EA016768B1 - Системы смешивания скважинной текучей среды - Google Patents
Системы смешивания скважинной текучей среды Download PDFInfo
- Publication number
- EA016768B1 EA016768B1 EA201070634A EA201070634A EA016768B1 EA 016768 B1 EA016768 B1 EA 016768B1 EA 201070634 A EA201070634 A EA 201070634A EA 201070634 A EA201070634 A EA 201070634A EA 016768 B1 EA016768 B1 EA 016768B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- storage tank
- mixing device
- fluid
- mixing
- pump
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 161
- 238000002156 mixing Methods 0.000 title claims abstract description 157
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 141
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 133
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 58
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 29
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 9
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 7
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- -1 clays Substances 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 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
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Accessories For Mixers (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе смешивания текучих сред для применения на нефтепромыслах, включающей в себя первую емкость (101) для хранения, выполненную с возможностью хранения первого материала, и первое смешивающее устройство (108), гидравлически связанное с первой емкостью для хранения. Система также включает в себя второе смешивающее устройство (115), гидравлически связанное с первым смешивающим устройством, и вторую емкость (102) для хранения, гидравлически связанную со вторым смешивающим устройством, при этом вторая емкость для хранения выполнена с возможностью хранения второго материала. Кроме того, система включает в себя насос (109), гидравлически связанный, по меньшей мере, со второй емкостью для хранения и первым смешивающим устройством, при этом насос выполнен с возможностью подачи потока второго материала из второй емкости для хранения в первое смешивающее устройство и первое смешивающее устройство выполнено с возможностью смешивания первого материала и второго материала для приготовления скважинной текучей среды.
Description
Настоящее изобретение относится, в общем, к системам и способам смешивания текучих сред, используемых в нефтепромысловых мероприятиях. Более конкретно, варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к системам и способам смешивания скважинных текучих сред и текучих сред, используемых для увеличения дебита добычи с использованием модульной системы. Более конкретно, варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к системе и способам смешивания, хранения и закачки текучих сред во время различных операций на площадках бурения и эксплуатации.
При бурении или заканчивании скважин в геологических пластах различные текучие среды обычно используют в скважине для различных целей. Общие варианты использования скважинных текучих сред включают в себя смазку и охлаждение режущих поверхностей бурового долота во время общего бурения или добуривания (например, бурения в проектном нефтеносном пласте), транспортировку бурового шлама (выбуренной породы, разрушенной действием зубьев на буровом долоте) на поверхность, регулировку давления пластовой текучей среды для предотвращения выбросов, поддержание стабильности скважины, суспендирование твердых частиц в скважине, минимизирование поглощения текучей среды в пласт и стабилизирование пласта, через который бурится скважина, гидроразрыв пласта в окрестности скважины, замещение текучей среды в скважине другой текучей средой, очистку скважины, испытания скважины, передачу гидравлической мощности на буровое долото, использование текучей среды для установки пакера, консервацию скважины или подготовку скважины к консервации и другие обработки скважины или пласта.
В общем, скважинные текучие среды должны быть поддающимися прокачке под давлением через колонну бурильных труб, затем через буровое долото и вокруг него на забой и затем при возвращении на поверхность земли через кольцевое пространство между внешней поверхностью бурильной колонны и стенкой скважины или обсадной колонны. Кроме обеспечения смазки при бурении и производительности и замедления, износа буровые растворы должны суспендировать твердые частицы и транспортировать на поверхность для отделения на вибросите и утилизации. Кроме того, текучие среды должны быть способны к суспендированию утяжеляющих добавок (увеличивающих удельную плотность бурового раствора), в общем, баритов тонкого помола (рудный сульфат бария), и транспортировке глинистых и других веществ, способных к адгезии и созданию покрытия поверхности ствола скважины.
Хотя подготовка скважинной текучей среды может иметь прямое воздействие на ее показатели работы в скважине, а также на дебит скважины, способы подготовки текучей среды мало изменились за последние несколько лет. Обычно в способе смешивания продолжают использовать ручной труд для опорожнения мешков с компонентами текучей среды в приемную воронку для образования исходного состава текучей среды. Вместе с тем, вследствие образования агломератов в результате неадекватного смешивания с интенсивным динамическим сдвигом во время начальной подготовки состава текучей среды, вибросита, используемые в процессе переработки для повторного использования при удалении выбуренной породы из текучей среды для повторной циркуляции в скважине, также отфильтровывают только до 30% компонентов исходной текучей среды перед повторным использованием текучей среды. В дополнение к экономической неэффективности, когда буровой раствор неадекватно смешан, и следовательно, компоненты являются агрегированными и отфильтровывающимися из текучей среды, текучие среды также имеют тенденцию не выходить на показатели работ на забое скважины. По наблюдениям, неадекватные показатели работы могут являться результатом создания препятствий имеющимися в настоящее время методиками смешивания для достижения текучими средами своих реологических возможностей. Например, часто наблюдается, что буровые растворы достигают своих абсолютных пределов текучести только после циркуляции на забое скважины. Смешивание текучих сред добычи, включающих в себя, например, подтоварную воду и полимеры, может также включать в себя смешивание вручную компонентов в приемной воронке, затем добавление сухих компонентов в жидкость. Аналогично смешиванию буровых растворов, результатом ненадлежащего смешивания текучих сред добычи может являться неспособность улучшения извлечения углеводородов из пласта при закачке на забой скважины.
Дополнительно к этому, для скважинных текучих сред, имеющих в своем составе полимер, подаваемых в сухой форме, адекватность исходного смешивания дополнительно усложняется гидратацией полимеров. Когда частицы полимера смешиваются с жидкостью, такой как вода, внешние участки полимерных частиц мгновенно смачиваются в контакте с жидкостью, тогда как центральная часть остается не смоченной. Также влияет на гидратацию вязкая оболочка, образуемая внешним смоченным участком полимера, дополнительно препятствующая смачиванию внутреннего участка полимера. Данные частично смоченные или не смоченные частицы известны в области техники как рыбьи глаза. Хотя рыбьи глаза можно перерабатывать механическими смешивающими устройствами с образованием до некоторой степени гомогенно смоченной смеси, механическое смешивание не только требует энергии, но также нарушает межмолекулярные связи полимера и уменьшает эффективность действия полимера. Таким образом, хотя многочисленные исследовательские работы в области технологии текучей среды фокусируются на модифицировании рецептур текучей среды для получения и оптимизирования реологических свойств и показателей работы, полностью требования к показателям работы многих таких текучих сред не всегда удовлетворяются вследствие неадекватных методик смешивания или молекулярной деградации
- 1 016768 вследствие механического смешивания.
Соответственно, существует необходимость создания методик смешивания скважинных текучих сред.
В одном аспекте варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к системе смешивания текучих сред для нефтепромыслового применения, включающей в себя первую емкость для хранения, выполненную с возможностью хранения первого материала, и первое смешивающее устройство, гидравлически связанное с первой емкостью для хранения. Система также включает в себя второе смешивающее устройство, гидравлически связанное с первым смешивающим устройством, и вторую емкость для хранения, гидравлически связанную со вторым смешивающим устройством, при этом вторая емкость для хранения выполнена с возможностью хранения второго материала. Кроме того, система включает в себя насос, гидравлически связанный, по меньшей мере, со второй емкостью для хранения и первым смешивающим устройством, при этом насос выполнен с возможностью создания притока второго материала из второй емкости для хранения в первое смешивающее устройство и при этом первое смешивающее устройство выполнено с возможностью смешивания первого материала и второго материала для приготовления скважинной текучей среды.
В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к способу смешивания скважинной текучей среды, включающему в себя подачу первого материала из первой емкости для хранения и второго материала из второй емкости для хранения в смешивающее устройство и смешивание первого материала и второго материала в смешивающем устройстве для приготовления скважинной текучей среды. Кроме того, способ включает в себя перемещение скважинной текучей среды во второе смешивающее устройство, динамический сдвиг скважинной текучей среды во втором смешивающем устройстве и перемещение скважинной текучей среды во вторую емкость для хранения.
В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к способу закачки скважинной текучей среды в ствол скважины, способу, включающему в себя перемещение первого материала из первой емкости для хранения в статическое смешивающее устройство и перемещение второго материала из второй емкости для хранения в статическое смешивающее устройство. Способ также включает в себя смешивание первого материала и второго материала для приготовления скважинной текучей среды и перемещение скважинной текучей среды в динамическое смешивающее устройство. Кроме того, способ включает в себя динамический сдвиг скважинной текучей среды в динамическом смешивающем устройстве, хранение скважинной текучей среды во второй емкости для хранения и закачку скважинной текучей среды в ствол скважины.
Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясными из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Сущность изобретения поясняется на чертежах, на которых показаны:
на фиг. 1 - схематичный вид сверху системы согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 2А - детальный вид емкости для хранения согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 2В - сечение емкости, работающей под давлением, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 2С - сечение емкости, работающей под давлением, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 2Ό - схематично система согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 3 - детальный вид смешивающего устройства согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 4А-4С - детальные виды второго смешивающего устройства согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 5 - схематичный вид сбоку системы согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
На фиг. 6 - схематичный вид системы согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
Варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся, в общем, к системам и способам смешивания текучих сред. Более конкретно, варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к системам и способам смешивания текучих сред с использованием модульной системы. Более конкретно, варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся системе и способам смешивания, хранения и закачки текучих сред во время различных операций на площадках бурения, эксплуатации и закачки.
В общем, скважинные текучие среды используют во время различных аспектов операций бурения. Например, скважинные текучие среды как на водной, так и на нефтяной основе используют во время бурения ствола скважины. Такие скважинные текучие среды обычно именуют буровыми растворам или буровыми промывочными жидкостями, и их использование может способствовать бурению ствола скважины, охлаждая и смазывая буровое долото, удаляя шлам из ствола скважины, минимизируя повреждение пласта, изолируя проницаемые пласты, регулируя пластовые давления, передавая гидравлическую
- 2 016768 мощность на скважинные инструменты и перенося добавки, полезные для целостности при эксплуатации ствола скважины или т.п. способами, улучшая бурение. Примеры полезных добавок, которые могут переносить буровые растворы, включают в себя утяжелители, закупоривающие агенты, флоккулирующие реагенты, дефлоккулирующие реагенты, глины, загустители и другие добавки, известные специалистам в данной области техники.
Другие скважинные текучие среды могут включать в себя текучие среды заканчивания. Текучие среды заканчивания можно использовать после бурения скважины и перед эксплуатацией, например, для установки эксплуатационных хвостовиков, пакеров, забойных скважинных клапанов и перфорирования стреляющим перфоратором в зоне добычи. Текучие среды заканчивания обычно включают в себя рассолы, такие как хлориды, бромиды и формиаты, но в некоторых операциях заканчивания могут включать в себя другие скважинные текучие среды с соответствующим водородным показателем рН, плотностью, реологическими свойствами и ионным составом. Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что текучие среды заканчивания, в общем, включают в себя составы с малым весовым процентом твердых частиц и могут фильтроваться перед прокачкой в ствол скважины для предотвращения ввода твердых частиц в зону добычи.
В других операциях на буровой площадке скважинные текучие среды могут включать в себя текучие среды, используемые во время эксплуатации ствола скважины. В некоторых операциях могут закачивать полимеры в ствол скважины для повышения нефтеотдачи пласта и, тем самым, увеличения добычи. В общем, эксплуатационные текучие среды включают в себя текучие среды обработки приствольной зоны, которые можно использовать во время капитального ремонта скважин и в геотехнических мероприятиях. Такие текучие среды обработки могут включать в себя различные химические добавки, включающие в себя полимеры для интенсификации притока, изоляции или управления аспектами коллектора газа или воды. В других работах текучие среды обработки могут включать в себя химические добавки, полезные для ингибирования роста твердых осадков и коррозии.
Скважинные текучие среды могут также включать в себя суспензии. Примеры суспензий, используемых в стволе скважины, включают в себя суспендированные смеси шлама и текучей среды, используемых во время операций обратной закачки. В таких операциях шлам представляет собой выбуренную породу, смешиваемую с текучей средой и затем закачиваемую в ствол скважины с использованием насосов закачки высокого давления. Суспензию из шлама и текучей среды закачивают в пласт, осуществляя, тем самым, способ утилизации выбуренной породы в областях с чувствительной окружающей средой.
Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что скважинные текучие среды используют во всех видах буровых работ, во время бурения, заканчивания, эксплуатации и по завершении эксплуатации. Скважинные текучие среды, использующиеся в вышеописанных работах, можно транспортировать на буровую площадку заранее смешанными, вместе с тем, во многих операциях бурения необходимым является смешивание скважинных текучих сред на буровой площадке. Смешивание скважинных текучих сред на площадке дает возможность инженерам по бурению очищать текучие среды добавлением химикатов или иначе регулировать свойства скважинных текучих сред в ответ на изменяющиеся условия на забое скважины. Варианты осуществления настоящего изобретения могут, таким образом, давать инженерам по бурению систему и способ смешивания и закачки в ствол скважины текучих сред на буровой площадке. Вместе с тем, специалистам в данной области техники должно быть ясно, что варианты осуществления настоящего изобретения можно также использовать на промышленных установках изготовления текучих сред для дополнительного улучшения приготовления скважинных текучих сред для закачки на забой скважины.
На фиг. 1 показан схематичный вид сверху системы 100 согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В данном варианте осуществления система 100 включает в себя первую емкость 101 для хранения и вторую емкость 102 для хранения. Первая и вторая емкости 101 и 102 для хранения могут представлять собой емкости любого типа, использующиеся для хранения твердых и жидких веществ, применяемых в операциях бурения. Вместе с тем специалистам в данной области техники должно быть ясно, что в зависимости от конкретных свойств материалов, смешиваемых в системе 100, типы емкостей 101 и 102 для хранения могут меняться. Например, в одном варианте осуществления одна или несколько емкостей 101 и 102 для хранения могут представлять собой пневмоемкости для хранения.
Система 100 также включает в себя первое смешивающее устройство 108 и второе смешивающее устройство 115. Хотя детали первого и второго смешивающих устройств 108 и 115 должны быть описаны подробно ниже, в общем, первое и второе смешивающие устройства 108 и 115 обеспечивают смешивание первого материала со вторым материалом. Система 100 может дополнительно включать в себя один или несколько насосов 109 и 123, выполненных с возможностью перекачки материалов между первой и второй емкостями 101 и 102 для хранения, смешивающими устройствами 108 и 115, и другие аспекты операций бурения, эксплуатации и закачки.
Во время работы системы 100 первый материал перемещается из первой емкости 101 для хранения по пути А потока. Первый материал может являться любым типом материала, используемым в приготовлении скважинных текучих сред. В данном варианте осуществления первый материал находится в твердом состоянии (например, сухой полимер). Соответственно, первый материал можно перемещать из пер
- 3 016768 вой емкости 101 для хранения загрузочным устройством, таким как шнековый транспортер, в первое смешивающее устройство 108. Одновременно с перемещением первого материала из первой емкости 101 для хранения в первое смешивающее устройство 108 второй материал перемещается из второй емкости 102 для хранения в первое смешивающее устройство 108. В данном варианте осуществления второй материал находится в жидкой фазе, представляя собой воду или рассол. Как показано, жидкий материал перемещается из второй емкости 102 для хранения по напорному трубопроводу 125 по пути В потока.
Для осуществления перемещения второго материала из второй емкости 102 для хранения в первое смешивающее устройство 108 первый насос 109, в данном варианте осуществления центробежный насос, расположен между ними. Первый насос 109 затем подает второй материал в первое смешивающее устройство 108, при этом первое смешивающее устройство 108 подает дозу второго материала, смешивает первый и второй материалы, затем подает подготовленную скважинную текучую среду во второе смешивающее устройство 115. Второе смешивающее устройство 115 затем создает динамический сдвиг в подготовленной скважинной текучей среде, дополнительно смешивая первый материал со вторым материалом.
Второе смешивающее устройство 115 затем перемещает подготовленную скважинную текучую среду во вторую емкость 102 для хранения по показанному пути С потока. Подготовленную скважинную текучую среду можно хранить во второй емкости 102 для хранения до времени, когда скважинную текучую среду потребуется использовать в операции бурения, эксплуатации или закачки. Когда скважинная текучая среда требуется для операции бурения, клапан 122 открывают и приводят в действие второй насос 123 для подачи подготовленного бурового раствора из второй емкости 102 для хранения в другой компонент операции бурения, в данном варианте осуществления насос 124 закачки. В другом варианте осуществления второй насос 123 может перекачивать скважинную текучую среду из второй емкости 102 для хранения в другие компоненты, такие как другая емкость для хранения (не показано), дополнительное смешивающее устройство (не показано) или напрямую в ствол скважины.
Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что другие операции могут происходить одновременно со смешиванием скважинной текучей среды. Например, в одном варианте осуществления дополнительный первый материал можно добавлять в первую емкость 101 для хранения при смешивании скважинной текучей среды. В такой операции дополнительный первый материал может закачиваться в первую емкость 101 для хранения через трубу 126 перемещения по пути Ό потока. Аналогично, второй материал, такой как подтоварная вода, можно закачивать во вторую емкость 102 для хранения вторым насосом 142 перемещения по пути Е потока. Специфика компонентов смешивания систем 100 должна быть рассмотрена подробно ниже, но, в общем, специалистам в данной области техники должно быть ясно, что система 100 может располагаться как на наземных, так и на морских буровых площадках и платформах, эксплуатационных площадках и установках закачки, самоподъемных и мобильных буровых установках и/или на транспортных средствах, таких как суда и грузовики для хранения. Соответственно, этапы вышеописанной операции могут завершаться во время транспортировки материалов на буровую площадку или на буровой площадке. Дополнительно к этому, вариант осуществления настоящего изобретения может включать в себя дополнительные компоненты, такие как дополнительные насосы, емкости для хранения и клапаны, для дополнительного повышения эффективности системы 100. Несколько конкретных систем 100 смешивания скважинной текучей среды и их компоненты согласно настоящему изобретению должны быть описаны подробно.
В некоторых вариантах осуществления система 100 может также включать в себя системы 140 закачки добавок, выполненные с возможностью подачи дополнительных добавок в текучие среды, приготавливаемые в системе. В одном аспекте система 140 закачки добавок выполнена с возможностью подачи добавки ко второму материалу из второй емкости 102 для хранения. В таком варианте осуществления добавку можно добавлять ко второму материалу перед смешиванием с первым материалом или после. В другом варианте осуществления добавку можно добавлять в скважинную текучую среду до закачки в ствол скважины. Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что систему закачки добавок можно располагать с гидравлической связью с другими аспектами системы 100, например между вторым смешивающим устройством 115 и второй емкостью 102 для хранения. Специалистам в данной области техники должно быть также ясно, что закачанные добавки, такие как полимеры, можно использовать во время смешивания текучих сред для операций бурения, эксплуатации и нагнетания. Дополнительно к этому, в зависимости от конкретных требований операции смешивания, добавки могут включать в себя жидкости, твердые частицы и их комбинации.
В другом варианте осуществления система 100 может включать в себя другие устройства, такие как пылеуловители. В варианте осуществления, включающем в себя пылеуловитель 141, пылеуловитель 141 может быть выполнен для предотвращения ухода твердых частиц из первой емкости 101 для хранения во время перемещения первого материала в первую емкость 101 для хранения или из нее. Как показано, пылеуловитель 141 выполнен с возможностью отделения частиц из воздуха перед выходом в атмосферу. Соответственно, частицы возвращаются в систему 100, а в атмосферу обеспечивается выход очищенного воздуха.
- 4 016768
На фиг. 2 А показана являющаяся примером емкость 201 для хранения согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В данном варианте осуществления емкость 201 для хранения является пневмоемкостью для хранения, такой как 180-ΡϋΜΡ, поставляемой компанией М-Ι Ь.Ь.С., Хьюстон, Техас. В общем, пневмоемкость 201 для хранения включает в себя емкость 203, работающую под давлением, внешний каркас 204 и модуль 205 установки на буровой. Модуль 205 установки на буровой может включать в себя множество клапанов (не показано), так что пневмоемкость 201 для хранения можно устанавливать на буровой площадке и/или транспортировать на транспортном судне.
В одном варианте осуществления пневмоемкость 201 для хранения может включать в себя емкость 203, работающую под давлением, с возможностью хранения 30 т материала, и имеющую емкость приблизительно 95 баррелей (15 м3). Кроме того, пневмоемкость 201 для хранения может соединяться с пневмосистемой, так что сжатый воздух может закачиваться в емкость 203, работающую под давлением, обеспечивая пневматическое перемещение материалов, содержащихся в емкости. Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что пневмоемкость 201 для хранения можно использовать для хранения и/или перемещения сухих и жидких материалов в зависимости от требований операции. Вместе с тем, емкость 203, работающая под давлением, хранящая сухие материалы, должна быть изолирована от жидкостей, которые могут храниться в других емкостях хранения, для предотвращения нарушения способности пневматического перемещения сухих материалов. Кроме того, пневмоемкость 201 для хранения не требует использования функции пневматического перемещения при удалении материалов из емкости 203, работающей под давлением. Например, в одном варианте осуществления емкость 203, работающую под давлением, можно использовать для хранения сухого полимера. Клапан 207 можно затем открыть, и сухой полимер может проходить из емкости 203, работающей под давлением, к другим компонентам системы, соединенным с ней, под действием силы тяжести. В таком варианте осуществления подачу сжатого воздуха можно не приводить в действие для осуществления транспортировки сухого полимера из емкости 203, работающей под давлением.
Вместе с тем, в вариантах осуществления, в которых сухой полимер становится уплотненным в емкости 203, работающей под давлением, инженер по бурению может привести в действие подачу сжатого воздуха, так что поток газа (т. е. азота и кислорода) осуществляет перемещение сухого полимера из емкости 203, работающей под давлением. В другом варианте осуществления газ можно подавать из некоторой точки, такой как вблизи днища, в емкости 203, работающей под давлением, для содействия размельчению уплотненных сухих полимеров. В таком варианте осуществления сжатый воздух можно использовать для распушивания сухого материала, для более свободного прохождения потока материала из емкости 203, работающей под давлением.
Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что подачу под действием силы тяжести и пневматическое перемещение можно использовать индивидуально или в комбинации для перемещения материалов из емкости 203, работающей под давлением. Специалистам в данной области техники также должно быть ясно, что пневмоемкость 201 для хранения может также включать в себя различные внутренние или внешние компоненты, детально не рассмотренные в данном документе. Например, в одном варианте осуществления можно использовать емкость, работающую под давлением, включающую в себя множество клапанов 207 или выходных отверстий (не показано). В таком варианте осуществления внутренняя геометрия емкости 203, работающей под давлением, может включать в себя нижний участок в форме сот, который может дополнительно улучшать возможность перемещения сухих материалов, содержащихся в нем. Другие конструктивные изменения могут включать в себя нижние участки с множеством конусов, нижние участки в форме зубила и системы загрузочного устройства с горизонтальным или вертикальным вращением. Кроме того, пневмоемкость 201 для хранения может также включать в себя другие компоненты, такие как взвешивающие устройства 206, осуществляющие дополнительные операции с основанным на взвешивании дозированием одного или нескольких материалов, содержащихся в емкости.
На фиг. 2В показано сечение емкости для хранения согласно вариантам осуществления настоящего изобретения. В данном варианте осуществления емкость 203, работающая под давлением, установленная во внешнем каркасе 204, включает в себя перемешиватель 244. Перемешиватель 244 установлен в емкости 203, работающей под давлением, и функционально соединен с двигателем 245. Когда он приведен в действие, двигатель 245 вращает перемешиватель 244 с созданием потока материала в емкости 203, работающей под давлением. Перемешиватель 244 может, таким образом, находиться в емкости для хранения, такой как вторая емкость для хранения фиг. 1, для осуществления циркуляции материала, такого как скважинная текучая среда, в емкости 203, работающей под давлением. При осуществлении циркуляции материала в емкости 203, работающей под давлением, предотвращается выпадение из суспензии материалов, содержащих твердые частицы, или агломерирование материалов, которое может происходить без циркуляции.
- 5 016768
На фиг. 2С показано сечение емкости для хранения согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В данном варианте осуществления емкость 203, работающая под давлением, установлена во внешнем каркасе 204, включающем в себя смешивающее устройство 246. Смешивающее устройство 246 функционально соединено с двигателем 245. После приведения в действие двигатель 245 обусловливает непрерывное перемешивание смешивающим устройством 246 материала в емкости 203, работающей под давлением. Такая конфигурация может, таким образом, обеспечивать включение в состав системы 100 на фиг. 1 трех смешивающих устройств. В зависимости от требований работы смешивающее устройство 246 может включать в себя сдвиговое смешивающее устройство, статическое смешивающее устройство и/или динамическое смешивающее устройство. Соответственно, материалы, хранящиеся в емкости 203, работающей под давлением, можно, по существу, непрерывно перемешивать при хранении. Такой вариант осуществления может обеспечивать более длительное хранение материалов, остающихся, по существу, смешанными, которые иначе могут разделяться во время хранения.
На фиг. 2Ό схематично показан вид системы согласно вариантам осуществления настоящего изобретения. В данном варианте осуществления первая емкость 201 для хранения гидравлически связана с буферной емкостью 247. Буферная емкость 247 выполнена с возможностью приема потока первого материала из первой емкости 201 для хранения и обеспечивает выпуск первого материала в первое смешивающее устройство 108, при этом газу предоставлена возможность выхода из системы через пылеуловитель 141. В такой системе буферная емкость 247 может иметь внутреннее покрытие, создающее скользкую, без прилипания поверхность, обеспечивающую равномерный поток материалов, при этом предотвращающую образование сводов, мостиков и закупоривание. Кроме того, систему можно выполнить с множеством взвешивающих устройств 248, таких как датчики механической нагрузки для измерения веса материалов в определенных компонентах системы. Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что система, имеющая буферную емкость 247 и пылеуловитель 141, может улучшать приготовление текучих сред для операций бурения, эксплуатации или нагнетания, предотвращая, при этом, выброс частиц в атмосферу.
На фиг. 1 и 2А показано, что одна или несколько из первых и вторых емкостей 101 и 102 для хранения могут представлять собой пневмоемкости для хранения, описанные выше. Вместе с тем, в некоторых вариантах осуществления можно использовать комбинацию пневматических и непневматических емкостей для хранения, так что только один из материалов, содержащийся в емкости 101 или 102 для хранения, перемещается пневматически. Во время работы первая емкость 101 для хранения, в общем, выполнена для хранения первого материала, а вторая емкость 102 для хранения выполнена с возможностью хранения второго материала. В одном аспекте первый материал может включать в себя материал из твердых частиц, более конкретно, материал из сухих твердых частиц, использующийся в приготовлении скважинных текучих сред. Второй материал может, при этом, включать в себя жидкий материал, более конкретно, воду или рассол, а также подтоварную воду из эксплуатационной скважины.
Как показано на фиг. 1, первая емкость 101 для хранения гидравлически связана с первым смешивающим устройством 108. В данном варианте осуществления первое смешивающее устройство 108 является статическим смешивающим устройством, таким как приемная воронка. Первое смешивающее устройство 108 установлено для приема потока первого материала из первой емкости 101 для хранения и смешивания первого материала с потоком второго материала из второй емкости 102 для хранения. Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что в другом варианте осуществления первое смешивающее устройство 108 может включать в себя динамическое смешивающее устройство.
На фиг. 3 показана детальная иллюстрация первого смешивающего устройства 308 согласно вариантам осуществления, раскрытым в данном документе. В данном варианте осуществления первое смешивающее устройство 308 включает в себя входное отверстие 310 для приема первого материала. Первое смешивающее устройство 308 также включает в себя первую камеру 311 для приема части потока второго материала, в данном примере текучей среды на водной основе. Часть потока текучей среды проходит с ускорением в первую камеру 311, где первый материал и второй материал смешиваются. Смешанные материалы ускоряются во второй камере 312. Во второй камере 312 поток второго материала ускоряется через сопло (не показано). Смешанный поток материалов из первой камеры 311 затем закачивается во вторую камеру 312, при этом первый и второй материалы тщательно смешиваются и выходят из первого смешивающего устройства 308 через диффузор (не показано).
После смешивания первого и второго материалов в первом смешивающем устройстве 308 приготовленная скважинная текучая среда перемещается во второе смешивающее устройство. Второе смешивающее устройство может представлять собой любой тип смешивающего устройства скважинной текучей среды, известный в технике, содержащий динамические смешивающие устройства. В общем, динамические смешивающие устройства с интенсивным сдвигом, такие как совмещенное смешивающее устройство, показанное здесь, могут обеспечивать эффективное, без аэрирования, с собственным перекачиванием, смешивание для дополнительного гомогенизирования дисперсии первого материала во втором материале.
- 6 016768
На фиг. 4А-4С детально показано второе смешивающее устройство 415 согласно вариантам осуществления, описанным в данном документе. В данном варианте осуществления высокоскоростное вращение лопастей 416 ротора создает всасывание на входном отверстии 417, втягивая при этом смешанный первый и второй материалы в компоновку ротора/статора (фиг. 4А). Центробежная сила затем перемещает материалы к рабочему участку 418, где первый и второй материалы подвергаются перемалыванию (фиг. 4В). После перемалывания первого и второго материалов на рабочем участке 418 приготовленную скважинную текучую среду подвергают гидравлическому сдвигу с выдавливанием материалов из перфорационных отверстий 433 в статоре 419 на высокой скорости (фиг. 4С). Приготовленная скважинная текучая среда затем выходит из второго смешивающего устройства 415 через выходные отверстия 420.
Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что второе смешивающее устройство 415 просто является примером одного типа смешивающего устройства, которое можно использовать, согласно варианту осуществления, раскрытому в данном документе. В других вариантах осуществления другие смешивающие устройства, включающие в себя другие типы динамических смешивающих устройств, можно использовать в дополнение ко второму смешивающему устройству 415 или вместо него, как рассмотрено выше.
На фиг. 1 также показано, что после выхода приготовленной скважинной текучей среды из второго смешивающего устройства 115, как указано позицией С, приготовленная скважинная текучая среда проходит во вторую емкость 102 для хранения. В данном варианте осуществления приготовленную скважинную текучую среду закачивают во вторую емкость 102 для хранения через верхнее входное отверстие 121. Приготовленную скважинную текучую среду можно затем сохранять во второй емкости 102 для хранения до определения инженером по бурению, что работа требует закачивания скважинной текучей среды в ствол скважины. Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что смешивание дополнительной скважинной текучей среды может продолжаться, даже когда приготовленная скважинная текучая среда закачивается во вторую емкость 102 для хранения. Соответственно, приготовленную скважинную текучую среду можно смешивать с вторым материалом во второй емкости 102 для хранения. Концентрацию первого материала во втором материале можно регулировать ограничением общего объема первого материала, смешанного с вторым материалом, таким образом, любое смешивание, которое может происходить во второй емкости 102 для хранения, не должно действовать отрицательно на приготовленную в итоге скважинную текучую среду.
Когда инженер по бурению принимает решение о закачке приготовленной скважинной текучей среды в ствол скважины, клапан 122 можно открыть, обеспечивая перекачку скважинной текучей среды вторым насосом 123 из второй емкости 102 для хранения на закачивающий насос 124. В данном варианте осуществления второй насос 123 может являться центробежным смешивающим насосом, создающим дополнительное смешивание скважинной текучей среды перед закачкой в ствол скважины. Вместе с тем, специалистам в данной области техники должно быть ясно, что в других вариантах осуществления второй насос 123 может быть любым типом центробежного или поршневого насоса прямого вытеснения, известным в технике, например диафрагменным, винтовым, плунжерным, роторным или гидростатическим насосом. Аналогично, первый насос 109, описанный выше, может также представлять собой любой тип насоса, известный в технике.
На фиг. 5 показан вид сбоку системы 500 согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В данном варианте осуществления система 500 включает в себя четыре емкости 501, 502, 503 и 504 для хранения. В такой конфигурации емкости 501 и 503 для хранения выполнены с возможностью хранения первого материала, такого как сухой порошок, а емкости 502 и 504 для хранения выполнены с возможностью хранения второго материала, такого как жидкость и/или приготовленная скважинная текучая среда. Хотя работа системы 500 является аналогичной работе системы 100 фиг. 1, для ясности отличия между системами должны быть описаны ниже.
Во время работы системы 500 первый материал перемещается из одной или нескольких емкостей 501 и 503 для хранения через загрузочное устройство 527 на первое смешивающее устройство 508. Одновременно, второй материал перемещается из емкостей 502 и 504 для хранения на первое смешивающее устройство 508. Первый и второй материалы смешиваются в первом смешивающем устройстве 508 (например, статическом смешивающем устройстве), затем перемещаются на второе смешивающее устройство 515 (например, динамическое смешивающее устройство). Первый и второй материалы затем подвергаются динамическому сдвигу во втором смешивающем устройстве 515, и приготовленная скважинная текучая среда перемещается обратно в емкости 502 и 504 для хранения до закачки в ствол скважины.
Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что в зависимости от требуемого объема скважинной текучей среды и/или скорости закачки можно добавлять дополнительные емкости для хранения, смешивающие устройства и насосы в систему 500. Например, в некоторых вариантах осуществления может быть предпочтительным иметь три, четыре или больше емкостей хранения для хранения первого и второго материалов, а также хранения приготовленной скважинной текучей среды. Таким образом, варианты осуществления, имеющие шесть, восемь или больше емкостей хранения, находятся в объеме настоящего изобретения. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления приготовленная скважинная текучая среда может перемещаться в емкость для хранения, не участвующую иначе в про
- 7 016768 цессе смешивания. В таком варианте осуществления каждая из емкостей для хранения может быть выполнена для перемещения и/или хранения дискретного реагента или для операции смешивания продукта.
На фиг. 6 показана система для приготовления скважинных текучих сред согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. В данном варианте осуществления смешивающая система 600 расположена на морской буровой установке 628. В другом варианте осуществления буровая установка 628 может представлять собой платформу, самоподъемную платформу или другой тип морского сооружения, используемого в бурении, добыче или закачивании. Транспортное судно 629, имеющее две емкости 630 для хранения на палубе, показано вблизи морской буровой установки 628. Материалы перемещаются из емкостей 630 для хранения в систему 600 по транспортной линии 631. В зависимости от типа перемещаемого материала, клапан 632 можно приводить в действие для обеспечения прохода сухих материалов в емкости 601 и 603 для хранения или обеспечения прохода жидкого материала (например, подтоварной воды из эксплуатационной скважины) в емкости 602 и 604 для хранения. В других вариантах осуществления могут создавать перемещение приготовленных буровых растворов из емкостей 602 и 604 для хранения с морской буровой установки 628 на транспортное судно 629 для транспортировки на другую операцию бурения. Кроме того, как описано выше, материалы могут перемещаться от транспортного судна 629 в систему 600 с проведением операции смешивания. Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что в других вариантах осуществления системы, описанные в данном документе, можно также использовать на буровых площадках на суше, на площадках эксплуатации или закачки.
Согласно любому из вышеописанных вариантов осуществления после приготовления скважинной текучей среды текучая среда может перемещаться на закачивающий насос для закачки на забой скважины. В некоторых вариантах осуществления требуемое давление закачки скважинной текучей среды может требовать использования насосов закачки высокого давления, таких как насос 124 на фиг. 1. Такой насос может являться предпочтительным для обратной закачки скважинных текучих сред, таких как суспензии бурового шлама. Альтернативно, как во время приготовления буровых растворов, приготовленные скважинные текучие среды могут перемещаться на насос для закачки в ствол скважины или могут перемещаться к другим компонентам на буровой установке для смешивания с дополнительными добавками бурового раствора.
Предпочтительно варианты осуществления настоящего изобретения могут обеспечивать эффективное смешивание и хранение скважинных текучих сред для использования на площадках бурения, эксплуатации и закачки. В зависимости от приготовляемого типа скважинной текучей среды, могут изменяться типы смешиваемых материалов; вместе с тем, системы могут быть модулированными для обеспечения использования многочисленных материалов. Например, в варианте осуществления, в котором смешивают суспензию для обратной закачки, система может иметь емкость для хранения, выполненную с возможностью хранения шлама, и вторую емкость для хранения, выполненную с возможностью хранения воды или рассола. Аналогично, в варианте осуществления, в котором смешивают буровой раствор, система может иметь емкость для хранения, выполненную для хранения утяжелителей, таких как тонкоизмельченный барит, и вторую емкость для хранения, выполненную с возможностью хранения текучей среды основы, такой как вода или нефть. В другом варианте осуществления, в котором смешивают текучую среду, используемую в заканчивании или эксплуатации, емкость для хранения может быть выполнена для хранения сухого полимера, а вторая емкость для хранения выполнена с возможностью хранения жидкой фазы, такой как вода, рассол или подтоварная вода.
Поскольку варианты осуществления настоящего изобретения можно размещать на несущей платформе, смешивающую систему целиком можно перемещать и устанавливать на площадке бурения, эксплуатации и закачки, такой как морская буровая установка. В таком варианте осуществления емкости для хранения, насосы и смешивающие устройства могут включать в себя несущую платформу, которую можно соединять модулями с системой закачки, имеющейся на буровой площадке. Кроме того, поскольку система является, по существу, автономной, система занимает меньше пространства палубы, особо ценного на морских буровых установках. Также предпочтительно вариант осуществления, раскрытый в данном документе, может обеспечивать более быстрый монтаж и демонтаж при установке или снятии системы на площадке бурения, эксплуатации и закачки.
Хотя настоящее изобретение описано для ограниченного числа вариантов осуществления, специалистам в данной области техники, воспользовавшимся данным описанием, должно быть ясно, что можно выработать другие варианты осуществления, не отходящие от объема изобретения, описанного в данном документе.
Соответственно, объем изобретения следует ограничивать только приложенной формулой изобретения.
Claims (20)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система смешивания текучих сред для применения на нефтепромыслах, содержащая первую емкость для хранения, выполненную с возможностью хранения первого материала; первое смешивающее устройство, гидравлически связанное с первой емкостью для хранения; второе смешивающее устройство, гидравлически связанное с первым смешивающим устройством; вторую емкость для хранения, гидравлически связанную со вторым смешивающим устройством, при этом вторая емкость для хранения выполнена с возможностью хранения второго материала; и насос, гидравлически связанный, по меньшей мере, со второй емкостью для хранения и первым смешивающим устройством, при этом насос выполнен с возможностью перекачки второго материала из второй емкости для хранения на первое смешивающее устройство;при этом первое смешивающее устройство выполнено с возможностью смешивания первого материала и второго материала для приготовления скважинной текучей среды.
- 2. Система по п.1, дополнительно содержащая второй насос, гидравлически связанный со второй емкостью для хранения; и насос закачки, гидравлически связанный со вторым насосом;при этом второй насос выполнен с возможностью перекачки скважинной текучей среды на насос закачки.
- 3. Система по п.1, в которой по меньшей мере одна из первой емкости для хранения и второй емкости для хранения является пневмоемкостью.
- 4. Система по п.1, в которой первое смешивающее устройство является статическим смешивающим устройством.
- 5. Система по п.1, в которой второе смешивающее устройство является смешивающим устройством динамического сдвига.
- 6. Система по п.1, в которой первый материал является, по существу, материалом в твердом состоянии и в которой второй материал является, по существу, материалом в жидком состоянии.
- 7. Система по п.6, в которой первый материал является полимером.
- 8. Система по п.1, дополнительно содержащая клапан, гидравлически связанный с первым насосом, вторым насосом и второй емкостью для хранения; при этом клапан выполнен с возможностью регулирования расхода материала между второй емкостью для хранения и первым насосом; и при этом клапан выполнен с возможностью регулирования расхода скважинной текучей среды между второй емкостью для хранения и вторым насосом.
- 9. Система по п.1, размещенная на морской буровой площадке.
- 10. Система по п.1, дополнительно содержащая третью емкость для хранения, гидравлически связанную с первым смешивающим устройством; и четвертую емкость для хранения, гидравлически связанную со вторым смешивающим устройством.
- 11. Система по п.10, в которой третья емкость для хранения выполнена с возможностью хранения первого материала и в которой четвертая емкость для хранения выполнена с возможностью хранения второго материала.
- 12. Система по п.11, в которой по меньшей мере одна из второй емкости для хранения и четвертой емкости для хранения выполнена с возможностью хранения скважинной текучей среды.
- 13. Способ смешивания скважинной текучей среды, в котором подают первый материал из первой емкости для хранения и второй материал из второй емкости для хранения в смешивающее устройство;смешивают первый материал и второй материал в смешивающем устройстве для приготовления скважинной текучей среды;осуществляют перемещение скважинной текучей среды во второе смешивающее устройство; перемешивают с динамическим сдвигом скважинную текучую среду во втором смешивающем устройстве;осуществляют перемещение скважинной текучей среды во вторую емкость для хранения.
- 14. Способ по п.13, в котором первый материал является, по существу, материалом в твердом состоянии, при этом второй материал является, по существу, материалом в жидком состоянии.
- 15. Способ по п.13, в котором подача содержит перемещение по меньшей мере одного из первого материала и второго материала с помощью пневматической подачи.
- 16. Способ по п.13, в котором первый материал является полимером и второй материал является подтоварной водой.
- 17. Способ закачки скважинной текучей среды в ствол скважины, в котором осуществляют перемещение первого материала из первой емкости для хранения в статическое смешивающее устройство;осуществляют перемещение второго материала из второй емкости для хранения в статическое смешивающее устройство;- 9 016768 смешивают первый материал и второй материал для приготовления скважинной текучей среды; осуществляют перемещение скважинной текучей среды в динамическое смешивающее устройство; осуществляют динамический сдвиг скважинной текучей среды в динамическом смешивающем устройстве;обеспечивают хранение скважинной текучей среды во второй емкости для хранения; осуществляют закачку скважинной текучей среды в ствол скважины.
- 18. Способ по п.17, в котором перемещение, смешивание, динамический сдвиг и хранение осуществляют на транспортном судне.
- 19. Способ по п.17, в котором первый материал является, по существу, материалом в твердом состоянии, при этом второй материал является, по существу, материалом в жидком состоянии.
- 20. Способ по п.1, в котором систему выполняют с возможностью модульного размещения на площадке нефтепромысла.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US98898807P | 2007-11-19 | 2007-11-19 | |
| PCT/EP2008/065842 WO2009065858A1 (en) | 2007-11-19 | 2008-11-19 | Wellbore fluid mixing system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070634A1 EA201070634A1 (ru) | 2010-12-30 |
| EA016768B1 true EA016768B1 (ru) | 2012-07-30 |
Family
ID=40383550
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070634A EA016768B1 (ru) | 2007-11-19 | 2008-11-19 | Системы смешивания скважинной текучей среды |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9175530B2 (ru) |
| AR (1) | AR069372A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0819727B1 (ru) |
| CA (1) | CA2705933C (ru) |
| EA (1) | EA016768B1 (ru) |
| GB (1) | GB2467706B (ru) |
| MX (1) | MX2010005423A (ru) |
| NO (1) | NO344455B1 (ru) |
| WO (1) | WO2009065858A1 (ru) |
Families Citing this family (56)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8215028B2 (en) * | 2007-05-16 | 2012-07-10 | M-I L.L.C. | Slurrification process |
| CN102216556B (zh) * | 2007-10-24 | 2015-10-14 | M-I有限公司 | 运输罐的船安装框架 |
| CA2705933C (en) * | 2007-11-19 | 2013-06-25 | M-I Swaco Norge As | Wellbore fluid mixing system |
| BRPI0919234B1 (pt) | 2008-09-17 | 2019-06-04 | Schlumberger Norge As | Géis de polímero como melhoradores de fluxo em sistemas de injeção de água |
| USRE46725E1 (en) | 2009-09-11 | 2018-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electric or natural gas fired small footprint fracturing fluid blending and pumping equipment |
| US8444312B2 (en) * | 2009-09-11 | 2013-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for integral blending and storage of materials |
| US8834012B2 (en) | 2009-09-11 | 2014-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electric or natural gas fired small footprint fracturing fluid blending and pumping equipment |
| US20140014214A1 (en) * | 2009-09-25 | 2014-01-16 | Jan Thore Eia | Multiple Process Service Vessel |
| US8354602B2 (en) | 2010-01-21 | 2013-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for weighting material storage units based on current output from one or more load sensors |
| US9266754B2 (en) | 2010-12-22 | 2016-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Sulfate molecule removal through inorganic or divalent ion nuclei seeding |
| US9505639B2 (en) | 2010-12-22 | 2016-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Sulfate molecule removal through inorganic or divalent ion nuclei seeding |
| WO2013006235A1 (en) * | 2011-05-31 | 2013-01-10 | Schlumberger Canada Limited | Sulfate molecule removal through inorganic or divalent ion nuclei seeding |
| US20130146288A1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-06-13 | David Randolph Smith | Method and apparatus to increase recovery of hydrocarbons |
| CN104053496A (zh) * | 2011-11-18 | 2014-09-17 | M-I有限公司 | 流体的混合方法及系统 |
| US9643138B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for mixing, transporting, storing, and transferring thixotropic fluids in one container |
| US10895114B2 (en) | 2012-08-13 | 2021-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivery of oilfield materials |
| EP2735604A1 (en) * | 2012-11-22 | 2014-05-28 | Castrol Limited | Method of preparing a lubricant composition |
| US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
| US10407988B2 (en) | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US20140262338A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Blender system with multiple stage pumps |
| BR112015025317A2 (pt) * | 2013-04-02 | 2017-07-18 | Fluid Solution Tech Inc | aparelho móvel para mistura |
| AU2014263071B2 (en) * | 2013-05-06 | 2017-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pill preparation, storage, and deployment system for wellbore drilling and completion |
| US10633174B2 (en) | 2013-08-08 | 2020-04-28 | Schlumberger Technology Corporation | Mobile oilfield materialtransfer unit |
| US10150612B2 (en) | 2013-08-09 | 2018-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivery of oilfield materials |
| US20150238914A1 (en) * | 2014-02-27 | 2015-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated process delivery at wellsite |
| US11453146B2 (en) | 2014-02-27 | 2022-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Hydration systems and methods |
| US11819810B2 (en) | 2014-02-27 | 2023-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Mixing apparatus with flush line and method |
| CA2942138C (en) | 2014-04-14 | 2019-09-03 | Piper Shawn WALKER | Mobile drilling fluid plant |
| RU2692297C2 (ru) * | 2014-05-12 | 2019-06-24 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Интегрированная подача в технологическом процессе на буровой площадке |
| CA2961345C (en) | 2014-12-23 | 2019-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Recycle diluent for wellbore fluid sampling system |
| US10351363B2 (en) | 2015-03-31 | 2019-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Mud chemical delivery system and method |
| US11192731B2 (en) | 2015-05-07 | 2021-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Container bulk material delivery system |
| WO2017014771A1 (en) | 2015-07-22 | 2017-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Blender unit with integrated container support frame |
| WO2017014768A1 (en) | 2015-07-22 | 2017-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mobile support structure for bulk material containers |
| WO2017078726A1 (en) | 2015-11-06 | 2017-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using lecithin-based oil compositions for controlling dust from additive particles |
| US10533126B2 (en) | 2015-11-06 | 2020-01-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using polyaminated fatty acid-based oil compositions for controlling dust from additive particles |
| US9909415B2 (en) * | 2015-11-20 | 2018-03-06 | Cameron International Corporation | Method and apparatus for analyzing mixing of a fluid in a conduit |
| US11203495B2 (en) | 2015-11-25 | 2021-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sequencing bulk material containers for continuous material usage |
| WO2017111968A1 (en) | 2015-12-22 | 2017-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for determining slurry sand concentration and continuous calibration of metering mechanisms for transferring same |
| CA3007350C (en) | 2016-03-15 | 2020-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mulling device and method for treating bulk material released from portable containers |
| CA3008583C (en) * | 2016-03-24 | 2020-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid management system for producing treatment fluid using containerized fluid additives |
| WO2017171797A1 (en) | 2016-03-31 | 2017-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loading and unloading of bulk material containers for on site blending |
| US11498037B2 (en) | 2016-05-24 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Containerized system for mixing dry additives with bulk material |
| US10919693B2 (en) | 2016-07-21 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bulk material handling system for reduced dust, noise, and emissions |
| WO2018022064A1 (en) | 2016-07-28 | 2018-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular bulk material container |
| WO2018034641A1 (en) | 2016-08-15 | 2018-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Vacuum particulate recovery systems for bulk material containers |
| US11186454B2 (en) | 2016-08-24 | 2021-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dust control systems for discharge of bulk material |
| CA3030547C (en) | 2016-08-24 | 2020-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dust control systems for bulk material containers |
| US11186318B2 (en) | 2016-12-02 | 2021-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Transportation trailer with space frame |
| WO2019140331A1 (en) | 2018-01-12 | 2019-07-18 | Mgb Oilfield Solutions, Llc | Dry additive and fluid mixing system, assembly and method |
| CN109209267A (zh) * | 2018-10-16 | 2019-01-15 | 四川宏华石油设备有限公司 | 一种泥浆装置 |
| US20220098940A1 (en) * | 2020-09-25 | 2022-03-31 | Reflex Instruments Asia Pacific Pty Ltd | Borehole dosing apparatus, arrangement and method |
| BR102021005689A2 (pt) * | 2021-03-24 | 2022-09-27 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Método de aplicação do inibidor de incrustação em fluidos de completação |
| US11591888B2 (en) | 2021-06-18 | 2023-02-28 | Bj Energy Solutions, Llc | Hydraulic fracturing blender system |
| CN116988764B (zh) * | 2023-08-07 | 2024-05-14 | 河南锦源建设有限公司 | 一种矿山开采用钻孔注浆设备 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5896883A (en) * | 1996-01-31 | 1999-04-27 | Khalatbari; Bijan | Portable liquid mud plant |
| US6216801B1 (en) * | 1998-04-03 | 2001-04-17 | American Polywater Corporation | Method and apparatus for providing proportional injection of additives into drilling fluids |
| WO2002044517A1 (en) * | 2000-11-29 | 2002-06-06 | Services Petroliers Schlumberger | Fluid mixing system |
| US20060225924A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-12 | Catalin Ivan | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud |
| WO2006109040A1 (en) * | 2005-04-14 | 2006-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for servicing a well bore using a mixing control system |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3565404A (en) * | 1968-10-15 | 1971-02-23 | Pako Corp | Device for mixing fluids |
| US4265266A (en) * | 1980-01-23 | 1981-05-05 | Halliburton Company | Controlled additive metering system |
| US4444277A (en) * | 1981-09-23 | 1984-04-24 | Lewis H Roger | Apparatus and method for conditioning oil well drilling fluid |
| US4482704A (en) * | 1982-11-22 | 1984-11-13 | Marathon Oil Company | Method and apparatus for multiple recycle polymer dilution |
| US4664528A (en) * | 1985-10-18 | 1987-05-12 | Betz Laboratories, Inc. | Apparatus for mixing water and emulsion polymer |
| US4863277A (en) * | 1988-12-22 | 1989-09-05 | Vigoro Industries, Inc. | Automated batch blending system for liquid fertilizer |
| US5624182A (en) * | 1989-08-02 | 1997-04-29 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Automatic cementing system with improved density control |
| US5052486A (en) * | 1989-09-08 | 1991-10-01 | Smith Energy Services | Method and apparatus for rapid and continuous hydration of polymer-based fracturing fluids |
| US5103908A (en) * | 1989-09-21 | 1992-04-14 | Halliburton Company | Method for cementing a well |
| RU2282491C2 (ru) * | 2000-09-22 | 2006-08-27 | Исо-Микс А/С | Способ и технологическая установка для обработки порции жидкости |
| US6932169B2 (en) * | 2002-07-23 | 2005-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for developing and recycling drilling fluids |
| US20040125688A1 (en) * | 2002-12-30 | 2004-07-01 | Kelley Milton I. | Closed automatic fluid mixing system |
| US20060225925A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-12 | M-I Llc | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud |
| US8622608B2 (en) * | 2006-08-23 | 2014-01-07 | M-I L.L.C. | Process for mixing wellbore fluids |
| CA2705933C (en) * | 2007-11-19 | 2013-06-25 | M-I Swaco Norge As | Wellbore fluid mixing system |
| NO329835B1 (no) * | 2008-06-20 | 2011-01-03 | Cubility As | Blandeapparat og framgangsmate ved bruk av samme |
-
2008
- 2008-11-19 CA CA2705933A patent/CA2705933C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-19 WO PCT/EP2008/065842 patent/WO2009065858A1/en active Application Filing
- 2008-11-19 GB GB1009843.2A patent/GB2467706B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-19 AR ARP080105031A patent/AR069372A1/es active IP Right Grant
- 2008-11-19 MX MX2010005423A patent/MX2010005423A/es active IP Right Grant
- 2008-11-19 EA EA201070634A patent/EA016768B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-11-19 US US12/743,137 patent/US9175530B2/en active Active
- 2008-11-19 BR BRPI0819727A patent/BRPI0819727B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-06-17 NO NO20100869A patent/NO344455B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5896883A (en) * | 1996-01-31 | 1999-04-27 | Khalatbari; Bijan | Portable liquid mud plant |
| US6216801B1 (en) * | 1998-04-03 | 2001-04-17 | American Polywater Corporation | Method and apparatus for providing proportional injection of additives into drilling fluids |
| WO2002044517A1 (en) * | 2000-11-29 | 2002-06-06 | Services Petroliers Schlumberger | Fluid mixing system |
| US20060225924A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-12 | Catalin Ivan | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud |
| WO2006109040A1 (en) * | 2005-04-14 | 2006-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for servicing a well bore using a mixing control system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2010005423A (es) | 2010-09-24 |
| EA201070634A1 (ru) | 2010-12-30 |
| GB201009843D0 (en) | 2010-07-21 |
| NO20100869L (no) | 2010-06-17 |
| US9175530B2 (en) | 2015-11-03 |
| CA2705933C (en) | 2013-06-25 |
| CA2705933A1 (en) | 2009-05-28 |
| BRPI0819727A2 (pt) | 2015-06-16 |
| WO2009065858A1 (en) | 2009-05-28 |
| GB2467706B (en) | 2012-02-22 |
| US20100319921A1 (en) | 2010-12-23 |
| GB2467706A (en) | 2010-08-11 |
| NO344455B1 (no) | 2019-12-16 |
| AR069372A1 (es) | 2010-01-20 |
| BRPI0819727B1 (pt) | 2018-12-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016768B1 (ru) | Системы смешивания скважинной текучей среды | |
| US8714253B2 (en) | Method and system for injection of viscous unweighted, low-weighted, or solids contaminated fluids downhole during oilfield injection process | |
| US8371037B2 (en) | Slurrification process | |
| CA2676880C (en) | High density slurry | |
| US8533974B2 (en) | Reclamation of components of wellbore cuttings material | |
| EP2115266B1 (en) | Use of cuttings tank for in-transit slurrification | |
| US7575072B2 (en) | Method and apparatus for processing and injecting drill cuttings | |
| WO2015035520A1 (en) | Additives for controlling lost circulation and methods of making and using same | |
| EP2126274A2 (en) | Use of cuttings tank for slurrification on drilling rig | |
| CA2744046C (en) | Methods and apparatuses for mixing drilling fluids | |
| US11932808B2 (en) | Calcium carbonate/polymer particulate additives for use in subterranean operations |
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 TM |