EA008095B1 - Способ обработки скважины для предотвращения или устранения поглощения бурового раствора - Google Patents
Способ обработки скважины для предотвращения или устранения поглощения бурового раствора Download PDFInfo
- Publication number
- EA008095B1 EA008095B1 EA200501804A EA200501804A EA008095B1 EA 008095 B1 EA008095 B1 EA 008095B1 EA 200501804 A EA200501804 A EA 200501804A EA 200501804 A EA200501804 A EA 200501804A EA 008095 B1 EA008095 B1 EA 008095B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- fibers
- solid particles
- pumped
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 69
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 55
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 19
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 17
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 11
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 229920006282 Phenolic fiber Polymers 0.000 claims description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 2
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims description 2
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 2
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- LQKOJSSIKZIEJC-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Mn+2].[Mn+2].[Mn+2].[Mn+2] LQKOJSSIKZIEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 abstract description 2
- 239000006187 pill Substances 0.000 abstract 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 5
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 3
- 239000004620 low density foam Substances 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 229920000298 Cellophane Polymers 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004255 ion exchange chromatography Methods 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- -1 sawdust Substances 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 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
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 229940056932 lead sulfide Drugs 0.000 description 1
- 229910052981 lead sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011268 mixed slurry Substances 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin 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
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
-
- 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
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Способ предотвращения или исправления поглощения бурового раствора во время бурения скважины содержит добавление при концентрации в пределах между около 0,5 и 6 фунтами диспергируемых в воде волокон, имеющих длину между около 10 и около 25 мм, например стеклянных или полимерных волокон, к закачиваемой текучей среде на водной основе, включающей твердые частицы, имеющие эквивалентный диаметр, равный 300 мкм или менее. Текучая среда-основа с твердыми частицами может быть буровым раствором или шаром малого объема, специально закачиваемым для исправления поглощения бурового раствора.
Description
Данное изобретение относится к способам предотвращения или устранения проблем прекращения циркуляции (поглощения) бурового раствора, встречающихся во время бурения скважин, таких как нефтяные, газовые или геотермальные скважины или тому подобное.
Уровень техники
Поглощение бурового раствора определяется как общая или частичная потеря буровых растворов или цемента в сильно проницаемых зонах, кавернозных формациях и естественных или принудительных трещинах во время операций бурения или цементирования. Последствия поглощения бурового раствора могут включать разрыв в результате падения уровня жидкости в скважине (потеря гидростатического напора); прихват труб в результате плохого удаления отходов;
зональное повреждение изоляции в результате недостаточного заполнения цементом;
увеличенные затраты в результате потери буровых растворов или цемента, увеличенного времени бурения и ремонтных операций цементирования;
повреждение формации в результате потерь в продуктивной зоне и потеря скважины.
Тяжесть поглощения бурового раствора может изменяться от малой (<10 баррель (1,5 м3)/ч) до тяжелой (полная потеря текучей среды, не позволяющая держать отверстие заполненным или достичь возврата на поверхность).
Одним из подходов к проблеме поглощения бурового раствора является добавление к жидкости материалов (материалов для восстановления циркуляции (МВЦ) или материалов для борьбы с поглощением), которые перекрывают или блокируют утечку в формацию. МВЦ обычно относятся к четырем главным типам гранулированный материал (например, измельченная ореховая скорлупа, пластики или известняк); чешуйчатый материал (например, целлофановые чешуйки);
волокнистый материал (например, опилки, сено, стекловолокно) и инкапсулированные абсорбирующие текучую среду частицы.
МВЦ могут изменяться по размеру от 200 меш до 3/4 дюйма и обычно используются в концентрациях от 8 до 120 фунт/баррель в соответствии с тяжестью потерь.
Цементные пробки, часто содержащие МВЦ, устанавливаемые на уровне поглощения бурового раствора, также часто используют для решения указанных проблем во время бурения. Цементы низкой плотности, включая пеноцементы, рассматриваются как особенно используемые. Обычно полагают, что применение МВЦ в цементных растворах эффективно только при малых или частичных потерях, и для ситуаций тотальной потери пеноцемент является единственно эффективным раствором. Наиболее широко распространенными МВЦ, используемыми в цементных растворах, являются гранулированные материалы, такие как гильсонит, угольная крошка или измельченная ореховая скорлупа. Был опробован целлофановый чешуйчатый материал, но возникали проблемы со смешиванием суспензии при более высоких загрузках. Волокнистые материалы редко используют в цементных растворах из-за проблем закупоривания цементирующего оборудования. Одна из предложенных систем с использованием волокна описана в ЕР 1284248, и она содержит применение стеклянных или полимерных волокон в цементном растворе низкой плотности, содержащем твердые материалы, представленные в дискретных диапазонах размеров частиц.
Другие гелеобразующие или вязкие системы, которые не содержат портланд-цемента, также используются в качестве пробок. Примерами их являются гелеобразующие агенты, такие как силикаты, с подходящим активатором. Такие пробки могут также содержать закупоривающие материалы, такие как измельченный карбонат кальция с размерами частиц в пределах от 8 до 254 мкм и при концентрациях вплоть до 10 фунтов (4,5 кг)/баррель. Другие гелеобразующие системы включают магнезиальный цемент (оксид магния, хлорид магния и вода).
Некоторые другие смешиваемые в скважине системы также были предложены. Они включают глинистые пробки дизельное масло-бентонит (М-ΌΟΒ) и полисахаридные гелеобразующие системы, инкапсулированные в эмульсиях, которые разрушают усилиями сдвига в скважине (см. ЕР 0738310). Усовершенствование этой последней системы имеет гелеобразующая система, объединенная с цементом (смотри \νθ 00/75481). Дополнительные подробности проблем поглощения бурового раствора и возможные решения можно найти в Вате!, Оассотб аиб Уеаттооб, νοίΐ Сетеибид, Сбар1ет 6 СетеибЕогтабои 1и1етасбоик, 6-1 !о 6-17.
Задача данного изобретения - предоставить технологии, которые могут быть использованы во время бурения, для уменьшения проблем, связанных с поглощением бурового раствора.
Сущность изобретения
В наиболее широком смысле данное изобретение относится к обработке скважины текучей средой на водной основе, содержащей твердые частицы, имеющие диаметр, равный 300 мкм или менее, и диспергируемые в воде волокна, имеющие длину между около 10 и около 25 мм, добавленные при концентрации между около 0,5 и 6 фунтами на баррель жидкости.
- 1 008095
Без желания быть связанными теорией предполагается, что диспергируемые в воде волокна улучшают образование осадка на фильтре, формируя сети вдоль стенки скважины, которые легко закупориваются малыми твердыми частицами.
Текучая среда по изобретению сама по себе может быть буровым раствором, и в этом последнем случае малые твердые частицы представлены, например, взвешенными материалами, добавленными для увеличения массы бурового раствора, которые содержат, например, барит (сульфат бария), гематит (оксид железа), ильменит (смешанный оксид железа и титана), сидерит (карбонат железа), галенит (сульфид свинца), тетраоксид марганца или оксид цинка. Взвешенные частицы имеют средний размер частиц в пределах от 20 до 200 мкм - то есть порядка величины приблизительно в 100-1000 раз меньше чем диспергируемые в воде волокна. Обычно количества используемого взвешенного материала находятся в пределах от 0,2 до 2, более обычно от 0,25 до 1,5 кг на литр.
Согласно одному варианту изобретения, диспергируемыми в воде волокнами являются стекловолокна обычно длиной 10-15 мм и диаметром 20 мкм. Они предпочтительно изготовлены из штапелированных щелочестойких волокнистых стренг, имеющих диспергируемую в воде проклеивающую систему, как продуктов легко доступных в качестве заменяющих асбест волокон. Чем больше длина волокна, тем лучше его способность формировать паутинообразную структуру. Однако стекловолокна свыше 15 мм, проверенные до настоящего времени, было невозможно перекачивать со стандартным смесительным оборудованием, доступным на буровой. Концентрации обычно находятся в пределах от около 1 до около 3 фунтов на баррель текучей среды, хотя более высокая концентрация может быть необходима для конкретного критического случая (в этом случае текучую среду более подходяще прокачивать как шар относительно короткого объема).
Волокна обычно добавляют в находящееся на поверхности смесительное оборудование, используемое для смешивания бурового раствора. Обычные концентрации для волокон - 1-5 фунт/баррель. Другие МВЦ, такие как другие волокнистые материалы, чешуйки и гранулированные частицы также могут быть добавлены при подобных концентрациях.
Согласно другому варианту данного изобретения, волокнами являются полимерные волокна, такие как новолоидные волокна, доступные, например, в пределах длины от около 18 до 22 мм и диаметром около 21 мкм с содержанием воды 35-45% (более подробное описание подходящих волокон см. и8 5782300).
Как упоминалось выше, текучей средой для обработки по данному изобретению может быть текучая среда, используемая в настоящее время для бурения скважины, или специально смешанные текучие среды для цели устранения проблем поглощения бурового раствора возможно в форме шара ограниченного объема. В этом последнем случае текучая среда будет еще содержать твердые частицы малого размера - обычно подобные тем, которые обычно встречаются в буровых растворах. В одном варианте указанный шар может быть разделителем.
Особенно предпочтительная форма шара включает волокна и цемент, такой как микроцемент необязательно с добавлением закупоривающего материала, такого как карбонат кальция или сортированные по крупности гранулированные частицы. Такой шар может содержать 80% сортированных по размерам частиц карбоната кальция и 20% микроцемента, а также волокна. Полимеры также могут быть включены в состав.
Хотя такие шары можно закачивать постоянно, может быть также желательно смешивать и закачивать объем, который не возвращается на поверхность, но лишь является достаточным для достижения зоны поглощения бурового раствора с тем, чтобы избежать закупоривания находящегося на поверхности оборудования.
Другой аспект изобретения относится к применению волокон в цементных растворах. В этом аспекте цементный раствор низкой плотности, имеющий твердые компоненты, представленные в дискретных диапазонах размеров частиц, и содержащий волокна, готовят и закачивают в скважину наряду с газом под давлением так, чтобы образовать вспененную суспензию низкой плотности, которую помещают вблизи зоны поглощения бурового раствора.
Краткое описание чертежей
Данное изобретение теперь будет описано на примерах со ссылкой на сопровождающий чертеж, который показывает схематический вид системы для подачи вспененных цементов низкой плотности с волокнами для решения проблем поглощения бурового раствора.
Подробное описание изобретения
Данное изобретение применимо для различных типов буровых растворов как на водной основе, так и на масляной основе, как показано в таблицах ниже:
- 2 008095
Буровые растворы на водной основе | Коммерческие наименования |
- Бентонитовые буровые растворы | М-1 Се1 |
- Полимерные буровые растворы | Ро1уР1из |
Пассивирующие буровые растворы - Инкапсулирующие буровые растворы | МСАТ |
- Гликолевый буровой раствор | ΟΙγάΓΪΙΙ |
- Резервуарные буровые растворы | БбагйгШ ΌϊΡγο |
Старые системы - Гипсовый буровой раствор - Известковый буровой раствор | |
Экзотические буровые растворы на водной основе - Силикатные буровые растворы - Проводящие буровые растворы - ММН - АрЬгопз, ЕагеРго - Формиатные буровые растворы | 8±дтаОг111 δϋάτίΐΐ |
Буровые растворы на масляной основе | Коммерческие наименования |
- Буровые растворы на основе дизельного масла - Буровые растворы на основе минерального масла | УегзадгШ Уегзас1еап |
- Низкотоксичное минеральное масло (ЬТМО) | νθΓ8Βνθτϋ |
Буровые растворы на основе синтетического масла | |
- Линейные альфа-олефины - Внутренние олефины | Ыо7ар1из ΝονΒΐθΟ |
- Сложноэфирные буровые растворы | РебгоГгее Ппадгееп |
- Экзотические системы: АссЬа1, простой эфир и т.д. | Есодгееп |
Следующие два примера поясняют применение волокнистых материалов для решения проблем поглощения бурового раствора в соответствии с изобретением.
Пример 1.
Скважина, пробуренная до вертикальной глубины 2700 м, натолкнулась на зону тяжелого поглощения бурового раствора. Скважина была пробурена с буровым раствором ОеЮзет, имеющим следующие свойства:
Вязкость: | 77 |
Ρν/ΥΡ: | 19/15 |
Прочность геля: | 6/16 |
Потеря воды: | 8,2 |
рН: | 10 |
С1: | 900 |
Са: | 35 |
Плотность: | 1100 кг/м3 |
Пластическая вязкость: | 55-65 сП |
В начале процедуры по изобретению 13 мешков (-295,1 кг) диспергируемых в воде стекловолокон длиной 10-14 мм и диаметром 20 мкм добавляли к основному буровому раствору и закачивали в скважину. Это сопровождали дополнительными 8 мешками (-181,6 кг), закачиваемыми в буровой раствор, после чего возвраты наблюдались на поверхности. Наконец дополнительные 11 мешков волокна (-249,7 кг) добавляли и закачивали в скважину, после чего наблюдалась полная циркуляция на поверхности (т.е. количество бурового раствора, возвращающегося на поверхность, уравнивалось с количеством, закачиваемым в скважину). В целом, 727 кг волокон закачивали в 110 м3 бурового раствора (ОеЮзеш).
Пример 2.
Скважина, пробуренная до вертикальной глубины 630 м, натолкнулась на зону тяжелого поглощения бурового раствора. Скважина была пробурена с использованием спирального трубопровода с буровым раствором СеЮзеш с плотностью 1050 кг/м3 и пластической вязкостью 55-65 сП. Первоначально шары ЬС карбоната кальция или опилок закачивали без какого-либо эффекта. Обработку проводили в пять стадий:
1. Пять мешков (-113,5 кг) диспергируемых в воде стекловолокон длиной 10-14 мм и диаметром 20 мкм добавляли к 12 м3 бурового раствора и прокачивали через трубопровод.
2. Шесть мешков (-136,2 кг) волокон добавляли к 12 м3 бурового раствора и прокачивали через трубопровод.
3. Семь мешков (-158,9 кг) волокон смешивали с буровым раствором и прокачивали через кольцо (обратная циркуляция).
4. Двенадцать мешков (-272,4 кг) волокон смешивали с буровым раствором и прокачивали через кольцо (обратная циркуляция), после чего наблюдали возвраты на поверхность в трубопроводе.
5. Восемь мешков (-181,6 кг) волокон смешивали с буровым раствором и прокачивали через кольцо (обратная циркуляция), в результате наблюдали полную циркуляцию.
В целом 863 кг волокон закачали в 70 м3 бурового раствора.
Чертеж показывает систему, в которой волокна могут быть использованы в сочетании со вспененным цементным раствором низкой плотности для решения проблем поглощения бурового раствора. Подходящие цементы низкой плотности описаны в λΥΟ 01/09056 (υ88Ν 10/049,198, которая включена в настоящее описание в качестве ссылки). Образ действий, которым указанные суспензии могут быть вспенены, описан в XV О 00/50357 (υ88Ν 09/914331, включенная в настоящее описание в качестве ссылки). Цементные растворы низкой плотности, содержащие волокна, описаны в XVО 03/014040 (включена в настоящее описание в качестве ссылки).
В системе, показанной на чертеже, основную цементную смесь готовят в цистерне грузовика 10. Для использования в смешанных пакетных режимах эту смесь прокачивают посредством насосной установки на платформе грузовика 12 в смеситель периодического действия 14, куда добавляют также волокна. Смешанную суспензию затем перекачивают из смесителя 14 посредством другой насосной установки на платформе грузовика 16. Для непрерывного смешивания первая насосная установка 12 и смеситель периодического действия 14 не нужны, и волокна (и какие-либо другие добавки) добавляют непосредственно при насосной установке 16. Продукцию смесительной установки 16 направляют в генератор пены 22 через обратный клапан 20 с источником 18 стабилизатора пены и источником 24 азота, присоединенными к нему. Вспененную суспензию перекачивают из генератора 22 в устье скважины 26 и вниз по скважине обычным образом. Обводной трубопровод 28 и штуцеры, соответствующие отверстиям 30, включены, как обычно.
Следует учитывать, что многочисленные изменения могут быть сделаны, не выходя за пределы сущности изобретения. Например, волокна могут быть объединены с другими МВЦ и использованы в различных типах буровых растворов. МВЦ могут быть в виде гелеобразующих систем, таких как содержащие цемент системы (например, карбонат кальция и микроцемент или вспененная суспензия, описанная выше). Волокна могут быть закачены как один шар, как ряд шаров или по существу непрерывно, пока циркуляция не восстановится. Волокна могут быть закачены через бурильную трубу, буровые долота или другое скважинное оборудование или через спиральный трубопровод через кольцо.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки скважины, включающий накачивание текучей среды, включающей водную основу, твердые частицы, имеющие эквивалентный диаметр, равный 300 мкм или менее, и диспергируемые в воде волокна, имеющие длину между около 10 и около 25 мм, при концентрации между около 0,5 и 6 фунтами на баррель текучей среды.
- 2. Способ по п.1, где волокна имеют диаметр около 20 мкм.
- 3. Способ по п.2, где волокна являются стекловолокнами и имеют длину от около 10 до около 15 мм.
- 4. Способ по п.3, где волокна добавляют при концентрации между около 1 и 3 фунтами на баррель текучей среды.
- 5. Способ по п.2, где волокна являются полимерными волокнами, имеющими длину от около 18 до около 22 мм и содержание воды 35-45%.
- 6. Способ по п.4, где волокна являются новолоидными волокнами.
- 7. Способ по п.1, где указанные твердые частицы выбраны из перечня, состоящего из барита, гематита, ильменита, карбоната кальция, карбоната железа, галенита, тетраоксида марганца, доломита, оксида цинка, цемента и их смесей.
- 8. Способ по п.2, где указанные твердые частицы имеют диаметр менее чем 75 мкм.
- 9. Способ по п.3, где по меньшей мере 50% твердых частиц имеют диаметр в пределах между 10 и 30 мкм.
- 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, где текучая среда дополнительно содержит дополнительные материалы для восстановления циркуляции.
- 11. Способ по п.10, где указанные материалы для восстановления циркуляции выбраны из группы, состоящей из волокнистых материалов, чешуек и гранулированных сортированных по размеру частиц.
- 12. Способ по любому из предшествующих пунктов, где текучую среду закачивают как буровой раствор и диспергируемые в воде волокна образуют в контакте со стволом скважины паутину, которая улучшает образование осадка на фильтре, снижая таким образом потерю текучей среды в формации.
- 13. Способ по любому из пп.1-11, где текучую среду закачивают в форме шара ограниченного объема для исправления проблем поглощения бурового раствора.
- 14. Способ по п.13, где текучая среда шара содержит цемент и закупоривающий агент как твердые частицы, имеющие эквивалентный диаметр 300 мкм или менее.
- 15. Способ по п.14, где указанный цемент является микроцементом и указанный закупоривающий агент представляет собой частицы карбоната кальция.
- 16. Способ по п.15, где массовое отношение микроцемента к частицам карбоната кальция равно 80:20.
- 17. Способ по п.13, где указанный шар является разделителем.
- 18. Способ по любому из предшествующих пунктов, где жидкость вспенивают.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US47017003P | 2003-05-13 | 2003-05-13 | |
PCT/EP2004/005032 WO2004101704A1 (en) | 2003-05-13 | 2004-05-10 | Well-treating method to prevent or cure lost-circulation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200501804A1 EA200501804A1 (ru) | 2006-10-27 |
EA008095B1 true EA008095B1 (ru) | 2007-02-27 |
Family
ID=33452373
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200501804A EA008095B1 (ru) | 2003-05-13 | 2004-05-10 | Способ обработки скважины для предотвращения или устранения поглощения бурового раствора |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7331391B2 (ru) |
EP (1) | EP1622991A1 (ru) |
JP (1) | JP4842132B2 (ru) |
CN (1) | CN1788066A (ru) |
AU (1) | AU2004238982B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0410234B1 (ru) |
CA (1) | CA2523472C (ru) |
EA (1) | EA008095B1 (ru) |
EC (1) | ECSP056217A (ru) |
MX (1) | MXPA05011606A (ru) |
NO (1) | NO20054968L (ru) |
TN (1) | TNSN05285A1 (ru) |
UA (1) | UA88611C2 (ru) |
WO (1) | WO2004101704A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2499020C1 (ru) * | 2012-03-07 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "КОНВИЛ-Сервис" | Состав для изоляции заколонных перетоков и высокопроницаемых зон пласта |
Families Citing this family (77)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
BRPI0410234B1 (pt) * | 2003-05-13 | 2016-06-07 | Prad Res & Dev Nv | método para tratar um poço |
US7178597B2 (en) | 2004-07-02 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high aspect ratio materials and methods of use in subterranean formations |
US7851415B2 (en) | 2004-05-18 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Adaptive cementitious composites for well completions |
US7537054B2 (en) | 2004-07-02 | 2009-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high aspect ratio materials and methods of use in subterranean formations |
US7174961B2 (en) | 2005-03-25 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing using cement compositions comprising basalt fibers |
US8137051B2 (en) | 2005-05-19 | 2012-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating well construction |
US8322424B2 (en) * | 2007-04-05 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Use of a chopper mechanism to add fibers to a well |
US20090149354A1 (en) * | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Bj Services Company | Well Treatment Compositions Containing Hydratable Polyvinyl Alcohol and Methods of Using Same |
US20090149353A1 (en) * | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Bj Services Company | Polysaccharide Containing Well Treatment Compositions and Methods of Using Same |
EP2085447A1 (en) | 2007-12-26 | 2009-08-05 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and composition for curing lost circulation |
EP2083059A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-29 | Services Pétroliers Schlumberger | Cement compositions containing inorganic and organic fibres |
EP2085449A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-08-05 | Services Pétroliers Schlumberger | Cement composition comprising mixture of organic and inorganic fibres for curing severe losses especially in the reservoir section |
US8252729B2 (en) | 2008-01-17 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services Inc. | High performance drilling fluids with submicron-size particles as the weighting agent |
US20090186781A1 (en) * | 2008-01-17 | 2009-07-23 | Hallibruton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation | Drilling fluids comprising sub-micron precipitated barite as a component of the weighting agent and associated methods |
US20090321142A1 (en) * | 2008-06-25 | 2009-12-31 | Brian Dempsey | Well Drilling Method for Prevention of Lost Circulation of Drilling Muds |
US8946133B2 (en) | 2008-08-18 | 2015-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for curing lost circulation |
EP2196516A1 (en) | 2008-12-11 | 2010-06-16 | Services Pétroliers Schlumberger | Lost circulation material for drilling fluids |
WO2010088484A2 (en) * | 2009-01-30 | 2010-08-05 | M-I L.L.C. | Defluidizing lost circulation pills |
US7923413B2 (en) | 2009-05-19 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Lost circulation material for oilfield use |
EP2261458A1 (en) | 2009-06-05 | 2010-12-15 | Services Pétroliers Schlumberger | Engineered fibres for well treatments |
EP2305450A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for preparing curved fibers |
EP2305767A1 (en) * | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
US8360151B2 (en) * | 2009-11-20 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for mitigation of annular pressure buildup in subterranean wells |
WO2011076344A1 (en) * | 2009-12-24 | 2011-06-30 | Services Petroliers Schlumberger | Methods for controlling lost circulation in a subterranean well and materials there for |
DK2450416T3 (da) * | 2010-10-13 | 2013-11-25 | Schlumberger Technology Bv Stbv | Fremgangsmåder og sammensætninger til suspension af fluider i en brøndboring |
CN102031942B (zh) * | 2010-11-30 | 2013-08-28 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 具有热敏特性的水基重晶石液体堵漏剂的现场施工工艺 |
US9200148B2 (en) | 2010-12-15 | 2015-12-01 | 3M Innovative Properties Company | Controlled degradation fibers |
EP2518034B1 (en) * | 2011-02-11 | 2015-01-07 | Services Pétroliers Schlumberger | Use of asphaltite-mineral particles in self-adaptive cement for cementing well bores in subterranean formations |
US9045675B2 (en) | 2011-02-15 | 2015-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | Non-aqueous, acid soluble, high-density completion fluids and process |
US8530393B2 (en) | 2011-04-15 | 2013-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to characterize fracture plugging efficiency for drilling fluids |
NO333089B1 (no) * | 2011-07-11 | 2013-02-25 | Elkem As | Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmateriale |
JP6113433B2 (ja) * | 2011-08-17 | 2017-04-12 | 学校法人早稲田大学 | 地盤掘削用膨潤高吸水性ポリマー安定液組成物及びこれを用いた施工法 |
WO2013161755A1 (ja) * | 2012-04-27 | 2013-10-31 | 株式会社クレハ | ポリグリコール酸樹脂短繊維及び坑井処理流体 |
RU2478769C1 (ru) * | 2012-05-16 | 2013-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ бурения скважины |
US9296943B2 (en) | 2012-05-22 | 2016-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Subterranean treatment fluid composition and method of treatment |
US10093845B2 (en) | 2012-07-02 | 2018-10-09 | M-I L.L.C. | Enhanced acid soluble wellbore strengthening solution |
WO2014008190A1 (en) * | 2012-07-02 | 2014-01-09 | M-I L.L.C. | Acid soluble defluidizing pills |
US9388333B2 (en) | 2012-07-11 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to designing wellbore strengthening fluids |
US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
US20150361322A1 (en) * | 2013-01-29 | 2015-12-17 | Alexandrovna Olga MINIKH | Method for Enhancing Fiber Bridging |
US20140209391A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
US20140209390A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
US10407988B2 (en) * | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
US20140209307A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
US20140209387A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
US9322231B2 (en) * | 2013-01-29 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
US8739872B1 (en) | 2013-03-01 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation composition for fracture sealing |
US9157306B2 (en) * | 2013-05-16 | 2015-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermally-activated gellant for an oil or gas treatment fluid |
US10066146B2 (en) | 2013-06-21 | 2018-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
US9796622B2 (en) | 2013-09-09 | 2017-10-24 | Saudi Arabian Oil Company | Development of high temperature low density cement |
NZ728897A (en) * | 2014-09-16 | 2017-09-29 | Halliburton Energy Services Inc | Lithium-containing calcium aluminate phosphate cement admixtures |
RU2562306C1 (ru) * | 2014-10-15 | 2015-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зоны поглощения при бурении скважины |
WO2016076745A1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-05-19 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for reducing lost circulation |
CN106190071B (zh) * | 2016-07-21 | 2019-12-03 | 天津中油渤星工程科技有限公司 | 一种胶囊纤维防漏剂及其应用 |
JP2019529746A (ja) * | 2016-09-12 | 2019-10-17 | アイメリーズ ユーエスエー,インコーポレーテッド | 炭酸塩組成物、及びその使用方法 |
US10144859B1 (en) * | 2017-07-20 | 2018-12-04 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation compositions (LCM) having Portland cement clinker |
US11898415B2 (en) | 2018-07-02 | 2024-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Cement compositions and methods |
US10619090B1 (en) | 2019-04-15 | 2020-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Fracturing fluid compositions having Portland cement clinker and methods of use |
WO2020264288A1 (en) | 2019-06-28 | 2020-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Cement compositions and methods |
US11105180B2 (en) | 2019-08-19 | 2021-08-31 | Saudi Arabian Oil Company | Plugging formation fractures |
US11136849B2 (en) | 2019-11-05 | 2021-10-05 | Saudi Arabian Oil Company | Dual string fluid management devices for oil and gas applications |
US11230904B2 (en) | 2019-11-11 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Setting and unsetting a production packer |
WO2021113406A1 (en) | 2019-12-04 | 2021-06-10 | Saudi Arabian Oil Company | Hybrid stationary loss circulation cake activated in-situ |
US11156052B2 (en) | 2019-12-30 | 2021-10-26 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore tool assembly to open collapsed tubing |
CN113122214A (zh) * | 2019-12-31 | 2021-07-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 复合调剖剂体系、其注入方法及其应用 |
US11260351B2 (en) | 2020-02-14 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Thin film composite hollow fiber membranes fabrication systems |
US11253819B2 (en) | 2020-05-14 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Production of thin film composite hollow fiber membranes |
US11655685B2 (en) | 2020-08-10 | 2023-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole welding tools and related methods |
US11549329B2 (en) | 2020-12-22 | 2023-01-10 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole casing-casing annulus sealant injection |
US11828128B2 (en) | 2021-01-04 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Convertible bell nipple for wellbore operations |
US11598178B2 (en) | 2021-01-08 | 2023-03-07 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore mud pit safety system |
US11448026B1 (en) | 2021-05-03 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Cable head for a wireline tool |
US11859815B2 (en) | 2021-05-18 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Flare control at well sites |
US11905791B2 (en) | 2021-08-18 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Float valve for drilling and workover operations |
US11913298B2 (en) | 2021-10-25 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole milling system |
US11993992B2 (en) | 2022-08-29 | 2024-05-28 | Saudi Arabian Oil Company | Modified cement retainer with milling assembly |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4836940A (en) * | 1987-09-14 | 1989-06-06 | American Colloid Company | Composition and method of controlling lost circulation from wellbores |
US4871395A (en) * | 1987-09-17 | 1989-10-03 | Associated Universities, Inc. | High temperature lightweight foamed cements |
US6016879A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Lost circulation additive, lost circulation treatment fluid made therefrom, and method of minimizing lost circulation in a subterranean formation |
EP1284248A1 (en) * | 2001-08-06 | 2003-02-19 | Services Petroliers Schlumberger | Low density, fibre-reinforced cement composition |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2610149A (en) * | 1949-08-10 | 1952-09-09 | Magnet Cove Barium Corp | Method and means of preventing fluid loss through porous walls |
US2894906A (en) * | 1953-12-23 | 1959-07-14 | Shell Dev | Drilling fluid composition for porous formations |
US3199591A (en) * | 1962-12-07 | 1965-08-10 | Continental Oil Co | Subterranean formation fracturing method and composition |
US3774683A (en) * | 1972-05-23 | 1973-11-27 | Halliburton Co | Method for stabilizing bore holes |
JPS58109582A (ja) * | 1981-12-24 | 1983-06-29 | Japan Metals & Chem Co Ltd | 逸水防止剤 |
CA2119316C (en) * | 1993-04-05 | 2006-01-03 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5782300A (en) * | 1996-11-13 | 1998-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Suspension and porous pack for reduction of particles in subterranean well fluids, and method for treating an underground formation |
US6152227A (en) * | 1997-10-24 | 2000-11-28 | Baroid Technology, Inc. | Drilling and cementing through shallow waterflows |
JPH11323322A (ja) * | 1998-05-15 | 1999-11-26 | Kunimine Ind Co Ltd | 自己分散型成形掘削安定液材並びに掘削安定液の調製方法及び回復方法 |
US6419019B1 (en) * | 1998-11-19 | 2002-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method to remove particulate matter from a wellbore using translocating fibers and/or platelets |
US6605570B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
US6837309B2 (en) * | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
US6702044B2 (en) * | 2002-06-13 | 2004-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling |
BRPI0410234B1 (pt) * | 2003-05-13 | 2016-06-07 | Prad Res & Dev Nv | método para tratar um poço |
US7431106B2 (en) * | 2003-07-25 | 2008-10-07 | Bp Exploration Operating Company Limited | Drilling method |
EP1751396A2 (en) * | 2004-06-03 | 2007-02-14 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for performing chemical treatments of exposed geological formations |
-
2004
- 2004-05-10 BR BRPI0410234A patent/BRPI0410234B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-05-10 WO PCT/EP2004/005032 patent/WO2004101704A1/en active Application Filing
- 2004-05-10 EP EP04731932A patent/EP1622991A1/en not_active Ceased
- 2004-05-10 UA UAA200511843A patent/UA88611C2/ru unknown
- 2004-05-10 JP JP2006529781A patent/JP4842132B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2004-05-10 US US10/556,696 patent/US7331391B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-05-10 AU AU2004238982A patent/AU2004238982B2/en not_active Ceased
- 2004-05-10 CA CA2523472A patent/CA2523472C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-05-10 MX MXPA05011606A patent/MXPA05011606A/es active IP Right Grant
- 2004-05-10 EA EA200501804A patent/EA008095B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-05-10 CN CNA2004800129464A patent/CN1788066A/zh active Pending
-
2005
- 2005-10-26 NO NO20054968A patent/NO20054968L/no not_active Application Discontinuation
- 2005-11-11 TN TNP2005000285A patent/TNSN05285A1/en unknown
- 2005-12-12 EC EC2005006217A patent/ECSP056217A/es unknown
-
2007
- 2007-12-03 US US11/949,355 patent/US8002049B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4836940A (en) * | 1987-09-14 | 1989-06-06 | American Colloid Company | Composition and method of controlling lost circulation from wellbores |
US4871395A (en) * | 1987-09-17 | 1989-10-03 | Associated Universities, Inc. | High temperature lightweight foamed cements |
US6016879A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Lost circulation additive, lost circulation treatment fluid made therefrom, and method of minimizing lost circulation in a subterranean formation |
EP1284248A1 (en) * | 2001-08-06 | 2003-02-19 | Services Petroliers Schlumberger | Low density, fibre-reinforced cement composition |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2499020C1 (ru) * | 2012-03-07 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "КОНВИЛ-Сервис" | Состав для изоляции заколонных перетоков и высокопроницаемых зон пласта |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
TNSN05285A1 (en) | 2007-07-10 |
AU2004238982A1 (en) | 2004-11-25 |
NO20054968L (no) | 2005-12-13 |
US20070056730A1 (en) | 2007-03-15 |
NO20054968D0 (no) | 2005-10-26 |
WO2004101704A1 (en) | 2004-11-25 |
UA88611C2 (ru) | 2009-11-10 |
US7331391B2 (en) | 2008-02-19 |
AU2004238982B2 (en) | 2009-05-07 |
JP4842132B2 (ja) | 2011-12-21 |
EA200501804A1 (ru) | 2006-10-27 |
JP2007501319A (ja) | 2007-01-25 |
MXPA05011606A (es) | 2006-04-27 |
BRPI0410234B1 (pt) | 2016-06-07 |
BRPI0410234A (pt) | 2006-05-09 |
EP1622991A1 (en) | 2006-02-08 |
CA2523472C (en) | 2013-01-29 |
US8002049B2 (en) | 2011-08-23 |
US20080110627A1 (en) | 2008-05-15 |
ECSP056217A (es) | 2006-04-19 |
CA2523472A1 (en) | 2004-11-25 |
CN1788066A (zh) | 2006-06-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA008095B1 (ru) | Способ обработки скважины для предотвращения или устранения поглощения бурового раствора | |
US5585333A (en) | Hydrocarbon base cementitious drilling fluids and methods | |
CA2694511C (en) | Methods of increasing fracture resistance in low permeability formations | |
US4883125A (en) | Cementing oil and gas wells using converted drilling fluid | |
US20060237192A1 (en) | Lost circulation composition | |
US20110214870A1 (en) | Lost circulation composition | |
US5512096A (en) | Flexible grouting composition | |
CA3001854C (en) | Rare earth-containing compounds to enhance performance of downhole treatment compositions | |
US11932805B2 (en) | Accelerating agents for resin cement composite systems for oil well cementing | |
US11434410B2 (en) | Methods of making and using a wellbore servicing fluid for controlling losses in permeable zones | |
CA2560553A1 (en) | Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads | |
AU2021270602A1 (en) | A wellbore servicing fluid and methods of making and using same | |
CN113773820A (zh) | 一种承压堵漏浆及其制备方法和应用 | |
WO2023009149A1 (en) | In-situ aerogel type hydraulic cement composition for subterranean applications |
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 BY KG MD TJ |
|
QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
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 |