EA002952B1 - Флюид для бурения или технологического обслуживания скважины и способ бурения или технологического обслуживания скважины - Google Patents
Флюид для бурения или технологического обслуживания скважины и способ бурения или технологического обслуживания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA002952B1 EA002952B1 EA200100881A EA200100881A EA002952B1 EA 002952 B1 EA002952 B1 EA 002952B1 EA 200100881 A EA200100881 A EA 200100881A EA 200100881 A EA200100881 A EA 200100881A EA 002952 B1 EA002952 B1 EA 002952B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- aphrons
- drilling
- shear rate
- low shear
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 174
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 74
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 18
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 14
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 26
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 25
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 14
- -1 diglymes Chemical class 0.000 description 13
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 10
- 235000012216 bentonite Nutrition 0.000 description 9
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 9
- 239000000194 fatty acid Chemical class 0.000 description 9
- 229930195729 fatty acid Chemical class 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 8
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 8
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 6
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 6
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 6
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 5
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 5
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 5
- PGNNHYNYFLXKDZ-UHFFFAOYSA-N 5-phenylbicyclo[2.2.1]hept-2-ene Chemical compound C1=CC2CC1CC2C1=CC=CC=C1 PGNNHYNYFLXKDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 4
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 4
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000004010 onium ions Chemical class 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 4
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 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 3
- 229930182558 Sterol Natural products 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000003432 sterols Chemical class 0.000 description 3
- 235000003702 sterols Nutrition 0.000 description 3
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 3
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UDMMZSJNHAWYKX-UHFFFAOYSA-N 4-phenylbicyclo[2.2.1]hept-2-ene Chemical compound C1C(C=C2)CCC21C1=CC=CC=C1 UDMMZSJNHAWYKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 2
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 2
- 239000003613 bile acid Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 2
- 238000005227 gel permeation chromatography Methods 0.000 description 2
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 2
- FWWGXZYUURXJLK-UHFFFAOYSA-N glycyrin Chemical compound C=1C=2C(OC)=C(CC=C(C)C)C(OC)=CC=2OC(=O)C=1C1=CC=C(O)C=C1O FWWGXZYUURXJLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 2
- 229910052909 inorganic silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 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
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- KQIXMZWXFFHRAQ-UHFFFAOYSA-N 1-(2-hydroxybutylamino)butan-2-ol Chemical compound CCC(O)CNCC(O)CC KQIXMZWXFFHRAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 2-(ethylamino)ethanol Chemical compound CCNCCO MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BCLSJHWBDUYDTR-UHFFFAOYSA-N 2-(propylamino)ethanol Chemical compound CCCNCCO BCLSJHWBDUYDTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 2-vinylpyridine Chemical compound C=CC1=CC=CC=N1 KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQSKSJLILUQYQM-UHFFFAOYSA-N 3-(butylamino)propan-1-ol Chemical compound CCCCNCCCO PQSKSJLILUQYQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LGRFSURHDFAFJT-UHFFFAOYSA-N Phthalic anhydride Natural products C1=CC=C2C(=O)OC(=O)C2=C1 LGRFSURHDFAFJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- 239000004990 Smectic liquid crystal Substances 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000007259 addition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001586 anionic polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 150000004836 anionic polysaccharides Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLSSEXVNHGDLNN-UHFFFAOYSA-M benzyl-methyl-dioctadecylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(CCCCCCCCCCCCCCCCCC)CC1=CC=CC=C1 JLSSEXVNHGDLNN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- JHIWVOJDXOSYLW-UHFFFAOYSA-N butyl 2,2-difluorocyclopropane-1-carboxylate Chemical compound CCCCOC(=O)C1CC1(F)F JHIWVOJDXOSYLW-UHFFFAOYSA-N 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
- 229910000019 calcium carbonate 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
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CRPOUZQWHJYTMS-UHFFFAOYSA-N dialuminum;magnesium;disilicate Chemical compound [Mg+2].[Al+3].[Al+3].[O-][Si]([O-])([O-])[O-].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] CRPOUZQWHJYTMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000005690 diesters Chemical class 0.000 description 1
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000006471 dimerization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229940083124 ganglion-blocking antiadrenergic secondary and tertiary amines Drugs 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 150000002443 hydroxylamines Chemical class 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 description 1
- 235000012243 magnesium silicates Nutrition 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008204 material by function Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000006178 methyl benzyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000004022 organic phosphonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 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
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229930182490 saponin Natural products 0.000 description 1
- 235000017709 saponins Nutrition 0.000 description 1
- 150000007949 saponins Chemical class 0.000 description 1
- 229910000275 saponite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 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
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- SFVFIFLLYFPGHH-UHFFFAOYSA-M stearalkonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 SFVFIFLLYFPGHH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000012258 stirred mixture Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 125000000446 sulfanediyl group Chemical group *S* 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 102000055501 telomere Human genes 0.000 description 1
- 108091035539 telomere Proteins 0.000 description 1
- 210000003411 telomere Anatomy 0.000 description 1
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 150000005691 triesters Chemical class 0.000 description 1
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 239000007966 viscous suspension Substances 0.000 description 1
- 229920003176 water-insoluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
В настоящем изобретении описаны афронсодержащие флюиды на масляной основе для бурения и технологического обслуживания скважин, которые закупоривают микротрещины и аналогичные образования в процессе бурения и технологического обслуживания, что позволяет снизить объем потерь флюида в пластах, контактирующих с флюидом. Флюиды содержат масляную жидкость в качестве непрерывной фазы, загуститель, который придает флюиду вязкость при низкой скорости сдвига, равную по крайней мере 10000 мПас, афронобразующее ПАВ и афроны. Флюиды используют в стандартном способе бурения нефтяной и/или газовой скважины или в стандартных способах технологического обслуживания или обработки скважин, таких как вскрытие скважины, капитальный ремонт скважины, предотвращение проникновения песка в ствол скважины и операции по гидравлическому разрыву пласта, а также используют в качестве флюидов для заливки с целью высвобождения труб или инструментов из ствола скважины.
Description
Изобретение относится к буровому флюиду и скважинной жидкости, применяемой при эксплуатации или техническом обслуживании скважины, а также к способу бурения скважины в подземной формации.
Уровень техники
Настоящая заявка является частично продолжающей заявкой на выдачу патента США, регистрационный № 08/800727, от 13 февраля 1997г. и международной заявки РСТ/И898/02566 от 10 февраля 1998г.
В находящейся на рассмотрении заявке, регистрационный № 08/800727, от 13 февраля 1997г. и международной заявке РСТ/И898/02566 от 10 февраля 1998г., каждая из которых включена в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, описаны афронсодержащие (т.е. содержащие микропузырьки газа) водные флюиды для бурения и технологического обслуживания скважин с высокой вязкостью при низких скоростях сдвига (ВНСС). Предпочтительные афронсодержащие флюиды включают афроны, которые образуются благодаря поглощению воздуха, контактирующего с флюидом, а также благодаря падению давления и кавитации в процессе выхода жидкости из бурового долота. Однако, вместо того, чтобы полагаться на поглощаемый воздух, такие флюиды могут скорее включать инертные газы, такие как азот и диоксид углерода, или могут образовываться ίη 811и в результате действия реакционноспособных компонентов, таких как карбонаты и кислоты. Более того, афроны могут образовываться на поверхности буровой скважины и могут быть включены во флюид или афроны могут образовываться на поверхности во флюиде.
Настоящее изобретение относится к афронсодержащим флюидам для бурения и эксплуатации (в частности, технологического обслуживания скважин), причем флюиды имеют непрерывную масляную жидкую фазу.
В настоящее время бурение и вскрытие горизонтальных скважин в неуплотненных песчанных пластах стало возможным благодаря разработке новой технологии и новых способов вскрытия скважин. При бурении скважины такого типа необходимо бороться с поступлением песка в скважину, например устанавливать на длинных участках необсаженного ствола скважины гравийные фильтры или устанавливать механические устройства для исключения песка (хвостовики с щелевидными продольными отверстиями, фильтры с гравийной набивкой и т.д.). Использование этих способов контроля за поступлением песка в скважину позволяет успешно осуществлять вскрытие скважин горизонтальными способами с образованием участков длиной до 550 м (1800 футов) и более.
Обычно бурение скважин осуществляется путем подачи стандартных буровых растворов в верхнюю часть продуктивной зоны и установления обсадной трубы. Затем цемент закачивают к башмаку обсадной колонны, который опробывают. Затем буровой раствор заменяют на буровой флюид с низкой степенью повреждений, который обычно состоит из полимеров, загустителей и частиц, используемых для получения глинистой корки. В качестве таких частиц обычно используют сортированные соль (№1С1) или карбонат кальция (СаСО2). Эти соединения используют благодаря их растворимости в ненасыщенных солевых растворах или соляной кислоте.
После пробуривания необсаженного ствола скважины на всю длину на участке необсаженного ствола скважины устанавливают фильтр с гравийной набивкой или устройство для исключения песка. Для этого необходимо, чтобы буровой флюид циркулировал через необсаженный ствол скважины, что позволяет заполнить скважинный фильтр гравием или тестировать установку в отношении исключения песка. Необходимо заменять буровой флюид на солевой раствор, не содержащий твердых частиц. Необходимо также принимать во внимание физическую эрозию глинистой корки, возникающую в результате действия флюида для вскрытия скважины. Т.е. глинистая корка должна быть достаточно долгосрочной и стабильной, что позволяет проводить вскрытие скважины или другую операцию и защитить ствол скважины в течение всей операции.
В процессе бурения микротрещиноватых глинистых сланцев, микротрещиноватых и кавернозных карбонатных и доломитных формаций необходимо использовать буровой флюид, который закупоривает такие образования, предотвращая поглощение значительных количеств флюида в формациях.
Идеальный буровой раствор или буровой флюид механически закупоривает все открытые поры, микротрещины и т.п., соприкасающиеся со стволом скважины, и остается неповрежденным при проведении операций вскрытия скважины, и затем легко удаляется в процессе добычи нефти или газа. Проблемы, возникающие при разработке таких растворов или флюидов, обусловлены разницей в давлении, проницаемости, пористости и конфигурации пластов в продуктивных зонах. Желательно, чтобы разрабатываемые флюиды позволяли предотвратить поглощение дорогостоящих флюидов для вскрытия скважин в пласте и чтобы такие флюиды эффективно защищали исходные проницаемые формации в процессе различных операций, таких как заполнение фильтров гравием или капитальный ремонт ствола скважины.
Буровые растворы на масляной основе и буровые флюиды на основе обращенных эмульсий (на масляной основе) находят применение в тех случаях, когда использование буровых флюидов на основе воды приводит к поврежде нию пластов в процессе их бурения. Например, известно, что определенные типы глинистых сланцев смещаются и оседают при использовании буровых флюидов на основе воды. Так как использование буровых флюидов на масляной основе не приводит к сколько-нибудь значительному набуханию глинистых сланцев, их использование позволяет предотвратить проблему смещения. Буровые растворы на основе обращенных эмульсий обычно содержат масляную среду, такую как углеводородная жидкость в качестве непрерывной фазы, воду в качестве дисперсионной фазы, различные эмульгаторы, смачивающие агенты, утяжелители и загустители, такие как аминированные глины.
Одним из недостатков буровых растворов на масляной основе по сравнению с буровыми растворами той же плотности на основе воды является их тенденция способствовать поглощению растворов в процессе бурения.
Сущность изобретения
Изобретателями обнаружено, что использование афронсодержащих буровых флюидов (растворов) на масляной основе значительно снижает вероятность возникновения проблемы поглощения раствора при бурении скважины. Такие буровые флюиды на масляной основе включают в себя маслянистую непрерывную фазу, один или более загустителей, повышающих ВНСС флюида, по меньшей мере, до 10000 мПа-с, одно или несколько афронобразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ) и афроны.
Таким образом, задачей настоящего изобретения является включение афронов во флюиды на масляной основе для бурения и эксплуатации, в частности, технологического обслуживания скважин для улучшения характеристик процесса бурения.
Другой задачей настоящего изобретения является получение афронсодержащих флюидов на масляной основе для бурения и технологического обслуживания скважин, ВНСС которых составляет, по меньшей мере, 10000 мПа-с.
Еще одной задачей настоящего изобретения является разработка способа бурения скважины, в котором используют новый буровой флюид по настоящему изобретению в качестве рециркулируемого флюида.
Эти и другие задачи настоящего изобретения представляются очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения данного описания и формулы изобретения.
В то время как возможны различные модификации и альтернативные варианты настоящего изобретения, в данном описании подробно описаны определенные варианты воплощения изобретения, которые проиллюстрированы примерами. Однако следует понимать, что предмет настоящего изобретения не ограничивается отдельными вариантами, напротив, настоящее изобретение включает все модификации и аль тернативные преобразования предмета изобретения, включенные в объем притязаний изобретения, как заявлено в формуле изобретения.
Композиции могут включать, состоять, в основном, из или состоять из заявленных материалов. Способ может включать заявленные стадии с использованием заявленных материалов, состоять, в основном, из заявленных стадий с заявленными материалами или состоять из заявленных стадий с заявленными материалами.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
В самом широком аспекте настоящее изобретение направлено на включение афронов во флюиды на масляной основе для бурения и технологического обслуживания (здесь и далее иногда обозначаемые как ФМОБТО). В качестве такого ФМОБТО может быть использован любой флюид, известный в данной области техники и как выпускаемый следующими хорошо известными фирмами: ВатоИ (ΙΝνΕΒΜϋΕ™, РЕТРОЕРЕЕ™, ЕК^РОМИЬ™, ВАРОШ 100™ и т.д.); Вакег Нидйек (САРВО-МиЬ™, САРВО-ОРТЕЬ™, САРВО-ТЕС™, САРВОЕА8Т™, САРВО-СОРЕ™, 8ΥΝ-ΊΈ0™ и т.д.); М-1 (МЛАПИП.1™ NΟVΑΡ^υ8™, №VΑ^IΤΕ™ и т.д.); Ωο\\ό11 8сЫитЬетдег (иЬТРАИРШ™ и т.д.) и другими. Согласно настоящему изборетению сначала увеличивается ВНСС для ФМОБТО путем включения совместимого загустителя, по меньшей мере, до 10000 мПа-с, предпочтительно, по меньшей мере, до 20000 мПа-с и более предпочтительно, по меньшей мере, до приблизительно 40000 мПа-с. Затем во флюид включают совместимое афронобразующее ПАВ и в нем образуются афроны.
ФМОБТО по настоящему изобретению включают масляную непрерывную фазу с растворенным или диспергированным в ней загустителем, который позволяет увеличить ВНСС флюида, по меньшей мере, до 10000 мПа-с, предпочтительно, по меньшей мере, до 20000 мПа-с и более предпочтительно, по меньшей мере, до 40000 мПа-с, афронобразующее ПАВ и афроны. По выбору ФМОБТО могут включать в качестве дисперсионной фазы воду, различные эмульгаторы, смачивающие агенты, утяжелители, агенты для контроля поглощения флюида, водорастворимые соли и т.п., известные в данной области техники.
В качестве фазы на масляной основе может быть использована любая органическая водонерастворимая жидкость, вязкость которой может быть увеличена до требуемой степени. Примеры масляных жидкостей, известные в данной области техники, включают нефтемасла или их фракции, растительные масла и различные синтетические органические жидкости, такие как олигомеры ненасыщенных углеводородов, сложные эфиры карбоновых кислот, сложные эфиры фосфорной кислоты, простые эфиры, полиалкиленгликоли, диглимы, ацетали и т.п.
Вязкость маслянистых жидкостей может быть увеличена с помощью различных материалов, таких как органофильные глины, коллоидные мелкодисперсные кремнеземы, камеди, полимеры, димерные кислоты, аммонийные соли анионных полисахаридов и жирных кислот, соли жирных кислот и катионных полисахаридов, маслодиспергируемые/растворимые продукты латексного типа и их смеси, известные в данной области техники.
Огранофильные глины хорошо известны в данной области техники в качестве загустителей для увеличения ВНСС маслянистых флюидов по настоящему изобретению. Они включают продукты реакции органических ониевых соединений с природными или синтетическими глинами. Глинистая составляющая огеливающих агентов органофильной глины представляет собой кристаллические комплексные неорганические силикаты, правильный состав которых не может быть точно определен вследствие значительных вариаций состава того или иного природного источника. Однако такие глины могут быть описаны как комплексные неорганические силикаты, такие как алюмосиликаты и магниевые силикаты, содержащие, кроме комплексной силикатной решетки, различные количества катионообменных ионов, таких как кальций, магний и натрий. Предпочтительными гидрофильными глинами по настоящему изобретению являются водонабухающие смектовые глины, такие как монтмориллонитовые, гекторитовые, сепиолитовые и, прежде всего, бентонитовые глины (ХУуошшд). в состав которых входят обмениваемые ионы натрия. Аттапулгитовые и сапонитовые глины могут быть также использованы в качестве глинистой составляющей органофильной глины. Глины могут быть использованы в неочищенной форме или могут быть очищены путем центрифугирования водной суспензии глины.
Необходимыми органическими ониевыми соединениями, взаимодействующими со смектовыми глинами, являются кислые соли первичных, вторичных и третичных аминов, предпочтительно четвертичных аммониевых соединений. Ониевые соединения должны содержать, по крайней мере, один алкильный, алкиленовый или алкилдиеновый радикал, имеющий, по меньшей мере, 10 атомов углерода, предпочтительно приблизительно от 16 до 22 атомов углерода. Типичными четвертичными аммонийными соединениями являются диметилдигидрогенированный жирный хлорид аммония, триметилгидрогенированный жирный хлорид аммония, диметилбензилоктадециламмонийхлорид и метилбензилдиоктадециламмонийхлорид. Типичной кислой солью амина является кислая соль кокоамина. Могут быть также использованы другие огранические ониевые соединения, такие как органические фосфониевые соединения. Более полное описание органических модифицированных глин и способов их получения приведено в патентах США №№ 2531427, 2531812, 2966506, 3929849, 4287086, 4105578, каждый из которых включен в описание настоящего изобретения в качестве ссылки.
Предпочтительными органофильными глинами, используемыми в буровых флюидах по настоящему изобретению, являются диметилдигидрогенированный жирный бентонит аммония, диметилбензилгидрогенированный жирный бентонит аммония и метилбензилдигидрогенированный жирный бентонит аммония.
Как описано в патенте США № 5021170, 8с1шта1с и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, сульфированный терполимер этилен/пропилен/5-фенил-2норборнен (полимер ЕПДМ) и загуститель органофильной глины повышают вязкость и суспензионные характеристики с эффектом синергизма буровых флюидов на основе обращенной эмульсии и, прежде всего, таких флюидов, которые характеризуются низким содержанием ароматических углеводородов в непрерывной масляной фазе. Общее описание полимера ЕПДМ приведено в патенте США № 4442011, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки.
Обычно полимеры ЕПДМ содержат приблизительно от 5 до приблизительно 30 миллиэквивалентов сульфогрупп на 100 г сульфонированного полимера, в котором сульфогруппа нейтрализована катионом металла или аминным или аммонийным противоионом. Полимеры ЕПДМ содержат от приблизительно 0,5 до приблизительно 20 мас.% фенилнорборнена или предпочтительно от приблизительно 1 до приблизительно 10%, более предпочтительно от приблизительно 2 до приблизительно 8%.
Предпочтительные полимеры содержат от приблизительно 10 до приблизительно 80 мас.% этилена и от приблизительно 1 до приблизительно 10 мас.% 5-фенил-2-норборненового мономера, и остальное количество в полимере составляет пропилен. Полимер предпочтительно содержит от приблизительно 30 до приблизительно 70 мас.% этилена, т.е. 50 мас.%, и от 2 до приблизительно 8% фенил-2-норборненового мономера, например 5,0 мас.%.
Типичный этилен/пропилен/5-фенил-2норборненовый терполимер имеет вязкость по Муни (МЬ, 1+8, 100°С (212°Е)), равную приблизительно 16, а также содержит приблизительно 50 мас.% этилена и приблизительно 5 мас.% 5фенил-2-норборнена.
Терполимеры имеют среднечисловую молекулярную массу (Мп), измеренную методом гельпроникающей хроматографии (ГПХ), от приблизительно 5000 до приблизительно 300000, более предпочтительно от приблизительно 10000 до приблизительно 80000. Вяз кость по Муни для терполимера составляет от приблизительно 5 до приблизительно 90, более предпочтительно от приблизительно 10 до приблизительно 80, наиболее предпочтительно от приблизительно 15 до приблизительно 50.
Обычно количество гелеобразователя, включающего терполимер и глину, в буровом флюиде составляет от приблизительно 0,2 кг (0,5 фунтов) до приблизительно 4,5 кг (10 фунтов) на 42-галлонный баррель (ррЬ) флюида.
Как описано в патенте США № 4816551, ОеЫег и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, определенные амидные камеди обеспечивают более сильное разжижение жидкости при сдвиге, что улучшает тиксотропные свойства флюидов, содержащих загуститель на основе органофильной глины, прежде всего, в минеральных маслах с низкой вязкостью. Амидные камеди представляют собой продукты реакции двухосновных димеризованных или тримеризованных жирных кислот, диалканоламина и диалкиленполиамина.
Двухосновными кислотами могут быть димеризованные жирные кислоты - продукты, выпускаемые в промышленности и полученные путем димеризации ненасыщенных жирных кислот, содержащих, по крайней мере, 8, предпочтительно приблизительно от 10 или более до приблизительно 18 атомов углерода, включая 9додекановую(цис), 9-тетрадодекановую(цис), 9октадекановую(цис), октадекатетрановую кислоты и т.п. Типичная молекула должна иметь две карбоксильные группы и приблизительно 36 атомов углерода в разветвленной боковой цепи. Могут быть использованы двухосновные тримеризованные жирные кислоты, которые также выпускаются в промышленности и синтезируются аналогичным способом, причем они содержат приблизительно 54 атома углерода, если, по меньшей мере, одна из карбоксильных групп блокирована или нереакционноспособна, т.е. находится в виде эфира, соли и т.п., таким образом, тримеризованная жирная кислота, используемая согласно настоящему изобретению, является двухосновной кислотой. Могут быть использованы смеси димеризованных кислот и тримеризованных кислот.
Диалканоламины включают гидроксиламины, например материалы с алканольными группами, содержащими от 1 до 6 атомов углерода, предпочтительно от 2 до 4 атомов углерода; включая, например, диэтаноламин, ди-нпропаноламин, диизопропаноламин, дибутаноламин, дипентаноламин, дигексаноламин и т.п., а также их комбинации. Предпочтительными являются диэтаноламин и дипропаноламин. Могут быть также использованы алкилгидроксиалкиламины, включая этилгидроксиэтиламин, пропилгидроксиэтиламин, бутилгидроксипропиламин и т.п.
Полиалкиленовые полиамины включают соединения с алкиленовыми группами, содер жащими от 1 до 6 атомов углерода, предпочтительно от 2 до 4 атомов углерода: поли означает целое число от 2 до 20, и, по меньшей мере, 3 атома азота. Такие материалы могут быть представлены общей формулой н н н
I I I
В'' —Ν—(В'—М)х—В'—Ν—К.
где К' означает алкиленовую группу, содержащую от 1 до 6 атомов углерода;
К означает водород или алкильную группу, содержащую от 1 до 6 атомов углерода; а х означает целое число от 1 до 20.
Типичные используемые материалы включают диэтилентриамин, триэтилентетраамин, тетраметиленпентаамин, полиамин НН, полиамин НРА и т.п. Предпочтительными являются диэтилентриамин и триэтилентетраамин.
Продукты могут быть представлены общей формулой ПО—К—Ν—К'—Υ
I с=о
I к I с=о
I
К—N----НО—В.—Ν—К'—Υ
I с=о
I
к.
I с=о
I
--(К'-ЧЧ),_---НО—В—Ν—К'—Υ I с=о
I к
I с=о
I — К—Ν—К где К означает алкиленовую группу, содержащую 20, предпочтительно от приблизительно 30 до 54 атомов углерода;
К' означает алкиленовую группу, содержащую от 1 до 6 атомов углерода;
К означает алкиленовую группу, содержащую от 1 до 6 атомов углерода;
К' означает алкиленовую группу, содержащую от 1 до 6 атомов углерода;
К означает линейную мостиковую группу, ковалентную связь между N и Υ или означает водород или алкильный радикал, содержащий от 1 до 6 атомов углерода;
Υ означает водород или гидроксильную группу; а х означает целое число от 1 до 20.
Как описано в патенте США № 5710110, Соорегшаи и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, присутствие от 0,01 до приблизительно 5 мас.% некоторых продуктов реакции аминоприсоединения в комбинации с одним или более реоло гически активным материалом на основе глины обеспечивает улучшение свойств, препятствующих оседанию буровых флюидов как на основе прямой, так и на основе обращенной масляной эмульсии. Такие реологически актив ные материалы на основе глины включают ор ганоглины, глины смектового типа, включая бентониты (ХУуошшд). обогащенные натривые и кальциевые бентониты и гекториты, а также аттапулгитовую глину. Органоглины и способ их получения описаны, например, в патентах США №№ 5075033, 5130028 и 5151155. Глины смектового типа являются катионообменными глинами, которые подробно описаны, включая химическую формулу, в патенте США №
5350562. Бентониты, являющиеся предпочтительными глинами по настоящему изобретению, подробно описаны в 6 издании (1994г.) сборника Сатг. 1пби51па1 МшетаП апб Коек®' в главе ВеШопйе (Бентониты), авторы проф. Е1хеа апб Миггау, 1пб1апа Иптуегайу. Аттапулгитовые глины являются хорошо известными природными глинами, катионообменная емкость которых несколько ниже по сравнению с глинами смектового типа, такими как бентонит и гекторит.
Продукты реакции аминоприсоединения включают один или более продуктов реакции одного или более полиалкоксилированных алифатических аминосоединений, химическая структура которых может быть представлена следующей формулой:
к I (СН2СНО),Н
В.,—N (СН2СНО)УН к
где К1 означает неразветвленную алкильную группу, полученную из соединений жирного ряда, имеющих от 12 до 18 атомов углерода, К выбирают из группы, включающей в себя водород, метил и этил, а х и у означают, по меньшей мере, 1, и сумма х+у равна от 2 до 15, причем одно или более органических соединений выбирают из группы, включающей в себя малеиновый ангидрид, фталевый ангидрид и их смеси.
Улучшение свойств, препятствующих оседанию, достигается благодаря комбинации смесей многочисленных аминов и реологически активных глин. Альтернативные способы приготовления бурового флюида по настоящему изобретению заключаются в добавлении к буровому флюиду такого материала на основе катионообменной глины отдельно от перечисленных выше продуктов реакции аминоприсоединения, в добавлении аминной добавки к буровому флюиду, если флюид используют для бурения участков, содержащих реологически активные глины, или в добавлении только одного амина, если буровой флюид уже содержит такие материалы на основе глины.
Примеры полимеров, используемых в качестве загустителей бурового флюида по настоящему изобретению, приведены далее в следующих документах.
В публикации под американским государственным регистрационным № Н837, Ретйег и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, описано использование в качестве загустителя буровых растворов на масляной основе водонерастворимого, растворимого в углеводородной среде полимерного комплекса, образованного сульфированным (анионным) полимером и водонерастворимым полимером винилпиридина (катионным).
В патенте США № 4978461, РеНЕет и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, описано использование термопластичного терполимера пметилстирол/нейтрализованный металлом стиролсульфонат/стирол в качестве загустителя буровых растворов на масляной основе.
В патенте США № 4740319, Ра1е1 и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, описано использование латексов на основе полимера, являющегося продуктом реакции полимеризации первого мономера, выбранного из группы, включающей стирол, бутадиен, изопрен и их смеси, и второго функционального мономера, который содержит радикал, выбранный из группы, включающей амид, амин, сульфонат, карбоновую кислоту, дикарбоновую кислоту и их комбинации, при условии, что, по крайней мере, один из функциональных мономеров является азотсодержащим материалом, выбранным из группы, включающей в себя амиды и амины.
В патенте США № 4425461, Тигпег и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, описано использование смеси водонерастворимого нейтрализованного сульфированного термопластичного полимера и водонерастворимого нейтрализованного сульфированного эластомерного полимера в качестве загустителей буровых растворов на масляной основе.
Выпускаемые в промышленности полимеры включают НУВШО™ 201 (ВР Сйешкак), НУУК™ (Лпоса1) и другие.
Афронобразующее ПАВ, используемое во флюидах по настоящему изобретению, должно быть совместимым с жидкой основой и загустителем, чтобы поддерживать ВНСС флюида. В состав ПАВ может также входить один или несколько включенных стабилизаторов, таких как алкилспирты, жирные алканоламиды и алкилбетаины. Обычно алкильная цепь должна содержать от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода. Афронобразующее ПАВ может быть анионным, неионным или катионным, в зависимости от совместимости с загустителем.
Фторсодержащие ПАВ включают без ограничения перечисленным (1) фторированные теломеры, (и) амфотерные фторсодержащие ПАВ, (ш) полимерный фторсодержащий аминооксид, (ίν) фторалкилэтилтиополиакриламиды, (ν) перфторалкилэтилтиополиакриламиды, (νί) производные хлорида 2-гидрокси-М,М,М-триметил-3гамма-омега-перфтор-(С6-С20-алкил)тио-1-пропанаммония, (νίί) фторалкилсульфонат натрия и (νίίί) натриевые соли производного 2-{{[1-окси3(гамма-омега-перфтор-С16-С26-алкил)тио]пропил}амино }-2-метил-1 -пропансульфоновой кислоты.
Особо предпочтительным фторсодержащим ПАВ является смесь сложных фторалифатических полиэфиров, выпускаемая фирмой 3М
Сотрапу под торговым названием РЬиОВАП™ ЕС 740.
В патенте США № 4684479, О'Лгпдо. включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, описана смесь ПАВ, включающая (а) компонент, выбранный из группы, включающей сложные моноэфиры глицерина и насыщенных карбоновых кислот, содержащих от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода, и алифатических спиртов, содержащих от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; (б) сложный эфир стирола и ароматической кислоты; (в) компонент, выбранный из группы, включающей стерины, терпены, желчные кислоты и соли щелочных металлов и желчных кислот; (г) компонент, выбранный из группы, включающей сложные эфиры стерина и алифатических кислот, содержащих от приблизительно 1 до приблизительно 18 атомов углерода; сложные эфиры стерина и сахарных кислот; сложные эфиры сахарных кислот и алифатических спиртов, содержащих от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; сложные эфиры сахаров и алифатических кислот, содержащих от приблизительно 10 до прибилзительно 18 атомов углерода; сахарные кислоты; сапонины и сапогинины; и (д) компонент, выбранный из группы, включающей глицерин, ди- или триэфиры глицирина и алифатических кислот, содержащих от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода, и алифатические спирты, содержащие от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; причем упомянутые компоненты присутствуют в упомянутой смеси в массовом соотношении а:б:в:г:д, равном 2-4:0,5-1,5:0,5-1,5:0-1,5:0-1,5.
Включение афронов во флюиды на основе воды для бурения и технологического обслуживания описано в находящейся на рассмотрении заявке на выдачу патента США, регистрационный № 08/800727, от 13 февраля 1997г. и международной заявке РСТ/и898/02566 от 10 февраля 1998г., каждая из которых включена в описание настоящего изобретения в виде ссылки.
Как уже было указано, в самом общем аспекте целью настоящего изобретения является включение афронов во флюиды на масляной основе для бурения и технологического обслуживания. Жидкой основой может быть флюид, известный в данной области техники, как показано выше на примерах патентов и флюидов, или жидкой основой может быть свежеприготовленный флюид, обладающий требуемыми характеристиками. Стабильные афронсодержащие флюиды для заливки получают путем увеличения ВНСС флюида, по меньшей мере, до 10000 мПа-с, предпочтительно, по меньшей мере, до 20000 мПа-с и более предпочтительно, по меньшей мере, до 40000 мПа-с. Так как стабильность афронов повышается по мере увеличения
ВНСС, могут быть необходимы значения ВНСС порядка нескольких сотен тысяч мПа-с. Мы обнаружили, что загустители, которые обеспечивают увеличение ВНСС, требуемое согласно настоящему изобретению, обладают уникальным свойством замедлять слияние афронов в течение чрезвычайно продолжительных периодов времени.
Афроны получают путем включения (1) афронобразующего ПАВ во флюид и затем путем образования афронов во флюиде, или (2) путем образования афронов в жидкости, которая совместима с флюидом, и путем смешивания афронсодержащей жидкости с флюидом.
Книга Рейх 8еЬЬа Роатк апб Βί1κμιί6 Роатк - Арйгопк (Пены и двухжидкостные пены - афроны), 1ойп \УПеу & 8опк, 1987, включенная в описание настоящего изобретения в виде ссылки, является отличным источником информации по получению и свойствам афронов, т.е. микропузырьков, в водных системах. Афрон состоит из центральной части, которая обычно представляет собой внутреннюю фазу, обычно газ, в форме сферы, инкапсулированной в тонкую оболочку. Эта оболочка содержит молекулы ПАВ, которые расположены таким образом, чтобы создать эффективный барьер, препятствующий слиянию с соседним афроном.
Афроны могут быть получены способами, известными в данной области техники. Кроме способов, описанных в книге Рейх 8еЬЬа, упомянутой ранее, способы получения афронов приведены в патенте США № 5314644, Мкйекеп и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, патенте США № 5397001, Уооп и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, патенте США № 5783118, Ко1аш1, включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, патенте США № 5352436, ^йеайеу и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, и патентах США №№ 4162970,
4112025, 4717515, 4304740 и 3671022, каждый из которых включен в описание настоящего изобретения в виде ссылки.
Афроны образуются благодаря падению давления или кавитации в процессе прокачивания флюида через буровое долото.
Газ, используемый для образования афронов, может быть любым газом, который незначительно растворим в масляной фазе раствора. Таким образом, в качестве газа можно использовать воздух, азот, диоксид углерода и т.п., включая воздух, инкапсулированный в раствор в процессе смешивания.
В предшествующем уровне техники не описано использование афронов (или микропузырьков) в системах с повышенным давлением, как это представлено в настоящем изобретении. Хорошо известно, что гидростатическое давление флюида в стволе скважины увеличивается по мере увеличения глубины скважины. Таким образом, полагают, что, хотя размер микропузырьков сильно уменьшается, повышенная ВНСС предотвращает слияние афронов. В связи с этим афроны могут иметь больший размер на поверхности скважины до тех пор, пока они остаются индивидуальными пузырьками, в то время как при прокачивании их вниз вдоль буровой скважины размер афронов уменьшается до приблизительно менее чем 100 мкм.
Флюид может содержать одну или более жидкость, например жидкость, диспергированную или эмульгированную в жидкой масляной основе, в которой она относительно нерастворима, такую как дисперсии или эмульсии типа вода в масле и т.п., в которой водная фаза представляет собой водную жидкость или водорастворимую жидкость, и в которой масляная фаза представляет собой водонерастворимую жидкость.
Водной жидкостью может быть свежая вода, морская вода или солевой раствор, содержащий растворимые соли, такие как хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция, хлорид магния, бромид натрия, бромид калия, бромид кальция, бромид цинка, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия и их смеси. Солевой раствор может содержать одну или более растворимых солей требуемой концентрацией вплоть до насыщения. Действительно, пересыщенные солевые растворы могут быть использованы, если нежелательно или не требуется использование флюида, не содержащего твердых частиц.
Обычно требуется, чтобы концентрация афронобразующего ПАВ или смеси таких ПАВ составляла от 2,85 кг/м3 (1 ррЬ) до приблизительно 57 кг/м3 (20 ррЬ), предпочтительно от приблизительно 2,85 кг/м3 (1 ррЬ) до приблизительно 42,75 кг/м3 (15 ррЬ). Объем образованных афронов может быть определен путем измерения понижения плотности, которое происходит при образовании афронов во флюиде. Вспенивание флюида, которое нежелательно, может происходить, если концентрация афронобразующего ПАВ избыточна. Мы обнаружили, что концентрация ПАВ может быть увеличена без отрицательного воздействия на флюид по мере увеличения ВНСС. Таким образом, концентрация афронобразующего ПАВ, которая определяется стандартным тестированием, представляет собой количество ПАВ, требуемое для образования афронов в количестве, достаточном для обеспечения требуемого понижения плотности, но которого предпочтительно недостаточно для создания устойчивой пены на поверхности флюида.
Концентрация афронов во флюиде составляет предпочтительно от приблизительно 5 до прибилизительно 20 об.%, более предпочтительно от прибилизительно 5 до приблизительно 15 об.%.
При необходимости плотность флюидов можно подобрать путем добавления во флюиды утяжелителей или путем добавления растворимых солей в растворы, как хорошо известно в данной области техники. Утяжелитель предпочтительно добавляют во флюид перед образованием или включением в него афронов, таким образом с помощью подбора концентрации афронов во флюиде получают требуемую величину конечной плотности афронсодержащего флюида.
Как было отмечено, концентрация афронов во флюиде должна составлять менее 20 об.% при атмосферном давлении. Однако полагают, что при циркуляции флюида в стволе скважины объем афронов уменьшается по мере увеличения гидростатического давления флюида. Действительно, объем афронов может быть снижен практически до нуля в зависимости от глубины ствола скважины. Измеряемая под давлением плотность должна быть очень близка к плотности флюида, не содержащего афронов. Однако афроны не исчезают. Они все еще существуют, и дополнительное количество афронов образуется у наружной стороны бурильного долота благодаря падению давления и кавитации. Афроны чрезвычайно малы, обладают чрезвычайно высокой площадью поверхности и высокой энергией.
Как только флюид выходит из бурового долота и возвращается в кольцевой зазор, возникает определенное падение давления и афроны начинают расширяться. Когда флюид двигается вверх вдоль ствола буровой скважины, происходят потери в формации, афроны проникают в поры, микротрещины и другие зоны поглощения. Такими зонами поглощения являются зоны, в которых возникает падение давления. Затем афроны в этих зонах поглощения расширяются, и агрегируют и, таким образом, закупоривают зоны поглощения. % афронов по обьему в данном микроокружении сильно варьирует и зависит от удельного давления и падения давления в пределах зон поглощения. Таким образом, полагают, что плотность в микроокружении значительно отличается от плотности флюида в стволе скважины.
Понижение плотности при атмосферном давлении, происходящее при включении во флюиды до 20 об.% газа по настоящему изобретению, является достаточным для обеспечения количества афронов, необходимого в стволе скважины, при этом флюид рециркулирует без возникновения проблем с эксплуатацией насосов.
Кроме того, флюид может содержать другие функциональные материалы, известные в данной области техники, такие как эмульгаторы, смачивающие агенты и т. п.
В широком смысле полагают, что афроны, присутствующие во флюиде, эффективно закупоривают пустоты в формации в процессе буре ния или технологического обслуживании скважин, таким образом предотвращая избыточные потери флюида в формации, в котором осуществляется бурение или технологическое обслуживание.
Флюиды по настоящему избретению могут быть использованы для стандартного бурения и технологического обслуживания скважин стандартными методами, как известно в данной области техники. Таким образом, при бурении нефтяной и/или газовой скважины флюид циркулирует от поверхности скважины вниз вдоль бурильной колонны, по кольцевому трубопроводу или т.п. через долото и по кольцевому зазору между бурильной колонной и стенками ствола скважины обратно к поверхности. Афроны, входящие в состав флюида, закупоривают поверхность ствола скважины, предотвращая потери избыточного количества флюида в пласте, в котором происходит бурение.
Афронсодержащий флюид по настоящему изобретению предпочтительно используют в процессе бурения, в котором буровое долото снабжено дополнительным устройством струйного типа с кавитационным эффектом. Примеры бурового долота, снабженного дополнительным устройством струйного типа с кавитационным эффетом, описаны в патенте США № 4262757, Ιοίιη/,οη 1г. и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, и в патенте США № 4391339, Ιοίιη/,οη 1г. и соавт., включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки. Насадка струйного типа в дополнительном устройстве долота предпочтительно включает в центральном положении соединительную часть, которая снижает давление буровых флюидов, находящихся под давлением, и приводит к образованию кавитационных пузырьков во флюиде. См., например, патент США № 5086974, НепШате, включенный в описание настоящего изобретения в виде ссылки, и патент США № 5217163, НепШате, включенный в описание настоящего изобретения в виде ссылки.
Аналогичным образом буровые флюиды по настоящему изобретению могут быть использованы в операциях по технологическому обслуживанию скважины, таких как операции по вскрытию скважины, операции капитального ремонта скважины, операции по контролю за проникновением песка в ствол скважины, операции по гидравлическому разрыву пласта и т.п. Флюиды могут быть использованы в качестве флюида для заливки для высвобождения труб и инструментов, заклиненных в глинистой корке на стенках ствола скважины в результате дифференциального бурения.
Для более полного описания настоящего изобретения представлены следующие иллюстративные примеры, не ограничивающие объем притязаний изобретения. В качестве афронобразующего ПАВ были исследованы следующие
ПАВ: 8ТЕОЬ™ С8-460, лаурилсульфат натрия с активностью 60%; и ЕЬиОКАЭ™ ЕС-740, смесь фторированных алифатических сложных полиэфиров. В таблицах и в описании использованы следующие сокращения: мПа-с=сантипуаз; г=граммы; ЬЫ=42 галлон баррелей; ррд=фунты на галлон; ррЬ=фунты на баррель; рк=фунты на квадратный дюйм; об./мин=обороты в минуту; 8Т1=индекс разжижения при сдвиге, который означает соотношение вязкости по Брукфельду при 0,5 об./мин к вязкости по Брукфельду при 100 об./мин и является мерой степени разжижения раствора при сдвиге; об.=объем; ВНСС=вязкость при низкой скорости сдвига, определенная с помощью вискозиметра Брукфильда при 0,5 об./мин.
Пример 1.
Для получения вязкой суспензии 8,0 г органофильного гекторита САКВО-СЕЬ™ диспергируют в 300 г (1 ЬЬ1 эквивалент) дизельного масла и добавляют 1 г пропиленкарбонатного диспергатора. 2,0 г ПАВ 8ТЕОЬ™ С8-640 добавляют при перемешивании в высокоскоростном смесителе. Афроны вводят в вязкий флюид из воронки в перемешиваемую смесь.
Пример 2.
Повторяют методику, приведенную в примере 1, но используют 11,0 г САКВО-СЕЬ™.
В полученных в примерах 1-2 флюидах измеряют вязкость по Брукфильду при 0,5 об./мин, которая является мерой ВНСС, и вязкость по Брукфильду при 100 об./мин. Соотношение вязкости при 0,5 об./мин к вязкости при 100 об./мин является мерой разжижения при сдвиге для данного флюида. Измеряют также плотность флюидов и используют полученное значение для расчета концентрации афронов в растворах по следующему уравнению:
(Рассчитанная плотность-Реальная плотность)(100)% (Рассчитанная плотность)
Полученные данные представлены в табл. 1. Таблица 1
| Пример | Вязкость по Брукфильду, мПа-с | Плотность, рр§ (кг/м3) | Рассч. плотность, рр§ (кг/м3) | Содержание афронов, об.% | ||
| 0,5 об./мин | 100 об./мин | 8ΊΊ | ||||
| 1 | 47000 | 369 | 127 | 5,58 | 7,40 | 24,6 |
| (668,5) | (886,5) | |||||
| 2 | 111000 | 912 | 122 | 6,51 | 7,47 | 12,9 |
| (779,9) | (894,9) |
Пример 3.
баррель эквивалент (350 см3) 1505,89 кг/м3 (12,57 ррд) бурового флюида на основе обращенной масляной эмульсии, с соотношением дизельное масло/вода 80:20, содержащего 15,67 кг/м3 (5,5 ррЬ) САКВО-СЕЬ™, 2,85 кг/м3 (1 ррЬ) пропиленкарбоната, 14,25 кг/м3 (5 ррЬ) САКВО-ТЕС™Ь, 22,8 кг/м3 (8 ррЬ) САКВО-МЬТЬ™, 8,55 кг/м3 (3 ррЬ) извести и 652,65 кг/м3 (229 ррЬ) барита, причем водная внутренняя фаза представляет собой 30 мас.%-ый раствор хлорида кальция, помещают в высокоскоростной смеси тель ОЧспхсг. Затем добавляют 5,7 кг/м3 (2 ррЬ) фторуглеродного ПАВ РЬиОВАО™ РС-740 (неионные фторалифатические сложные полиэфиры) и перемешивают в течение 5 мин. Затем измеряют плотность по Брукфильду. Полученный флюид, который содержит приблизительно 9,7% афронов, затем пропускают через гомогенизатор АРУ Оаи1ш™ при 6895 кН/м2 (1000 р§1) и снова измеряют плотность и вязкость.
Полученные данные представлены далее в табл. 2.
Таблица 2
| Раствор | Вязкость по Брукфильду, мПа*с | Плотность, рр§ (кг/м3) | Содержание афронов, об.% | |||
| Гомогенизируется | 0,3 об./мин | 0,5 об./мин | 100 об./мин | 8ΤΙ | ||
| Нет | 23000 | 15200 | 215 | 71 | 11,43 (1369,3) | 9,7 |
| Да | 74000 | 48200 | 490 | 98 | 11,52 (1380,1) | 7,5 |
Пример 4.
Для получения вязкой эмульсии 8,0 г загустителя на основе органоглины САК ВОСЕН™ диспергируют в 295 г (1 ЬЬ1 эквивалент) минерального масла ΜΕΝΤΟΚ™ 28, добавляя 1 г пропиленкарбоната. Затем добавляют 1 г гидрофобного кремнезема САВ-О-81Ь™ Τ8-720 и 1 г 8ТЕОЬ™ С8-460 с последующим добавлением 0,55 г фторсодержащего ПАВ РБиОКАЭ'™ РС740. Этот флюид анализируют, как описано выше. Полученные данные представлены в табл. 3.
Таблица 3
| Вязкость по Брукфильду, Па (мПа-с) | Плотность, ррд (кг/м3) | Рассч. плотность, ррд (кг/м3) | Содержание афронов, об.% | ||
| 0,5 об./мин | 100 об./мин | 8ΤΙ | |||
| 100000 | 900 | 111 | 6,07 (727,2) | 7,02 (841) | 13,5 |
Пример 5.
Композиции флюидов, полученные, как указано в примерах 1, 2, 3 и 4, были использованы в процессе бурения скважины по хорошо известному методу роторного бурения, при этом упомянутый флюид непрерывно рециркулирует в буровой скважине. Входящие в состав бурового флюида афроны закупоривают поры и пористые образования и трещины, контактирующие с флюидом, что позволяет предотвратить избыточные потери флюида в пласте. Соответственным образом флюиды используют для технологического обслуживания скважины.
Claims (18)
1. Флюид для бурения или технологического обслуживания скважины, отличающийся тем, что он содержит масляную жидкость в качестве непрерывной жидкой фазы, включающую в себя, по крайней мере, один загуститель, придающий флюиду вязкость при низкой скорости сдвига, определенную на вискозиметре Брукфильда при 0,5 об./мин и равную, по меньшей мере, приблизительно 10000 мПа-с, по меньшей мере, одно афронобразующее ПАВ и афроны.
2. Флюид по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит дискретную водную фазу.
3. Флюид по п.1, отличающийся тем, что он содержит афроны в количестве от приблизительно 5 об.% до приблизительно 20 об.%.
4. Флюид по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что вязкость при низкой скорости сдвига составляет, по меньшей мере, приблизительно 20000 мПа-с.
5. Флюид по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что вязкость при низкой скорости сдвига составляет, по меньшей мере, приблизительно 40000 мПа-с.
6. Флюид по любому из пп.1, 4 или 5, отличающийся тем, что он содержит афроны в количестве от приблизительно 5 об.% до приблизительно 15 об.%.
7. Флюид по п.1, отличающийся тем, что он является непрерывно циркулируемым.
8. Флюид по п.1, отличающийся тем, что афроны расположены во флюиде с возможностью поглощения избытка флюида для бурения или технологического обслуживания скважины при его выходе внутрь формации.
9. Флюид по любому из пп.1, 3 или 6, отличающийся тем, что он имеет вязкость при низкой скорости сдвига, равную, по меньшей мере, приблизительно 100000 мПа-с.
10. Способ бурения или технологического обслуживания скважины, включающий циркулирование флюида для бурения или технологического обслуживания в стволе скважины, отличающийся тем, что в качестве флюида для бурения или технологического обслуживания используют масляную жидкость в виде непрерывной жидкой фазы, включающую в себя, по крайней мере, один загуститель, придающий флюиду вязкость при низкой скорости сдвига, определенную на вискозиметре Брукфильда при 0,5 об./мин и равную, по меньшей мере, приблизительно 10000 мПа-с, по меньшей мере, одно афронобразующее ПАВ и афроны.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что в состав флюида дополнительно включают дискретную водную фазу.
12. Способ по п.10, отличающийся тем, что афроны включают в состав флюида в количестве от приблизительно 5 об.% до приблизительно 20 об.%.
13. Способ по п.10, отличающийся тем, что флюиду придают вязкость при низкой скорости сдвига, равную, по меньшей мере, приблизительно 20000 мПа-с.
14. Способ по п.10, отличающийся тем, что флюиду придают вязкость при низкой скорости сдвига, равную, по меньшей мере, приблизительно 40000 мПа-с.
15. Способ по любому из пп.10, 13 или 14, отличающийся тем, что афроны включают в состав флюида в количестве от приблизительно 5 об.% до приблизительно 15 об.%.
16. Способ по любому из пп.10, 12 или 15, отличающийся тем, что флюиду придают вязкость при низкой скорости сдвига, равную, по меньшей мере, приблизительно 100000 мПа-с.
17. Способ по п.10, отличающийся тем, что циркулирование флюида осуществляют непрерывно.
18. Способ по п.10, отличающийся тем, что предотвращают потерю флюида от проникновения избытка флюида для бурения или технологического обслуживания скважины внутрь формации посредством афронов.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/246,935 US6156708A (en) | 1997-02-13 | 1999-02-09 | Aphron-containing oil base fluids and method of drilling a well therewith |
| PCT/US1999/031050 WO2000047692A1 (en) | 1999-02-09 | 1999-12-27 | Aphron-containing oil base fluids and method of drilling a well therewith |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200100881A1 EA200100881A1 (ru) | 2002-02-28 |
| EA002952B1 true EA002952B1 (ru) | 2002-12-26 |
Family
ID=22932840
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200100881A EA002952B1 (ru) | 1999-02-09 | 1999-12-27 | Флюид для бурения или технологического обслуживания скважины и способ бурения или технологического обслуживания скважины |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6156708A (ru) |
| EP (1) | EP1161511B1 (ru) |
| CN (1) | CN1229470C (ru) |
| AP (1) | AP2001002256A0 (ru) |
| AR (1) | AR022524A1 (ru) |
| AT (1) | ATE276330T1 (ru) |
| AU (1) | AU766761B2 (ru) |
| BR (1) | BR9917054B1 (ru) |
| CA (1) | CA2359846C (ru) |
| DE (1) | DE69920283D1 (ru) |
| EA (1) | EA002952B1 (ru) |
| ID (1) | ID29974A (ru) |
| NO (1) | NO326934B1 (ru) |
| OA (1) | OA11829A (ru) |
| WO (1) | WO2000047692A1 (ru) |
Cited By (1)
| 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 |
Families Citing this family (56)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5881826A (en) | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| WO2001007860A2 (en) * | 1999-07-22 | 2001-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Components and methods for use with explosives |
| US6562764B1 (en) * | 2000-02-10 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Serv Inc | Invert well service fluid and method |
| US6502637B2 (en) * | 2000-03-27 | 2003-01-07 | Clearwater, Inc. | Treating shale and clay in hydrocarbon producing formations |
| US6649571B1 (en) * | 2000-04-04 | 2003-11-18 | Masi Technologies, L.L.C. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
| US7211550B2 (en) * | 2000-07-14 | 2007-05-01 | Cabot Corporation | Compositions for controlling scaling and completion fluids |
| MXPA03007354A (es) * | 2001-02-14 | 2004-06-30 | Cabot Specialty Fluids Inc | Fluidos de perforacion que contienen un formato de metal alcali. |
| US20030092580A1 (en) * | 2001-10-11 | 2003-05-15 | Clearwater, Inc. | Invert emulsion drilling fluid and process |
| US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| US6926081B2 (en) * | 2002-02-25 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of discovering and correcting subterranean formation integrity problems during drilling |
| AU2003234698B2 (en) * | 2002-04-16 | 2008-09-18 | Texas United Chemical Company, Llc. | Viscous oleaginous fluids and methods of drilling and servicing wells therewith |
| US6739414B2 (en) * | 2002-04-30 | 2004-05-25 | Masi Technologies, L.L.C. | Compositions and methods for sealing formations |
| US7037881B2 (en) * | 2003-02-03 | 2006-05-02 | Growcock Frederick B | Stabilized colloidal and colloidal-like systems |
| GB2413582A (en) * | 2003-02-03 | 2005-11-02 | Masi Technologies Llc | 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 |
| US7026272B2 (en) * | 2003-03-11 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing oil containing subterranean zones |
| US7199085B2 (en) * | 2003-05-06 | 2007-04-03 | Masi Technologies, Inc. | Colloidal and colloidal-like systems in aqueous, clay-based fluids |
| GB2409690B (en) * | 2003-12-31 | 2006-10-25 | Schlumberger Holdings | Method for casing drilling |
| 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 |
| WO2007145734A2 (en) | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| US7690429B2 (en) | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US7867953B2 (en) * | 2005-01-25 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using drilling fluids containing biodegradable organophilic clay |
| US7521399B2 (en) * | 2005-01-25 | 2009-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids containing biodegradable organophilic clay |
| US7781379B2 (en) * | 2005-01-25 | 2010-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids containing biodegradable organophilic clay treated with an amide-containing quaternary ammonium surfactant |
| CA2597713A1 (en) * | 2005-02-14 | 2006-08-24 | Total Separation Solutions, Llc | Conserving components of fluids |
| US7546874B2 (en) * | 2005-02-14 | 2009-06-16 | Total Separation Solutions, Llc | Conserving components of fluids |
| US7891424B2 (en) | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| US7803743B2 (en) | 2005-06-06 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
| US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| US20070079965A1 (en) * | 2005-10-06 | 2007-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing aqueous fluid recovery form subterranean formations |
| US8163675B2 (en) * | 2005-10-20 | 2012-04-24 | Akzo Nobel N.V. | Emulsifier based on polyamines and fatty acid/maleic anhydride |
| 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 |
| EP2035651A4 (en) | 2006-06-07 | 2009-08-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | METHOD FOR PRODUCING COMPRESSIBLE OBJECTS FOR A VARIABLE DENSITY DRILLING FLUSH |
| CA2669453C (en) | 2006-08-04 | 2018-11-13 | Verenium Corporation | Glucanases, nucleic acids encoding them and methods for making and using them |
| EP2479266B1 (en) | 2006-12-21 | 2016-03-09 | BASF Enzymes LLC | Amylases and glucoamylases, nucleic acids encoding them and methods for making and using them |
| CA2644820A1 (en) * | 2007-11-27 | 2009-05-27 | Engineered Drilling Solutions Inc. | Glycerol based drilling fluids |
| US20090140444A1 (en) * | 2007-11-29 | 2009-06-04 | Total Separation Solutions, Llc | Compressed gas system useful for producing light weight drilling fluids |
| CN101531889B (zh) * | 2009-04-13 | 2010-12-29 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 钻井用油基解卡液 |
| WO2011066024A1 (en) | 2009-11-30 | 2011-06-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for forming high performance compressible objects |
| BR112013015611A2 (pt) * | 2010-12-20 | 2018-05-15 | 3M Innovative Properties Co | métodos para tratamento de formações contendo hidrocarboneto e carbonato com óxidos de amina fluorado. |
| US9701889B2 (en) | 2011-01-13 | 2017-07-11 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating siliciclastic hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides |
| CA2759728C (en) * | 2011-11-28 | 2014-04-29 | Calfrac Well Services Ltd. | Aphron-containing fracturing fluid |
| CN103387822A (zh) * | 2012-05-09 | 2013-11-13 | 天津市宏科泥浆助剂厂 | 低荧光油基解卡剂及其制备方法 |
| BR112015011484A2 (pt) | 2012-11-19 | 2017-07-11 | 3M Innovative Properties Co | método para colocar formações portadoras de hidrocarboneto em contato com polímeros iônicos fluorados |
| US9657522B2 (en) | 2013-03-29 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of beneficiating drilling fluids comprising low- and high-quality clays |
| US20140291029A1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Beneficiated Clay Viscosifying Additives |
| US10053935B2 (en) | 2013-07-03 | 2018-08-21 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Lubricating compositions for use with downhole fluids |
| AU2014407613B2 (en) * | 2014-09-29 | 2018-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of carbonates as wellbore treatment |
| CN106554758A (zh) * | 2015-09-25 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基发泡的方法 |
| CN106554762A (zh) * | 2015-09-25 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基发泡的方法 |
| CN106554761A (zh) * | 2015-09-25 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基发泡的方法 |
| CN106554760A (zh) * | 2015-09-25 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基发泡的方法 |
| CN106554769A (zh) * | 2015-09-25 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基发泡的方法 |
| CN106554759A (zh) * | 2015-09-25 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基发泡的方法 |
| CN106554756A (zh) * | 2015-09-25 | 2017-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种发泡剂和发泡剂组合物及其应用和油基发泡方法 |
| CN114437683B (zh) * | 2020-11-03 | 2023-08-11 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种抗高温油基泡沫钻井液及其制备方法 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5881826A (en) * | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| US6123159A (en) * | 1997-02-13 | 2000-09-26 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability |
| US5916849A (en) * | 1998-07-24 | 1999-06-29 | Venture Innovations, Inc. | Polysaccharide-containing well drilling and servicing fluids |
-
1999
- 1999-02-09 US US09/246,935 patent/US6156708A/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-12-27 AT AT99966691T patent/ATE276330T1/de not_active IP Right Cessation
- 1999-12-27 DE DE69920283T patent/DE69920283D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-12-27 AP APAP/P/2001/002256A patent/AP2001002256A0/en unknown
- 1999-12-27 AU AU22190/00A patent/AU766761B2/en not_active Ceased
- 1999-12-27 ID IDW00200101755A patent/ID29974A/id unknown
- 1999-12-27 CN CNB998161063A patent/CN1229470C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1999-12-27 OA OA1200100106A patent/OA11829A/en unknown
- 1999-12-27 CA CA002359846A patent/CA2359846C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-12-27 WO PCT/US1999/031050 patent/WO2000047692A1/en active IP Right Grant
- 1999-12-27 BR BRPI9917054-0A patent/BR9917054B1/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-12-27 EP EP99966691A patent/EP1161511B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-12-27 EA EA200100881A patent/EA002952B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2000
- 2000-02-07 AR ARP000100518A patent/AR022524A1/es active IP Right Grant
-
2001
- 2001-08-07 NO NO20013846A patent/NO326934B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| 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 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2359846A1 (en) | 2000-08-17 |
| CN1229470C (zh) | 2005-11-30 |
| OA11829A (en) | 2005-08-22 |
| AU766761B2 (en) | 2003-10-23 |
| NO20013846L (no) | 2001-10-08 |
| EP1161511A4 (en) | 2003-01-02 |
| CN1337986A (zh) | 2002-02-27 |
| DE69920283D1 (de) | 2004-10-21 |
| US6156708A (en) | 2000-12-05 |
| NO20013846D0 (no) | 2001-08-07 |
| NO326934B1 (no) | 2009-03-16 |
| BR9917054B1 (pt) | 2009-05-05 |
| AU2219000A (en) | 2000-08-29 |
| ATE276330T1 (de) | 2004-10-15 |
| ID29974A (id) | 2001-10-25 |
| AP2001002256A0 (en) | 2001-09-30 |
| EA200100881A1 (ru) | 2002-02-28 |
| EP1161511B1 (en) | 2004-09-15 |
| EP1161511A1 (en) | 2001-12-12 |
| CA2359846C (en) | 2004-05-11 |
| BR9917054A (pt) | 2002-01-29 |
| AR022524A1 (es) | 2002-09-04 |
| WO2000047692A1 (en) | 2000-08-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA002952B1 (ru) | Флюид для бурения или технологического обслуживания скважины и способ бурения или технологического обслуживания скважины | |
| AU2001249796B2 (en) | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids | |
| EA002964B1 (ru) | Флюид и способ высвобождения заклинившей в буровой скважине трубы или инструмента | |
| EP2207863B1 (en) | Wellbore fluid | |
| US8474532B2 (en) | Invert silicate fluids for wellbore strengthening | |
| CA2466549C (en) | Colloidal and colloidal-like systems in aqueous, clay-based fluids | |
| US20110146983A1 (en) | Method of carrying out a wllbore operation | |
| US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| EA014520B1 (ru) | Скважинный раствор | |
| US7037881B2 (en) | Stabilized colloidal and colloidal-like systems | |
| EA003014B1 (ru) | Раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ бурения или эксплуатации скважины в подземной формации | |
| RU2231534C2 (ru) | Буровой раствор и способ приготовления бурового раствора | |
| EP2707451B1 (en) | Method of carrying out a wellbore operation | |
| CA2515060C (en) | Stabilized colloidal and colloidal-like systems | |
| US11767459B2 (en) | Low density oil-based wellbore fluids and methods thereof | |
| MXPA01008087A (en) | Aphron-containing oil base fluids and method of drilling a well therewith |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 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 AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |
|
| NF4A | Restoration of lapsed right to a eurasian patent |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |
|
| 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 MD |
|
| 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): KZ TJ RU |