EA013827B1 - Текучие среды ствола скважины для бурения с креплением обсадными трубами - Google Patents

Текучие среды ствола скважины для бурения с креплением обсадными трубами Download PDF

Info

Publication number
EA013827B1
EA013827B1 EA200800045A EA200800045A EA013827B1 EA 013827 B1 EA013827 B1 EA 013827B1 EA 200800045 A EA200800045 A EA 200800045A EA 200800045 A EA200800045 A EA 200800045A EA 013827 B1 EA013827 B1 EA 013827B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fluid
drilling
weighting agent
finely ground
water
Prior art date
Application number
EA200800045A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200800045A1 (ru
Inventor
Моника Норман
Даг Оукли
Оле Якоб Пребенсен
Джаррод Массам
Original Assignee
Эм-Ай ЭлЭлСи
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эм-Ай ЭлЭлСи filed Critical Эм-Ай ЭлЭлСи
Publication of EA200800045A1 publication Critical patent/EA200800045A1/ru
Publication of EA013827B1 publication Critical patent/EA013827B1/ru

Links

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
    • C09K8/05—Aqueous well-drilling compositions containing inorganic compounds only, e.g. mixtures of clay and salt
    • 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
    • C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • 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
    • C09K8/145—Clay-containing compositions characterised by the composition of the 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
    • C09K8/16—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
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/34—Organic liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
  • Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)

Abstract

Предложен способ бурения подземной скважины, который включает в себя смешивание базовой текучей среды и тонко измельченного утяжеляющего агента, имеющего размер частиц d, составляющий менее примерно 50 мкм, для образования текучей среды ствола скважины; создание бурового узла, который включает в себя обсадную трубу в качестве по меньшей мере части буровой колонны и буровую головку, прикрепленную у дальнего конца буровой колонны; бурение подземной скважины буровым узлом с использованием раскрытой текучей среды для ствола скважины.

Description

При бурении нефтяных и газовых скважин скважины формируют в земле посредством буровой головки, обычно устанавливаемой на конце колонны труб относительно небольшого диаметра или буровой колонны. После формирования буровой скважины заданной длины головку и буровую колонну удаляют из скважины и для формирования ствола скважины вводят колонну обсадных труб большего диаметра. Обсадную трубу используют для облицовки стен буровой скважины, при этом площадь кольца между наружной поверхностью обсадной трубы и буровой скважиной заполняют цементом для содействия упрочнению ствола скважины и изоляции участков ствола скважины, предназначенных для добычи углеводородов.
Для облегчения бурения текучая среда циркулирует через буровую колонну, выходит из головки и поднимается вверх в кольцевой зоне между буровой колонной и стенкой буровой скважины. Обычные цели использования текучих сред в скважинах включают в себя: смазку и охлаждение режущих поверхностей буровой головки при обычном бурении или вскрытии пласта (т.е. прохождении в намеченный нефтеносный пласт), транспортирование обломков выбуренной породы (кусков породы, удаленных режущим действием зубьев на буровой головке) к поверхности, управление давлением текучей среды пласта для предотвращения выбросов, сохранение устойчивости скважины, обеспечение взвешенного состояния твердых частиц в скважине, доведение до минимума потерь текучей среды к пласту и стабилизацию пласта, через который бурят скважину, гидравлический разрыв пласта вблизи от скважины, вытеснение текучей среды внутри скважины другой текучей средой, очистку скважины, испытание скважины, передачу гидравлической мощности к буровой головке, использование текучей среды для установки на место пакера, для ликвидации скважины или для подготовки скважины к ликвидации, а также другие виды обработки скважины или пласта.
Бурение с креплением обсадными трубами (обсадное бурение) представляет собой конкретный способ формирования буровой скважины посредством буровой головки, прикрепленной к той же самой колонне труб (обсадных труб), которые будут облицовывать буровую скважину. То есть вместо прохождения буровой головки на буровой колонне меньшего диаметра в качестве буровой колонны используют трубы большего диаметра или обсадные трубы, тем самым одновременно выполняя бурение скважины и ее крепление обсадными трубами. Поскольку нет необходимости в отдельном спуске в буровую скважину с целью установки обсадной трубы, уменьшение времени бурения может доходить до 30% с исключением при этом спускоподъемной операции буровой колонны и связанных с ней проблем. Таким образом, обсадное бурение особенно полезно в определенных ситуациях, когда оператор хочет пробурить и облицевать буровую скважину как можно быстрее, чтобы довести до минимума время, в течение которого буровая скважина остается необлицованной и будет подвергнута разрушению или воздействию аномалий, касающихся давления. Операции обсадного бурения описаны, например, в патентах США №6705413 и 7044241.
Хотя обсадное бурение позволяет получить эффективные результаты, способ обычно обеспечивает гораздо более узкий зазор между обсадной трубой и буровой скважиной по сравнению с зазором между буровой колонной и буровой скважиной, ограничивая кольцо, через которое текучие среды ствола скважины возвращаются к поверхности. Небольшой кольцевой промежуток обычно приводит к увеличению сил трения и давлений, что, в свою очередь, может привести к повышенной эквивалентной плотности циркуляции. Если эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора превышает способность формации оказывать сопротивление закачке, это обычно приводит к потерям раствора. Однако вследствие небольшого кольца при выполнении операций обсадного бурения остается небольшое пространство для обычных устройств уменьшения эквивалентной плотности циркуляции и поэтому эквивалентную плотность циркуляции необходимо контролировать посредством задания реологических свойств бурового раствора.
В общем, буровые растворы должны обеспечивать возможность их нагнетания под давлением вниз по колоннам буровых труб, либо обсадных труб в случае обсадного бурения, затем через головку бура и вокруг него глубоко в земле, и последующего возврата назад к поверхности земли через кольцо между наружной стороной буровой или обсадной колонны и стенкой скважины. Помимо смазки и эффективности бурения, а также замедления износа буровые растворы должны обеспечивать взвешенное состояние и транспортирование твердых частиц к поверхности для отсеивания и удаления. Кроме того, текучие среды должны обладать способностью приведения во взвешенное состояние добавочных утяжеляющих агентов (для повышения удельного веса бурового раствора), обычно тонко измельченных баритов (руда
- 1 013827 сульфата бария), и транспортирования глины и других веществ, способных прилипать к поверхности буровой скважины и покрывать ее.
Буровые растворы обычно характеризуют как тиксотропные текучие системы. То есть они демонстрируют низкую вязкость, когда их подвергают сдвигу, например, при циркуляции (которая происходит в течение нагнетания или контакта с движущейся буровой головкой). Однако когда сдвигающее действие прекращено, текучая среда должна обладать способностью приведения во взвешенное состояние твердые частицы, которые она содержит, для предотвращения их отделения под действием силы тяжести. Кроме того, когда буровой раствор находится в условиях сдвига и свободного течения почти как жидкость, он должен сохранять достаточно высокую вязкость для переноса всех нежелательных твердых частиц со дна буровой скважины к поверхности. Состав бурового раствора также должен обеспечивать удаление из жидкой фракции обломков выбуренной породы и другого нежелательного материала в виде твердых частиц, либо в ином случае их осаждение из нее.
Существует всевозрастающая необходимость в буровых растворах, обладающих реологическими профилями, которые позволили бы легче бурить скважины посредством обсадного бурения. Буровые растворы, обладающие заданными реологическими свойствами, гарантируют, что обломки выбуренной породы будут удалены из ствола буровой скважины по возможности рационально и эффективно, так чтобы избежать формирования в скважине слоев из обломков вырубленной породы, которые, наряду с другими последствиями, могут вызвать прихватывание обсадной колонны. Также с точки зрения гидравлических характеристик бурового раствора (эквивалентной плотности циркуляции) существует необходимость в снижении давления, требуемого для циркуляции текучей среды, поскольку это способствует тому, чтобы избежать воздействия на пласт чрезмерных сил, которые могут разрушить пласт, приводя к потере текучей среды и, возможно, скважины, особенно при выполнении операций обсадного бурения. Кроме того, улучшенный профиль необходим для предотвращения осаждения или появления осадка, то есть твердых частиц, выпадающих из суспензии, каких-либо утяжеляющих агентов, находящихся в текучей среде. Если происходит осаждение или появление осадка, это может привести к неравномерному профилю плотности в циркулирующей текучей системе и, следовательно, к проблемам управления скважиной (к притоку газа/жидкости) и устойчивости скважины (обрушению/разрывам).
Для получения характеристик текучих сред, необходимых для того, чтобы они отвечали этим требованиям, текучая среда должна обеспечивать возможность ее легкого нагнетания, так, чтобы была необходима лишь небольшая величина давления для ее принудительной подачи через сужения в системе циркуляции текучей среды, такие как сопла буровой головки, инструменты нисходящей скважины или узкое кольцо скважины. Другими словами, текучая среда должна иметь по возможности самую низкую вязкость в условиях наибольшего сдвига. Напротив, в тех зонах скважины, где площадь для прохождения потока текучей среды велика и скорость текучей среды мала, или где имеют место условия малого сдвига, вязкость текучей среды должна быть достаточно высокой, чтобы обеспечивать взвешенное состояние и транспортирование обломков выбуренной породы. Необходимость обеспечения достаточной вязкости также относится к тому периоду, когда текучая среда остается в статическом состоянии в скважине, в которой обломки выбуренной породы и утяжеляющие материалы необходимо удерживать во взвешенном состоянии для предотвращения их осаждения. Однако вязкость текучей среды не должна продолжать увеличиваться в статических условиях до неприемлемых уровней. Иначе, когда текучая среда вновь должна циркулировать, могут быть получены чрезмерные давления, которые могут вызвать разрыв пласта, либо могут иметь место потери времени бурения, если сила, требуемая для полного восстановления системы циркуляции текучей среды, находится за пределами возможностей насосов.
Отстаивание или выпадение в осадок утяжеляющих агентов, состоящих из твердых частиц, в буровом растворе становится более критичным в скважинах, пробуренных под большими углами от вертикали, поскольку осадок, например, в один дюйм (2,54 см) может привести к появлению непрерывного столба текучей среды с пониженной плотностью вдоль верхней части стенки буровой скважины. Такие проходящие под большим углом скважины часто бурят на значительные расстояния для доступа, например, к удаленным частям нефтяных месторождений. В этих случаях важно довести до минимума пластическую вязкость бурового раствора, чтобы уменьшить потери давления по длине буровой скважины. В то же время также должна быть сохранена достаточно высокая плотность текучей среды, чтобы уравновесить проникновение текучей среды скважины и/или предотвратить аварийную ситуацию (выброс) при управлении скважиной. Кроме того, вопрос выделения осадка становится все более важным, чтобы избежать отстаивания утяжеляющих агентов, состоящих из твердых частиц, на нижней стороне буровой скважины, а также прихватывания обсадной трубы под действием перепада давления.
Также важна возможность получения состава бурового раствора, имеющего высокую плотность и низкую пластическую вязкость в глубоких скважинах высокого давления, где требуются текучие среды, обладающие высокой плотностью. Высокие вязкости могут привести к увеличению давления в донной части скважины в условиях нагнетания. Увеличение эквивалентной плотности циркуляции, как упомянуто выше, может привести к открытым разломам пласта и к значительному уходу текучей среды в буровой скважине в разорванный пласт. Кроме того, устойчивость суспензии также важна для сохранения гидростатического напора, чтобы избежать выброса. Задача получения текучих сред высокой плотности
- 2 013827 с низкой вязкостью плюс обеспечение минимального осаждения утяжеляющего материала продолжает составлять проблему.
Таким образом, одно из требований, касающихся составов текучих сред для буровых скважин, заключается в том, чтобы находящиеся в них добавки формировали устойчивую суспензию и не могли легко оседать. Второе требование заключается в том, чтобы суспензия демонстрировала задаваемую вязкость и контролируемую эквивалентную плотность циркуляции для содействия нагнетанию и сведению к минимуму создания высоких давлений, а также предотвращению осаждения или образованию осадка. Наконец, текучая суспензия буровой скважины также должна обеспечивать низкие потери текучей среды.
Соответственно, продолжает оставаться необходимость в текучих средах для буровых скважин, которые позволяют контролировать плотность текучей среды с одновременным обеспечением повышенной устойчивости суспензии и доведением до минимума потерь текучей среды, а также повышением вязкости, и, в частности, в текучих средах, которые могут быть использованы при выполнении операций обсадного бурения.
Краткое изложение существа изобретения
Согласно одному из аспектов раскрытые здесь варианты осуществления изобретения относятся к способу бурения подземной скважины, который включает в себя перемешивание базовой текучей среды с тонко измельченным утяжеляющим агентом, имеющим размер частиц ά90, составляющий менее примерно 50 мкм, для формирования текучей среды, предназначенной для ствола скважины; создание бурового узла, который включает обсадную трубу по меньшей мере как часть буровой колонны, и буровую головку, прикрепленную у дальнего конца буровой колонны; бурение подземной скважины буровым узлом с использованием текучей среды для ствола скважины.
Согласно еще одному аспекту раскрытые здесь варианты осуществления изобретения относятся к способу бурения подземной скважины, который включает: перемешивание маслянистой текучей среды, немаслянистой текучей среды и тонкоизмельченного утяжеляющего агента, имеющего размер частиц ά90, составляющий менее примерно 50 мкм, для формирования бурового раствора в виде эмульсии вода в масле; создание бурового узла, который включает обсадную трубу по меньшей мере как часть буровой колонны, и буровую головку, прикрепленную у дальнего конца буровой колонны; бурение подземной скважины буровым узлом с использованием бурового раствора в виде эмульсии вода в масле.
Согласно еще одному аспекту раскрытые здесь варианты осуществления изобретения относятся к способу бурения подземной скважины, который включает: перемешивание водной текучей среды и тонкоизмельченного утяжеляющего агента, имеющего размер частиц ά90, составляющий менее примерно 50 мкм, для образования текучей среды на водной основе, предназначенной для ствола скважины; создание бурового узла, который включает в себя обсадную трубу в качестве по меньшей мере части буровой колонны, и буровую головку, прикрепленную у дальнего конца буровой колонны; бурение подземной скважины буровым узлом с использованием текучей среды на водной основе, предназначенной для ствола скважины.
Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из приведенного далее описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание фигур
На фиг. 1А-В представлена схема обычной буровой системы; на фиг. 2 - схема обсадной буровой системы согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание
Согласно одному из аспектов раскрытые здесь варианты относятся к использованию тонкоизмельченных утяжеляющих агентов в текучих средах буровой скважины, применяемых при выполнении операций обсадного бурения.
На фиг. 1А-В показана обычная система бурения. В системе бурения 100 буровую скважину 101 формируют посредством буровой головки 102, прикрепленной к концу буровой колонны 103. Система 105 циркуляции бурового раствора нагнетает текучую среду 104 для ствола скважины через буровую колонну 103 и выходные отверстия в буровой головке 102. Текучая среда 104 возвращается загруженной обломками выбуренной породы через кольцо 106 между стенками буровой скважины 101 и буровой колонной 103.
На фиг. 2 показана операция обсадного бурения согласно настоящему изобретению. Как показано на фиг. 2, по меньшей мере часть буровой колонны 103 согласно фиг. 1 заменена обсадной колонной 203. То есть буровую скважину 201 формируют посредством буровой головки (не показана), прикрепленной к концу обсадной колонны 203. Текучую среду 204 для буровой скважины нагнетают через обсадную колонну 203, и она возвращается загруженной обломками выбуренной породы через кольцо 206 между стенками буровой скважины 201 и обсадной колонной 203. Чем больше диаметр обсадной колонны 203 по сравнению с буровой колонной 103, тем меньше ширина кольца, образованного между обсадной трубой 203 и стенкой буровой скважины 201, через которое текучая среда 204 проходит к поверхности.
Согласно различным вариантам осуществления изобретения текучие среды, представленные в дан
- 3 013827 ном документе, могут быть использованы при выполнении операций обсадного бурения, в случае которых обсадную колонну используют по меньшей мере как часть буровой колонны при формировании скважины. В одном из вариантов текучая среда для ствола скважины может включать в себя базовую текучую среду и тонко измельченный утяжеляющий агент.
Тонко измельченный утяжеляющий агент
Утяжеляющие агенты, используемые в раскрытых здесь вариантах, могут включать разнообразные соединения, известные специалисту в этой области. В конкретном варианте утяжеляющий агент может быть выбран из материалов, включая, например, сульфат бария (барит), карбонат кальция, доломит, ильменит, гематит, оливин, сидерит, сульфат стронция, гаусманнит и другие минералы, например другие карбонаты и оксиды металлов. В некоторых вариантах эти утяжеляющие агенты могут быть химически модифицированными. Специалисту в этой области будет понятно, что выбор конкретного материала может в значительной степени зависеть от плотности материала, поскольку самую низкую вязкость текучей среды для буровой скважины при какой-либо конкретной плотности обычно получают посредством использования частиц с наибольшей плотностью. Однако на выбор продукта могут повлиять и другие соображения, такие как стоимость, возможность приобретения на месте, энергия, требуемая для измельчения, а также то, могут ли остающиеся твердые частицы или осадок на фильтре легко быть удалены из скважины.
В одном варианте утяжеляющий агент может представлять собой тонко измельченный агент, имеющий ά90 в диапазоне от 1 до 25 мкм и ά50 в диапазоне от 0,5 до 10 мкм в других вариантах. Еще в одном варианте тонко измельченный утяжеляющий агент включает в себя частицы, имеющие ά90 в диапазоне от 2 до 8 мкм и ά50 в диапазоне от 0,5 до 4 мкм. В различных других вариантах тонко измельченный утяжеляющий агент включает в себя частицы, имеющие ά90, составляющее примерно 50 мкм или менее, 25 или менее, 15 или менее, 10 или менее, либо 5 мкм или менее. Измерения размера частиц, включая размеры частиц б50 и ά90, могут быть выполнены посредством использования лазерного дифрактометра или других способов, известных в этой области. ά50(ά90) представляют собой такую величину, касающуюся распределения, что 50% (90%) частиц имеют размер этой величины или менее.
Специалисту в этой области будет понятно, что в зависимости от способа сортировки по размеру утяжеляющий агент может иметь распределение по размеру частиц, отличающееся от мономодального распределения. То есть утяжеляющий агент может иметь распределение по размеру частиц, которое в различных вариантах может быть мономодальным, но которое может быть, а может и не быть гауссовым, бимодальным или полимодальным распределением.
Использование отсортированных по размеру утяжеляющих агентов раскрыто в заявке на патент в США №20050277553, права на которую переуступлены правопреемнику данной заявки на патент и которая введена сюда посредством ссылки на нее. Частицы, имеющие такие распределения по размеру, могут быть получены несколькими средствами. Например, отсортированные по размеру частицы, такие как соответствующий, раскрытый здесь баритный продукт, имеющий подобное распределение частиц по размеру, могут быть закуплены. Может быть получен укрупненный молотый материал, и этот материал может быть подвергнут дополнительному измельчению посредством любой известной технологии для получения желаемого размера частиц. Такие способы включают в себя струйное измельчение, высокопроизводительное сухое измельчение или какой-то иной способ, который хорошо известен в этой области и обычно предназначен для измельчения с получением порошкообразных продуктов. В одном из вариантов соответствующим образом отсортированные по размеру частицы барита могут быть избирательно удалены из потока продукта в обычной установке для измельчения барита, причем этот процесс может включать избирательное удаление мелких частиц при выполнении обычной операции измельчения барита в соответствии с требованиями ΑΡΙ (Американский нефтяной институт). Мелкие частицы часто считают побочным продуктом процесса измельчения и обычно эти материалы перемешивают с более крупными материалами, чтобы получить сорт барита согласно ΑΡΙ. Однако в соответствии с тем, что предложено в настоящем документе, эти мелкие частицы, представляющие собой побочный продукт, могут быть дополнительно обработаны посредством воздушного сепаратора для получения раскрытых здесь распределений частиц по размерам. Еще в одном варианте тонко измельченные утяжеляющие агенты могут быть образованы посредством химического осаждения. Такие осаждаемые продукты могут быть использованы сами по себе или в сочетании с механически измельченными продуктами.
В одном из вариантов утяжеляющий агент может представлять собой агент с покрытием. В некоторых вариантах утяжеляющий агент может быть покрыт посредством выполнения процесса влажного покрытия или процесса сухого покрытия. В некоторых вариантах утяжеляющий агент может быть покрыт диспергатором посредством выполнения процесса сухого смешивания, например, раскрытого в заявке на патент в США с серийным №60/825156, поданной на рассмотрение 11 сентября 2006, права на которую переуступлены правопреемнику настоящей заявки на патент и которая введена сюда посредством ссылки на нее. Полученный утяжеляющий агент с покрытием может быть добавлен в новые составы буровых растворов, либо его добавляют к существующим составам. Термин сухое перемешивание относится к процессу, в случае которого утяжеляющий агент перемешивают с диспергатором и покрывают им при отсутствии растворителя. В других вариантах утяжеляющий агент может быть покрыт диспергатором
- 4 013827 при наличии растворителя с образованием при этом коллоидных частиц с покрытием, что раскрыто, например, в заявке на патент в США №20040127366, права на которую переуступлены правопреемнику настоящей заявки на патент и которая введена сюда посредством ссылки на нее. Используемое здесь выражение тонко измельченный утяжеляющий агент относится к утяжеляющим агентам, имеющим распределение частиц по размеру, пониженное ниже обычного характерного распределения согласно ΑΡΙ. Наконец, квалифицированным специалистам в этой области будет понятно, что утяжеляющий агент может быть перемешан в сухом состоянии с диспергатором при выполнении процесса измельчения (например, помола) или с помощью иного средства, например такого, как термическая десорбция.
Состав текучих сред для ствола скважины
Согласно одному из вариантов тонко измельченный утяжеляющий агент может быть использован в составе текучих сред для ствола скважины. Текучая среда для ствола скважины может представлять собой среду на водной основе, эмульсию вода в масле или текучую среду на основе нефти.
Используемые в стволе скважины текучие среды на основе воды могут содержать водную текучую среду в качестве основы и тонко измельченный утяжеляющий агент. Водная текучая среда может включать в себя по меньшей мере что-то одно из пресной воды, морской воды, рассола, смесей из воды, растворимых в воде органических соединений и их смесей. Например, водная текучая среда может быть составлена в виде смесей желаемых солей в свежей воде. Такие соли, не ограничивая их хлоридами щелочных металлов, могут включать в себя, например, гидроксиды и карбоксилаты. В различных вариантах выполнения раскрытых здесь буровых растворов рассол может включать в себя морскую воду, водные растворы, в которых концентрация соли меньше, чем в морской воде, либо водные растворы, в которых концентрация соли больше, чем в морской воде. Соли, которые могут быть обнаружены в морской воде, включают натриевые, кальциевые, серные, алюминиевые, магниевые, калийные, стронциевые, кремниевые, литиевые и фосфорные соли в хлоридах, бромидах, карбонатах, иодидах, хлоратах, броматах, формиатах, нитратах, оксидах и фторидах, но не ограничены ими. Соли, которые могут быть введены в рассол, включают любую одну или более из тех солей, которые находятся в природной морской воде, либо какие-то другие органические или неорганические растворенные соли. Кроме того, рассолы, которые могут быть использованы в раскрытых здесь буровых растворах, могут быть природными или синтетическими, причем с тенденцией получения более простого состава синтетических рассолов. В одном из вариантов плотность бурового раствора можно регулировать посредством увеличения концентрации соли в рассоле (вплоть до насыщения). В конкретном варианте рассол может включать галгенидные или карбоксилатные соли одновалентных или двухвалентных катионов металлов, например цезия, калия, кальция, цинка и/или натрия.
Текучие среды для стволов скважин, представляющие собой среду на основе нефти/эмульсию вода в масле, могут включать маслянистые непрерывные фазы, немаслянистые дискретные фазы и тонко измельченный утяжеляющий агент. Специалисту в этой области будет понятно, что тонко измельченные утяжеляющие агенты, которые описаны выше, могут быть изменены согласно желаемому использованию. Например, изменения могут включать гидрофильный/гидрофобный характер диспергатора.
Маслянистая текучая среда может представлять собой жидкость, более предпочтительно природную нефть или синтетическое масло, а еще более предпочтительно, чтобы маслянистую текучую среду выбирали из группы, включающей дизельное масло, минеральное масло, синтетическое масло, например гидрогенизированные или не гидрогенизированные олефины, включая полиальфаолефины, линейные и разветвленные олефины и тому подобное, полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры жирных кислот, имеющие специально неразветвленную цепь, разветвленные и циклические алкиловые простые эфиры жирных кислот, подобные компоненты, известные специалисту в этой области, и их смеси. Концентрация маслянистой текучей среды должна быть достаточной, чтобы сформировать эмульсию вода в масле, и может составлять менее примерно 99% объема эмульсии вода в масле. В одном из вариантов количество маслянистой текучей среды составляет по объему примерно от 30 до 95%, а более предпочтительно примерно от 40 до 90% текучей среды в виде эмульсии вода в масле. В одном из вариантов маслянистая текучая среда может включать по меньшей мере 5% объема материала, выбранного из группы, включающей сложные эфиры, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их сочетания.
Немасляная текучая среда, используемая в составе текучей среды в виде эмульсии вода в масле, которая здесь раскрыта, представляет собой жидкость и может быть водной жидкостью. В одном из вариантов немаслянистая жидкость может быть выбрана из группы, включающей морскую воду, рассол, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкость, содержащую смешиваемые с водой органические соединения, и их сочетания. Количество немаслянистой текучей среды обычно составляет меньше, чем теоретический предел, необходимый для формирования эмульсии вода в масле. Поэтому в одном из вариантов количество немаслянистой текучей среды составляет по объему примерно 70%, а предпочтительно примерно от 1 до 70%. В другом варианте немаслянистая текучая среда предпочтительно составляет примерно от 5 до 60% объема текучей среды в виде эмульсии вода в масле. Текучая фаза может включать либо водную текучую среду, либо маслянистую текучую среду,
- 5 013827 или их смеси. В конкретном варианте барит с покрытием или другие тонко измельченные утяжеляющие агенты могут быть включены в текучую среду для ствола скважины, имеющую водную текучую среду, которая включает, по меньшей мере, что-то одно из пресной воды, морской воды, рассола или их сочетания.
Могут быть использованы обычные способы для приготовления раскрытых здесь буровых растворов аналогично обычно используемым буровым растворам так, чтобы получить обычные буровые растворы на основе воды или масла. В одном из вариантов желаемое количество текучей среды на основе воды и соответствующее количество одного или более тонко измельченных утяжеляющих агентов, которые раскрыты выше, перемешивают друг с другом, а остальные компоненты бурового раствора добавляют далее при непрерывном перемешивании. В другом варианте желаемое количество маслянистой текучей среды, например сырой нефти, немаслянистой текучей среды и соответствующее количество одного или более тонко измельченных утяжеляющих агентов перемешивают друг с другом, а остальные компоненты добавляют после этого при непрерывном перемешивании. Эмульсия вода в масле может быть образована посредством взбалтывания, перемешивания или сдвига маслянистой текучей среды и немаслянистой текучей среды.
Другие добавки, которые могут быть введены в текучие среды ствола скважины, которые здесь раскрыты, включают, например, увлажняющие агенты, органофильные глины, загустители, агенты для контроля потерь текучей среды, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, агенты для уменьшения межфазного натяжения, буферы рН, взаимные растворители, разбавители, разжижающие агенты и очистные агенты. Добавление таких агентов должно быть хорошо известно квалифицированным специалистам в области формирования состава буровых текучих сред и растворов.
ПРИМЕРЫ
Один пример в этой области, когда буровая текучая среда в виде эмульсии вода в масле была использована для обсадного бурения, включал в себя баритный утяжеляющий агент с б90<5 мкм.
Компонент Количество
Базовая текучая среда 0,42-0,195 барреля
Буровая вода 0,18-0,12 барреля
СаС12 15,43 фунта/баррель
Органофильная глина 4,850 фунта/баррель
Эмульгатор ЕМОЬ НТ™ 17,638 фунта/баррель
Понизитель потерь текучей среды УЕКЗАТКОЬ® 4,189 фунта/баррель
Барит (сЬо<5 микрон) 0,582-0,300 барреля
Была использована обсадная колонна, наружный диаметр которой составлял 10,75 дюйма и которая имела буровую головку размером 12,75 дюйма, а это означает, что кольцевой зазор между обсадной трубой и буровой скважиной составлял 1 дюйм и был значительно меньше, чем в случае обычным образом пробуренных скважин этого диаметра. Плотность бурового раствора составляла 11,0-11,5 фунта/галлон (1,320-1,380 кг/м3). Пластическая вязкость бурового раствора изменялась между 14 и 19 сП (измеренными реометром Фэнн 35 при 50°С) и при 6 об/мин показания составляли менее 4 единиц. Буровые растворы с обычными утяжеляющими агентами потребовали бы при 6 об/мин>10 единиц по Фэнну. Эквивалентная плотность циркуляции текучей среды с тонко измельченным утяжеляющим агентом при скорости потока 400-430 галлонов в минуту составляла 11,9-12,2 фунта/галлон (1,430-1,460 кг/м3) , что было существенно ниже, чем для обычной текучей среды, для которой она составляет 12,8-12,9 фунта/галлон (1,530-1,549 кг/м3).
Во втором случае обсадного бурения в качестве утяжеляющего агента также был использован барит, который имел б90<5 мкм. В этом случае наружный диаметр обсадной трубы составлял 7,75 дюйма, а размер буровой головки составлял 9,875 дюйма. Плотность бурового раствора составляла 14,2 фунта/галлон (1,705 кг/м3), пластическая вязкость составляла от 12 до 19 сП (измеренных посредством реометра Фэнн 35 при 50°С), а показания при 6 об/мин составляли менее 4 единиц.
Предпочтительно, чтобы варианты согласно представленному здесь содержанию обеспечивали чтото одно или более из следующего: пониженную опасность осаждения или выпадения утяжеляющего агента, повышенную способность формирования состава легкоподвижной текучей среды, улучшенный контроль эквивалентной плотности циркуляции, улучшенную эксплуатационную характеристику скважинного инструмента, повышенное качество работ по цементированию. При обсадном бурении уменьшение кольцевого пространства обычно приводит к повышенной эквивалентной плотности циркуляции. Текучие среды согласно содержанию настоящего документа могут обладать реологическими свойствами,
- 6 013827 так что увеличение вязкости (и, следовательно, эквивалентной плотности циркуляции) может быть доведено до минимума, а также позволяют уменьшить осаждение и выпадение частиц в осадок. Кроме того, посредством контроля эквивалентной плотности циркуляции можно управлять давлением в забое скважины и, следовательно, устойчивостью скважины, при этом крутящий момент, гидродинамическое сопротивление и опасность прихватывания под действием перепада давления могут быть уменьшены.
Хотя изобретение описано по отношению к ограниченному количеству вариантов его осуществления, квалифицированным специалистам в этой области, ознакомившимся с полезными результатами согласно содержанию этого документа, будет понятно, что без отклонения от объема раскрытого здесь изобретения могут быть разработаны другие варианты. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемыми пунктами формулы изобретения.

Claims (21)

1. Способ бурения подземной скважины, включающий перемешивание базовой текучей среды и тонко измельченного утяжеляющего агента, имеющего размер частиц б90, составляющий менее примерно 50 мкм, для образования текучей среды ствола скважины;
создание бурового узла, содержащего обсадную трубу по меньшей мере как часть буровой колонны, буровую головку, прикрепленную у дальнего конца буровой колонны;
бурение подземной скважины буровым узлом с использованием текучей среды для ствола скважины.
2. Способ по п.1, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент представляет собой по меньшей мере одно, выбранное из барита, карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, гаусманнита и сульфата стронция.
3. Способ по п.1, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент содержит находящееся на нем покрытие.
4. Способ по п.3, в котором диспергатор содержит по меньшей мере что-то одно, выбранное из олеиновой кислоты, многоосновных жирных кислот, алкилбензольных сульфоновых кислот, алкановых сульфоновых кислот, линейных альфаолефиновых сульфоновых кислот, их солей щелочно-земельных металлов и фосфолипидов.
5. Способ по п.3, в котором диспергатор содержит сложные эфиры полиакрилата.
6. Способ по п.5, в котором сложный эфир полиакрилата представляет собой по меньшей мере одно, выбранное из полимеров стеарилметакрилатной, бутилакрилатной и акриловой кислоты.
7. Способ по п.3, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент содержит коллоидные частицы с имеющимся на них покрытием.
8. Способ по п.1, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент имеет размер частиц б90, составляющий менее примерно 10 мкм.
9. Способ по п.4, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент имеет размер частиц б90, составляющий менее примерно 5 мкм.
10. Способ по п.1, в котором базовая текучая среда включает по меньшей мере одно из маслянистой текучей среды и немаслянистой текучей среды.
11. Способ бурения подземной скважины, включающий смешивание маслянистой текучей среды, немаслянистой текучей среды и тонко измельченного утяжеляющего агента, имеющего размер частиц б90, составляющий менее примерно 50 мкм, для формирования бурового раствора в виде эмульсии вода в масле;
создание бурового узла, содержащего обсадную трубу по меньшей мере как часть буровой колонны, буровую головку, прикрепленную у дальнего конца буровой колонны;
бурение подземной скважины буровым узлом с использованием бурового раствора в виде эмульсии вода в масле.
12. Способ по п.11, в котором маслянистую текучую среду выбирают из группы, состоящей из дизельного масла, минерального масла, синтетического масла, например полиолефинов или изомеризованных полиолефинов, сложноэфирных синтетических масел, глицеридов жирных кислот, алифатических сложных эфиров, алифатических простых эфиров, алифатических ацеталей и их сочетаний.
13. Способ по п.11, в котором немаслянистую текучую среду выбирают из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, рассола, содержащего неорганические или органические растворенные соли, водных растворов, содержащих смешиваемые с водой органические соединения, и их сочетаний.
14. Способ по п.11, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент представляет собой по меньшей мере одно, выбираемое из барита, карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, гаусманнита и сульфата стронция.
15. Способ по п.11, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент имеет размер частиц б90,
- 7 013827 составляющий менее примерно 10 мкм.
16. Способ по п.15, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент имеет размер частиц б90, составляющий менее примерно 5 мкм.
17. Способ бурения подземной скважины, включающий смешивание водной текучей среды и тонко измельченного утяжеляющего агента, имеющего размер частиц б90, составляющий менее примерно 50 мкм, чтобы сформировать текучую среду на водной основе для ствола скважины;
создание бурового узла, содержащего обсадную трубу в качестве по меньшей мере части буровой колонны, буровую головку, прикрепленную у дальнего конца буровой колонны;
бурение подземной скважины буровым узлом с использованием текучей среды на водной основе для ствола скважины.
18. Способ по п.17, в котором водную текучую среду выбирают из группы, содержащей по меньшей мере одно из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений и их смесей.
19. Способ по п.17, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент представляет собой по меньшей мере одно, выбираемое из барита, карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, гаусманнита и сульфата стронция.
20. Способ по п.17, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент имеет размер частиц б90, составляющий менее примерно 10 мкм.
21. Способ по п.20, в котором тонко измельченный утяжеляющий агент имеет размер частиц б90, составляющий менее примерно 5 мкм.
EA200800045A 2007-01-12 2008-01-11 Текучие среды ствола скважины для бурения с креплением обсадными трубами EA013827B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US88484107P 2007-01-12 2007-01-12
US11/965,393 US20080169130A1 (en) 2007-01-12 2007-12-27 Wellbore fluids for casing drilling

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200800045A1 EA200800045A1 (ru) 2008-08-29
EA013827B1 true EA013827B1 (ru) 2010-08-30

Family

ID=39291047

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200800045A EA013827B1 (ru) 2007-01-12 2008-01-11 Текучие среды ствола скважины для бурения с креплением обсадными трубами

Country Status (10)

Country Link
US (1) US20080169130A1 (ru)
EP (1) EP1944348A1 (ru)
AR (1) AR064843A1 (ru)
AU (1) AU2008206479A1 (ru)
BR (1) BRPI0806585A2 (ru)
CA (1) CA2617155C (ru)
EA (1) EA013827B1 (ru)
MX (1) MX2008000506A (ru)
MY (1) MY145240A (ru)
WO (1) WO2008089001A1 (ru)

Families Citing this family (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7651983B2 (en) * 1996-07-24 2010-01-26 M-I L.L.C. Reduced abrasiveness with micronized weighting material
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
US9006155B2 (en) 2005-09-09 2015-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly
US9051505B2 (en) 2005-09-09 2015-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly
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
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
MX2014009562A (es) 2012-02-09 2015-01-26 Nfluids Inc Nuevos fluidos de perforacion que contienen nanoparticulas para atenuar la perdida de fluido.
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
GB2504209B (en) * 2012-06-18 2014-10-15 Mi Llc Methods and systems of increasing signal strength of oilfield tools
GB2520849B (en) * 2012-07-09 2016-01-20 Mi Llc Wellbore fluid used with oil-swellable elements
WO2014008598A1 (en) * 2012-07-13 2014-01-16 Nfluids Inc. Drilling fluids with nano and granular particles and their use for wellbore strengthening
US9410065B2 (en) * 2013-01-29 2016-08-09 Halliburton Energy Services, Inc. Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto
US20140209393A1 (en) * 2013-01-29 2014-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Precipitated Particles and Wellbore Fluids and Methods Relating Thereto
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
CA2936851A1 (en) 2014-02-21 2015-08-27 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
GB2548252B (en) 2014-12-19 2022-05-11 Halliburton Energy Services Inc Colloidal dispersions (SOLS) for weighting agents in fluids
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
US10577898B2 (en) 2015-04-02 2020-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Running fluid for use in a subterranean formation operation
CA2993250C (en) * 2015-07-29 2020-03-10 M-I L.L.C. Methods of drilling
CA2993603C (en) * 2015-07-29 2021-04-13 M-I L.L.C. Methods of pneumatically conveying solid particulates
MX2018001190A (es) * 2015-07-29 2018-04-20 Mi Llc Fluidos de pozo para uso en el fondo del pozo.
CA2993633A1 (en) * 2015-07-29 2017-02-02 M-I L.L.C. Methods of formulating wellbore fluids
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
CA3012511A1 (en) 2017-07-27 2019-01-27 Terves Inc. Degradable metal matrix composite
US11827837B2 (en) * 2019-04-02 2023-11-28 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Water-based drilling, completion, and workover fluid composition with reduced barite sagging
US11781054B1 (en) * 2022-04-20 2023-10-10 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Weighted drilling fluid containing metal-modified phyllosilicate

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU657053A1 (ru) * 1977-01-05 1979-04-15 Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам Способ гидрофобизации ут желителей дл буровых растворов
SU988852A1 (ru) * 1981-08-19 1983-01-15 Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам Ут желенный буровой раствор
SU1461851A1 (ru) * 1986-12-04 1989-02-28 Svitalka Petr Устройство дл бурени скважин с одновременной обсадкой
SU1530098A3 (ru) * 1985-05-13 1989-12-15 Рон-Пуленк Спесьялитэ (Фирма) Буровой раствор
SU1663003A1 (ru) * 1988-08-15 1991-07-15 Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина Ут желенный буровой раствор
WO1995026386A1 (en) * 1994-03-26 1995-10-05 Heriot-Watt University Drilling mud
RU2115687C1 (ru) * 1996-10-15 1998-07-20 Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природных газов и газовых технологий (ТюменНИИГипрогаз) Смазочный реагент для буровых растворов "жирма"
RU2211239C1 (ru) * 2002-02-04 2003-08-27 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" Эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе
RU2299890C9 (ru) * 2001-03-02 2007-11-20 Коатекс С.А.С. Способ управляемой радикальной полимеризации акриловой кислоты и ее солей, полученные полимеры с низкой полидисперсностью и их применение

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4141843A (en) * 1976-09-20 1979-02-27 Halliburton Company Oil well spacer fluids
US7267291B2 (en) * 1996-07-24 2007-09-11 M-I Llc Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive
US6786153B2 (en) * 2002-09-19 2004-09-07 Interflex Laser Engravers, Llc Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves
US20030203822A1 (en) * 1996-07-24 2003-10-30 Bradbury Andrew J. Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control
GB2315505B (en) * 1996-07-24 1998-07-22 Sofitech Nv An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve
US7618927B2 (en) * 1996-07-24 2009-11-17 M-I L.L.C. Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids
US20080064613A1 (en) * 2006-09-11 2008-03-13 M-I Llc Dispersant coated weighting agents
CA2271401C (en) * 1999-02-23 2008-07-29 Tesco Corporation Drilling with casing
US6896075B2 (en) * 2002-10-11 2005-05-24 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for drilling with casing
CA2311158A1 (en) * 2000-06-09 2001-12-09 Tesco Corporation A method for drilling with casing
EA010612B1 (ru) * 2004-06-03 2008-10-30 М-Ай Л. Л. С. Применение сортированного по размерам барита в качестве утяжелителя для буровых растворов
WO2006091562A1 (en) * 2005-02-22 2006-08-31 M-I L.L.C. Additive for reducing torque on a drill string

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU657053A1 (ru) * 1977-01-05 1979-04-15 Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам Способ гидрофобизации ут желителей дл буровых растворов
SU988852A1 (ru) * 1981-08-19 1983-01-15 Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам Ут желенный буровой раствор
SU1530098A3 (ru) * 1985-05-13 1989-12-15 Рон-Пуленк Спесьялитэ (Фирма) Буровой раствор
SU1461851A1 (ru) * 1986-12-04 1989-02-28 Svitalka Petr Устройство дл бурени скважин с одновременной обсадкой
SU1663003A1 (ru) * 1988-08-15 1991-07-15 Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина Ут желенный буровой раствор
WO1995026386A1 (en) * 1994-03-26 1995-10-05 Heriot-Watt University Drilling mud
RU2115687C1 (ru) * 1996-10-15 1998-07-20 Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природных газов и газовых технологий (ТюменНИИГипрогаз) Смазочный реагент для буровых растворов "жирма"
RU2299890C9 (ru) * 2001-03-02 2007-11-20 Коатекс С.А.С. Способ управляемой радикальной полимеризации акриловой кислоты и ее солей, полученные полимеры с низкой полидисперсностью и их применение
RU2211239C1 (ru) * 2002-02-04 2003-08-27 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" Эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
SEREDA N.G. i dr. "Burenie neftyanykh i gazovykh skvazhin", M.: Nedra, 1988, s. 135, 136, 143, 144, 166, 169 *

Also Published As

Publication number Publication date
CA2617155C (en) 2011-08-02
MX2008000506A (es) 2009-02-23
EA200800045A1 (ru) 2008-08-29
CA2617155A1 (en) 2008-07-12
AU2008206479A1 (en) 2008-07-24
MY145240A (en) 2012-01-13
EP1944348A1 (en) 2008-07-16
AR064843A1 (es) 2009-04-29
US20080169130A1 (en) 2008-07-17
BRPI0806585A2 (pt) 2014-05-06
WO2008089001A1 (en) 2008-07-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA013827B1 (ru) Текучие среды ствола скважины для бурения с креплением обсадными трубами
EP2066759B1 (en) Precipitated weighting agents for use in wellbore fluids
US7618927B2 (en) Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids
EP3037621B1 (en) Method of completing a well with sand screens
NO20110324A1 (no) Reduserte sliteegenskaper med mikronisert vektmateriale
US7947628B2 (en) Method of improving solids separation efficiency
EA027822B1 (ru) Способы использования олеагенных флюидов для операций заканчивания
AU2017433191B2 (en) Stable emulsion drilling fluids
CA2663117C (en) Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids
WO2017188946A1 (en) Additive to enhance sag stability of drilling fluid
US20200157402A1 (en) Emulsifiers For Direct Emulsion Drilling Fluids
CA2903068C (en) Methods for use of oil-soluble weighting agents in subterranean formation treatment fluids
WO2020023401A1 (en) Emulsifiers for direct emulsion drilling fluids
WO2008103596A1 (en) Use of lamellar weighting agents in drilling muds
NO341922B1 (no) Økt penetrasjonsrate fra borehullsfluider med lav reologi

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

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

Designated state(s): TM

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

Designated state(s): AZ KZ