EA002832B1 - Способ и раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ предотвращения поглощения раствора - Google Patents
Способ и раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ предотвращения поглощения раствора Download PDFInfo
- Publication number
- EA002832B1 EA002832B1 EA200100180A EA200100180A EA002832B1 EA 002832 B1 EA002832 B1 EA 002832B1 EA 200100180 A EA200100180 A EA 200100180A EA 200100180 A EA200100180 A EA 200100180A EA 002832 B1 EA002832 B1 EA 002832B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- solution
- drilling
- pressure
- surfactant
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 94
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 title 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 38
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 claims abstract description 15
- PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N arabinose Natural products OCC(O)C(O)C(O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N beta-D-Pyranose-Lyxose Natural products OC1COC(O)C(O)C1O SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N D-xylopyranose Chemical compound O[C@@H]1COC(O)[C@H](O)[C@H]1O SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229920001542 oligosaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 150000002482 oligosaccharides Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims abstract description 10
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims abstract description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 claims abstract description 7
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 claims abstract description 7
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 claims abstract description 7
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 claims abstract description 7
- 239000008103 glucose Substances 0.000 claims abstract description 7
- PYMYPHUHKUWMLA-WDCZJNDASA-N arabinose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-WDCZJNDASA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229920005372 Plexiglas® Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 210000002421 cell wall Anatomy 0.000 claims abstract description 5
- GUBGYTABKSRVRQ-CUHNMECISA-N D-Cellobiose Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)OC(O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-CUHNMECISA-N 0.000 claims abstract description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 9
- 150000001720 carbohydrates Chemical group 0.000 claims description 7
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 claims description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 abstract description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 4
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 abstract description 2
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 abstract 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 46
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 11
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 10
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 9
- -1 glycoside esters Chemical class 0.000 description 9
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 9
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 9
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 9
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 8
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 6
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 6
- 229920006343 melt-processible rubber Polymers 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 5
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 5
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 4
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 4
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 4
- 238000009283 thermal hydrolysis Methods 0.000 description 4
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 3
- 239000012978 lignocellulosic material Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000233866 Fungi Species 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 2
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 2
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 2
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- HOVAGTYPODGVJG-UVSYOFPXSA-N (3s,5r)-2-(hydroxymethyl)-6-methoxyoxane-3,4,5-triol Chemical compound COC1OC(CO)[C@@H](O)C(O)[C@H]1O HOVAGTYPODGVJG-UVSYOFPXSA-N 0.000 description 1
- WECIKJKLCDCIMY-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-n-(2-cyanoethyl)acetamide Chemical compound ClCC(=O)NCCC#N WECIKJKLCDCIMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 3-nitrobicyclo[2.2.1]hept-5-ene-2,3-dicarboxylic acid Chemical class C1C2C=CC1C(C(=O)O)C2(C(O)=O)[N+]([O-])=O QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000298 Cellophane Polymers 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229920002488 Hemicellulose Polymers 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
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000014676 Phragmites communis Nutrition 0.000 description 1
- 235000008331 Pinus X rigitaeda Nutrition 0.000 description 1
- 235000011613 Pinus brutia Nutrition 0.000 description 1
- 241000018646 Pinus brutia Species 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000000111 Saccharum officinarum Species 0.000 description 1
- 235000007201 Saccharum officinarum Nutrition 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000000089 arabinosyl group Chemical group C1([C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO1)* 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 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
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 210000004534 cecum Anatomy 0.000 description 1
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 238000012258 culturing Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 235000019329 dioctyl sodium sulphosuccinate Nutrition 0.000 description 1
- YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L disodium;2,2-dioctyl-3-sulfobutanedioate Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCC(C([O-])=O)(C(C([O-])=O)S(O)(=O)=O)CCCCCCCC YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000417 fungicide Substances 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- HOVAGTYPODGVJG-UHFFFAOYSA-N methyl beta-galactoside Natural products COC1OC(CO)C(O)C(O)C1O HOVAGTYPODGVJG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- RUQIYMSRQQCKIK-UHFFFAOYSA-M sodium;2,3-di(propan-2-yl)naphthalene-1-sulfonate Chemical compound [Na+].C1=CC=C2C(S([O-])(=O)=O)=C(C(C)C)C(C(C)C)=CC2=C1 RUQIYMSRQQCKIK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent 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
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 235000020357 syrup Nutrition 0.000 description 1
- 239000006188 syrup Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 238000000196 viscometry Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000003021 water soluble solvent Substances 0.000 description 1
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
- C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5758—Macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/02—Spotting, i.e. using additives for releasing a stuck drill
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
В изобретении разработан способ и раствор для бурения или эксплуатации скважины в подземной формации, содержащей зоны поглощения бурового раствора или истощенные коллекторы с низким давлением. Способ снижения плотности циркулирующего раствора в скважине, снижения проникновения раствора в формации, контактирующие с раствором, или предотвращения поглощения бурового раствора путем использования в качестве бурового раствора водной жидкости, в которой диспергированы полимер, увеличивающий вязкость жидкости при низких скоростях сдвига до такой степени, что индекс разжижения жидкости при сдвиге составляет, по крайней мере, приблизительно 10, поверхностно-активное вещество и афроны, причем афроны предпочтительно образуются за счет турбулентности и падения давления при выходе раствора из бурового долота в районе формации, причем вязкость жидкости при низких скоростях сдвига составляет, по крайней мере, 10 Па (10000 сП). Кроме того, жидкость содержит смесь олигосахаридов, состоящую из пентозанов и/или гексозанов, включающих от 1 до приблизительно 10 соединенных между собой сахаридных звеньев, которые выбирают из группы, включающей арабинозу, маннозу, галактозу, глюкозу, ксилозу, целлобиозу и их смеси. Олигосахаридная смесь предпочтительно представлена водно-растворимой фракцией термически гидролизованной лигноцеллюлозы.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к разработке подземных формаций, в частности к бурению скважин формаций, содержащих зоны поглощения бурового раствора или истощенные коллекторы с низким давлением, и к раствору с повышенной устойчивостью для бурения и эксплуатации скважины.
Уровень техники
Повреждение формации, возникающее вследствие проникновения в нее буровых растворов, является хорошо известной проблемой. Большинство зон формации содержит глины, которые гидратируются при контакте с водой, например с фильтратами буровых растворов. Такие гидратированные глины могут блокировать продуктивные зоны, первоначально пески, что делает невозможным поступление нефти и газа в буровую скважину и их добычу.
Повреждение таких зон происходит также из-за твердых частиц, которые проникают в пустоты с буровым раствором. Движение буровых растворов и фильтрата через такие пустоты приводит также к смещению и миграции твердых частиц внутри формации. Указанные твердые частицы могут блокировать и заклинивать продвижение добываемых углеводородов.
Проникновение бурового раствора возникает вследствие перепада давления гидростатического столба, давление которого обычно выше, чем давление в формации, особенно в случае зон низкого давления или истощенных зон. Проникновение происходит также через пустоты в породе и благодаря способности бурового раствора проникать через толщу породы, ввиду наличия пор и проницаемости зоны.
Вследствие такого перепада давления буровые мастера длительное время использовали различные технические способы контроля фильтрата с целью управления движением буровых растворов и фильтрата внутрь и через пустоты формации. Один такой способ включает добавление в буровой раствор частиц, которые затем осаждаются на стенках ствола буровой скважины в процессе промывки и бурения скважины. В основном такие частицы представляют собой комбинацию бентонита, крахмала, лигнинов, полимеров, барита и бурового шлама. Благодаря форме и размеру таких частиц их используют для закупоривания и изолирования скважины, причем, когда используются воднорастворимые полимеры, также осуществляют некоторый контроль благодаря вязкости фильтрата. Несмотря на то, что такая корка на стенках ствола скважины образует полупроницаемый барьер, некоторая часть фильтрата все же проникает внутрь и через зону как до, так и после образования корки на стенках ствола скважины.
Таким образом, использование такой корки на стенках ствола скважины не является полным контролем фильтрата, и некоторая часть фильтрационной воды вступает в контакт с продуктивной зоной. Другим недостатком использования корки на стенках ствола скважины является осаждение твердых частиц на корке в процессе движения фильтрата, что, в свою очередь, приводит к утолщению корки и застреванию бурильной колонны.
В настоящее время разработаны жидкости с вязкостью при низких скоростях сдвига (ВНСС). Жидкости с ВНСС получают добавлением специальных полимеров в воду или солевой раствор при образовании бурового раствора. Эти полимеры обладают уникальной способностью создавать чрезвычайно высокую вязкость при очень низких скоростях сдвига. Такие жидкости с ВНСС широко используются благодаря их несущей пропускной способности и способности суспендировать твердые частицы. Их также используют в качестве средства для сведения к минимуму повреждения при разработке пласта формации в наклонной под большим углом и горизонтальной скважинах, а также как средство снижения образования баритовых осадков в тяжелых буровых шламах.
По данным современных исследований и промыслового опыта, жидкости ВНСС могут быть использованы для контроля проникновения буровых растворов и фильтрата путем создания высокого сопротивления продвижению буровых растворов и фильтрата в пустоты формации. Поскольку раствор движется с очень низкой скоростью, происходит значительное увеличение вязкости, и при движении бурового раствора внутри скважины наблюдается очень медленное проникновение. Это явление было эффективно использовано для защиты зон от повреждений, а также чтобы исключить застревание буровой колонны в стволе скважины. См., например, статью Ότί11-Ιη Е1шб§ 1шртоуе Нщ11 ЛпДе Ае11 Ртобисбоп (Буровые растворы способствуют увеличению добычи нефти в наклонных под большим углом скважинах), 8ирр1ешеп1 1о 111е Ре1го1ент Епдшеет 1п1етпа1юпа1, Магсй 1995.
Серьезной проблемой роторного бурения является также поглощение бурового раствора. Поглощение бурового раствора происходит в случаях, когда разность давления гидростатического столба намного больше, чем давление формации. Буровой раствор может проникать и застревать в пустотах породы, при этом не возвращаясь на поверхность для рециркуляции. Раствор остается в скважине, что является дорогостоящей и опасной проблемой. Поглощение бурового раствора может также привести к нестабильности скважины, застреванию бурильных труб и к потере контроля над скважиной. По крайней мере, поглощение бурового раствора приводит к остановке буровых работ и требует дорогостоящих затрат на замену потерянного объема раствора.
Кроме восполнения потери объема жидкости требуются также дорогостоящие материалы снижения поглощения бурового раствора (МПР). В качестве МПР обычно используют волокнистые, гранулярные или хлопьевидные материалы, такие как тростниковое волокно, волокна шерсти, кожура семян хлопчатника, кожура орехов, слюда, целлофан и многие другие. Такие МПР добавляют в систему подачи жидкости, и таким образом МПР попадают в зону поглощения и застревают там, т.е. образуют пробку, на которой оседают другие материалы. Такие МПР сами по себе могут приводить к повреждению зон, и поскольку они многократно проходят через буровой раствор для поддержания циркуляции, удаление твердой фазы прекращается и приводит к образованию твердого шлама.
Способы снижения поглощения буровых растворов путем аэрирования буровых растворов описаны Όανίδ в патенте США № 2818230 и 1асккоп в патенте США № 4155410.
В связи с тем, что в последнее время все большее значение приобретает разработка формаций низкого давления, широко используется бурение при пониженном перепаде давления в системе ствол скважины-формация. При горизонтальном бурении в особенности возрастает необходимость бурения через зоны, которые характеризуются не только низким давлением, но и высокой трещиноватостью или проницаемостью. Обнажение множества трещин или пустот с низким давлением в формации приводит к возрастанию проблем, связанных с поглощением бурового раствора и проникновением буровых растворов в формацию. Необходимость использования скважинных инструментов в особенности препятствует применению МПР для снижения указанных потерь. Это привело к тому, что для контроля потерь и проникновения буровых растворов в такие зоны стали применять технические приемы бурения при пониженном перепаде давления. Некоторые из таких приемов включают использование воздуха, увлажненного воздуха, пены, устойчивой пены и буровых растворов, захватывающих воздух. Проблемы, возникающие при использовании таких флюидов, заключаются в чистке скважины, контроле буровых растворов формации, коррозии, а также связаны с потребностью в дорогостоящем оборудовании, например компрессорах и дожимных компрессорах, которое часто бывает сложно приобрести. Подобные растворы нельзя подвергнуть рециркуляции, и поэтому их необходимо постоянно производить и циркулировать в стволе скважины в процессе бурения. Технические приемы, способы и буровые растворы для бурения при пониженном перепаде давления подробно описаны в книге ИпбегЬДапсеб Όπΐΐίπβ Мапиа1 (Руководство по бурению при пониженном перепаде давления), опубликованной И1е Сак Кекеагсй 1пк1йи1е,
Чикаго, Иллинойс, США (СВ1 ВеГегепсе Νο. СШ-97/0236), 1997.
В параллельно рассматриваемой заявке США, серийный № 08/800727, включенной в описание настоящей заявки в виде ссылки, разработаны рециркулируемые афронсодержащие жидкости повышенной вязкости при низких скоростях сдвига, предназначенные для контроля проникновения растворов в подземные формации при их контакте.
Сущность изобретения
В настоящем изобретении предложены средства для повышения устойчивости жидкостей, содержащих полимеры, способствующие высокой вязкости при низких скоростях сдвига, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и коллоидные газсодержащие афроны в составе рециркулируемых растворов для бурения и эксплуатации скважины. Повышение устойчивости достигается за счет включения в такие жидкости смеси олигосахаридов, как будет описано более подробно в данном описании. Афроны содержат инкапсулированный воздух, имеющийся в большинстве промывочных жидкостей. Афроны снижают плотность жидкости и используются в качестве средства для образования пробок и закупоривания формаций, контактирующих с жидкостью, так как пузырьки воздуха при расширении заполняют пустоты, обнажаемые в процессе бурения. Полимеры с низкими скоростями сдвига упрочняют микропузырек, а также обеспечивают устойчивость при движении внутри формации, что позволяет значительно снизить потери раствора в процессе бурения формации. Таким образом предотвращается поглощение бурового раствора. Любая жидкость, которая проникает в формацию, является чистой и, в основном, не содержит твердых частиц, вследствие чего формация повреждается значительно меньше по сравнению с повреждением при использовании жидкостей, содержащих твердые частицы. Поскольку согласно настоящему способу не используются ни твердые вещества, ни частицы, для максимально возможной очистки жидкости может быть использовано оборудование для удаления твердой фазы.
Объектом настоящего изобретения являются рециркулируемые афронсодержащие растворы для бурения и эксплуатации скважин с повышенной устойчивостью и с повышенной вязкостью при низких скоростях сдвига (ПВНСС).
Другим объектом настоящего изобретения является способ образования пробок и закупоривания подземных формаций на поверхности ствола скважины в процессе бурения и эксплуатации скважины.
Эти и другие объекты настоящего изобретения становятся очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения данного описания и формулы изобретения.
Способ может включать заявленные стадии с использованием заявленных материалов, содержать, в основном, все заявленные стадии с заявленными материалами или содержать все заявленные элементы. Композиции могут включать, содержать практически все или содержать все заявленные материалы.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Рециркулируемые растворы для бурения и эксплуатации по настоящему изобретению включают водную жидкость, содержащую водорастворимый полимер, гидратируемый в жидкости, и ПАВ. Полимеры, используемые в составе жидкостей с ПВНСС согласно настоящему изобретению, позволяют получить растворы с ПВНСС, которые имеют индекс разжижения при сдвиге, по крайней мере, 10, причем индекс разжижения при сдвиге означает отношение вязкости по Брукфильду при 0,5 об./мин к вязкости по Брукфильду при 100 об./мин. Индекс разжижения при сдвиге является характеристикой жидкости, разжижающейся при сдвиге. Вязкость при низких скоростях сдвига (ВНСС) для жидкостей с ПВНСС при 0,5 об./мин, измеренная на вискозиметре Брукфельда, составляет, по крайней мере, 10 Па (10000 сП).
В качестве жидкости на основе воды, в которой гидратирован полимер, модифицирующий низкую скорость сдвига, может быть использована любая жидкость на основе воды, которая совместима с данным полимером. Следовательно, жидкостью на основе воды может быть свежая вода или солевой раствор, содержащий растворимые соли, такие как хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция, бромид натрия, бромид калия, бромид кальция, бромид цинка, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия и т. п. Солевой раствор может содержать одну или несколько растворимых солей любой требуемой концентрации вплоть до концентрации насыщения.
В качестве полимеров, используемых в растворах с ПВНСС согласно настоящему изобретению, используют любые водорастворимыые полимеры, которые приводят к увеличению вязкости раствора при низких скоростях сдвига и придают раствору 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 ХапИотопак сотрекМк, известными также под названием ксантановая камедь. Такие полимеры выпускаются несколькими фирмами, включая Ке1со ОН Не1й Стоир, 1пс., под торговой маркой Хатзк и КеПап; Я1юпе-Рои1епс СЫш1е Ете, под торговой маркой Р1юйоро1 23-р; РПхег 1пс., под торговой маркой Иосоп 4800С; 8Не11 1п1етпа1юпа1 Сйеш1са1 Сотрапу о£ Ьопйоп, и.К., под тор говой маркой 8Не11По ΖΑ; и ОпШпд 8рес1а111ек Сотрапу, под торговой маркой Е1о\у/ап. См., например, патенты США №№ 4299825 и 4758356, каждый из которых включен в описание настоящего изобретения в виде ссылки. Другими биополимерами, применяемыми в этих растворах по настоящему изобретению, являются так называемые велановые камеди, которые получают путем ферментации микроорганизма рода А1саКдепек. 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 8с1ето1шт, описаны в патенте США № 3301848, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Шлероглюкан выпускается под торговым названием Ро1у1тап фирмой РШкЬшу Сотрапу и под торговым названием Асйдцт С8-11 фирмой СЕСА 8.А. Сукциноглюкановые полисахариды получают культивированием слизеобразующих бактерий Ркеийотопак, ВЫ/оЫит, А1сайдепек или АдгоЬас1епит, например Ркеийотопак кр. ЫС1В 11264, Ркеийотопак кр. ЫС1В 11592 или АдгоЬас1егшт тайюЬас1ет ЫС1В 11883 или их мутантов, как описано в европейских патентах № А40445 или А138255. Сукциноглюкановый биополимер выпускается под торговым названием 8йе1111о-8 фирмой 8Не11 1п1етпа1юпа1 С’11е1шса1 Сотрапу о£ Ьопйоп, и.К.
Растворы с ПВНСС по настоящему изобретению получают путем добавления полимерного загустителя, так как афроны обеспечивают незначительное увеличение вязкости жидкости. Этим афроны отличаются от стабильных пен высокого качества, в которых инкапсулированный газ увеличивает вязкость жидкости.
Минимальную концентрацию полимера, необходимую для увеличения вязкости при низких скоростях сдвига жидкости, определяют обычным тестированием. Величина ВНСС должна составлять, по крайней мере, 10 Па (10000 сП), предпочтительно, по крайней мере, 20 Па (20000 сП) и наиболее предпочтительно, по крайней мере, 40 Па (40000 сП). Было показано, что удерживание афронов в жидкости увеличивается по мере увеличения ВНСС. Более того, при увеличении ВНСС уменьшается тенденция образования крупных пузырьков пены на поверхности жидкости после ее циркулирования в скважине. Таким образом, минимальная концентрация равна количеству, необходимому для обеспечения требуемой вязкости при низких скоростях сдвига. В основном, концентрация 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 14,3 кг/м3 (5 ррЬ).
Буровые растворы на основе воды по настоящему изобретению, в основном, могут со держать материалы, хорошо известные в данной области техники, придающие жидкости различные характеристики или свойства. Таким образом, при необходимости растворы 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, агентами, образующими пробки, дефлокулянтами, замасливателями, добавками для контроля гидратации сланцев и другими желаемыми добавками.
Буровые растворы могут содержать один или более материалов, которые действуют как инкапсуляторы или добавки для контроля потери жидкости для дальнейшего ограничения проникновения бурового 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.
Растворы могут содержать утяжелитель, в этом случае основная жидкость без афрона характеризуется плотностью от приблизительно 1 г/см3 до приблизительно 2,3 г/см3.
Растворы по настоящему изобретению имеют рН в интервале от приблизительно 7,0 до приблизительно 11,5, предпочтительно от 8 до приблизительно 11. Такие величины рН могут быть получены, как хорошо известно в данной области техники, добавлением в жидкость 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 оксид магния.
ПАВ, т.е. поверхностно-активные пенообразующие агенты, используемые в настоящем изобретении для получения афрона, должны быть совместимы с полимерами, добавленными в жидкость для создания требуемой вязкости при низкой скорости сдвига. Таким образом, ПАВ должны быть, в основном, неионными или анионными. Предпочтительные ПАВ выбирают из группы, включающей сульфированные этоксилаты спиртов, сульфонаты альфа-олефинов, алкилсульфаты, эфиры фосфатов, алкилбетаины, этоксилированные эфиры гликозидов, этоксилированные алкилгликозиды и их смеси. Чтобы определить возможность использования данного ПАВ для получения афронов по настоящему изобретению, был разработан метод тестирования, который заключается в следующем.
В низкотемпературную фильтрационную ячейку низкого давления, разработанную американским нефтяным институтом (ΑΡΙ), опи санную в Практических рекомендациях американского нефтяного института (ΑΡΙ Яесоттепйей Ртасйсе 13 В-1), цилиндрический корпус которой изготовлен из плексигласа толщиной 0,5 дюйма (1,3 см), добавляют 200 г песка с размером частиц в интервале от 50 до 70 меш (от 297 до 210 мкм). Таким образом, получают слой песка толщиной 2,1 см. В ячейке не используют бумажные фильтры. Затем в ячейку медленно добавляют 350 мл тестируемой жидкости, ячейку закрывают и через нее пропускают ток азота при давлении 689,5 кН/м2 (100 фунт/дюйм2). Давление сбрасывают через 30 с после пропускания тока азота через слой песка. После снижения давления слой песка расширяется по объему/высоте в процессе увеличения пузырьков газа в песке. Т.к. расширение неравномерное, то определяют среднее увеличение высоты, усредняя расширение, измеренное у стенок ячейки и в центре слоя песка.
ПАВ, которые характеризуются увеличением слоя песка, по крайней мере, на 50%, являются предпочтительными для получения афрона по настоящему изобретению. Тестируемая жидкость содержит 1,5 фунтов на 42 баррельгаллонов (4,285 кг/м3) полностью гидратированной ксантановой камеди в воде и 1 фунт на 42 баррель-галлонов (2,857 кг/м3) тестируемого ПАВ. ПАВ диспергируют в дисперсии ксантановой камеди с помощью шпателя для предотвращения пенообразования. Перед добавлением твердых ПАВ к дисперсии ксантановой камеди их сначала растворяют в подходящем воднодисперсном или водорастворимом растворителе.
Приготовление и свойства микропузырьков подробно описаны в книге Рейх 8еЬЬа Роатк апй Вйк|шй Роатк - ΑρΗτοηκ (Пены и двухжидкостные пены-афроны), Йо1т \Уйеу & 8опк, 1987, включенной в описание настоящего изобретения в виде ссылки.
Афрон состоит из ядра, которое обычно представляет собой сферическую внутреннюю фазу, обычно жидкость или газ, инкапсулированную в тонкую водную оболочку. Эта оболочка содержит молекулы ПАВ, которые расположены таким образом, чтобы создать эффективный барьер, препятствующий слиянию с соседним афроном.
В момент получения афроны характеризуются диаметром с широким распределением вплоть до приблизительно 200 мкм. При атмосферном давлении число афронов с очень малым диаметром быстро снижается, в результате остаются афроны в диапазоне от приблизительно 25 мкм до приблизительно 200 нм. Это явление происходит за счет избыточного давления внутри афронов, которое возрастает по мере уменьшения диаметра афронов. Таким образом, афроны с более малым диаметром уменьшаются в размере, при этом содержащийся в них газ переносится в афроны с большим диаметром, которые характеризуются меньшим избыточным давлением.
В случае афронсодержащих растворов для бурения и эксплуатации по настоящему изобретению афроны генерируются в скважине в момент выхода раствора из бурового долота. Жидкость находится под значительным давлением, которое складывается из двух величин: гидростатическое давление и перепад давлений, создаваемый циркуляционной системой. Предполагают, что давление такого раствора компенсирует избыточное давление внутри афронов, и таким образом, афроны с диаметром менее 25 мкм будут устойчивы в процессе их циркулирования в скважине. Таким образом, афроны способны проникать в поры разрабатываемой формации, где они расширяются вследствие меньшего давления в порах внутри формации и закупоривают поры от попадания любых растворов. Микротрещины и аналогичные пустоты могут быть заполнены афронами, которые расширяются аналогичным образом внутри формации, закупоривая микротрещины.
Возрастание давления насыщенных паров вследствие перепадов давления, увеличения температуры и кавитация являются общеизвестными условиями скважин. На давление насыщенных паров могут также влиять определенные растворители, которые присутствуют в жидкости и которые обеспечивают образование газов, необходимых для образования афронов.
Афроны с достаточно большим диаметром и видимые без увеличения можно наблюдать невооруженным глазом в растворе, вытекающем из скважины в резервуар перед рециркуляцией. Обычно раствор поступает через фильтр для удаления бурового шлама. Для фильтрования жидкостей по настоящему изобретению могут быть использованы фильтры с диаметром отверстий 200 меш (74 мкм). Афроны, размер которых больше отверстия фильтра, будут удалены из жидкости. При необходимости размер частиц афронов в растворе может быть определен с помощью различных устройств для определения размеров частиц, выпускаемых различными фирмами. См., например, следующие статьи: (1) МюгоЬиЬЫек: Сеиегабои аиб 1и1егасбои \\61ι Со11о1б Рагбс1е§ (Микропузырьки: образование и взаимодействие с коллоидными частицами), 1атек В. МеМ11е апб Едоп Маб)еу1с, глава 14 в книге Еоатк (Пены) под ред. КД. Акегк, Асабепбс Ргекк, 1976; (2) 8ерагабюп о£ Огдашс Эуек £гот ^акбе^абег Ьу Иктд Со11о1ба1 Сак Арбгопк (Выделение органических красителей из сточных вод с использованием коллоидных газосодержащих афронов), Ό. Коу, К.Т. Уа1кага) апб 8.А. Кобба1, 8ерагабоп 8аепсе апб Тесбпо1оду, 27 (5), стр. 573-588 (1992). Эти статьи включены в описание настоящего изобретения в виде ссылок. В ходе рециркуляции вдоль бурильной колонны и через буровое долото образуется дополнительное количество афронов при условии, что в бурильных растворах имеется достаточная концентрация ПАВ. Желательно добавлять ПАВ в раствор либо непрерывно, либо периодически до тех пор, пока не образуется требуемое количество афронов.
Необходимое количество афронов в растворе зависит от требуемой степени снижения плотности. Таким образом, плотность циркулирующего раствора можно контролировать на поверхности и добавлять дополнительное количество ПАВ при необходимости, чтобы поддерживать необходимую величину плотности. Растворы содержат, по крайней мере, 60 об.% жидкой фазы, предпочтительно, по крайней мере, 70 об.% жидкой фазы и наиболее предпочтительно более 80 об.% жидкой фазы в составе афронсодержащего раствора при атмосферном давлении.
Концентрация ПАВ в любом случае меньше, чем критическая концентрация мицеллообразования (ККМ) ПАВ. Обычно концентрация ПАВ составляет от приблизительно 0,03 об.% до приблизительно 0,4 об.% в зависимости от природы ПАВ, присутствующего в жидкости, предпочтительно от приблизительно 0,05 об.% до приблизительно 0,3 об.% с учетом того, что ПАВ содержит приблизительно 80 мас.% твердого вещества.
При необходимости афроны могут быть получены на поверхности с использованием методик и оборудования, описанных в следующих патентах США, включенных в описание настоящего изобретения в качестве ссылок: патент 8еЬЬа № 3900420 и патент М1сбе18еп № 5314644. Растворы для бурения и эксплуатации, содержащие афроны, затем могут быть использованы для непрерывной циркуляции в скважине.
Так называемый водно-растворимый полимер, присутствующий в растворе для увеличения величины ВНСС, также способствует стабилизации афронов, препятствуя их слиянию. Предпочтительно, чтобы ПАВ добавлялось к растворам для бурения и эксплуатации скважин под давлением путем подачи ПАВ в жидкость с помощью насоса.
При необходимости в раствор можно подавать воздух или другой газ, используемый для включения в афроны на выходе раствора из бурового долота в нижней части скважины. Чтобы включить большее количество воздуха в жидкость, необходимо установить смеситель для бурового раствора.
Афронсодержащие растворы по настоящему изобретению могут быть использованы для любого вида бурения или эксплуатации скважин, в которых необходимо устранить проблемы, связанные с поглощением бурового раствора, стабильностью сланцев и т.п. Таким образом, жидкости могут быть утяжелены либо добавлением твердых веществ, либо водорастворимых солей, чтобы поддерживать величину плотности, необходимую после образования афронов. Такие растворы могут быть использо ваны для бурения при пониженном перепаде давления, для бурения при повышенном перепаде давления или для бурения с нулевым перепадом давления в системе формация-ствол скважины.
Было показано и описано в данном тексте, что величина ВНСС рециркулируемых растворов с ПВНСС, описанных в данном описании, уменьшается при старении при повышенных температурах. Следовательно, чтобы поддерживать величину ВНСС, к жидкости необходимо добавлять дополнительное количество полисахарида.
Показано, что добавление смеси олигосахаридов к содержащим полисахарид растворам с ПВНСС приводит к увеличению термической стабильности жидкостей, в значительной степени предотвращая термическое снижение величины ВНСС жидкостей, что, в свою очередь, приводит к увеличению устойчивости рециркулируемых растворов с ПВНСС по настоящему изобретению.
Предпочтительная олигосахаридная смесь (ОСС), используемая согласно настоящему изобретению, состоит, в основном, из пентозанов и гексозанов, содержащих от 1 до приблизительно 10 соединенных сахаридных звеньев, более предпочтительно от 1 до приблизительно 5 сахаридных звеньев, и предпочтительно содержит водорастворимые фракции термически гидролизованной лигноцеллюлозы.
Такая ОСС состоит из сахаридных звеньев арабинозы, маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы. Другие ОСС могут быть получены путем деградации других полисахаридов, таких как крахмал, камеди, целлюлоза, хемицеллюлоза и т.п., с помощью известных методов, включающих кислотный гидролиз, термический гидролиз, биологические превращения и т. п. Таким образом, например, в качестве ОСС по настоящему изобретению могут быть использованы сиропы, полученные из кукурузы и сахарного тростника.
В широком смысле слова ОСС состоит из пентозанов и/или гексозанов, содержащих от 1 до приблизительно 10 соединенных сахаридных звеньев, которые выбирают из группы, включающей арабинозу, маннозу, галактозу, глюкозу, ксилозу, целлобиозу и их смеси.
Как указано выше, предпочтительный олигосахарид, используемый согласно настоящему изобретению, предпочтительно получают термическим гидролизом лигноцеллюлозного материала. Термический гидролиз можно осуществлять несколькими способами, такими как воздействие пара при повышенных температуре и давлении на древесину и стебли кукурузы, тростника или 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 Маков в патенте США № 824221, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки), обработкой опилок при давлении приблизительно 1379-8274 кН/м2 (2001200 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 средств шнурового разряда в зону с низким давлением, предпочтительно атмосферным давлением, 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 или вальцах. 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 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.% камеди. Состав ОСС может изменяться в зависимости от типа гидролизуемых лигноцеллюлозных материалов и условий, например времени, температуры, давления и т.д. В зависимости от этих условий состав ОСС может изменяться приблизительно в следующем диапазоне: 60-80 мас.% гексозанов и пентозанов, 525 мас.% лигнина, 5-15 мас.% несахаридных углеводов и 2-8 мас.% камеди. Пентозаны и гексозаны содержат в среднем от 1 до приблизительно 5 соединенных сахаридных звеньев, состоящих из сахаридных звеньев арабинозы, маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы.
Как описано Рийег 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 0,07-1,75 до 0,205 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 растворы для бурения и эксплуатации ПВНСС, которые содержат один или более гидратированных полисахаридов (солюбилизированных или дисперги рованных), приводит к увеличению термической устойчивости жидкости, определенной вискозиметрией при низкой скорости сдвига, т.е. вязкость составляет менее приблизительно 1 с-1.
Минимальная концентрация ОСС, включенной в водные полисахаридсодержащие растворы, составляет количество, определенное обычным тестированием, которое обеспечивает увеличение термической устойчивости жидкости. В случае жидкостей с ПВНСС это количество определяют путем измерения величины ВНСС после выдерживания при требуемой температуре и при сравнении полученных результатов с величиной 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 2,85 кг/м3 (1,0 ррЬ) до приблизительно 57 кг/м3 (20 ррЬ).
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, кг/м3=килограмм на метр кубический, 1 ррЬ= 2,853 кг/м3 (фунт на 1 бочку объемом 42 галлона); мкм=микрометр (микрон), с-1=обратная секунда; 1Ьт/ЬЬ1=фунт на 1 бочку объемом 42 галлона; 1 фунт/дюйм2=6,89 кПа; об./мин=оборот в минуту; ПВНСС=вязкость при низкой скорости сдвига в сантипуазах, определенная с помощью вискозиметра Брукфильда при 0,5 об./мин, 8Т1=индекс разжижения при сдвиге, определенный с помощью вискозиметра Брукфельда, который означает отношение вязкости при 0,5 об./мин к вязкости при 100 об./мин, ПВНСС=повышенная вязкость при низкой скорости сдвига, БСМ=материал для снижения поглощения бурового раствора, ККМ=критическая концентрация мицеллообразования, АР1=Атепсап Ре!го1еит 1п81йи1е (Американский нефтяной институт); ОСС=олигосахаридная смесь.
Пример 1.
Готовят жидкости, содержащие 4,285 кг/м3 (1,5 1Ьт/ЬЬ1) ксантанового биополимера, 5,714 кг/м3 (2,0 1Ьт/ЬЬ1) буфера рН на основе оксида магния и 2,857 кг/м3 (1,0 1Ьт/ЬЬ1) ПАВ ВБИЕ 8ТЯЕАК (выпускаемого фирмой Ас!18у8!ет8, 1пс.,
Ебтопб. Ок1а1юта. И.8.А.) плюс иногда добавляют 28,57 кг/м3 (10 1Ьт/ЬЬ1) предпочтительного ОСС, как указано в табл. 1, или не добавляют последний компонент. Для полученных жидкостей измеряют исходную вязкость по Брукфельду. Растворы выдерживают в условиях статического старения в течение 16 ч при 82,2°С (180°Б), охлаждают до комнатной температуры, перемешивают с помощью шпателя и снова измеряют вязкость по Брукфельду. Растворы повторно перемешивают для включения афронов и измеряют вязкость по Брукфельду. После этого жидкости хранят в неподвижном состоянии в течение 20 ч и снова измеряют вязкость по Брукфельду. Полученные данные представлены в табл. 1 [раствор 1-А, не содержащий ОСС, не является примером по настоящему изобретению].
Полученные данные указывают на значительно стабилизирующее действие ОСС на вязкость жидкостей.
Пример 2.
Готовят жидкости, содержащие 10,0 кг/м3 (3,5 1Ьт/ЬЬ1) ксантанового биополимера, 5,714 кг/м3 (2,0 1Ьт/ЬЬ1) рН буфера на основе оксида магния и 2,857 кг/м3 (1,0 1Ьт/ЬЬ1) ПАВ ВБИЕ 8ТРЕАК (выпускаемого фирмой Ас!18у8!ет8, 1пс.,
Ебтопб, ОИайота, и. 8.А.), к которым добавляют или не добавляют 28,57 кг/м3 (10 1Ьт/ЬЬ1) предпочтительной ОСС, как указано в табл. 2. Для полученных жидкостей измеряют исходную вязкость по Брукфельду. Растворы выдерживают в условиях статического старения в течение 16 ч при 82,2°С (180°Б), охлаждают до комнатной температуры, перемешивают с помощью шпателя и снова измеряют вязкость по Брукфельду. Растворы повторно перемешивают для включения афронов и измеряют вязкость по Брукфельду. После этого жидкости хранят в неподвижном состоянии в течение 20 ч и снова измеряют вязкость по Брукфельду и плотность. Полученные данные представлены в табл. 2 [жидкость 2-А, не содержащая ОСС, не является примером по настоящему изобретению].
Полученные данные указывают на значительное стабилизирующее действие ОСС на вязкость и плотность растворов.
Таблица 1
| Раствор | 1-А | 1-В |
| ОСС, 1Ь/ЬЬ1 | 0 | 10 |
| Исходные реологические свойства | ||
| 0,5 об./мин, Па (сП) | 20,6 (20600) | 22,4 (22400) |
| 100 об./мин, Па (сП) | 0,376 (376) | 0,292 (292) |
| 8ΊΊ | 55 | 77 |
| Реологические свойства после старения в течение 16 ч при 82,2°С | ||
| 0,5 об./мин, Па (сП) | 4,4 (4400) | 21 (21000) |
| 100 об./мин, Па (сП) | 0,152(152) | 0,257 (257) |
| 8ΊΊ | 29 | 82 |
| Реологические свойства после перемешивания для включения афронов | ||
| 0,5 об./мин, Па (сП) | 9,2 (9200) | 20,3 (20320) |
| 100 об./мин, Па (сП) | 0,354 (354) | 0,38 (380) |
| 8ΊΊ | 26 | 54 |
| Реологические свойства после хранения в неподвижном состоянии в течение 20 ч | ||
| 0,5 об./мин, Па (сП) | 4,56 (4560) | 18,8 (18800) |
| 100 об./мин, Па (сП) | 0,152 (152) | 0,26 (260) |
| 8ΊΊ | 30 | 72 |
Таблица 2
| Раствор | 2-А | 2-В | ||||||
| Обработка жидкости* | А | В | С | Ό | А | В | С | Ό |
| Вязкость по Брукфельду | ||||||||
| 0,5 об./мин, Па (сП) | 71 | 44,7 | 52 | 45 | 76 | 88,6 | 74 | 70,4 |
| (71000) | (44700) | (52000) | (45000) | (76000) | (88600) | (74000) | (70400) | |
| 100 об./мин, Па (сП) | 0,835 | 0,6 | 0,76 | 0,633 | 0,845 | 0,89 | 0,86 | 0,819 |
| (835) | (600) | (760) | (633) | (845) | (890) | (860) | (819) | |
| 8ΤΊ | 85 | 75 | 68 | 71 | 90 | 100 | 86 | 86 |
| Реол. свойства по Фанну | ||||||||
| 600 об./мин | 63 | 46,5 | 57 | 47,5 | 77 | 75 | 73 | 73 |
| 300 об./мин | 53 | 42 | 49 | 42 | 63 | 63 | 62 | 61 |
| 200 об./мин | 49 | 40,5 | 47 | 40 | 57,5 | 61 | 55,5 | 55 |
| 100 об./мин | 44 | 38,5 | 42 | 38 | 50 | 52,5 | 48,5 | 48 |
| 6 об./мин | 32 | 32 | 32,5 | 31 | 35 | 37,5 | 35,5 | 35 |
| 3 об./мин | 30 | 29 | 29,5 | 28 | 32,5 | 35 | 32 | 32 |
| Плотность, г/см3 | 0,61 | 1,0 | 0,61 | 0,91 | 0,67 | 0,89 | 0,70 | 0,80 |
* Обработка жидкости: А=исходные данные, В=растворы, выдержанные в условиях старения при 82,2°С (180°Г) в течение 16 ч; С=растворы после повторного перемешивания; О=растворы, выдержанные в условиях старения при 22,2°С (72°Г) в течение 20 ч.
Пример 3.
Определяют возможность использования ПАВ в настоящем изобретении с помощью способа тестирования, описанного выше. Определяют следующие средние величины увеличения высоты слоя песка в процентах.
| ПАВ | Увеличение, % |
| Диоктилсульфосукцинат натрия | 118,8 |
| Высокократная пена С1шЬЬ Ха1юпа1 Гоат | 96,4 |
| Сульфонат α-олефинов | 63,7 |
| Этоксилированный 2,4,7,9-тетраметил-5децин-4,7-диол | 56,0 |
| Линейные этоксилированные С9-С11 спирты, в среднем 6 моль ЭО-групп/моль | 56,0 |
| Тетранатриевая соль N-(1,2-дикарбоксиэтил)Ν-октадецилсульфосукциновой кислоты | 50,6 |
| Смесь диэтаноламидов жирных кислот | 50,0 |
| Диизопропилнафталинсульфонат натрия | 38,1 |
| Линейные этоксилированные С12-С15 спирты, в среднем 7 моль ЭО-групп/моль | 38,1 |
| Модифицированный сульфат алкилового эфира | 28,6 |
| Комплекс этоксилированного октадецила- мина-октадецилгуанидина | 19,0 |
| Этоксилированный (20 моль) метилглюкозид сесквистеарата | 19,0 |
| 2,4,7,9-Тетраметил-5-децин-4,7-диол | <10 |
| Этоксилированный (1 моль) нонил фенол | <10 |
| Алкилсульфат натрия | <10 |
| Блок-сополимер полиоксипропиленаполиоксиэтилена | <10 |
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Claims (18)
1. Способ бурения или эксплуатации скважины, включающий циркулирование раствора в стволе скважины, отличающийся тем, что используют раствор, содержащий водную жидкость с диспергированным в ней загустителем, посредством которого увеличивают вязкость раствора при низких скоростях сдвига до такой степени, что индекс разжижения раствора при сдвиге составляет, по крайней мере, приблизительно 10, а вязкость при низких скоростях сдвига составляет, по крайней мере, 10 Па (10000 сП), причем к раствору добавляют поверхностно-активное вещество (ПАВ) и агент, увеличивающий термическую устойчивость, после чего генерируют образование афронов в растворе.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что афроны генерируют путем циркулирования раствора вдоль буровой колонны и через отверстия бурового долота, при этом афроны образуются за счет перепада давления при выходе раствора из бурового долота и контактировании раствора с формацией в процессе ее бурения.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержание афронов составляет менее чем приблизительно 15 об.% раствора.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что ПАВ добавляют для получения среднего процента расширения слоя песка, равного, по крайней мере, приблизительно 50%, определенного способом тестирования, согласно которому в низкотемпературную фильтрационную ячейку низкого давления, в которой не используют бумажные фильтры и цилиндрический корпус которой изготовлен из плексигласа толщиной 1,27 см, добавляют 200 г песка с размером частиц в интервале от 297 до 210 мкм с получением слоя песка толщиной 2,1 см и медленно добавляют 350 мл тестируемой жидкости, затем ячейку закрывают, пропускают через нее азот при давлении 689,5 кН/м2 и через 30 с давление сбрасывают, при этом после снижения давления слой песка расширяется по объему/высоте за счет увеличения пузырьков газа в песке, после чего определяют среднее увеличение высоты неравномерно расширенного слоя песка, исходя из измерений у стенок ячейки и в центре слоя песка, причем для получения тестируемой жидкости ПАВ диспергируют в дисперсии ксантановой камеди путем медленного перемешивания при чрезвычайно малом сдвиге для предотвращения ценообразования, и тестируемая жидкость содержит 4,285 кг/м3 полностью гидратированной ксантановой камеди в воде и 2,857 кг/м3 тестируемого ПАВ.
5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что ПАВ подают в буровой раствор под давлением.
6. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что загуститель представлен полимером.
7. Способ по одному из пп. 1-4, отличающийся тем, что агент, увеличивающий термическую устойчивость, представлен смесью олигосахаридов, состоящей из пентозанов и/или гексозанов, содержащих от одного до приблизительно 10 соединенных сахаридных звеньев, которые выбирают из группы, включающей арабинозу, маннозу, галактозу, глюкозу, ксилозу, целлобиозу и их смеси.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что раствор является рециркулируемым.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что загуститель создает вязкость при низких скоростях сдвига, равную, по крайней мере, 40 Па (40000 сП).
10. Раствор для бурения или эксплуатации скважины, в частности для циркулирования в стволе скважины, отличающийся тем, что он содержит водную жидкость, загуститель для увеличения вязкости раствора при низких скоростях сдвига до такой степени, что индекс разжижения раствора при сдвиге составляет, по крайней мере, 10, ПАВ, агент, увеличивающий термическую устойчивость, и афроны, причем вязкость раствора при низких скоростях сдвига составляет, по крайней мере, 10 Па.
11. Раствор по п.10, отличающийся тем, что загуститель представлен полимером.
12. Раствор по п.8, отличающийся тем, что агент, увеличивающий термическую устойчивость, представлен смесью олигосахаридов, состоящей из пентозанов и/или гексозанов, содержащих от 1 до приблизительно 10 соединенных сахаридных звеньев, которые выбирают из группы, включающей арабинозу, маннозу, галактозу, глюкозу, ксилозу, целлобиозу и их смеси.
13. Раствор по п.10, отличающийся тем, что смесь олигосахаридов представлена воднорастворимой фракцией термически гидролизованной лигноцеллюлозы.
14. Раствор по п. 10, отличающийся тем, что содержание афронов составляет менее чем приблизительно 15 об.% раствора.
15. Раствор по п. 10, отличающийся тем, что он является рециркулируемым раствором.
16. Раствор по п.10, отличающийся тем, что загуститель создает вязкость при низких скоростях сдвига, равную, по крайней мере, 40 Па (40000 сП).
17. Способ предотвращения поглощения раствора, включающий бурение или эксплуатацию скважины в подземной формации, содержащей зоны поглощения раствора или истощенные коллекторы с низким давлением, и циркулирование раствора внутри ствола скважины, отличающийся тем, что в качестве раствора для бурения или эксплуатации используют раствор по любому из пп.10-13.
18. Способ предотвращения поглощения бурового раствора по п.17, отличающийся тем, что ПАВ добавляют для получения среднего процента расширения слоя песка, равного, по крайней мере, приблизительно 50%, определенного способом тестирования, согласно которому в низкотемпературную фильтрационную ячейку низкого давления, разработанную американским нефтяным институтом (Практические рекомендации американского нефтяного института), в которой не используют бумажные фильтры, а цилиндрический корпус которой изготовлен из плексигласа толщиной 1,27 см, добавляют 200 г песка с размером частиц в интервале от 297 до 210 мкм с получением слоя песка толщиной 2,1 см и медленно добавляют 350 мл тестируемой жидкости, затем ячейку закрывают, пропускают через нее ток азота при давлении 689,5 кН/м2 и через 30 с давление сбрасывают, при этом после снижения давления слой песка расширяется по объему/высоте за счет увеличения пузырьков газа в песке, после чего определяют среднее увеличение высоты слоя, измеренное у стенок ячейки и в центре слоя песка, вследствие неравномерности расширения, причем для получения тестируемой жидкости ПАВ диспергируют в дисперсии ксантановой камеди путем медленного перемешивания при чрезвычайно малом сдвиге для предотвращения ценообразования, и тестируемая жидкость содержит 4,285 кг/м3 полностью гидратированной ксантановой камеди в воде и 2,857 кг/м3 тестируемого ПАВ.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/121,713 US6123159A (en) | 1997-02-13 | 1998-07-24 | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability |
| PCT/US1999/015725 WO2000005323A1 (en) | 1998-07-24 | 1999-07-12 | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200100180A1 EA200100180A1 (ru) | 2001-08-27 |
| EA002832B1 true EA002832B1 (ru) | 2002-10-31 |
Family
ID=22398365
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200100180A EA002832B1 (ru) | 1998-07-24 | 1999-07-12 | Способ и раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ предотвращения поглощения раствора |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6123159A (ru) |
| EP (1) | EP1114116B1 (ru) |
| AR (1) | AR023316A1 (ru) |
| AT (1) | ATE277142T1 (ru) |
| AU (1) | AU5097399A (ru) |
| BR (1) | BR9912415B1 (ru) |
| CA (1) | CA2338510C (ru) |
| DE (1) | DE69920488D1 (ru) |
| EA (1) | EA002832B1 (ru) |
| ID (1) | ID28130A (ru) |
| MX (1) | MXPA01000840A (ru) |
| NO (1) | NO328671B1 (ru) |
| OA (1) | OA11588A (ru) |
| WO (1) | WO2000005323A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2635405C1 (ru) * | 2016-06-28 | 2017-11-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением |
| RU2776817C1 (ru) * | 2021-10-25 | 2022-07-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Афронсодержащая технологическая жидкость |
Families Citing this family (74)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6015535A (en) * | 1995-04-06 | 2000-01-18 | Cabot Corporation | Process for producing purified cesium compound from cesium alum |
| US6156708A (en) * | 1997-02-13 | 2000-12-05 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing oil base fluids and method of drilling a well therewith |
| US5881826A (en) * | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| US6258755B1 (en) | 1998-12-28 | 2001-07-10 | Venture Innovations, Inc. | Chitosan-containing well drilling and servicing fluids |
| ATE280816T1 (de) * | 1999-02-09 | 2004-11-15 | Masi Technologies Llc | Aphronhaltige bohr- und aufwältigungsflüssigkeit |
| RU2258801C2 (ru) * | 1999-07-22 | 2005-08-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Компонент и способ, предназначенные для использования со взрывчатыми веществами |
| US6649571B1 (en) | 2000-04-04 | 2003-11-18 | Masi Technologies, L.L.C. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
| MY128297A (en) * | 2000-04-19 | 2007-01-31 | Shell Int Research | Drilling mud |
| JP2003159026A (ja) * | 2001-11-22 | 2003-06-03 | Ajinomoto Co Inc | 安定なアスパルテームスラリーの製造方法及び判定方法 |
| 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 |
| US6926081B2 (en) * | 2002-02-25 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of discovering and correcting subterranean formation integrity problems during drilling |
| US6739414B2 (en) * | 2002-04-30 | 2004-05-25 | Masi Technologies, L.L.C. | Compositions and methods for sealing formations |
| US7199083B2 (en) * | 2002-12-06 | 2007-04-03 | Self Generating Foam Incoporated | Self-generating foamed drilling fluids |
| US7482309B2 (en) | 2003-11-24 | 2009-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles |
| GB2413582A (en) * | 2003-02-03 | 2005-11-02 | Masi Technologies Llc | Stabilized colloidal and colloidal-like systems |
| CA2515058C (en) * | 2003-02-03 | 2010-02-02 | Masi Technologies, L.L.C. | Stabilized colloidal and colloidal-like systems |
| US7866394B2 (en) | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
| US7199085B2 (en) * | 2003-05-06 | 2007-04-03 | Masi Technologies, Inc. | Colloidal and colloidal-like systems in aqueous, clay-based fluids |
| US6945329B2 (en) * | 2003-05-15 | 2005-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for placing particulate materials in subterranean zones |
| US6994173B2 (en) * | 2003-05-19 | 2006-02-07 | Act Technologies, Inc. | Method of drilling a borehole |
| US8541051B2 (en) | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
| US7081437B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-07-25 | M-I L.L.C. | Environmentally compatible hydrocarbon blend drilling fluid |
| 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 |
| 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 |
| US7398824B1 (en) | 2003-09-25 | 2008-07-15 | Bj Services Company | Method for inhibiting or controlling inorganic scale formations with copolymers of acrylamide and quaternary ammonium salts |
| US7159655B2 (en) * | 2003-09-25 | 2007-01-09 | Bj Services Company | Method for inhibiting or controlling inorganic scale formations |
| WO2005097937A1 (en) * | 2004-04-05 | 2005-10-20 | Masi Technologies, L.L.C. | Stabilized colloidal and colloidal-like systems |
| US8088716B2 (en) | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| WO2007145735A2 (en) | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for fabricating compressible objects for a variable density drilling mud |
| US20050284641A1 (en) * | 2004-06-24 | 2005-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Controlled variable density fluid for wellbore operations |
| US20060014648A1 (en) * | 2004-07-13 | 2006-01-19 | Milson Shane L | Brine-based viscosified treatment fluids and associated methods |
| US7727936B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
| 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 |
| US7642223B2 (en) | 2004-10-18 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone |
| US7690429B2 (en) * | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
| 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 |
| US7891424B2 (en) | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| US7662753B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
| EP2038364A2 (en) | 2006-06-07 | 2009-03-25 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| EP2041235B1 (en) | 2006-06-07 | 2013-02-13 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| US8329621B2 (en) * | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| CN106222185B (zh) | 2006-08-04 | 2021-12-03 | 维莱尼姆公司 | 葡聚糖酶、编码它们的核酸及制备和使用它们的方法 |
| US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
| DK2479266T3 (en) | 2006-12-21 | 2016-06-20 | Basf Enzymes Llc | Amylases and glucoamylases, nucleic acids encoding them, and methods of making and using the same |
| 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 |
| US20090140444A1 (en) * | 2007-11-29 | 2009-06-04 | Total Separation Solutions, Llc | Compressed gas system useful for producing light weight drilling fluids |
| 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 |
| US7745378B1 (en) | 2009-04-30 | 2010-06-29 | Rayborn Sr Jerry | Drilling fluid additive containing corn syrup solids |
| US7763570B1 (en) | 2009-04-30 | 2010-07-27 | Rayborn Sr Jerry | Drilling fluid additive containing syrups |
| US8101555B2 (en) * | 2009-04-30 | 2012-01-24 | Rayborn Sr Jerry | Spotting fluids containing syrups |
| USRE47362E1 (en) | 2009-04-30 | 2019-04-23 | Mud Masters Acquisition Corporation | Drilling fluid additive with low freezing point |
| US7964537B2 (en) | 2009-04-30 | 2011-06-21 | Rayborn Sr Jerry | Air drilling misting fluid contains syrups |
| US8216981B2 (en) | 2009-04-30 | 2012-07-10 | Rayborn Sr Jerry | Drilling fluid additive system |
| US8673825B2 (en) | 2009-04-30 | 2014-03-18 | Mudmasters Group, LLC | Drilling fluid additive with low freezing point |
| US7972995B2 (en) | 2009-04-30 | 2011-07-05 | Rayborn Sr Jerry | Drilling fluid additive containing heated syrup solids |
| US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
| US8715545B2 (en) | 2009-11-30 | 2014-05-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for forming high performance compressible objects |
| EA201391445A1 (ru) * | 2011-04-01 | 2014-11-28 | Солазайм, Инк. | Нефтепромысловые химические агенты на основе биомассы |
| US20140262529A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Encapsulated gas for drilling and completion fluids |
| CA2923801C (en) * | 2013-10-23 | 2019-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Volatile surfactant treatment for subterranean formations |
| US10240078B2 (en) | 2013-10-23 | 2019-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations |
| GB2532529B (en) * | 2014-11-18 | 2019-07-10 | Mi Llc | Wellbore fluid containing granular hemicellulose material |
| CN107667164A (zh) | 2015-03-24 | 2018-02-06 | 泰拉瑞亚控股公司 | 微藻组合物及其用途 |
| JP2019040649A (ja) | 2017-08-23 | 2019-03-14 | 株式会社東芝 | ディスク装置 |
| CA3236878A1 (en) * | 2021-12-01 | 2023-06-08 | Select Chemistry, Llc | Compositions of aphron sealing lost circulation spacer |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2713029A (en) * | 1952-05-07 | 1955-07-12 | Masonite Corp | Drilling mud addition agent |
| US2818230A (en) * | 1954-02-08 | 1957-12-31 | Shell Dev | Method of correcting for lost circulation of drilling fluids |
| US4486333A (en) * | 1981-04-10 | 1984-12-04 | Felix Sebba | Preparation of biliquid foam compositions |
| GB8622032D0 (en) * | 1986-09-12 | 1986-10-22 | Shell Int Research | Aqueous polysaccharide compositions |
| US5514644A (en) * | 1993-12-14 | 1996-05-07 | Texas United Chemical Corporation | Polysaccharide containing fluids having enhanced thermal stability |
| US5513712A (en) * | 1994-11-08 | 1996-05-07 | Marathon Oil Company | Polymer enhanced foam drilling fluid |
| US5616541A (en) * | 1995-02-10 | 1997-04-01 | Texas United Chemical Company, Llc. | Low solids, high density fluids for well drilling |
| US5728652A (en) * | 1995-02-10 | 1998-03-17 | Texas United Chemical Company, Llc. | Brine fluids having improved rheological charactersitics |
| US5716910A (en) * | 1995-09-08 | 1998-02-10 | Halliburton Company | Foamable drilling fluid and methods of use in well drilling operations |
| US5682951A (en) * | 1995-12-07 | 1997-11-04 | Marathon Oil Company | Foamed gel completion, workover, and kill fluid |
| US5881826A (en) * | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| US5916849A (en) * | 1998-07-24 | 1999-06-29 | Venture Innovations, Inc. | Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids |
-
1998
- 1998-07-24 US US09/121,713 patent/US6123159A/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-07-12 EP EP99935510A patent/EP1114116B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-07-12 ID IDW20010353A patent/ID28130A/id unknown
- 1999-07-12 EA EA200100180A patent/EA002832B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-07-12 BR BRPI9912415-7A patent/BR9912415B1/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-07-12 CA CA002338510A patent/CA2338510C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-07-12 AU AU50973/99A patent/AU5097399A/en not_active Abandoned
- 1999-07-12 WO PCT/US1999/015725 patent/WO2000005323A1/en active IP Right Grant
- 1999-07-12 AT AT99935510T patent/ATE277142T1/de not_active IP Right Cessation
- 1999-07-12 DE DE69920488T patent/DE69920488D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-07-12 OA OA1200100026A patent/OA11588A/en unknown
- 1999-07-12 MX MXPA01000840A patent/MXPA01000840A/es not_active IP Right Cessation
- 1999-07-21 AR ARP990103580A patent/AR023316A1/es active IP Right Grant
-
2000
- 2000-06-09 US US09/591,008 patent/US6422326B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-01-23 NO NO20010385A patent/NO328671B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2635405C1 (ru) * | 2016-06-28 | 2017-11-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ приготовления бурового раствора на углеводородной основе для бурения скважин с аномально низким пластовым давлением |
| RU2776817C1 (ru) * | 2021-10-25 | 2022-07-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Афронсодержащая технологическая жидкость |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ATE277142T1 (de) | 2004-10-15 |
| BR9912415B1 (pt) | 2009-01-13 |
| NO20010385L (no) | 2001-03-20 |
| US6123159A (en) | 2000-09-26 |
| BR9912415A (pt) | 2001-04-17 |
| ID28130A (id) | 2001-05-03 |
| AU5097399A (en) | 2000-02-14 |
| MXPA01000840A (es) | 2002-06-04 |
| NO20010385D0 (no) | 2001-01-23 |
| OA11588A (en) | 2004-07-30 |
| EP1114116B1 (en) | 2004-09-22 |
| US6422326B1 (en) | 2002-07-23 |
| EP1114116A4 (en) | 2001-10-04 |
| AR023316A1 (es) | 2002-09-04 |
| EP1114116A1 (en) | 2001-07-11 |
| CA2338510A1 (en) | 2000-02-03 |
| DE69920488D1 (de) | 2004-10-28 |
| EA200100180A1 (ru) | 2001-08-27 |
| NO328671B1 (no) | 2010-04-19 |
| WO2000005323A1 (en) | 2000-02-03 |
| CA2338510C (en) | 2003-04-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA002832B1 (ru) | Способ и раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ предотвращения поглощения раствора | |
| CA2280713C (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids | |
| US4629575A (en) | Well drilling and production fluids employing parenchymal cell cellulose | |
| US5024276A (en) | Hydraulic fracturing in subterranean formations | |
| US6148917A (en) | Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor | |
| US3836465A (en) | Composition useful as a fluid loss control agent | |
| US5501276A (en) | Drilling fluid and filter cake removal methods and compositions | |
| Fink | Water-based chemicals and technology for drilling, completion, and workover fluids | |
| US5635458A (en) | Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks | |
| US4531594A (en) | Method and compositions for fluid loss and seepage loss control | |
| RU2698389C1 (ru) | Высокоингибированный безглинистый эмульсионный буровой раствор | |
| EP1161510B1 (en) | Aphron-containing aqueous well drilling and servicing fluids | |
| EP1104798B1 (en) | Non-damaging drilling 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): AZ KZ TM RU |