемые при горизонтальном бурении углеводородсодержащей формации. См., например, следующие статьи: ЭгПИп Ишбк 1тртоуе Ηίβΐι Апд1е ^е11 Ртобисбоп (Буровые растворы для вскрытия пласта увеличивают добычу в наклонных под большим углом скважинах), с. 5-11, 8ирр1ешеп!а1 1о 111е Ре1то1еиш Епдтеет 1п1егпа1юпа1, Матсй, 1995; и 8о1иЫе Впбдшд Ратбс1е Игййпд 8ук1ет Сепега1е5 8иссе55Ги1 Сошр1е1юп8 Ιη ипсоп8о11ба1еб 8апб Кекегуобк (Буровые системы с растворимыми пробкообразующими частицами обеспечивают эффективное заканчивание пластов, содержащих пустоты с неуплотненным песком), 1ау ЭоЬкоп и ИеИоп Кауда, представленные на пятом международном симпозиуме по горизонтальным скважинным технологиям, Амстердам, Нидерланды, июль 14-16, 1993.
Такие жидкости характеризуются следующими реологическими свойствами: разжижение при сдвиге, высокие вязкости при чрезвычайно низких скоростях сдвига и низкими вязкостями при высоких скоростях сдвига. Следовательно, такие жидкости являются псевдопластичными с высоким пределом текучести.
Указанные реологические свойства получают путем гидратирования определенных водорастворимых полимеров в жидкости. Такими полимерами являются биополимеры, например, полисахариды или гетерополисахариды, получаемые микробиологическим путем, широко распространенные в данной области техники.
Хорошо известно, что полисахариды разлагаются при повышении температуры жидкости, в которой они содержатся. Термическое разложение полисахаридов приводит к уменьшению вязкости жидкости, прежде всего, вязкости при низких скоростях сдвига (ВНСС), кото рая придает жидкости необходимые свойства, в то время как многие другие водорастворимые полимеры и другие материалы обеспечивают требуемую величину вязкости при высоких скоростях сдвига.
В патенте США № 5514644 описано использование оксида магния и тиосульфатов для увеличения термической устойчивости полисахаридсодержащих насыщенных солевых растворов. Как описано в статье Вюро1утет 8о1и1юп УЬсоЩу 81аЫНха1юп-Ро1утег Иедтабабоп апб Апйохйап! Ике (Стабилизация разложения полимера в вязких растворах биополимера и использование антиоксиданта), 8со11 Ь. \Уе11тд1оп, 8ос1е1у оГ Ре1то1еит Епдшеетк 1оитпа1, декабрь, 1983, с. 901-912, для стабилизации жидкостей, содержащих ксантановую камедь, необходимо использовать комбинацию агента передачи свободных радикалов, расходуемого легко окисляемого спирта, совместимого поглотителя кислорода и достаточной концентрации соли. В патенте США № 4485020 описано приготовление термоустойчивого вязкого раствора ксантановой камеди путем нагревания раствора ксантановой камеди в присутствии, по крайней мере, одного из С1-С10алкил- или С310циклоалкилзамещенных первичных или вторичных моно- или диаминов, содержащих в целом до 15 атомов углерода, при температуре в интервале от приблизительно 30°С до приблизительно 130°С в течение от приблизительно 5 до 120 мин. В патенте США № 4900457 описано, что термическая устойчивость водных растворов полисахаридов может быть значительно увеличена включением в них определенных солей муравьиной кислоты.
Таким образом, существует необходимость повышения термической устойчивости полисахаридсодержащих водных растворов, особенно при низких концентрациях растворенных в них солей.
Сущность изобретения
Изобретателем обнаружено, что термическая устойчивость полисахаридсодержащих водных жидкостей к термическому разложению, которые характеризуются повышенной вязкостью при низких скоростях сдвига (ПВНСС), увеличивается, и поглощение бурового раствора (водоотдача) снижается путем добавления к жидкости с ПВНСС смеси олигосахаридов, содержащих сахаридные звенья арабинозы, маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы в составе пентозанов и гексозанов, содержащих от 1 до 4 сахаридных звеньев, причем олигосахаридная смесь предпочтительно содержит водорастворимую фракцию термически гидролизованной лигноцеллюлозы. Согласно настоящему изобретению жидкости с ПВНСС имеют индекс разжижения при сдвиге, по крайней мере, 10, причем индекс разжижения при сдвиге равен отношению вязкости жидкости по Брукфельду при 0,5 об./мин к вязкости жидкости при 100 об./мин, указанный индекс является показателем характеристик разжижения жидкости при сдвиге, и предпочтительно равен, по крайней мере, 20.
Олигосахаридная смесь обеспечивает также повышение термической устойчивости полисахаридсодержащих водных жидкостей, которые не обладают ПВНСС, таких как жидкостей, содержащих производные целлюлозы.
Объектом настоящего изобретения является способ повышения термической устойчивости водных полисахаридсодержащих растворов, которые характеризуются ПВНСС, и жидкостей, полученных согласно разработанному способу.
Другим объектом изобретения является способ повышения термической устойчивости водных жидкостей, содержащих полисахариды, которые не обладают ПВНСС, и жидкостей, полученных согласно разработанному способу.
Объектом настоящего изобретения является также водный буровой раствор и разработка способа снижения поглощения бурового раствора (водоотдачи) водных полисахаридсодержащих растворов, и жидкостей, полученных согласно разработанному способу.
В то время как возможны различные модификации и альтернативные виды настоящего изобретения, некоторые конкретные варианты воплощения настоящего изобретения описаны ниже более подробно и проиллюстрированы с помощью примеров. Следует понимать, однако, что объем притязаний и сущность изобретения не ограничены частными описанными видами, а, напротив, включает все модификации и альтернативные варианты воплощения настоящего изобретения, как описано в формуле изобретения.
Композиции могут включать, содержать практически все или содержать все заявленные материалы. Способ может включать заявленные стадии с использованием заявленных материалов, содержать в основном все заявленные стадии с заявленными материалами или содержать заявленные стадии с заявленными материалами.
Сведения, подтвержающие возможность осуществления изобретения
Олигосахаридную смесь (ОСС), используемую согласно настоящему изобретению, предпочтительно получают путем термического гидролиза лигноцеллюлозных материалов. Термический гидролиз можно осуществлять несколькими способами, такими как воздействие пара при повышенных температуре и давлении на древесину, стебли кукурузы, сахарного тростника и других растений. ОСС можно также получать кислотным гидролизом лигноцеллюлозы, а также путем осахаривания древесины. Термический гидролиз предпочтительно проводить путем загрузки древесных опилок в закрытый резервуар (например, в пушку, описанную Макоп в патенте США № 1824221, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки), обработки опилок при давлении приблизительно 1379-8274 кН/м2 (200-1200 фунт/дюйм2) и температуре приблизительно 200-300°С в течение приблизительно 30 мин - 5 с, соответственно, в присутствии пара; после чего древесные материалы выпускают из пушки с помощью устройства шнурового разряда в зону низкого давления, предпочтительно атмосферного давления, вытягивая при этом древесную стружку в относительно тонкие вытянутые волокна. При такой обработке древесина подвергается гидролизу, при этом водонерастворимые и легко гидролизуемые компоненты растворяются или диспергируются в воде. Такие водорастворимые компоненты удаляют из волокон путем промывания волокон водой или обжатия волокон на шнеках и/или вольцах и на другом аналогичном устройстве. См., например, Воейт, патент США № 2224135, включенный в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Водорастворимые компоненты могут быть сконцентрированы или высушены удалением из них воды путем выпаривания, сушки и
т. п.
Водорастворимые компоненты, полученные после такого гидролиза лигноцеллюлозных материалов, являются предпочтительным классом соединений для использования согласно настоящему изобретению. Данные типичного анализа показывают, что водорастворимые компоненты, являющиеся предпочтительной ОСС по настоящему изобретению, полученной из древесины сосны, содержат: 70 мас.% гексозанов и пентозанов, 15 мас.% лигнина, 10 мас.% несахаридных углеводов и 5 мас.% камедей. Состав ОСС может изменяться в зависимости от типа гидролизуемых лигноцеллюлозных материалов и условий, например, времени, температуры, давления и т. п. В зависимости от этих условий состав компонентов ОСС может изменяться приблизительно в следующем диапазоне: 60-80 мас.% гексозанов и пентозанов, 5-25 мас.% лигнина, 5-15 мас.% несахаридных углеводов и 2-8 мас.% камедей. Пентозаны и гексозаны содержат в среднем от 1 до приблизительно 4 сахаридных звена, состоящих из звеньев арабинозы, маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы.
Как описано Ри11ет в патенте США № 2713029, и Впик с соавт. в патенте США № 2713030, добавление небольших количеств предпочтительных ОСС в водно-глинистые буровые шламы, например, от приблизительно 0,20-5 кг/м3 (0,07-1,75 фунтов ОСС на 1 бочку объемом 42 галлона шлама), приводит к снижению вязкости и предельного статического напряжения сдвига.
Включение ОСС в водные буровые растворы и технологические жидкости с ПВНСС, которые содержат 1 или более гидратированных полисахаридов (солюбилизированных или диспергированных), приводит к увеличению тер мической устойчивости жидкостей, определенной с помощью вискозиметрии при низкой скорости сдвига, т.е. вязкость составляет менее чем приблизительно 1 с-1.
Минимальная концентрация ОСС, включенной в водные полисахаридсодержащие жидкости, составляет количество, определенное обычным тестированием и которое обеспечивает увеличение термической устойчивости жидкости и/или снижает поглощение бурового раствора (водоотдачу). В случае жидкостей с ПВНСС это количество определяют путем измерения величины ВНСС и водоотдачи после выдерживания при требуемой температуре и при сравнении полученных результатов с величиной ВНСС жидкости, не содержащей ОСС. В случае жидкостей, содержащих полисахариды, которые не обеспечивают в значительной степени увеличения величины ВНСС, термическую устойчивость таких жидкостей определяют по другим свойствам жидкости, таким как вязкость при высокой скорости сдвига, водоотдача и т.п., путем сравнения полученных результатов с величинами, определенными для жидкости, не содержащей ОСС.
Обычно концентрация ОСС составляет от приблизительно 0,7 кг/м3 (0,25 ррЬ) до приблизительно 428 кг/м3 (150 ррЬ), предпочтительно от приблизительно 1,4 кг/м3 (0,5 ррЬ) до приблизительно 171 кг/м3 (60 ррЬ), наиболее предпочтительно от приблизительно 1,4 кг/м3 (0,5 ррЬ) до приблизительно 57 кг/м3 (20 ррЬ).
В качестве полимеров, используемых для добавления в жидкости с ПВНСС согласно настоящему изобретению, используют любые водорастворимые полимеры, которые приводят к увеличению ВНСС и придают жидкости высокий предел текучести и свойство разжижения при сдвиге. Прежде всего, используют биополимеры, продуцируемые бактериями, грибами или другими микроорганизмами на подходящем субстрате. Примерами биополимеров являются полисахариды, продуцируемые бактериями Хап11ютопаз сотрезДгз, известными также под названием ксантановые камеди. Такие полимеры выпускаются несколькими фирмами: Ке1со 011 Ие1Д Сгоир, 1пс., под торговым названием Хатаз и Ке1хап: ВНопе-Роп1епс СЫт1е Еше, под торговым названием Р1юДоро1 23-р: РПхег 1пс., под торговым названием Е1осои 4800С: 81е11 1п1егпаОопа1 Сйет1са1 Со трапу о£ ТопДоп, и.К., под торговым названием 8Не11По ΖΑ и ЭпПтд 8рес1а1Иез Со трапу под торговым названием Б1о\\'/ап. См., например, патент США № 4299825 и патент США № 4758356, каждый из которых включен в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Другими биополимерами, применяемыми для добавления в эти жидкости по настоящему изобретению, являются так называемые велановые камеди, которые получают с помощью ферментации микроорганизма рода Акайдепез. См., например, патент
США № 4342866, включенный в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Велановые камеди описаны в патенте США № 4503084, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Шлероглюкановые полисахариды, продуцируемые грибами рода 8с1его1шт, описаны в патенте США № 3301848, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Шлероглюкан выпускается под торговым названием Ро1у1гап фирмой РШзЬшу Сотрапу и под торговым названием Асйдцт С8-11 фирмой СЕСА 8.А. Сукциноглюкановые полисахариды получают культивированием слизеобразующих бактерий РзеиДотопаз, РЫ/оЬтт. Акайдепез или АдгоЬаскгшт, например, РзеиДотопаз зр. ЫС1В 11264, РзеиДотопаз зр. ЫСВ1 11592 или АдгоЬаскгшт гаДюЬаскг ЫСВ1 11883 или их мутантов, как описано в европейских патентах № А40445 или А138255. Сукциноглюкановый биополимер выпускается под торговым названием 8Не11По-8 фирмой 8йе11 Iиΐе^иаί^оиа1 Сйетка1 Сотрапу о£ РоиДои, и.К.
Другие полисахариды, которые добавляют к жидкостям на основе воды, используемым в скважине, для придания жидкостям других характеристик, кроме увеличения ВНСС, включают производные целлюлозы, такие как карбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтил целлюлоза, смешанные эфиры и т.п.; производные крахмала, такие как карбоксиметилкрахмал, гидроксиэтилкрахмал, смешанные эфиры и т.п., включая частично сшитые их производные; гуаровые камеди и их производные, и другие полисахариды, хорошо известные в данной области техники. Такие полисахариды могут приводить к повышению вязкости при более высоких скоростях сдвига, снижать водоотдачу или придавать жидкостям другие характеристики.
Минимальную концентрацию полимера, необходимую для увеличения ВНСС, определяют обычным способом. Так, минимальная концентрация равна количеству, достаточному для обеспечения требуемой величины ВНСС. В основном концентрация полимера в жидкости составляет от приблизительно 0,7 кг/м3 (0,25 ррЬ) до приблизительно 17,1 кг/м3 (6 ррЬ), предпочтительно от приблизительно 1,4 кг/м3 (0,5 ррЬ) до приблизительно 14,25 кг/м3 (5 ррЬ).
Скважинные жидкости на основе воды по настоящему изобретению в основном могут содержать материалы, хорошо известные в данной области техники, придающие жидкости различные характеристики или свойства. Так, при необходимости жидкости могут содержать один или более загустителей или суспендирующих агентов наряду с требуемыми полисахаридами, утяжелителями, ингибиторами коррозии, растворимыми солями, биоцидами, фунгицидами, добавками для контроля потерь из-за фильтрации, закупоривающими агентами, дефлокулянтами, замасливателями, добавками для контроля гидратации сланцев, добавками контроля рН и другими необходимыми добавками.
Скважинные жидкости могут содержать один или более материалов, которые действуют как инкапсуляторы или добавки для контроля водоотдачи и для дальнейшего ограничения проникновения раствора в зону контактирования с глинистыми сланцами. Примерами материалов, известных в данной области техники, являются частично солюбилизированный крахмал, клейстерированный крахмал, производные крахмала, производные целлюлозы, соли гуминовых кислот (соли лигнита), лигносульфонаты, камеди, синтетические водорастворимые полимеры и их смеси.
Жидкости по настоящему изобретению имеют рН в интервале от приблизительно 7,5 до приблизительно 11,5, предпочтительно от 8 до приблизительно 11. Такие величины рН могут быть получены, как хорошо известно в данной области техники, добавлением к жидкости оснований, таких как гидроксид калия, карбонат калия, гумат калия, гидроксид натрия, карбонат натрия, гумат натрия, оксид магния, гидроксид кальция, оксид цинка и их смеси. Предпочтительным основанием является гидроксид магния.
Было показано, что оксид магния в сочетании с ОСС по настоящему изобретению приводит к значительному повышению термической устойчивости жидкости с ПВНСС.
Давно известно, что оксид магния приводит к повышению термической устойчивости водных жидкостей, содержащих полисахаридные полимеры, такие как ксантановая камедь, гидроксиэтилцеллюлоза и т.п. Предполагают, что оксид магния действует как щелочной буфер для предотвращения значительного повышения рН жидкости в процессе выдерживания жидкости при повышенных температурах.
При необходимости для повышения содержания ионов калия в жидкость согласно настоящему изобретению можно добавлять водорастворимые соединения калия. Таким образом, известно, что с целью повышения характеристик устойчивости жидкости при контакте с глинистыми сланцами к ней добавляют хлорид калия, формиат калия, ацетат калия и т. п.
Скважинные жидкости (буровые растворы) по настоящему изобретению содержат водную фазу, в качестве которой можно использовать свежую воду, раствор природной соли, морскую воду или солевой раствор, полученный по настоящему изобретению, в котором солюбилизированы полисахарид и ОСС. Солевой раствор по настоящему изобретению приготавливают путем растворения одной или нескольких растворимых солей в воде, в растворе природной соли или морской воде. Примерами растворимых солей являются хлорид, бромид, ацетат и формиат калия, натрия, кальция, магния и цинка.
Жидкости могут быть приготовлены путем смешивания с водной фазой требуемых компонентов в любом порядке, кроме утяжелителей, если они используются, которые обычно добавляют последними, чтобы они оставались суспендированными в жидкости. ОСС может быть добавлена в водную фазу до или после добавления любых требуемых компонентов. Если для создания солевой водной фазы по настоящему изобретению были добавлены водорастворимые соли, то предпочтительно, чтобы водорастворимые соли были добавлены после перемешивания с другими требуемыми компонентами, кроме утяжелителей.
Буровой раствор (скважинная жидкость) по настоящему изобретению циркулирует внутри ствола буровой скважины в процессе бурения, эксплуатации или технического обслуживания скважины, как известно в данной области техники.
В предпочтительном варианте воплощения настоящего изобретения ОСС и полисахаридный загуститель смешивают вместе перед их добавлением в водную жидкость. Таким образом, такая добавляемая смесь содержит от приблизительно 0,15 мае. ч. ОСС на одну часть полисахарида до приблизительно 15 мае. ч. ОСС на одну часть полисахарида, предпочтительно от приблизительно 0,3 мае. ч. ОСС на 1 часть полисахарида до приблизительно 10 мае. ч. ОСС на одну мае. часть полисахарида.
Для более полного описания настоящего изобретения представлены следующие иллюстративные примеры, не ограничивающие объем притязаний изобретения. В данных примерах и в данном описании могут быть использованы следующие сокращения: см3 - кубический сантиметр (мл), г - грамм; кг - килограмм; м3 - кубический метр; 1 ррЬ - 2,853 кг/м3 (фунт на 1 бочку, объемом 42 галлона); РУ - пластическая вязкость в кПа (сантипуазах), определенная по рекомендации Американского нефтяного института (АНИ); ΥΡ - напряжение при сдвиге в кг/м2 (в фунтах на 100 квадратных футов), определенное по рекомендации Американского нефтяного института (АНИ); об./мин - оборот в минуту; ПВНСС - вязкость при низкой скорости сдвига в сантипуазах, определенная с помощью вискозиметра Брукфильда при 0,5 об./мин; 8ΤΙ индекс разжижения при сдвиге, определенный с помощью вискозиметра Брукфельда, который означает отношение вязкости при 0,5 об./мин к вязкости при 100 об./мин; Б1 - биополимер I, ксантановая камедь ΚΕΕΖΑΝ ХСИ; Б11 - биополимер II, ксантановая камедь ΒΙΟΖΑΝ, продукт фирмы Ке1со Οίΐ Ие1б Огоир, 1пс.; Б111 - биополимер III, ксантановая камедь ΧΑΝΥΙδ; ТСН тиосульфат натрия; ОСС - олигосахаридная смесь.
Пластическую вязкость, предел текучести при сдвиге, вязкость при 3 об./мин и водоотдачу определяли по методикам, описанным в практических рекомендациях 13В-1 АНИ.
Пример 1.
Различные водные жидкости получают добавлением биополимера I, ОСС и оксида магния (концентрации указаны в табл. 1) в 350 мл воды при перемешивании при низкой скорости сдвига (достаточной для образования завихрений) на смесителе ХУаппд В1еибот. Затем жидкости перемешивают в течение 5 мин при средней скорости сдвиге, помещают в стеклянные сосуды, закрывают их и выдерживают в течение 16 ч при 82,2°С (180°Р). Реологические свойства и реологические свойства при низких скоростях сдвига определяют по рекомендации АНИ после охлаждения жидкостей до комнатной температуры и тщательного перемешивания вручную. Полученные данные представлены в табл. 1.
Пример 2.
Различные жидкости получают, как указано в примере 1. Исходные реологические свойства и реологические свойства, определенные после выдерживания в течение 16 ч при 82,2°С, представлены в табл. 2.
Пример 3.
Различные жидкости получают согласно методу, приведенному в примере 1. Жидкости, содержащие биополимер I или биополимер II, и различные концентрации ОСС, оксида магния или оксида цинка, представлены в табл. 3. Исходные реологические свойства и реологические свойства после выдерживания в течение 16 ч при 82,2°С приведены в табл. 3.
Пример 4.
Различные жидкости, содержащие 4,285 кг/м3 (1,5 ррЬ) биополимера I и 2,857 кг/м3 (1,0 ррЬ) оксида магния получают, как указано в примере 1. Кроме того, жидкости содержат ОСС и тиосульфат натрия, концентрации которых представлены в табл. 4. ВНСС и индекс тиксотропности жидкостей до и после выдерживания при 82,2°С в течение 16 ч представлены в табл.
4.
Пример 5.
Жидкости, содержащие 4,285 кг/м3 (1,5 ррЬ) различных полисахаридов, которые незначительно увеличивают ВНСС, но придают другие требуемые свойства, такие как повышенную вязкость при более высоких скоростях сдвига, контроль за потерей жидкости и т.п., получают согласно примеру 1. Кроме того, жидкости содержат гидроксид натрия, оксид магния и ОСС, концентрации которых приведены в табл. 5. Реологические свойства, полученные после выдерживания при 82,2°С в течение 16 ч, представлены в табл. 5.
Пример 6.
Получают жидкости согласно примеру 1, содержащие 4,285 кг/м3 (1,5 ррЬ) ксантановой камеди ΧΑΝνΣδ (биополимер III) и МдО и ОСС, концентрации которых представлены в табл. 6. Исходные реологические свойства, рео логические свойства и водоотдача, полученные после выдерживания в течение 16 ч при 82,2°С, приведены в табл. 6.
Пример 7.
Получают жидкости согласно примеру 1, содержащие ксантановую камедь ΚΕΕΖΑΝ ХСЭ, оксид магния и ОСС, концентрации которых представлены в табл. 7. Жидкости исследуют согласно примеру 6. Полученные данные представлены в табл. 7.
Таблица 1
Состав 4 9
Вода, мл 350 350 350 350 350 350 350 350 350
Б1, г 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
ОСС, г 0 10 20 0 0,2 0,5 10 20 60
МдО, г 0 0 0 2 2 2 2 2 2
Реологические свойства после выдерживания в течение 16 ч при 82,2 ’С (180 0 Р)
РУ, Па 0,005 0,012 0,011 0,0045 0,004 0,01 0,0065 0,008 0,033
(сП) (5) (12) (11) (4,5) (4) (Ю) (6,5) (8) (33)
ΥΡ кН/м2 0,29 1,12 1,12 0,61 0,59 0,88 0,90 1,12 2,00
(фунт/фугг/ 100) (6) (23) (23) (12,5) (12) (18) (ад (23) (41)
3 об/мин, 0,001 0,01 0,0085 0,003 0,0045 0,0075 0,0085 0,01 (10) 0,0185
Па (сП) (1) (Ю) (8,5) (3) (4,5) (7,5) (8,5) (18,5)
внес (Х10- 0,0002 0,017 0,014 0,0008 0,0026 0,0092 0,0104 0,015 0,04
3), Па (сП) (0,2) (17) (14) (0,8) (2,6) (9,2) (Ю,4) (15) (40)
8Т1 3,9 54,8 50,3 6,5 20 41,8 44,8 53,5 63
Таблица 2
Состав 2 4 7
Вода, мл 350 350 350 350 350 350 350
Ы, г 2 2 2 2,5 2,5 2,5 I
ОСС, г 0 0 10 0 0 10 10
м§о, г 0 2 2 0 2 2 2
Исходные реологические свойства
ρν 0,0065 (6,5) 0,006 (6) 0,008 (8) 0,0075 (7,5) 0,007 (7) 0,008 (8) *
ΥΡ 1,07 (22) 1,07 (22) 2,56 (53) 1,46 (30) 1,46 (30) 2,98 (61) -
3 об/мин 0,013 (13) 0,012 (12) 0,016 (16) 0,02 (20) 0,0175 (17,5) 0,0205 (20,5) -
внес (хЮ·3) 0,0332 (33,2) 0,0256 (25,6) 0,0462 (46,2) 0,0524 (52,4) 0,0428 (42,8) 0,078 (78) -
8ΤΙ 108,9 85,3 89,7 117,8 97,7 111,4
Реологические свойства после выдерживания в течение 16 ч при 82,2 °С (180 ®Е)
ρν 0,005 (5) 0,0045 (4,5) 0,01 (Ю) 0,0055 (5,5) 0,0045 (4,5) 0,0115 (11,5) 0,0085 (8,5)
ΥΡ 0,63 (13) 0,76 (15,5) 1,46 (30) 0,92 (19) 1,05 (21,5) 1,68 (34,5) 0,61 (12,5)
3 об/мин 0,003 (3) 0,008 (8) 0,016 (16) 0,007 (7) 0,0135 (13,5) 0,0205 (20,5) 0,0055 (5,5)
внес (х10‘3) 0,00064 (0,64) 0,0056 (5,6) 0,406 (40,6) 0,00264 (2,64) 0,018 (18,0) 0,0536 (53,6) 0,01 (10,0)
8ΤΙ 4,8 26,9 91,9 11,8 55,6 100,8 61,0
Таблица 3
Состав 1 3 4 6 9
Вода, мл 350 350 350 350 350 350 350 350 350
Б1, г 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 0 0
БП, г 0 0 0 0 0 0 0 1,5 1,5
ОСС, г 3 0,5 10 о 0 0,5 10 0 0,5
М§0, г 0 0 0 0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
ΖηΟ, г 2,0 2,0 2,0 0 0 0 0 0 0
Исходные реологические свойства
ρν 0,0055 (5,5) 0,0085 (8,5) 0,0095 (9,5) 0,005 (5) 0,005 (5) 0,007 (7) 0,008 (8) 0,0055 (5,5) 0,0065 (6,5)
ΥΡ 0,71 (14,5) 0,85 (17,5) 0,83 (17) 0,76 (15,5) 0,78 (16) 0,73 (15) 0,78 (16) 0,59 (12) 0,68 (14)
3 об/мин 0,008 (8) 0,01 (Ю) 0,0085 (8,5) 0,009 (9) 0,008 (8) 0,007 (7) 0,0075 (7,5) 0,005 (5) 0,006 (6)
внес (Х10-3) 0,0176 (17,6) 0,0211 (21,1) 0,0208 (20,8) 0,0192 (19,2) 0,0136 (13,6) 0,0144 (14,4) 0,0174 (17,4) 0,0064 (6,4) 0,0086 (8,6)
8ΤΙ 88,0 82,1 86,0 93,7 65,7 70,9 81,3 45,7 48,9
Реологические свойства после выдерживания в течение 16 ч при 82,2 °С (180 °Р)
ρν 0,0045 (4,5) 0,005 (5) 0,007 (7) 0,0045 (4,5) 0,004 (4) 0,005 (5) 0,0065 (6,5) 0,005 (5) 0,0065 (6,5)
ΥΡ 0,44 (9) 0,54 (Н) 0,88 (18) 0,44 (9) ¢,54 (Н) 0,56 (11,5) 0,78 (16) р,54 (Н) 0,63 (13)
3 об/мин 0,003 (3) 0,004 (4) 0,0085 (8,5) 0,0015 (1,5) 0,0035 (3,5) 0,005 (5) 0,008 (8) 0,0045 (4,5) 0,0055 (5,5)
внес (хЮД 0,0009 (0,9) 0,0019 (1,9) 0,0166 (16,6) 0,00028 (0,28) 0,0012 (1,2) 0,0046 (4,6) 0,0152 (15,2) 0,0052 (5,2) 0,0078 (7,8)
δτι 9,0 14,7 74,1 3,4 10,3 32,9 74,5 39,4 48,7
Таблица 4
Состав 2 3 4 5 6
Вода, мл 350 350 350 350 350 350
Б1, г 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
М§О, г 1,0 1,0 1,о 1,0 1,0 1,0
ТСН, г 0 3,0 3,0 0 0 0
ОСС, г 0 0 10,0 0,5 2,5 10,0
Исходные реологические свойства
внес (хЮ'3) 0,0136 (13,6) 0,0142 (14,2) 0,018 (18,0) 0,0206 (20,6) 0,0198 (19,8) 0,0174 (17,4)
8ΤΙ 65,7 75,5 84,9 89,2 86,8 82,7
Реологические свойства после выдерживания в течение 16 ч при 82,2 °С (180 °Р)
внес (хЮ3) 0,0012 (1,2) 0,0068 (6,8) 0,0171 (17,1) 0,0116 (11,6) 0,0124 (12,4) 0,0184(1 8,4)
8ΤΙ 10,3 42,2 80,7 54,5 61,4 83,6
Таблица 5
Состав 2 3 4 5 6 7 8
Вода, мл 350 350 350 350 350 350 350 350
Полианионная целлюлоза, г 1,5 1,5 1,5 0 0 0 0 0
Модифицированная полисахаридная камедь, г 0 0 0 1,5 1,5 1,5 0 0
Гидроксиэтилц еллюлоза, г 0 0 0 0 0 0 1,5 1,5
Ν30Η, г 1 1 0 1 1 0 0 0
МеО, г 0 0 2 0 0 2 1 1
ОСС, г 0 10 10 0 10 10 0 5
Реологические свойства после выдерживания в течение 16 ч при 82,2 °С (180 °Р)
ρν 0,005 (5) 3,0145 (14,5) 0,015 (15) 0,007 (7) 0,0105 (10,5) 0,0145 (14,5) 0,013 (13) 0,0175 (17,5)
ΥΡ 0 3,66 (13,5) 0,59 (12) 0,049 (1) 0,73 (15) 1,20 (24,5) 1,07 (22) 1,59 (32,5)
3 об/мин 3,0005 (0,5) 0,001 (1) 0,001 (I) 0,0005 (0,5) 0,001 (1) ¢,0035 (3,5) 0,002 (2) 0,004 (4)
внес 0,04 (40) о,1 (100) 0,2 (200) 0,05 (50) 0,19 (190) 0,04 (40) 0,3 (300) 0,7 (700)
8ΤΙ 1,5 1,2 2,1 1,5 1,7 2,1 2,1 2,8
Таблица 6
Состав 2 4
Вода, мл 350 350 350 350
БШ, г 1,5 1,5 1,5 1,5
ΜβΟ, г 0 1,0 1,о 1,о
ОСС, г 0 0 0,5 10,0
Исходные реологические свойства
внес (хЮ’3) 0,0119 (11,9) 0,0084 (8,4) 0,0149 (14,9) 0,0289 (28,9)
8ΤΙ 88,9 66,7 59,2 79,3
РУ 0,005 (5) 0,004 (4) 0,007 (7) 0,011 (11)
ΥΡ 0,59 (12) 0,68 (14) 0,83 (17) 1,32 (27)
3 об/мин 0,01 (10) 0,008 (8) 0,0085 (8,5) 0,015 (15)
Свойства после горячей прокатки в течение 16 ч при 180 °Р
внес (хЮ'3) 0,0003 (0,3) 0,0009 (0,9) 0,0025 (2,5) 0,024 (24,0)
5ΤΙ 3,8 8,8 17,7 46,6
ρν 0,004 (4) 0,004 (4) 0,005 (5) 0,014 (14)
ΥΡ 0,54 (11) 0,54 (11) 0,63 (13) 1,17 (24)
3 об/мин 0,003 (3) 0,005 (5) 0,005 (5) 0,016 (16)
Потери жидкости, мл 48 84 20 9
Таблица 7
Состав 2 4 6
ΚΕίΖΑ N ХСП, г 1,0 1,0 1,5 1,5 2,0 2,0
М§0, г 0,67 0,67 1,о 1,0 1,33 1,33
ОСС, г 0,33 10,33 0,50 10,50 0,67 10,67
Исходные реологические свойства
РУ, сП 0,003 (3) 0,008 (8) 0,005 (5) 0,014 (14) 0,008 (8) 0,014 (14)
ΥΡ 0,49 (Ю) 0,49 (10) 0,63 (13) 0,59 (12) 0,98 (20) 1,07 (22)
3 об/мин 0,005 (5) 0,006 (6) 0,010 (10) 0,010 (Ю) 0,014 (14) 0,017 (17)
внес (хЮ’)> сП 0,0022 (2,2) 0,0036 (3,6) 0,0075 (7,5) 0,0132 (13,2) 0,0232 (23,2) 0,0288 (28,8)
8ΤΙ 18,3 26,5 40,0 54,1 76,6 62,6
Реологические свойства после выдерживания в течение 16 ч при 82,2 °С (180 °Р)
ρν, сП 0,003 (3) 0,005 (5) 0,004 (4) 0,008 (8) 0,005 (5) 0,015 (15)
ΥΡ 0,44 (9) 0,49 (10) 0,59 (12) 0,83 (17) 0,93 (19) 0,73 (15)
3 об/мин 0,003 (3) 0,006 (6) 0,006 (6) 0,01 (Ю) 0,011 (Н) 0,016 (16)
Состав 2 3 4 5 6
внес (хЮ3) 0,0008 (0,8) 0,0032 (3,2) 0,0033 (3,3) 0,0117 (11,7) 0,0095 (9,5) 0,0248 (24,8)
8ΤΙ 8,3 20,7 24,5 45,8 37,9 69,5
Потери жидкости, мл 22 12 21 9,4 18 9,7
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Claims (22)

1. Раствор на основе воды для бурения или технического обслуживания нефтяных или газовых скважин, отличающийся тем, что он содержит водную жидкость, включающую в себя, по меньшей мере, один полисахарид в количестве, обеспечивающем увеличение вязкости раствора на основе воды при низких скоростях сдвига, олигосахаридную смесь и оксид магния, причем концентрация олигосахаридной смеси является достаточной для увеличения термической устойчивости или снижения водоотдачи раствора.
2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что он содержит олигосахаридную смесь в концентрации, по крайней мере, приблизительно 0,7 кг/м3.
3. Раствор по п.1, отличающийся тем, что он содержит олигосахаридную смесь в концентрации от приблизительно 1,4 до приблизительно 428 кг/м3.
4. Раствор по п.1, отличающийся тем, что он содержит олигосахаридную смесь в концентрации от приблизительно 1,4 до приблизительно 57 кг/м3.
5. Раствор по п.1, отличающийся тем, что величина рН составляет от приблизительно 7,5 до приблизительно 11,5.
6. Раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве полисахарида он содержит биополимер, обеспечивающий повышенную вязкость жидкости при низких скоростях сдвига, определенную по величине индекса разжижения при сдвиге, равной приблизительно более чем 10.
7. Раствор по п.6, отличающийся тем, что биополимер представлен ксантановой камедью.
8. Раствор по п.1, отличающийся тем, что олигосахаридная смесь выбрана из группы, состоящей из сахаридных звеньев арабинозы, маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы, при этом олигосахаридная смесь включает в себя пентозаны и гексозаны, содержащие от одного до четырех соединенных сахаридных звеньев.
9. Раствор на основе воды для бурения или технического обслуживания нефтяных или газовых скважин, отличающийся тем, что он содержит водную жидкость, включающую в себя, по меньшей мере, один полисахарид в количестве, обеспечивающем увеличение вязкости раствора на основе воды при низких скоростях сдвига, увеличение вязкости при высоких скоростях сдвига или снижение водоотдачи, и олигосахаридную смесь, причем полисахарид представлен биополимером, продуцируемым бактериями, грибами или другими микроорганизмами на подходящем субстрате, а концентрация олигосахаридной смеси является достаточной для увеличения термической устойчивости раствора на основе воды.
10. Раствор по п.9, отличающийся тем, что он содержит олигосахаридную смесь в концентрации, по крайней мере, приблизительно 0,7 кг/м3.
11. Раствор по п.9, отличающийся тем, что он содержит олигосахаридную смесь в концентрации от приблизительно 1,4 до приблизительно 57 кг/м3.
12. Раствор по п.9, отличающийся тем, что в качестве полисахарида он содержит биополимер, который обеспечивает повышенную вязкость раствора при низких скоростях сдвига, определенную по величине индекса разжижения при сдвиге, равного приблизительно более чем 10.
13. Раствор по п.9, отличающийся тем, что биополимер представлен ксантановой камедью.
14. Раствор по п.9, отличающийся тем, что биополимер выбран из группы, включающей ксантановую камедь, велановую камедь, геллановую камедь, шлероглюкановую камедь и сукциноглюкановую камедь.
15. Раствор по п.9, отличающийся тем, что олигосахаридная смесь выбрана из группы, состоящей из сахаридных звеньев арабинозы, маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы, при этом олигосахаридная смесь включает в себя пентозаны и гексозаны, содержащие от одного до четырех соединенных сахаридных звеньев.
16. Способ увеличения термической устойчивости и снижения водоотдачи раствора на основе воды, включающий добавление в раствор, по меньшей мере, одного полисахарида в количестве, которое придает раствору требуемые характеристики, отличающийся тем, что в раствор на основе воды добавляют также олигосахаридную смесь в концентрации, достаточной для увеличения термической устойчивости и снижения водоотдачи раствора, а в качестве полисахарида используют биополимер, продуцируемый бактериями, грибами или другими микроорганизмами на подходящем субстрате.
17. Способ по п.16, отличающийся тем, что олигосахаридную смесь добавляют в раствор в концентрации, по крайней мере, приблизительно 0,7 кг/м3.
18. Способ по п. 16, отличающийся тем, что олигосахаридную смесь добавляют в раствор в концентрации от приблизительно 1,4 до приблизительно 428 кг/м3.
19. Способ по п.16, отличающийся тем, что олигосахаридную смесь добавляют в раствор в концентрации от приблизительно 1,4 до приблизительно 57 кг/м3.
20. Способ по п.16, отличающийся тем, что биополимер выбирают из группы, включающей ксантановую камедь, велановую камедь, геллановую камедь, шлероглюкановую камедь и сукциноглюкановую камедь.
21. Способ по п.16, отличающийся тем, что биополимер представлен ксантановой камедью.
22. Способ по п.16, отличающийся тем, что олигосахаридную смесь выбирают из группы, состоящей из сахаридных звеньев арабинозы, маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы, при этом олигосахаридная смесь включает в себя пентозаны и гексозаны, содержащие от одного до четырех соединенных сахаридных звеньев.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ
Россия, ГСП-9 101999, Москва, Центр, М. Черкасский пер., 2/6
EA200100181A 1998-07-24 1999-05-07 Раствор на основе воды для бурения или технического обслуживания нефтяных или газовых скважин (варианты), способ увеличения термической устойчивости и снижения водоотдачи раствора на основе воды EA002815B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/121,712 US5916849A (en) 1998-07-24 1998-07-24 Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids
PCT/US1999/010047 WO2000005322A1 (en) 1998-07-24 1999-05-07 Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200100181A1 EA200100181A1 (ru) 2001-08-27
EA002815B1 true EA002815B1 (ru) 2002-10-31

Family

ID=22398358

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200100181A EA002815B1 (ru) 1998-07-24 1999-05-07 Раствор на основе воды для бурения или технического обслуживания нефтяных или газовых скважин (варианты), способ увеличения термической устойчивости и снижения водоотдачи раствора на основе воды

Country Status (14)

Country Link
US (2) US5916849A (ru)
EP (1) EP1114115B1 (ru)
AR (1) AR023029A1 (ru)
AT (1) ATE284936T1 (ru)
AU (1) AU3890399A (ru)
BR (1) BR9912417B1 (ru)
CA (1) CA2338444C (ru)
DE (1) DE69922670D1 (ru)
EA (1) EA002815B1 (ru)
ID (1) ID27229A (ru)
MX (1) MXPA01000839A (ru)
NO (1) NO330308B1 (ru)
OA (1) OA11587A (ru)
WO (1) WO2000005322A1 (ru)

Families Citing this family (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6123159A (en) * 1997-02-13 2000-09-26 Actisystems, Inc. Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability
US5881826A (en) 1997-02-13 1999-03-16 Actisystems, Inc. Aphron-containing well drilling and servicing fluids
US6156708A (en) * 1997-02-13 2000-12-05 Actisystems, Inc. Aphron-containing oil base fluids and method of drilling a well therewith
US6127319A (en) * 1998-07-24 2000-10-03 Actisystems, Inc. Oil-in-water emulsion
US6148917A (en) * 1998-07-24 2000-11-21 Actisystems, Inc. Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor
US6258755B1 (en) 1998-12-28 2001-07-10 Venture Innovations, Inc. Chitosan-containing well drilling and servicing fluids
EP1161510B1 (en) * 1999-02-09 2004-10-27 Masi Technologies L.L.C. Aphron-containing aqueous well drilling and servicing fluids
MXPA02000667A (es) * 1999-07-22 2003-07-21 Schlumberger Technology Bv Componentes y metodos para uso con explosivos.
US6939555B2 (en) * 2000-01-21 2005-09-06 Helena Holding Company Manufacture and use of an deposition aid
US6649571B1 (en) 2000-04-04 2003-11-18 Masi Technologies, L.L.C. Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids
US6454005B1 (en) 2001-03-09 2002-09-24 Clearwater, Inc. Treating shale and clay in hydrocarbon producing formations with combinations of guar and potassium formate
US7148183B2 (en) * 2001-12-14 2006-12-12 Baker Hughes Incorporated Surfactant-polymer composition for substantially solid-free water based drilling, drill-in, and completion fluids
EP1499694B1 (en) * 2002-04-16 2010-10-06 Texas United Chemical Company, LLC. Viscous oleaginous fluids and methods of drilling and servicing wells therewith
US7028771B2 (en) * 2002-05-30 2006-04-18 Clearwater International, L.L.C. Hydrocarbon recovery
US20040067544A1 (en) * 2002-06-27 2004-04-08 Viola Vogel Use of adhesion molecules as bond stress-enhanced nanoscale binding switches
DE10232304B4 (de) * 2002-07-17 2005-10-27 Henkel Kgaa Neutralisation im Mischer
JP2004179274A (ja) * 2002-11-26 2004-06-24 Hitachi Ltd 光半導体装置
US8541051B2 (en) 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US7829507B2 (en) 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
US7674753B2 (en) 2003-09-17 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations
US20050101490A1 (en) * 2003-11-11 2005-05-12 Vollmer Daniel P. Cellulosic suspensions of alkali formate and method of using the same
US20050101491A1 (en) * 2003-11-11 2005-05-12 Vollmer Daniel P. Cellulosic suspensions employing alkali formate brines as carrier liquid
US7727937B2 (en) 2004-07-13 2010-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods
US7825073B2 (en) * 2004-07-13 2010-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods
US7727936B2 (en) * 2004-07-13 2010-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods
US20060014648A1 (en) * 2004-07-13 2006-01-19 Milson Shane L Brine-based viscosified treatment fluids and associated methods
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7781380B2 (en) 2005-01-24 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids
US7833949B2 (en) 2005-01-24 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
US8367589B2 (en) 2005-01-24 2013-02-05 Schlumberger Technology Corporation Polysaccharide treatment fluid and method of treating a subterranean formation
US20080009423A1 (en) 2005-01-31 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US8598092B2 (en) * 2005-02-02 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations
US7662753B2 (en) 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7541317B2 (en) * 2005-07-15 2009-06-02 Engineered Drilling Solutions Inc. Downhole drilling compositions and methods of preparation
US7713916B2 (en) 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US8329621B2 (en) * 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US7686080B2 (en) 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US7544643B2 (en) * 2006-12-07 2009-06-09 Baker Hughes Incorporated Viscosity enhancers for viscoelastic surfactant stimulation fluids
US7763572B2 (en) * 2007-01-11 2010-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising quaternary material and sorel cements
US7350575B1 (en) * 2007-01-11 2008-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of servicing a wellbore with compositions comprising Sorel cements and oil based fluids
US7893011B2 (en) * 2007-01-11 2011-02-22 Halliburton Energy Services Inc. Compositions comprising Sorel cements and oil based fluids
US7431086B2 (en) * 2007-01-11 2008-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of servicing a wellbore with compositions comprising quaternary material and sorel cements
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US9140707B2 (en) * 2007-08-10 2015-09-22 University Of Louisville Research Foundation, Inc. Sensors and methods for detecting diseases caused by a single point mutation
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US8082992B2 (en) 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
US8287210B2 (en) 2010-11-17 2012-10-16 Amcol International Corporation Sub-aqueous placement of water-based suspensions and method of manufacture and use
CN102643631B (zh) * 2012-04-24 2013-10-02 山东理工大学 利用糠醛渣、木糖渣制备钻井液用非渗透降滤失剂的方法

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1824221A (en) * 1928-10-24 1931-09-22 Masonite Corp Process and apparatus for disintegration of fibrous material
US2224135A (en) * 1936-12-01 1940-12-10 Masonite Corp Making board products and recovering water solubles from fibrous ligno-cellulose material
US2713029A (en) * 1952-05-07 1955-07-12 Masonite Corp Drilling mud addition agent
US2713030A (en) * 1952-05-17 1955-07-12 Masonite Corp Drilling mud addition agent
US3065170A (en) * 1959-07-02 1962-11-20 Jersey Prod Res Co Drilling fluids for use in wells
US3953335A (en) * 1970-12-23 1976-04-27 Jackson Jack M Magnesia stabilized additives for non-clay wellbore fluids
US3998742A (en) * 1972-12-18 1976-12-21 Texaco Inc. Additive for reducing gel strength in aqueous drilling fluids
US3988246A (en) * 1974-05-24 1976-10-26 Chemical Additives Company Clay-free thixotropic wellbore fluid
GB1580439A (en) * 1976-07-29 1980-12-03 British Petroleum Co Fermentation process for the production of microbial biomass and a hetero-polysaccharide biopolymer
US4329448A (en) * 1979-07-10 1982-05-11 Lever Brothers Company Microbial heteropolysaccharide
GB8622032D0 (en) * 1986-09-12 1986-10-22 Shell Int Research Aqueous polysaccharide compositions
US5106517A (en) * 1990-05-29 1992-04-21 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid with browning reaction anionic carbohydrate
US5514644A (en) * 1993-12-14 1996-05-07 Texas United Chemical Corporation Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability
US5728654A (en) * 1995-08-25 1998-03-17 Texas United Chemical Company, Llc. Stabilized fluids containing soluble zinc
US5804535A (en) * 1997-06-09 1998-09-08 Texas United Chemical Company, Llc. Well drilling and servicing fluids and methods of increasing the low shear rate viscosity thereof

Also Published As

Publication number Publication date
EP1114115A4 (en) 2001-10-04
EA200100181A1 (ru) 2001-08-27
AU3890399A (en) 2000-02-14
US5916849A (en) 1999-06-29
NO20010384D0 (no) 2001-01-23
BR9912417B1 (pt) 2009-12-01
EP1114115B1 (en) 2004-12-15
WO2000005322A1 (en) 2000-02-03
NO20010384L (no) 2001-03-20
NO330308B1 (no) 2011-03-28
CA2338444C (en) 2009-04-14
DE69922670D1 (de) 2005-01-20
EP1114115A1 (en) 2001-07-11
AR023029A1 (es) 2002-09-04
CA2338444A1 (en) 2000-02-03
ATE284936T1 (de) 2005-01-15
BR9912417A (pt) 2001-04-17
ID27229A (id) 2001-03-08
MXPA01000839A (es) 2002-06-04
US5977030A (en) 1999-11-02
OA11587A (en) 2004-07-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA002815B1 (ru) Раствор на основе воды для бурения или технического обслуживания нефтяных или газовых скважин (варианты), способ увеличения термической устойчивости и снижения водоотдачи раствора на основе воды
US6358889B2 (en) Viscosified aqueous chitosan-containing well drilling and servicing fluids
US10280358B2 (en) Non-invasive cement spacer fluid compositions, spacer fluid products, methods of well operation and well apparatus
US6291404B2 (en) Viscosified aqueous chitosan-containing well drilling and servicing fluids
US6127319A (en) Oil-in-water emulsion
US5614475A (en) Carboxyalkyl substituted polygalactomannan fracturing fluids
US4900457A (en) Aqueous polysaccharide compositions
US6422326B1 (en) Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability
WO2002077118A1 (en) Chitosan-containing well drill and servicing fluids
US20070135312A1 (en) Solvent free fluidized polymer suspensions for oilfield servicing fluids
US20070087941A1 (en) Storable fracturing suspensions containing ultra lightweight proppants in xanthan based carriers and methods of using the same
NO310314B1 (no) Fremgangsmåte og fluid for å lette fjerning av filterkake i borehull
US6780822B2 (en) Anhydride-modified chitosan, method of preparation thereof, and fluids containing same
US6277792B1 (en) Viscosified aqueous fluids and viscosifier therefor
US20060116295A1 (en) Method of delaying the setting time of crosslinked lost circulation control pills
EP1348751B1 (en) Aqueous-based oil well drilling fluids containing high amylose starch polymers
US4336146A (en) Method of thickening heavy brine solutions
GB2365896A (en) Drilling fluid
CA2219212C (en) Carboxyalkyl substituted polygalactomannan fracturing fluids

Legal Events

Date Code Title Description
PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU