EA016279B1 - Химическая обработка выбуренной породы для повторного закачивания в подземные формации - Google Patents
Химическая обработка выбуренной породы для повторного закачивания в подземные формации Download PDFInfo
- Publication number
- EA016279B1 EA016279B1 EA201070204A EA201070204A EA016279B1 EA 016279 B1 EA016279 B1 EA 016279B1 EA 201070204 A EA201070204 A EA 201070204A EA 201070204 A EA201070204 A EA 201070204A EA 016279 B1 EA016279 B1 EA 016279B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- cuttings
- suspension
- water
- surfactant
- oil
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 title claims abstract description 146
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 title description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 title description 32
- 239000000126 substance Substances 0.000 title description 11
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 129
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 48
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 46
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 42
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 17
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 13
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 10
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 9
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims description 4
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 claims description 3
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 14
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 abstract description 3
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 36
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 25
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 25
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 23
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 21
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 20
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 15
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 13
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 9
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 9
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 9
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 description 9
- -1 etc. Substances 0.000 description 8
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 6
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 5
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RVGRUAULSDPKGF-UHFFFAOYSA-N Poloxamer Chemical compound C1CO1.CC1CO1 RVGRUAULSDPKGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 125000002029 aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-N diphosphoric acid Chemical compound OP(O)(=O)OP(O)(O)=O XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010907 mechanical stirring Methods 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/068—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole using chemical treatment
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
- E21B21/066—Separating solids from drilling fluids with further treatment of the solids, e.g. for disposal
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Описан способ суспендирования обломков выбуренной породы, который включает смешение загрязненных нефтью обломков выбуренной породы, воды и по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества; эмульгирование по меньшей мере части нефтяных загрязнений внутри смеси; и формирование суспензии обломков выбуренной породы в воде с высокой степенью текучести.
Description
Представленные здесь варианты осуществления в целом относятся к способам суспендирования обломков выбуренной породы для повторного закачивания на производственной площадке. Более конкретно, представленные здесь варианты осуществления относятся к химической обработке обломков выбуренной породы для суспендирования и повторного закачивания на производственной площадке.
Уровень техники
При бурении скважин буровое долото используют для пробуривания многих тысяч футов в земной коре. На установках для бурения нефтяных скважин обычно употребляют буровую вышку, которая возвышается над буровой платформой. Буровая вышка обеспечивает опору для соединения друг с другом одной за другой труб буровой колонны, выполняемого встык во время буровых работ. По мере того как буровое долото все глубже внедряется в землю, к постоянно удлиняющейся колонне или буровой колонне добавляют дополнительные отрезки труб. Поэтому буровая колонна включает множество стыков трубы.
Скважинные флюиды, или буровые растворы, нагнетают с платформы для бурения скважины через буровую колонну и к буровому долоту, закрепленному на нижнем, или отдаленном, конце буровой колонны. Флюиды смазывают буровое долото и выносят наружу из скважины обломки выбуренной породы, образованные буровым долотом по мере его углубления. Обломки выбуренной породы выносятся возвращающимся потоком бурового раствора, текущим через межтрубное пространство скважины и обратно на платформу для бурения скважины на поверхности земли. Когда буровой раствор достигает платформы, он загрязнен мелкими кусочками глинистого сланца и породы, которые известны в промышленности также как буровой шлам или обломки выбуренной породы. Как только обломки выбуренной породы, буровой раствор и прочие отходы достигают платформы, обычно используют вибрационное сито для отделения бурового раствора от обломков выбуренной породы, чтобы буровой раствор можно было использовать вновь. Оставшиеся обломки выбуренной породы, отходы и остаточный буровой раствор затем транспортируют в резервуар-хранилище для утилизации. В некоторых ситуациях, например, для специфических типов бурового раствора, буровой раствор нельзя использовать повторно, и его нужно утилизировать. Как правило, не подлежащий повторному употреблению буровой раствор утилизируют отдельно от бурового шлама и прочих отходов, транспортируя буровой раствор в резервуаре к месту утилизации.
Утилизация обломков выбуренной породы и бурового раствора составляет сложную экологическую проблему. Обломки выбуренной породы содержат не только остаточный отработанный буровой раствор, который может загрязнять окружающую среду, но также могут содержать нефть и другие отходы, которые являются особенно опасными для окружающей среды, в особенности, когда бурение производят в морских глубинах.
Например, в Мексиканском заливе стоят сотни буровых платформ, которые добывают нефть и газ бурением морского дна. Эти буровые платформы могут быть использованы в местах, где глубина воды составляет многие сотни футов. В такой морской среде в воде обычно находится множество морских животных, для которых сброс обломков выбуренной породы мог бы быть губительным. Поэтому существует потребность в простом, но реально осуществимом решении проблемы утилизации выбуренной из скважины породы, бурового раствора и/или прочих отходов в морской и другой легко уязвимой окружающей среде.
Традиционные способы утилизации включают разгрузку навалом, транспортировку по шламовой трубе, громоздкие конвейерные ленты, шнековые конвейеры и промывные работы, которые требуют расхода огромных количеств воды. Добавление воды создает дополнительные проблемы резкого увеличения объема и массы, загрязнения, и транспортные проблемы. Размещение конвейеров требует перепланировки производственной площадки и сопряжено со значительными затратами времени и средств на монтаж.
Еще один способ утилизации включает возвращение обломков выбуренной породы, бурового раствора и/или прочих отходов в подземную формацию путем закачивания под высоким давлением. В общем процесс закачивания включает приготовление суспензии в расположенном на поверхности оборудовании, и нагнетание суспензии в скважину, которая протягивается относительно глубоко под землю в приемный пласт или надлежащую формацию. Базовые стадии процесса включают выявление подходящего пласта или формации для нагнетания; приготовление надлежащей нагнетательной скважины; составление суспензии, которое включает учет таких факторов, как вес, содержание твердого вещества, величина рН, гелеобразование и т.д.; выполнение операций закачивания, которое включает определение и контроль значений производительности насосной установки, такой как объем в единицу времени и давление; и каптаж скважины.
В некоторых случаях обломки выбуренной породы, которые все еще загрязнены некоторым количеством нефти, транспортируют с буровой установки на морскую буровую установку или на берег в форме густой тяжелой вязкой пасты или суспензии для закачивания в подземную формацию. Обычно материал помещают в специальные бадьи емкостью около 10 т, которые загружают краном с буровой установки на транспортные суда. Это является трудной и опасной операцией, которая может быть трудо
- 1 016279 емкой и дорогостоящей.
Во время операций нагнетания обломков выбуренной породы готовят суспензию, включающую флюид и обломки выбуренной породы. Как правило, суспензию готовят смешением друг с другом обломков выбуренной породы, предварительно рассортированных по величине, в желательном соотношении с флюидом, таким как морская вода, таким образом, что получается суспензия, которая содержит обломки выбуренной породы в таком количестве, чтобы быть пригодной к перекачиванию без излишних давлений нагнетания, для чего зачастую требуются большие объемы морской воды. После приготовления суспензии таковую нагнетают из резервуара-хранилища в ствол скважины с помощью нагнетательного насоса высокого давления, либо непосредственно, либо после хранения в течение некоторого периода времени в резервуаре для хранения.
Поскольку все ужесточающиеся законодательные нормативы сброса бурового шлама понуждают операторов и подрядчиков буровых работ сокращать объемы буровых отходов, существует непреходящая потребность в усовершенствовании способов повторного закачивания.
Сущность изобретения
В одном аспекте представленные здесь варианты осуществления относятся к способу суспендирования обломков выбуренной породы, который включает смешение загрязненных нефтью обломков выбуренной породы, воды и по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества; эмульгирование по меньшей мере части нефтяных загрязнений внутри смеси; и формирование суспензии обломков выбуренной породы в воде с высокой степенью текучести.
В другом аспекте представленные здесь варианты осуществления относятся к способу суспендирования обломков выбуренной породы, который включает смешение по меньшей мере одного ингибитора набухания глинистых пород и воды; смешение загрязненных нефтью обломков выбуренной породы и по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества; смешение смеси по меньшей мере одного ингибитора набухания глинистых пород и воды со смесью загрязненных нефтью обломков выбуренной породы и по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества; эмульгирование по меньшей мере части нефтяных загрязнений внутри смеси; и представлено формирование суспензии обломков выбуренной породы в воде с высокой степенью текучести.
Прочие аспекты и преимущества изобретения будут очевидными из нижеследующего описания и прилагаемых пунктов формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 схематически показывает систему суспендирования и повторного закачивания.
Фиг. 2 представляет графическое изображение зависимости реологических характеристик суспензии от времени.
Подробное описание
В одном аспекте представленные здесь варианты осуществления относятся к химической обработке загрязненных нефтью обломков выбуренной породы во время суспендирования обломков выбуренной породы для утилизации путем повторного закачивания бурового шлама. В еще одном аспекте представленные здесь варианты осуществления относятся к химической обработке обломков выбуренной породы, содержащих водовосприимчивые глины, во время суспендирования обломков выбуренной породы для утилизации путем повторного закачивания бурового шлама. В частности, представленные здесь варианты осуществления относятся к применению поверхностно-активных веществ и/или ингибиторов набухания глинистых пород для суспендирования обломков выбуренной породы.
С привлечением теперь фиг. 1, показана система суспендирования и повторного закачивания обломков выбуренной породы согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. В этом варианте осуществления система 100 суспендирования находится в жидкостной коммуникации с системой 114 повторного закачивания. В условиях эксплуатации система 100 суспендирования производит суспензию, а система 114 повторного закачивания нагнетает суспензию в ствол скважины 115.
В одном варианте осуществления система 100 суспендирования включает резервуар 103 для хранения обломков выбуренной породы, смеситель 105 для суспендирования и резервуар 106 для хранения первичной суспензии. При эксплуатации обломки выбуренной породы нагнетают в резервуар 103 для хранения обломков выбуренной породы с находящейся выше по потоку операции обработки (например, вибрационного сепаратора). Буровой шлам из резервуара 103 для хранения обломков выбуренной породы смешивают с флюидами 104 в смесителе 105 для получения суспензии обломков выбуренной породы. Специалисты с обычной квалификацией в этой области технологии будут принимать во внимание, что, хотя основную долю содержания твердых веществ могут составлять обломки выбуренной породы, подаваемые из резервуара 103 для хранения обломков выбуренной породы, в определенных вариантах изобретения, содержащиеся твердые вещества также могут включать утяжелители и/или химические добавки, либо не удаленные во время операций обработки выше по потоку, либо добавленные для улучшения суспензии.
Далее, специалисты с обычной квалификацией в этой области технологии будут принимать во внимание, что в определенных вариантах осуществления резервуар 103 для хранения обломков выбуренной породы может включать многочисленные резервуары или системы резервуаров, в которых обломки вы
- 2 016279 буренной породы могли быть предварительно рассортированы по величине. Таким образом, в одном варианте осуществления нагнетание обломков выбуренной породы из одного из резервуаров 103 для хранения обломков выбуренной породы может включать нагнетание обломков выбуренной породы соответственно размеру (например, тонкодисперсные частицы или крупные обломки выбуренной породы), и при конкретном расходе потока давать суспензии с конкретным содержанием твердых веществ.
В конкретном варианте осуществления смеситель 105 может включать насос, в котором флюид и обломки выбуренной породы смешиваются между собой, тем самым обеспечивая формирование смеси флюида и твердого материала. Более конкретно, насос может создавать вакуум, с помощью которого флюид и обломки выбуренной породы всасываются в насос, где смесь флюида и твердого материала может быть подвергнута механической и гидравлической сдвиговой нагрузке для создания суспензии. Одним примером насоса, который может быть использован в представленных здесь вариантах осуществления, является смеситель порошков и жидкостей с высоким сдвиговым усилием ΕΕΑ8ΗΒΕΕΝΏ™, имеющийся в продаже на рынке от фирмы Бйуегзоп МасЫпез, 1пс. Однако в вариантах осуществления настоящего изобретения и системах могут быть альтернативно использованы другие смесительные и нагнетательные устройства, действующие так, как представлено выше. Специалисты с обычной квалификацией в этой области технологии будут принимать во внимание, что примеры других насосов, которые могут быть применены для облегчения смешения твердого материала и флюида, включают, например, центробежные насосы. При употреблении центробежных насосов обломки выбуренной породы смешиваются с суспендирующим флюидом и проходят через насос, который имеет узкий зазор и упрочненные лопасти, которые размельчают обломки выбуренной породы на более мелкие частицы. Зачастую могут быть реализованы несколько проходов через насосы, чтобы получить однородную суспензию с желательным размером частиц.
После получения первичной суспензии в смесителе 105 первичную суспензию переводят в резервуар 106 для хранения первичной суспензии. Суспензия может быть приготовлена в циклическом периодическом режиме, так что может быть приготовлено большое количество суспензии, а затем отправлено на хранение. В общем, в то время как некоторые суспензии согласно настоящему изобретению могут храниться в течение периодов времени без отделения твердого материала от жидкой фазы суспензии, в определенных вариантах осуществления все-таки может быть преимущественным употребление мешалок (например, механических перемешивающих устройств) в резервуаре 106 для хранения суспензии для обеспечения того, что первичная суспензия не будет разделяться на свои составные части. Альтернативно, в определенных аспектах приготовление первичной суспензии может производиться, по существу, в непрерывном, но не в циклическом периодическом режиме, и в таких операциях необходимость в перемешивающих устройствах может отпадать.
Суспензию хранят в резервуаре 106 для хранения первичной суспензии, где она остается до тех пор, пока не потребуется для дальнейшего повторного закачивания в систему 114 повторного закачивания. Выпускной патрубок 107 системы 100 суспендирования находится в жидкостной коммуникации с впускным патрубком 120 системы 114 повторного закачивания обломков выбуренной породы. Система 114 повторного закачивания обломков выбуренной породы также включает нагнетательный насос 121, размещенный поблизости от ствола скважины 115. Специалисты с обычной квалификацией в этой области технологии будут принимать во внимание, что насос 121 может включать и высоконапорные насосы, и низконапорные насосы, и прочие нагнетательные устройства, известные специалистам с обычной квалификацией в этой области технологии, способные нагнетать или иным образом стимулировать транспортирование флюида в ствол скважины. Далее в определенных вариантах осуществления высокое содержание твердых веществ в суспензии, полученной в системе 100, может потребовать применения дополнительного давления (то есть, высоконапорного насоса) для облегчения нагнетания суспензии в скважину. Однако в других определенных вариантах осуществления для стимулирования закачивания может быть вполне подходящим низконапорный насос.
В этом варианте осуществления система повторного закачивания может включать высоконапорный нагнетательный насос 121, размещенный поблизости от ствола скважины 115. Когда суспензия приготовлена в системе 100 суспендирования, нагнетательный насос 121 приводят в действие для закачивания суспензии в ствол скважины 115. Специалисты с обычной квалификацией в этой области технологии будут принимать во внимание, что приготовление и повторное закачивание суспензии могут производиться в непрерывном или периодическом режиме.
Далее в то время как вышеизложенное представляет упрощенное описание суспендирования и повторного закачивания обломков выбуренной породы, специалисту с обычной квалификацией в этой области технологии было бы понятно, что при существовании огромного множества способов и систем для суспендирования и повторного закачивания настоящее изобретение не должно ограничиваться вышеизложенным. Скорее способы и композиции согласно настоящему изобретению могут быть использованы в любом способе и системе для утилизации обломков выбуренной породы путем суспендирования в воде или морской воде и закачивания суспендированных обломков выбуренной породы в подземную формацию. Примеры других способов и систем для суспендирования и повторного закачивания включают таковые, описанные, к примеру, в патентах США №№ 4942929, 5129469, 5226749, 5310285, 5314265,
- 3 016279
5405223, 5405224, 5589603, 5961438, 5339912, 5358049, 5662169, 6106733 и 6119779, каждый из которых упомянут здесь для сведения во всей своей полноте.
В конкретном варианте осуществления настоящего изобретения суспендирование обломков выбуренной породы, например, выполняемое в вышеописанном смесителе 105 для суспендирования, производят с добавлением к загрязненному нефтью буровому шламу флюида, такого как вода, рассол, морская вода и т.д., и поверхностно-активного вещества и/или ингибитора набухания глинистых сланцев. Без таких химических добавок вязкий слой из нефти и бурового раствора, окружающий обломки выбуренной породы, который делает их смачиваемыми нефтью, препятствует эффективному контакту между водой и обломками выбуренной породы во время процессов суспендирования, и в результате загрязненные нефтью обломки выбуренной породы склонны к слипанию друг с другом и формированию липкой массы. Таким образом, как правило, для получения суспензии употребляются увеличенные количества воды, которые могут быть закачаны в скважину без избыточных напорных давлений, что в противном случае было бы необходимым для нагнетания густой массы загрязненных нефтью обломков выбуренной породы. Далее для обломков выбуренной породы, содержащих водовосприимчивые глины, при суспендировании в воде гидратация глины со временем может привести к образованию липких частиц глины, с потенциальной опасностью создания осложнений эксплуатации оборудования на поверхности и/или засорения скважины. Таким образом, в одном аспекте настоящего изобретения к смеси обломков выбуренной породы и воды могут быть добавлены поверхностно-активные вещества и/или ингибиторы набухания глинистых пород для способствования суспендированию обломков выбуренной породы в уменьшенном объеме воды, в то же время с образованием суспензии с высокой степенью текучести и способности к перекачиванию.
Посредством добавления поверхностно-активного вещества в процессе суспендирования маслянистые материалы, остающиеся на поверхности обломков выбуренной породы, могут быть отделены от обломков выбуренной породы и эмульгированы с помощью поверхностно-активного вещества внутри суспензии. Благодаря формированию эмульсии маслянистых материалов внутри воды для суспендирования обломков выбуренной породы может потребоваться меньшее количество воды, чем таковое, требуемое для суспендирования загрязненных нефтью обломков выбуренной породы. Как является общепринятым в технологии, термины «поверхностно-активный реагент», «поверхностно-активное вещество», «диспергатор», и «эмульгатор» или «эмульгирующий реагент», употребляются взаимозаменяемо для обозначения химического компонента, который стабилизирует эмульсию. Специалист с обычной квалификацией в этой области технологии должен принимать во внимание, что такие соединения действуют на поверхности раздела маслянистых и немаслянистых флюидов и снижают разность величин поверхностного натяжения между двумя слоями. Способность любого конкретного эмульгатора стабилизировать представленные здесь прямые эмульсии может быть испытана обычными экспериментальными методами, известными в технологии.
Поверхностно-активные вещества имеют амфифильную молекулярную структуру, то есть структуру, которая является полярной (гидрофильной) на одном конце и неполярной (липофильной/гидрофобной) на другом. В общем, гидрофильные группы могут быть катионными (органические амины - в особенности с тремя углеводородными цепями, присоединенными к атому азота), анионными (алифатические кислоты или сульфаты с углеводородными цепями) или неионными (органические соединения с кислородсодержащими группами, такие как спирты, сложные эфиры и простые эфиры), тогда как гидрофобные, или липофильные, группы могут представлять собой длинные, линейные или разветвленные, углеводородные цепи, циклические углеводородные фрагменты, ароматические углеводородные фрагменты и/или комбинации таковых.
Поверхностно-активное вещество, имеющее надлежащий гидрофильно-липофильный баланс (НТВ, ГЛБ), может быть выбрано в зависимости от типа маслянистого материала, покрывающего обломки выбуренной породы. Термин НЬВ (Гидрофильно-Липофильный Баланс) касается отношения гидрофильности полярных групп в молекулах поверхностно-активного вещества к гидрофобности липофильной части тех же молекул. В некоторых вариантах осуществления могут быть использованы поверхностноактивные вещества, пригодные для применения в настоящем изобретении, имеющие низкий (1-3) или высокий (более 10) гидрофильно-липофильный баланс (НЬВ), тогда как в других вариантах осуществления может быть желательным наличие вариации гидрофильно-липофильного баланса (НЬВ) от среднего до высокого, от 3 до 15, или от 5 до 14 в прочих вариантах осуществления. Специалист с обычной квалификацией в этой области технологии должен принимать во внимание, что разнообразные маслянистые материалы для формирования наиболее устойчивой эмульсии требуют употребления поверхностноактивных веществ с различным гидрофильно-липофильным балансом (НЬВ). Специалист с обычной квалификацией в этой области технологии должен принимать во внимание, что поверхностно-активные вещества, имеющие желательные значения гидрофильно-липофильного баланса (НЬВ) для разнообразных маслянистых материалов, могут быть определены экспериментально.
В конкретном варианте осуществления поверхностно-активные вещества, в особенности пригодные для формирования прямых эмульсий, могут включать, например, простые эфиры сорбита, сложные эфиры гликолей, алкиловые простые эфиры, алкилированные полиглюкозиды, алкильные сложные эфиры,
- 4 016279 алкилсульфаты, алкилсульфонаты, этоксилированные спирты с различными соотношениями ЕО-РО (этиленоксид-пропиленоксид), производные алифатических кислот. В других вариантах осуществления прямые эмульсии могут быть сформированы с использованием коллоидальных материалов, таких как пирогенный диоксид кремния, глины, гидроксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилцеллюлозы, полимеров на основе акрилатов, ксантановой камеди, модифицированного крахмала, лигносульфонатов и танинов. Далее, специалист с обычной квалификацией в этой области технологии должен принимать во внимание, что этот список не является исчерпывающим, и что в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения могут быть применены другие поверхностно-активные вещества. Такие поверхностноактивные вещества могут быть использованы, например, в количестве от около 0,1 до 10% по весу от количества обломков выбуренной породы, что является достаточным для многих вариантов употребления. Однако, специалист с обычной квалификацией в этой области технологии должен принимать во внимание, что в других вариантах осуществления может быть применено большее или меньшее количество.
В дополнение к поверхностно-активным веществам, к смеси обломков выбуренной породы и воды могут быть также добавлены ингибиторы набухания глинистых пород, чтобы стабилизировать любые водовосприимчивые или реакционно-способные глины, присутствующие в обломках выбуренной породы. Как известно в технологии, обычно глины могут быть классифицированы как относящиеся либо к набухающим, либо к диспергируемым глинам. Набухающие глины, такие как смектиты и смеси смектитов, будучи обработанными водой, поглощают воду и переходят в пластическую фазу, когда они становятся мягкими и липкими, что может вызывать агломерацию обломков выбуренной породы и закупорку оборудования для закачивания и циркуляции на поверхности. Диспергируемые глины, такие как каолинит и иллит, включают однозернистые частицы, склонные отталкиваться друг от друга. При воздействии воды, благодаря малой массе и характеристикам отталкивания, они легко разъединяются и переносятся водой. Такое диспергирование при действии воды также может составить проблему, так как диспергированные частицы увеличивают концентрацию мелких фракций, которая, в свою очередь, повышает вязкость суспензии и давления нагнетания, необходимые для закачивания суспензии в ствол скважины, тем самым обусловливая необходимость дополнительного разбавления суспензии водой.
Таким образом, добавлением подходящего ингибитора набухания глинистых пород к смеси обломков выбуренной породы с водой набухание или диспергирование глинистых частиц может быть сведено к минимуму, и также минимизированы связанные с этим проблемы. Специалист с обычной квалификацией в этой области технологии должен принимать во внимание, что тип ингибитора, пригодного для каждого варианта применения, будет зависеть от типа глины, присутствующей в обломках выбуренной породы. Как представляется, в диспергируемых глинах стабилизация глин происходит путем присоединения ионных ингибиторов к поверхности глинистых частиц, что способствует удержанию частиц глины вместе и предотвращает диспергирование. В набухающих глинах, как представляется, стабилизация подобным образом обусловливается присоединением ингибиторов к поверхности частиц глины; однако считается, что ингибиторы препятствуют набуханию благодаря конкуренции с молекулами воды за занятие реакционных центров глины. Примеры общеупотребительных ингибиторов набухания глинистых пород включают соли (такие как соли калия, в том числе калиевую соль дифосфорной кислоты и хлорид калия), амины, аминные производные простых полиэфиров и т.д.
Примеры
Нижеследующие примеры демонстрируют действие различных поверхностно-активных веществ и ингибиторов набухания глинистых сланцев на степень разбавления, необходимого для суспендирования, и на реологические характеристики суспензии обломков выбуренной породы. Измерения проводили на суспензиях, приготовленных из синтетического бурового шлама, полученного из оксфордской глины, просеянной через сито с размером в диапазоне 2-4 мм, и смешанной с буровым раствором на масляной основе так, чтобы концентрация масла на частицах (ООС) стала равной 10 вес.%. После добавления морской воды к буровому шламу частицы такового были измельчены с образованием однородной суспензии в смесителе Варинга с остро заточенными лопастями. Степень разбавления при формировании суспензии должна была быть достаточной для образования суспензии с высокой степенью текучести. В испытаниях с использованием поверхностно-активных веществ добавки вносили в буровой шлам перед добавлением морской воды, тогда как ингибиторы набухания глинистых сланцев добавляли к морской воде перед добавлением бурового шлама.
Когда суспензия становилась способной к течению, ее пропускали через стандартные сита для оценки среднего размера частиц размолотого бурового шлама. Реологические характеристики суспензии определяли с использованием вискозиметра Еали 35. Пластическую вязкость и динамическое сопротивление сдвигу суспензии определяли стандартным для нефтяных месторождений методом с использованием данных вискозиметра Еаии 35. Эти значения использовали для оценки эффективности разнообразных добавок в суспендировании бурового шлама.
Пример 1. Стандарт.
250 г бурового шлама смешали с 250 г морской воды. Смесь измельчали в лабораторном смесителе, пока 95% частиц не стали проходить через сито с размером ячеек 300 микрон (300 мкм). Затем суспен
- 5 016279 зию постадийно разбавляли до тех пор, пока она не становилась текучей. На каждой стадии проводили измерения реологических характеристик, результаты которых показаны в табл. 1. Суспензия стала текучей после того, как к буровому шламу было добавлено в целом 312,5 г морской воды, что составляет степень разбавления 1,25:1,00 (отношение веса воды к весу бурового шлама).
Таблица 1
| Дололн. вода | Вода всего | Реологические характеристики при температуре окружакхцей среды согласно данным вискозиметра Гапп-ЗЬ | Ксмментар, для суспензии | |||||||
| Граммов (г) | г | 600 | 300 | 200 | 100 | 60 | 3 | Пластическая вязкость | Динамическое сопротивление сдвигу | |
| 0,0 | 250 | - | - | 230 | 258 | 186 | 147 | - | * | Нетекучая |
| 12,5 | 262, 5 | 233 | 205 | 169 | 169 | 117 | 86 | 28 | 177 | Нетекучая |
| 25,0 | 275 | 169 | 145 | 135 | 122 | 90 | 64 | 23 | 122 | Нетекучая |
| 37,5 | 287, 5 | 126 | 110 | 106 | 95 | 70 | 52 | 16 | 94 | Нетекучая |
| 50,5 | 300 | 106 | 92 | 85 | 76 | 55 | 44 | 14 | 78 | Нетекучая |
| 62,5 | 312, 5 | 84 | 72 | 66 | 50 | 44 | 41 | 12 | 60 | Текучая |
Пример 2. Поверхностно-активное вещество на основе алифатической кислоты.
250 г бурового шлама смешали с 250 г морской воды и 2,5 г (1%, в расчете на вес бурового шлама) продукта ТетгабтШ У988, поверхностно-активного вещества на основе полимеризованной алифатической кислоты, приобретенного в фирме О1еосйеш1са15. Смесь измельчали в лабораторном смесителе, пока 95% частиц не стали проходить через сито с размером ячеек 300 мкм. Затем суспензию постадийно разбавляли до тех пор, пока она не становилась текучей. На каждой стадии проводили измерения реологических характеристик, результаты которых показаны в табл. 2. Суспензия стала текучей после того, как к буровому шламу было добавлено в целом 287,5 г морской воды, что составляет степень разбавления 1,15:1,00 (отношение веса воды к весу бурового шлама), и показывает, что применение поверхностно-активного вещества на основе алифатической кислоты может сокращать количество воды, необходимое для получения текучей суспензии. Кроме того, с более низкими концентрациями поверхностно-активного вещества были получены подобные результаты.
Таблица 2
| Дополн. вода | Вода всего | Реологические характеристики при температуре окружающей среды согласно данным вискозиметра Рапп-35 | Комментар, для суспензии | |||||||
| Граммов (г) | г | 600 | 300 | 200 | 100 | 60 | 3 | Пластическая вязкость | Динамическое сопротивление сдвигу | |
| 0,0 | 250 | 253 | 213 | 192 | 177 | 140 | 114 | 45 | 168 | Нетекучая |
| 12, 5 | 262, 5 | 220 | 185 | 164 | 148 | 115 | 96 | 35 | 150 | Нетекучая |
| 25, 0 | 275 | 163 | 130 | 114 | 101 | 78 | 67 | 33 | 97 | Нетекучая |
| 37,5 | 287,5 | юз | 84 | 76 | 68 | 53 | 50 | 19 | 65 | Текучая |
Пример 3. Поверхностно-активное вещество на основе акрилата.
250 г бурового шлама смешали с 250 г морской воды и 12,5 г (5%, в расчете на вес бурового шлама) поверхностно-активного вещества на основе полиакрилата натрия. Смесь измельчали в лабораторном смесителе, пока 95% частиц не стали проходить через сито с размером ячеек 300 мкм. Затем суспензию постадийно разбавляли до тех пор, пока она не становилась текучей. На каждой стадии проводили измерения реологических характеристик, результаты которых показаны в табл. 3. Первоначальная суспензия была нетекучей. После добавления 12,5 г морской воды суспензия стала текучей, но имела липкую текстуру. Добавление дополнительных 12,5 г морской воды сделало суспензию нелипкой и легкотекучей. Таким образом, суспензия стала текучей после того, как к буровому шламу добавили в целом 275 г морской воды, что составляет степень разбавления 1,10:1,00 (отношение веса воды к весу бурового шлама), и показывает, что применение диспергатора на основе акрилата может сокращать количество воды, необходимое для получения текучей суспензии.
Таблица 3
| Дополи т вода | Вода всего | Реологические характеристики при температуре окружающей среды согласно данным вискозиметра Гапп-35 | Комме нтарин для суспензии | |||||||
| Граммов (г) | г · | 600 | 300 | 200 | 100 | 60 | 3 | Пластическая вязкость | Динамическое сопротивление сдвигу | |
| 0,0 | 250 | 140 | 116 | 100 | 94 | 71 | 51 | 24 | 92 | Нетекучая |
| 12,5 | 262,5 | 119 | 98 | 89 | 80 | 60 | 43 | 21 | 77 | Нетекучая |
| 25,0 | 275 | 95 | 75 | 67 | 59 | 44 | 42 | 20 | 55 | Текучая |
- 6 016279
Пример 4. Лигносульфонат натрия.
250 г бурового шлама смешали с 250 г морской воды. Поверхностно-активное вещество протестировали по трем загрузкам от 2,5 г до 12,5 г (1 и 5%, соответственно, в расчете на вес бурового шлама) продукта Ό1834, лигносульфоната натрия, приобретенного в фирме Воггедаагб. Смесь измельчали в лабораторном смесителе, пока 95% частиц не стали проходить через сито с размером ячеек 300 мкм. При более низкой концентрации получили нетекучую суспензию, требующую дополнительного разбавления. Но при более высоких концентрациях (2,5 и 5 вес.%) получили суспензии, которые были легкотекучими без необходимости дальнейшего разбавления (степень разбавления 1:1). Результаты реологических измерений показаны в табл. 4.
Таблица 4
| Концентрация добавки | - ... . -.—и----- . — . ν---- Реологические характеристики при температуре окружающей среды согласно данным вискозиметра Рапп-35 | Комментарии для суспензии | |||||||
| Граммов (% вес) | 600 | 300 | 200 | 100 | 60 | 3 | Пластическая вязкость | Динамическое сопротивлени е сдвигу | |
| 0 (0) | 277 | 265 | 256 | 152 | 102 | - | - | Нетекучая | |
| 2,5 (1,0) | 206 | но | 160 | 148 | 123 | 93 | 36 | 134 | Нетекучая |
| 6,25 (2,5) | 93 | 76 | 68 | 60 | 55 | 52 | 17 | 59 | Текучая |
| 12,5 (5,0) | 70 | 51 | 45 | 36 | 29 | 28 | 19 | 32 | Текучая |
Пример 5. Этоксилированный спирт.
250 г бурового шлама смешали с 250 г морской воды. Поверхностно-активное вещество протестировали по двум загрузкам от 2,5 г до 6,25 г (1 и 2,5%, соответственно, в расчете на вес бурового шлама) продукта Вего1 840, этоксилата 2-этилгексанола, приобретенного в фирме Акхо ЫоЬе1. Смесь измельчали в лабораторном смесителе, пока 95% частиц не стали проходить через сито с размером ячеек 300 (300 мкм). Суспензии были легкотекучими без необходимости дополнительного разбавления (степень разбавления 1:1). Результаты реологических измерений показаны в табл. 5.
Таблица 5
| Концентрация добавки | Реологические характеристики при температур© окружающей среды согласно данным вискозиметра Гапп-35 | Комментарии для суспензии | |||||||
| Граммов (¾ вес) | 600 | 300 | 200 | 100 | 60 | 3 | Пластическая ВЯЗКОСТЬ | Динамическое сопротивление сдвигу | |
| 2,5 (1,0) | 113 | 98 | 89 | 83 | 61 | 43 | 15 | 83 | Текучая |
| 6,25 (2,5) | 80 | 64 | 55 | 49 | 37 | 20 | 16 | 48 | Текучая |
Пример 6. Лигносульфонат натрия и хлорид калия (КС1).
В 200 г морской воды растворили 6,25 г хлорида калия (КС1). Этот раствор затем добавили к 250 г бурового шлама и 6,25 г продукта Ό1834, лигносульфоната натрия, приобретенного в фирме Воггедаагб. Смесь измельчали в лабораторном смесителе, пока 95% частиц не стали проходить через сито с размером ячеек 300 мкм. Суспензия была нетекучей. Добавление 25 г морской воды к суспензии сделало ее легкотекучей, что составляет степень разбавления 0,9:1,00. Результаты реологических измерений показаны в табл. 6. Этот пример, если сравнивать с примером 4, показывает, что введение ингибитора набухания глинистых сланцев еще более снижает реологические характеристики и дает текучую суспензию с более низкой степенью разбавления.
Таблица 6
| Дополн. вода | Вода всего | Реологические характеристики при температуре окружающей среды согласно данным вискозиметра Рапп-35 | Комментарии для суспензии | |||||||
| Граммов (Р) | г | 600 | 300 | 200 | 100 | 50 | 3 | Пласгическа я вязкость | Динамическое сопротивление сдвигу | |
| 0 | 200 | 154 | 135 | 117 | 111 | 99 | 71 | 19 | 116 | Нетекучая |
| 25 | 225 | 116 | 91 | 82 | 75 | 72 | 65 | 25 | 66 | Текучая |
Пример 7. Лигносульфонат натрия и аминный ингибитор.
В 200 г морской воды растворили 1,25 г ингибитора на основе полициклического амина. Этот раствор затем добавили к 250 г бурового шлама и 6,25 г лигносульфоната натрия. Смесь измельчали в лабораторном смесителе, пока 95% частиц не стали проходить через сито с размером ячеек 300 мкм. Эта суспензия была нетекучей. Добавление 25 г морской воды к суспензии сделало ее легкотекучей, что составляет степень разбавления 0,9:1,00. Результаты реологических измерений показаны в табл. 7. Этот пример, по сравнению с примером 4, показывает, что введение аминного ингибитора еще более снижает реологические характеристики и дает текучую суспензию с более низкой степенью разбавления.
- 7 016279
Таблица 7
| Дополн. вода | Вода всего | Реологические характеристики при температуре окружающей среды согласно данным вискозиметра Гапп-35 | Комментарии для суспензии | |||||||
| Граммов (г) | г | 600 | 300 | 200 | 100 | 60 | 3 | Пластическая вязкость | Динамическое сопротивление сдвигу | |
| 0 | 200 | ΐ за | 136 | 115 | 109 | 95 | 14 | 22 | 114 | Нетекучая |
| 25 | 225 | 98 | 70 | 61 | 51 | 46 | 43 | 20 | 42 | текучая |
Пример 8. Лигносульфонат натрия и аминный ингибитор.
В 210 г морской воды растворили 1,25 г ингибитора на основе полициклического амина. Этот раствор затем добавили к 250 г бурового шлама и 6,25 г лигносульфоната натрия. Смесь измельчали в лабораторном смесителе, пока 95% частиц не стали проходить через сито с размером ячеек 300 мкм. Суспензия была легкотекучей без необходимости дополнительного разбавления (степень разбавления 0,84:1). Результаты реологических измерений показаны в табл. 8. Этот пример, если сравнивать с примером 4, показывает, что введение аминного ингибитора еще более снижает реологические характеристики и дает текучую суспензию с более низкой степенью разбавления.
Таблица 8
| Дополн, вода | Вода всего | Реологические характеристики при температуре окружающей среды согласно данным вискозиметра Еалп-35 | Комментарии для суспензии | |||||||
| Граммов (г) | г | 600 | 300 | 200 | 100 | 60 | 3 | Пластическая вязкость | Динамическое сопротивление сдвигу | |
| 0 | 200 | 143 | 113 | 100 | 87 | 81 | 70 | 30 | 83 | Текучая |
Принимая во внимание вышеприведенные примеры, данные четко показывают, что добавление поверхностно-активных веществ облегчает суспендирование бурового шлама благодаря снижению реологических характеристик суспензии. Более того, данные также показывают, что введение ингибиторов набухания глинистых пород еще более снижает реологические характеристики суспензии, тем самым позволяя сократить степени разбавления. В целом же вышеприведенные данные показывают, что необходимая степень разбавления для получения текучей суспензии синтетического глинистого бурового шлама может быть снижена более чем на 30% при использовании комбинации поверхностно-активных веществ и ингибиторов набухания глинистых пород. Обобщение данных из примеров 1-9 показано ниже в табл. 9.
Таблица 9
| Химическая обработка (¾ вес.) | Суспензионные системы | ||||||
| 3.1 | 3.2 | 3.3 | 3.4 | 3,5 | 3.6 | 3.7 | |
| Поверхностно-активное вещество на основе полимеризованной алифатической кислоты | 2,5 | ||||||
| Диспергатор на основе акрилата | 12,5 | ||||||
| Лигносульфонатный диспергатор | 6, 25 | 6,25 | 6, 25 | ||||
| Неионогенное поверхностно- активное вещество | 2,5 | ||||||
| Хлорид калия | - | - | ' | - | 6, 25 | - | |
| Ингибитор на основе амина | - | - | - | - | - | 1,25 | |
| Степень разбавления, ^воды^^вурового шлама | 2,56:Ι | 2.36:1 | 2,25:1 | 2,05:1 | 2,05:1 | 1,85:1 | 1,72:1 |
| Пластическая вязкость, Сантипуаз | 12 | 19 | 20 | 17 | 15 | 25 | 30 |
| Динамическое сопротивление сдвигу, Паскалей (Па) | 30 | 33 | 23 | 30 | 42 | 33 | 41 |
- 8 016279
Пример 9. Лондонская глина.
Испытания, подобные вышеприведенным, провели с синтетическим буровым шламом, приготовленным из лондонской глины, нежели из оксфордской глины, результаты которых показаны ниже в табл.
10. Хотя лондонская глина является более диспергируемой, чем оксфордская глина, суспендирование бурового шлама из нее реагировало на разнообразные химические обработки подобной таковому для оксфордской глины. Данные показывают, что разбавление морской водой может быть сокращено более чем на 35%, когда для суспендирования бурового шлама из лондонской глины используют комбинацию поверхностно-активных веществ и ингибиторов.
Таблица 10
| Концентрация добавки (% вес.) | Степень разбавления | Пластическая вязкость | Динамическое сопротивление сдвигу | Комментарии | |
| Поберхмостноактивное вещество | Ингибитор | V воды/ илаые | Сантипуаз | Паскалей | |
| - | 2,75:1 | 14 | 18 | Текучая | |
| Соль алкилсульфата (1,5) | 2,05:1 | 15 | 20 | Текучая | |
| Оксиалкилированный спирт (2,5) | Хлорид калия (2,5) | 2,05:1 | 12 | 17 | Текучая |
| Лигносульфонэт 12,5) | Хлорид калия 12,5) | 2,05:1 | 22 | 27 | Текучая |
| Лигмосульфонат (2,5) | Ингибитор на основе амина (0,5) | 1,72:1 | 30 | 34 | Текучая |
Пример 10. Изменение реологических характеристик суспензии во времени.
Реакционно-способные глины в контакте с водой набухают и диспергируются, и вызывают изменение реологических характеристик суспензии, степень которого зависит от реакционной способности глины и времени контактирования. Для испытания действия химических обработок на реакционную способность глины выполнили ряд тестов, в которых измеряли реологические характеристики обработанных суспензий при температуре окружающей среды в течение семидневного периода. Существенное изменение реологических параметров, характеризуемое повышением пластической вязкости (РУ) и динамического сопротивления сдвигу (ΥΡ), должно было указать на ненадлежащее ингибирование глинистого бурового шлама. Таким образом, предполагается, что неингибированный буровой шлам должен проявлять большее повышение реологических характеристик через семь дней, чем таковой, который содержит эффективный ингибитор набухания глинистых пород. Результаты испытаний представлены в табл. 11 и нанесены на график в фиг. 2 как отношение значения динамического сопротивления сдвигу (ΥΡ) на седьмой день к величине динамического сопротивления сдвигу (ΥΡ) в первый день. Данные были рассортированы в порядке увеличения отношения ΥΡ7/ΥΡ1. Концентрации добавок приведены в процентах по весу бурового шлама, и степень разбавления указана в скобках. Протестировали следующие добавки: лигносульфонат натрия (А), оксиалкилированный спирт (В), соль алкилсульфата (С), хлорид калия (Ό) и ингибитор на основе амина (Е).
Таблица 11
| Химическая обработка | Динамическое сопротивление сдвигу (ΥΡ) (Паскалей) | Отношение ΥΡτ/ϊΡϊ | |
| День 1 | День 7 | ||
| А и 0 при концентрации 2,5 и 2,5% (1,85:1) | 57 | 42 | 0, 74 |
| А и ϋ при концентрации 2,5 и 2,5% (2,05:1) | 28 | 23 | 0, 82 |
| Б и ϋ при концентрации 2,5 и 2,5% (2,05:1) | 42 | 44 | 1, 05 |
| А и Е при концентрации 2,5 и 0,5% (1,72:1) | 41 | 44 | 1,07 |
| А при концентрации 2,5% (2,05:1) | 21 | 23 | 1, 10 |
| С при концентрации 2% (1,85:1) | 28 | 42 | 1,50 |
| С при концентрации 1,5% (2,05:1) | 30 | 55 | 1,87 |
- 9 016279
Данные из этого примера ясно показывают, что в суспензиях, содержащих ингибитор, реологические характеристики эффективно стабилизированы, тогда как в таковых, которые не содержат никакого ингибитора (три системы на правой стороне в фиг. 2), происходит значительное увеличение динамического сопротивления сдвигу. Таким образом, введение ингибитора при химических обработках согласно настоящему изобретению представляется благоприятным фактором стабилизации реологических параметров суспензий обломков выбуренной породы, содержащих глину.
Пример 11. Осаждение частиц в суспензиях бурового шлама.
Когда суспензии обломков выбуренной породы периодически нужно транспортировать водным транспортом с буровой площадки, где они получены, к месту скважины для повторного закачивания, может быть желательным, чтобы во время хранения и транспортирования в суспензии происходила малая седиментация или вообще таковая отсутствовала. Для оценки устойчивости к осаждению представленных здесь суспензий провели серию испытаний, в которых стаканы, содержащие суспензии, поместили на качающийся стол, который имитировал бортовую и килевую качку транспортного судна. Осаждение оценивали путем измерения плотности суспензии в верхней и нижней части каждого контейнера через три дня, получая показатель тенденции суспензий бурового шлама к расслоению. Коэффициент оседания, определяемый как 8Р =80 донный/ (80 поверхностный+80 донный), использовали для сравнения устойчивости различных суспензий к оседанию. В идеальном случае, коэффициент оседания должен составлять 0,5, но там, где происходит оседание твердых веществ, он является более высоким чем 0,5. Табл. 12 приводит обобщение данных для суспензий бурового шлама из оксфордской глины и лондонской глины, обработанных различными поверхностно-активными веществами и ингибиторами.
Таблица12
| Буровой шлам | Обработка | Степень разбавления | Коэффициент оседания |
| V воды/ ^$урового шлама | |||
| Оксфордская глина | Лигносульфонат при концентрации 2,5% | 2,05; 1 | 0, 51 |
| Лигносульфонат и хлорид калия (КС1} при концентрациях 2,5 и 2Ζ 5% | 2,05:1 | 0,513 | |
| Лондонская глина | Лигносульфонат и аминный ингибитор при концентрациях 2,5 и 0,5% | 1,72:1 | 0, 516 |
| Лигносульфонат и хлорид калия (КС1) при концентрациях 2,5 и 2,5% | 2,05:1 | 0,504 | |
| Оксиалкилированный спирт и хлорид калия (КС1) при концентрациях 2,5 и 2Г 5% | 2,05:1 | 0,512 |
Результаты показывают только небольшое повышение плотности у дна контейнеров с суспензиями, достигающее максимального значения 3% (для суспензий бурового шлама из лондонской глины, обработанной поверхностно-активным веществом на основе лигносульфоната и аминным ингибитором). Этот уровень седиментации через три дня и в условиях низкой сдвиговой нагрузки, созданных качательными движениями (идеальные условия для того, чтобы происходило осаждение) не представляется критическим для подвижности и способности к перекачиванию суспензии, когда таковая прибывает к своему месту назначения.
Преимущественно, варианты осуществления настоящего изобретения представляют по меньшей мере одно из следующего. Путем отделения/эмульгирования по меньшей мере части маслянистых материалов, прилипших к поверхности обломков выбуренной породы, полученных при бурении с использованием буровых растворов на масляной основе, пригодная к перекачиванию суспензия обломков выбуренной породы может быть получена с меньшими количествами воды. Далее, когда буровой шлам содержит глинистые материалы, глинистые материалы могут быть стабилизированы добавлением ингибитора набухания глинистых пород, также снижающим количество воды, необходимое для получения перекачиваемой суспензии. Далее, имея возможность модифицировать реологические характеристики суспензии и/или стабилизировать глины, присутствующие в обломках выбуренной породы, можно снизить вероятность засорения нагнетательных скважин и оборудования на поверхности, в особенности, когда суспендированные глины нуждаются в хранении перед закачиванием в ствол скважины. Далее, уменьшение объема воды, необходимой для формирования способной к перекачиванию суспензии, сокращает объем закачиваемого материала, позволяя ускорить нагнетание и повторное закачивание. В частности, в ситуациях, где перекачивание и нагнетание происходит непрерывно и одновременно с процессом бурения (например, во время бурения с высокой механической скоростью проходки (КОР)), повышение скорости, при которой суспензию можно закачивать в ствол скважины, может обеспечить возможность того,
- 10 016279 что бурение не нужно будет замедлять в результате операций повторного закачивания. Далее, реологические характеристики суспензии могут быть стабилизированы, и осаждение сведено к минимуму в течение периодов времени применением таких обработок, как в настоящем изобретении, что необходимо во время задержек при хранении и/или транспортировании, часто случающихся перед повторным закачиванием суспензии в ствол скважины.
Хотя изобретение было описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, квалифицированным специалистам в этой области технологии, имеющим благоприятную возможность ознакомиться с настоящим изобретением, будет очевидно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не выходят за пределы области изобретения, как оно раскрыто здесь. Соответственно этому, область изобретения должна ограничиваться только прилагаемыми пунктами формулы изобретения.
Claims (19)
1. Способ суспендирования обломков выбуренной породы, включающий смешение загрязненных нефтью обломков выбуренной породы, воды и по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества;
эмульгирование по меньшей мере части нефтяных загрязнений внутри смеси и формирование текучей суспензии обломков выбуренной породы в воде.
2. Способ по п.1, дополнительно включающий смешение по меньшей мере одного ингибитора набухания глинистых пород с загрязненными нефтью обломками выбуренной породы, водой и по меньшей мере одним поверхностно-активным веществом.
3. Способ по п.1, в котором по меньшей мере поверхностно-активное вещество и загрязненные нефтью обломки выбуренной породы смешивают перед добавлением воды.
4. Способ по п.2, в котором по меньшей мере один ингибитор набухания глинистых пород и воду смешивают перед добавлением загрязненных нефтью обломков выбуренной породы.
5. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество включает по меньшей мере один компонент из полимеров на основе акрилатов, алкилсульфатов, этоксилированных спиртов, лигносульфонатов, производных алифатических кислот и полимеризованных ненасыщенных алифатических кислот.
6. Способ по п.2, в котором по меньшей мере один ингибитор набухания глинистых пород включает по меньшей мере один компонент из аминов, аминных производных простых полиэфиров и солей калия.
7. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество имеет значение гидрофильно-липофильного баланса (НЬВ), варьирующее от 3 до 15.
8. Способ по п.7, в котором по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество имеет значение гидрофильно-липофильного баланса (НЬВ), варьирующее от 5 до 14.
9. Способ по п.1, в котором количество воды, необходимое для создания текучей суспензии, устанавливают по меньшей мере на 10% меньше по сравнению с суспендированием без применения по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества.
10. Способ по п.8, в котором количество воды, необходимое для создания текучей суспензии, устанавливают по меньшей мере на 20% меньше по сравнению с суспендированием без применения по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества.
- 11 016279 чение гидрофильно-липофильного баланса (НЬВ), варьирующее от 3 до 15.
11. Способ по п.9, в котором количество воды, необходимое для создания текучей суспензии, устанавливают по меньшей мере на 30% меньше по сравнению с суспендированием без применения по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества.
12. Способ суспендирования обломков выбуренной породы, включающий смешение по меньшей мере одного ингибитора набухания глинистых пород и воды;
смешение загрязненных нефтью обломков выбуренной породы и по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества;
смешение смеси по меньшей мере одного ингибитора набухания глинистых пород и воды со смесью загрязненных нефтью обломков выбуренной породы и по меньшей мере одного поверхностноактивного вещества;
эмульгирование по меньшей мере части нефтяных загрязнений внутри смеси и формирование текучей суспензии обломков выбуренной породы в воде.
13. Способ по п.12, в котором по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество включает по меньшей мере один компонент из полимеров на основе акрилатов, алкилсульфатов, этоксилированных спиртов, лигносульфонатов, производных алифатических кислот и полимеризованных ненасыщенных алифатических кислот.
14. Способ по п.12, в котором по меньшей мере один ингибитор набухания глинистых пород включает по меньшей мере один компонент из аминов, аминных производных простых полиэфиров и солей калия.
15. Способ по п.12, в котором по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество имеет зна
16. Способ по п.15, в котором по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество имеет значение гидрофильно-липофильного баланса (НЬВ), варьирующее от 5 до 14.
17. Способ по п.12, в котором количество воды, необходимое для создания текучей суспензии, устанавливают по меньшей мере на 10% меньше по сравнению с суспендированием без применения по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества.
18. Способ по п.17, в котором количество воды, необходимое для создания текучей суспензии, устанавливают по меньшей мере на 20% меньше по сравнению с суспендированием без применения по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества.
19. Способ по п.18, в котором количество воды, необходимое для создания текучей суспензии, устанавливают по меньшей мере на 20% меньше по сравнению с суспендированием без применения по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US95277507P | 2007-07-30 | 2007-07-30 | |
| PCT/US2008/070857 WO2009018046A2 (en) | 2007-07-30 | 2008-07-23 | Chemical treatment of cuttings for re-injection into subterranean formations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070204A1 EA201070204A1 (ru) | 2010-08-30 |
| EA016279B1 true EA016279B1 (ru) | 2012-03-30 |
Family
ID=40305192
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070204A EA016279B1 (ru) | 2007-07-30 | 2008-07-23 | Химическая обработка выбуренной породы для повторного закачивания в подземные формации |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100298174A1 (ru) |
| EP (1) | EP2185276B1 (ru) |
| AU (1) | AU2008282511B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0813893A2 (ru) |
| CA (1) | CA2695175C (ru) |
| DK (1) | DK2185276T3 (ru) |
| EA (1) | EA016279B1 (ru) |
| MX (1) | MX2010001158A (ru) |
| WO (1) | WO2009018046A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769594C1 (ru) * | 2020-01-08 | 2022-04-04 | Петрочайна Компани Лимитед | Устройство и способ непрерывного смешивания твердого вещества для снижения гидравлического сопротивления |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2652250A4 (en) * | 2010-12-17 | 2018-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for injecting a particulate mixture |
| US9376608B2 (en) * | 2011-07-20 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion drilling fluid containing a hygroscopic liquid and a polymeric suspending agent |
| US10086497B1 (en) * | 2012-04-27 | 2018-10-02 | Chukar Waterjet, Inc. | Submersible liquid jet apparatus |
| WO2015195451A1 (en) * | 2014-06-18 | 2015-12-23 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method to increase gravity drainage rate in oil-wet/mixed-wet fractured reservoirs |
| CN110903812A (zh) * | 2019-12-04 | 2020-03-24 | 四川西南油大石油工程有限公司 | 一种不含油或低含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法 |
| CN111305777A (zh) * | 2019-12-04 | 2020-06-19 | 四川西南油大石油工程有限公司 | 一种用生石灰处理后的岩屑利用枯竭井回注前预处理方法 |
| CN110846005A (zh) * | 2019-12-04 | 2020-02-28 | 四川西南油大石油工程有限公司 | 一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5083613A (en) * | 1989-02-14 | 1992-01-28 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for producing bitumen |
| US5591700A (en) * | 1994-12-22 | 1997-01-07 | Halliburton Company | Fracturing fluid with encapsulated breaker |
| US6666268B2 (en) * | 2000-07-26 | 2003-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells |
| US6668929B2 (en) * | 2000-07-26 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4942929A (en) | 1989-03-13 | 1990-07-24 | Atlantic Richfield Company | Disposal and reclamation of drilling wastes |
| US5129469A (en) | 1990-08-17 | 1992-07-14 | Atlantic Richfield Company | Drill cuttings disposal method and system |
| NO175412C (no) | 1990-11-28 | 1994-10-12 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmåte for behandling av avfallsstoffer för injisering i underjordiske formasjoner |
| US5226749A (en) | 1992-07-08 | 1993-07-13 | Atlantic Richfield Company | Waste disposal in hydraulically fractured earth formations |
| MY112090A (en) | 1992-10-22 | 2001-04-30 | Shell Int Research | Method for drilling and cementing a well |
| US5405224A (en) | 1993-01-25 | 1995-04-11 | Atlantic Richfield Company | Subterranean disposal of liquid and slurried solids wastes |
| US5314265A (en) | 1993-03-17 | 1994-05-24 | Atlantic Richfield Company | Waste disposal in hydraulically fractured earth formations |
| US5339912A (en) | 1993-03-26 | 1994-08-23 | Abb Vetco Gray Inc. | Cuttings disposal system |
| US5310285A (en) | 1993-05-14 | 1994-05-10 | Northcott T J | Device for reclaiming and disposal of drilling wastes and method of use therefore |
| US5634984A (en) * | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
| US5589603A (en) | 1994-08-22 | 1996-12-31 | Newpark Resources, Inc. | Method and apparatus for the injection disposal of solid and liquid waste materials from the drilling and production of oil and gas wells |
| US5961438A (en) | 1994-08-22 | 1999-10-05 | Ballantine; W. Thomas | Method and apparatus for the injection disposal of solid and liquid waste materials into subpressured earth formations penetrated by a borehole |
| US5662169A (en) | 1996-05-02 | 1997-09-02 | Abb Vetco Gray Inc. | Cuttings injection wellhead system |
| US6106733A (en) | 1998-06-25 | 2000-08-22 | Tuboscope Vetco International, Inc. | Method for re-cycling wellbore cuttings |
| US6119779A (en) | 1998-11-09 | 2000-09-19 | Atlantic Richfield Company | Method and system for separating and disposing of solids from produced fluids |
| US6831043B2 (en) * | 2002-01-31 | 2004-12-14 | M-I Llc | High performance water based drilling mud and method of use |
| US20040116304A1 (en) * | 2002-12-02 | 2004-06-17 | An-Ming Wu | Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation and use thereof |
| US6846420B2 (en) * | 2002-12-19 | 2005-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Process for removing oil from solid materials recovered from a well bore |
| GB0321023D0 (en) * | 2003-09-09 | 2003-10-08 | Star Environmental Systems Ltd | Waste solid cleaning |
| GB0323064D0 (en) * | 2003-10-02 | 2003-11-05 | Advanced Gel Technology Ltd | Cleaning contaminated materials |
| US7312183B2 (en) * | 2004-10-05 | 2007-12-25 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
-
2008
- 2008-07-23 AU AU2008282511A patent/AU2008282511B2/en not_active Ceased
- 2008-07-23 EP EP08796478A patent/EP2185276B1/en not_active Not-in-force
- 2008-07-23 BR BRPI0813893-1A2A patent/BRPI0813893A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2008-07-23 DK DK08796478.9T patent/DK2185276T3/da active
- 2008-07-23 WO PCT/US2008/070857 patent/WO2009018046A2/en active Application Filing
- 2008-07-23 MX MX2010001158A patent/MX2010001158A/es active IP Right Grant
- 2008-07-23 US US12/671,247 patent/US20100298174A1/en not_active Abandoned
- 2008-07-23 CA CA2695175A patent/CA2695175C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-23 EA EA201070204A patent/EA016279B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5083613A (en) * | 1989-02-14 | 1992-01-28 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for producing bitumen |
| US5591700A (en) * | 1994-12-22 | 1997-01-07 | Halliburton Company | Fracturing fluid with encapsulated breaker |
| US6666268B2 (en) * | 2000-07-26 | 2003-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells |
| US6668929B2 (en) * | 2000-07-26 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769594C1 (ru) * | 2020-01-08 | 2022-04-04 | Петрочайна Компани Лимитед | Устройство и способ непрерывного смешивания твердого вещества для снижения гидравлического сопротивления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2695175C (en) | 2012-05-01 |
| EP2185276A2 (en) | 2010-05-19 |
| EP2185276B1 (en) | 2012-06-20 |
| MX2010001158A (es) | 2010-03-11 |
| AU2008282511A1 (en) | 2009-02-05 |
| DK2185276T3 (da) | 2012-09-03 |
| CA2695175A1 (en) | 2009-02-05 |
| WO2009018046A2 (en) | 2009-02-05 |
| EA201070204A1 (ru) | 2010-08-30 |
| BRPI0813893A2 (pt) | 2014-12-30 |
| AU2008282511B2 (en) | 2012-01-19 |
| EP2185276A4 (en) | 2011-04-27 |
| US20100298174A1 (en) | 2010-11-25 |
| WO2009018046A3 (en) | 2009-03-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016279B1 (ru) | Химическая обработка выбуренной породы для повторного закачивания в подземные формации | |
| US9732265B2 (en) | Ampholyte polymers and methods of treating subterranean formations with the same | |
| RU2415900C2 (ru) | Способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием | |
| CA2451585C (en) | Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation and use thereof | |
| CA2934624C (en) | Treatment of subterranean formations with compositions including polyether-functionalized polysiloxanes | |
| US10988657B2 (en) | Clay stabilizers | |
| AU2014400857B2 (en) | Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations | |
| US20160060500A1 (en) | Composition and Methods for Completing Subterranean Wells | |
| WO2015105513A1 (en) | Hydrofluoric based invert emulsions for shale stimulation | |
| AU2014382640C1 (en) | Viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| EP1273756A1 (en) | Surfactant compositions for well cleaning | |
| EP1831501A1 (en) | Enhanced slurrification method | |
| CA3012433C (en) | Improved performance non-emulsifiers that employ branched alcohols and a new high-solvency carrier oil | |
| CN110168012B (zh) | 多相聚合物悬浮液及其用途 | |
| CA2938279C (en) | Ampholyte polymers and methods of treating subterranean formations with the same | |
| EP0103779A2 (en) | Removing contaminates from a well fluid and well system | |
| US10000682B2 (en) | Methods of drilling | |
| WO2008103596A1 (en) | Use of lamellar weighting agents in drilling muds | |
| US20170029685A1 (en) | Methods of pneumatically conveying solid particulates | |
| US20230104838A1 (en) | Systems and methods for providing fluid lighteners while reducing downhole emulsifications | |
| US20230167349A1 (en) | Wellbore Servicing Fluid and Methods of Making and Using Same | |
| Simpson | Drilling-fluid principles and operations | |
| WO2017209734A1 (en) | Emulsified fluid system for fracturing application | |
| Saasen | Rheological consequences of environmental restrictions and occupational hygiene requirements while drilling offshore wells | |
| GB2127394A (en) | Removing contaminates from a well fluid and well system |
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 |
|
| 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): BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |