EA020211B1 - Буровые растворы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества и способы применения - Google Patents
Буровые растворы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества и способы применения Download PDFInfo
- Publication number
- EA020211B1 EA020211B1 EA201070836A EA201070836A EA020211B1 EA 020211 B1 EA020211 B1 EA 020211B1 EA 201070836 A EA201070836 A EA 201070836A EA 201070836 A EA201070836 A EA 201070836A EA 020211 B1 EA020211 B1 EA 020211B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- modified starch
- drilling
- drilling fluid
- carbon atoms
- viscoelastic surfactant
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 98
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 93
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims abstract description 29
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims abstract description 26
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N phosphoryl trichloride Chemical compound ClP(Cl)(Cl)=O XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 claims abstract description 8
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 claims abstract description 8
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- OMFRWBLRAMQSDM-UHFFFAOYSA-N 6-acetyloxy-6-oxohexanoic acid Chemical class CC(=O)OC(=O)CCCCC(O)=O OMFRWBLRAMQSDM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- UGTZMIPZNRIWHX-UHFFFAOYSA-K sodium trimetaphosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P1(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])(=O)O1 UGTZMIPZNRIWHX-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 7
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 37
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 28
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 14
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims description 10
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 claims description 10
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 claims description 10
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 claims description 10
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 claims description 10
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 10
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims description 10
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 7
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 7
- 244000061456 Solanum tuberosum Species 0.000 claims description 6
- 235000002595 Solanum tuberosum Nutrition 0.000 claims description 6
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 6
- 235000012015 potatoes Nutrition 0.000 claims description 6
- 229920000945 Amylopectin Polymers 0.000 claims description 5
- 240000003183 Manihot esculenta Species 0.000 claims description 5
- 235000016735 Manihot esculenta subsp esculenta Nutrition 0.000 claims description 5
- 240000004713 Pisum sativum Species 0.000 claims description 5
- 235000010582 Pisum sativum Nutrition 0.000 claims description 5
- 240000006394 Sorghum bicolor Species 0.000 claims description 5
- 235000011684 Sorghum saccharatum Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000021307 Triticum Nutrition 0.000 claims description 5
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 241000209094 Oryza Species 0.000 claims 8
- 241000209140 Triticum Species 0.000 claims 4
- 239000004382 Amylase Substances 0.000 claims 1
- 102000013142 Amylases Human genes 0.000 claims 1
- 108010065511 Amylases Proteins 0.000 claims 1
- 235000019418 amylase Nutrition 0.000 claims 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 70
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 36
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 9
- -1 aliphatic radicals Chemical class 0.000 description 8
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 8
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 8
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 8
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 8
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 6
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 6
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- 229920000856 Amylose Polymers 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical group 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 3
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 3
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 239000008154 viscoelastic solution Substances 0.000 description 3
- YWWVWXASSLXJHU-AATRIKPKSA-N (9E)-tetradecenoic acid Chemical compound CCCC\C=C\CCCCCCCC(O)=O YWWVWXASSLXJHU-AATRIKPKSA-N 0.000 description 2
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N Butyric acid Chemical compound CCCC(O)=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 2
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N decanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCC(O)=O GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229960004232 linoleic acid Drugs 0.000 description 2
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N octanoic acid Chemical compound CCCCCCCC(O)=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- SECPZKHBENQXJG-FPLPWBNLSA-N palmitoleic acid Chemical compound CCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O SECPZKHBENQXJG-FPLPWBNLSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 2-[dimethyl-[3-[[(z)-octadec-9-enoyl]amino]propyl]azaniumyl]acetate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 0.000 description 1
- TWJNQYPJQDRXPH-UHFFFAOYSA-N 2-cyanobenzohydrazide Chemical compound NNC(=O)C1=CC=CC=C1C#N TWJNQYPJQDRXPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YWWVWXASSLXJHU-UHFFFAOYSA-N 9E-tetradecenoic acid Natural products CCCCC=CCCCCCCCC(O)=O YWWVWXASSLXJHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N Brassidinsaeure Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005632 Capric acid (CAS 334-48-5) Substances 0.000 description 1
- 239000005635 Caprylic acid (CAS 124-07-2) Substances 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 108010078791 Carrier Proteins Proteins 0.000 description 1
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M Chlorate Chemical class [O-]Cl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N Erucic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001503 Glucan Polymers 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004909 Moisturizer Substances 0.000 description 1
- 235000021360 Myristic acid Nutrition 0.000 description 1
- TUNFSRHWOTWDNC-UHFFFAOYSA-N Myristic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCC(O)=O TUNFSRHWOTWDNC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000021319 Palmitoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108091006629 SLC13A2 Proteins 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- 244000098338 Triticum aestivum Species 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001514 alkali metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M bromate Chemical class [O-]Br(=O)=O SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 229920003123 carboxymethyl cellulose sodium Polymers 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 229940105329 carboxymethylcellulose Drugs 0.000 description 1
- 229940063834 carboxymethylcellulose sodium Drugs 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SECPZKHBENQXJG-UHFFFAOYSA-N cis-palmitoleic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O SECPZKHBENQXJG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000000254 damaging effect Effects 0.000 description 1
- 238000009882 destearinating Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229940071826 hydroxyethyl cellulose Drugs 0.000 description 1
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000004694 iodide salts Chemical class 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000001333 moisturizer Effects 0.000 description 1
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002446 octanoic acid Drugs 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O phosphonium Chemical compound [PH4+] XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- YXJYBPXSEKMEEJ-UHFFFAOYSA-N phosphoric acid;sulfuric acid Chemical compound OP(O)(O)=O.OS(O)(=O)=O YXJYBPXSEKMEEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
- C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
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)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Paper (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
- Cereal-Derived Products (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к буровым растворам. Описан буровой раствор на водной основе, содержащий амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, включающее соединение формулыпричем значения радикалов раскрыты в формуле изобретения; по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина, диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, который структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновых-уксусных ангидридов и триметафосфата натрия. Описаны также способы бурения подземных скважин, способы снижения потери жидкости из подземных скважин и способы завершения ствола скважин с использованием упомянутого выше бурового раствора.
Description
(57) Настоящее изобретение относится к буровым растворам. Описан буровой раствор на водной основе, содержащий амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, включающее соединение формулы
О
020211 Β1 причем значения радикалов раскрыты в формуле изобретения; по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина, диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, который структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновыхуксусных ангидридов и триметафосфата натрия. Описаны также способы бурения подземных скважин, способы снижения потери жидкости из подземных скважин и способы завершения ствола скважин с использованием упомянутого выше бурового раствора.
Область изобретения
Варианты, описанные здесь, относятся в основном к буровым растворам. В частности, варианты, описанные здесь, относятся к буровым растворам на водной основе, которые, в частности, могут найти применение при бурении скважин через продуктивный интервал пласта.
Во время бурения ствола скважины обычно в скважине используют различные жидкости для осуществления разнообразных функций. Жидкости могут циркулировать через бурильную колонну и буровую коронку в скважину, а затем могут течь вверх через ствол скважины на поверхность. Во время этой циркуляции буровой раствор может действовать как средство для удаления бурового шлама со дна скважины на поверхность, суспендирования шлама и утяжелителей, когда циркуляция прерывается, регуляции давления в скважине, сохранения целостности ствола скважины до тех пор, пока профиль скважины обсаживается и цементируется, изоляции от жидкостей из пласта путем обеспечения достаточного гидростатического давления для предотвращения поступления жидкостей пласта в ствол скважины, для охлаждения и смазки бурильной колонны и коронки и/или для максимизации скорости проходки.
Однако другим буровым раствором, используемым в стволе скважины после операции бурения, является раствор для завершения бурения. Раствором для завершения бурения, в широком смысле, называется любая жидкость, закачиваемая на дно скважины после того, как операции бурения завершены, включая жидкости, вводимые во время кислотной обработки, пробивания, образования трещин, капитального ремонта и т.д. Буровой раствор для вскрытия пласта является специфическим типом бурового раствора, который предназначен для бурения и завершения профиля скважины в пласте, в необсаженном стволе скважины, т.е. в продуцирующей части пласта. Такие растворы предназначены для компенсации требований пласта в связи с процессами бурения и завершения. В частности, желательно защитить пласт от повреждения и потери жидкости и не помешать будущей продуктивности. Большинство буровых растворов для вскрытия пласта содержат несколько твердых веществ, включая загустители, буровой шлам и добавки, используемые в качестве закупоривающих средств для предотвращения потери циркуляции и в качестве баритового утяжеляющего материала для регуляции давления в пласте.
Во время бурения образуется глинистая корка в виде накопления частиц разных размеров и видов. Эта глинистая корка должна удаляться во время начального режима работы добычи или физически, или химически (т.е. с помощью кислот, окислителей и/или ферментов). Количество и тип бурового шлама влияют на эффективность этих очистных обработок. А также на эффективность очистки ствола скважины перед добычей влияет наличие полимерных добавок, которые могут быть устойчивы к разложению с использованием общепринятых дробящих веществ.
Разработка буровых растворов, которые могут гарантировать минимальное проникновение в породу пласта, необходима для завершения скважин с необсаженным забоем. Такие средства должны блокировать поры около проходного отверстия и затем предотвращать проникновение дополнительной жидкости в породу.
Примерами формаций, при которых часто возникают проблемы, являются высоко проницаемые и/или плохо консолидированные формации, и таким образом, может быть применена методика, известная как подразбуривание. При проведении процесса подразбуривания ствол скважины бурят так, чтобы проникнуть в зону, несущую углеводороды, с использованием обычных методик. Обсадная колонна обычно устанавливается в стволе скважины до точки как раз над несущей углеводороды зоной. Несущую углеводороды зону затем можно перебурить до более широкого диаметра, например, используя расширяющий подрасширитель, который увеличивает диаметр ствола скважины. Подразбуривание обычно выполняют, используя такие специальные растворы чистого бурения, растворы для забуривания. Обычно растворы для забуривания, используемые при подразбуривании, являются водными, с высокой плотностью минеральными растворами, которые загущаются с помощью гелирующего и/или структурированного полимера для помощи по удалению бурового шлама. Однако издержки по таким жидкостям ограничивает их общее использование в процессе бурения.
Когда целевой подземный пласт имеет высокую проницаемость, значительное количество бурового раствора может быть потеряно в пласте. Когда буровой раствор теряется в пласте, его трудно удалить. Удаление бурового раствора на водной основе желательно для максимизации продукции углеводородов из пласта. Специалистам хорошо известно, что минеральные растворы на основе бромида кальция и цинка могут образовывать высокостабильные, не растворимые в кислоте соединения при реакции с породой сами по себе или с веществами, содержащимися в пласте. Эти реакции часто могут существенно снижать проницаемость пласта в отношении любого последующего наружного потока желаемых углеводородов. Как должно быть хорошо известно специалистам в данной области, широко и общепринято, что наиболее эффективный путь по предотвращению такого повреждения в отношении пласта состоит в ограничении потери жидкости в пласте. Таким образом, обеспечение эффективной борьбы с потерей жидкости является высоко желательным для предотвращения повреждения несущего углеводороды пласта. Например, такое повреждение может происходить во время, при завершении бурения, забуривания, замещения, гидравлического разрыва, переработки, размещении жидкости транспортировщиком, обработке скважины или при операциях испытания.
- 1 020211
Одна из групп загустителей, обычно используемых в нефтяной промышленности, включает полимерные структуры, начиная с молекулярной массы от сотен тысяч до нескольких миллионов граммов на моль. Эти большие химически связанные структуры часто структурируются с дальнейшим повышением молекулярной массы и эффективной вязкости на грамм полимера, добавленного к раствору. Такие типы загустителей включают полимерные добавки, устойчивые к биоразрушению, расширяя применимость добавок в отношении срока службы бурового раствора. Конкретные примеры биодеградации используемых устойчивых полимерных добавок включают такие биополимеры, как ксантаны (ксантановая камедь) и склероглюкан; разные полимеры на акриловой основе, такие как полиакриламиды и другие полимеры на акриламидной основе и производные целлюлозы, такие как диалкилкарбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза и натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы, гуаровая камедь, фосфоманнаны, склерогликаны, глюканы и декстран.
Из-за высокой температуры, высокого усилия сдвига (вызванного накачиванием насосом и расположением), высокого давления и низкого рН, которым подвергаются скважинные жидкости (напряженное состояние), полимерные материалы, используемые для тампонов от потери жидкости и для загущения буровых растворов, имеют склонность довольно быстро разлагаться. В частности, у многих видов целлюлоз и целлюлозных производных (таких как ГЭЦ (НЕС)), используемых в качестве загустителей и средств для борьбы с потерей жидкости значительное разложение происходит при температурах около 200°Е (93,33°С) и выше. ГЭЦ, например, считается достаточно стабильной, чтобы использоваться в условиях окружающей среды при не более чем примерно 225°Е (107,22°С). Подобным же образом, из-за высокой температуры, высокого усилия сдвига, высокого давления и низкого рН, которым подвергаются буровые растворы, ксантановую камедь считают достаточно устойчивой, чтобы использовать ее в условиях окружающей среды при не более чем примерно от 290 до 300°Е (от 143,33 до 148,89°С). Большие молекулы этих соединений вполне стабильны в температурных условиях, которые обычно встречаются в подземном пласте. Однако эта термическая стабильность, как полагают, способствует снижению продуктивности скважины. В результате, были разработаны дорогие и часто коррозионные разрушители, чтобы разрушать молекулярный скелет этих полимерных структур. Эти разрушители обычно являются окислителями или ферментами и, в лучшем случае, только частично эффективны с типичной очисткой нефтеносного слоя до менее 80% завершенности, а чаще до менее 50% завершенности.
Соответственно, существует непрерывная потребность в скважинных флюидах, которые не повреждают пласт и легко удаляются, в частности, для использования при бурении через нефтеносный интервал пласта.
Краткое изложение сущности изобретения
В одном из аспектов воплощения, описанные здесь, относятся к буровому раствору, который включает раствор на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество и модифицированный крахмал.
В другом аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу бурения подземной скважины, который включает бурение подземной скважины с использованием роторной буровой установки и циркулирующего бурового раствора в подземной скважине, где буровой раствор включает непрерывную фазу на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество и модифицированный крахмал.
В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу бурения, причем для бурения скважины перед продуктивным интервалом используют другой буровой раствор.
В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу снижения потери жидкости из подземной скважины, который включает инжекцию в подземную скважину бурового раствора, содержащего непрерывную фазу на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество и модифицированный крахмал.
В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу снижения потери жидкости, который дополнительно включает сбор разрушающей жидкости, имеющей, по меньшей мере, часть разрушенной инвертированной эмульсии с эмульгированной в ней глинистой коркой.
В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу снижения потери жидкости, который дополнительно включает начало добычи газонефтяных систем из пласта через ствол скважины.
В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу снижения потери жидкости, который включает применение амфотерного поверхностно-активного вещества, которое состоит из соединения, представляемого общей структурой:
О где К1, Я2, Я3, Я4 и Я5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямы
- 2 020211 ми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, К1 содержит 8-26 атомов углерода, К2 содержит 2-10 атомов углерода, К3, К4 и К5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет Ν, 8 или Р и у равен 0 или 1.
В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу завершения ствола скважины, который включает бурение ствола скважины с помощью бурового раствора с образованием осадка на его стенках, причем буровой раствор включает непрерывную фазу на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество и модифицированный крахмал; введение разрушающего раствора в скважину и запирание скважины на срок, достаточный для инициации разрушения осадка.
В частном варианте способ дополнительно включает набивку гравием по меньшей мере одного интервала ствола скважины.
Другие аспекты и преимущества данного изобретения будут очевидны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
В одном из аспектов воплощения, описанные здесь, относятся к буровым растворам. В частности, воплощения, описанные здесь, относятся к буровому раствору на водной основе, который может найти особое применение при бурении ствола скважины через нефтеносный интервал пласта.
Как обсуждалось выше, при бурении ствола скважины обычно в жидкости необходим загуститель, которым могут быть, например, биополимеры, такие как ксантановая камедь, гуаровая или склероглюкановая смола в жидкостях на водной основе, для получения повышенной вязкости и регуляции вязкости, повышенной прочности геля и/или суспензии и удаления бурового шлама во время операций бурения. Кроме того, некоторые загустители, такие как ксантан, могут также действовать как средство борьбы с потерей жидкости в дополнение к обеспечению реологических свойств. В результате на стенке ствола скважины может образовываться глинистая корка, которая включает в себя такие полимерные добавки. Даже после попытки разрушить такую глинистую корку перед началом добычи из скважины, остаточный полимер часто остается на стенках. Такой остаточный полимер может оказывать повреждающее действие на пласт и свойственную ему продукцию.
Таким образом, в соответствии с воплощениями по данному описанию, скважинные флюиды на водной основе могут составляться из, по меньшей мере, одного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и модифицированного крахмала для достижения комбинированных реологических свойств, свойств потери раствора и очистных свойств без включения биополимеров. Способы бурения по меньшей мере одного интервала при использовании таких растворов и способы завершения и продукции скважины, пробуренной с помощью такого раствора, также описаны здесь. Кроме того, в то время как растворы по данному описанию могут быть особенно пригодны для использования при бурении продуцирующего интервала ствола скважины, специалист в данной области поймет, что не существует ограничения объема данного изобретения. Скорее такие растворы можно использовать для бурения любых (и всех) интервалов ствола скважины независимо от того, соответствует ли интервал продуцирующего участка или участка продуктивной зоны.
Чтобы достичь требуемых для растворов по данному описанию реологических свойств, в растворе может присутствовать по меньшей мере одно амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество. Термин амфотерное относится к соединению, которое может действовать или как кислота, или как основание. Вязкоупругое поверхностно-активное вещество обычно представлено относительно небольшими молекулами, причем каждая молекула обычно представляет менее 500 г на моль (т.е. молекулярная масса менее 500). Эти небольшие молекулы будут связываться при некоторых условиях с образованием структур, которые похожи на полимерные молекулы, но которые являются нестабильными структурами. Отдельные молекулы поверхностно-активного вещества могут скорее связываться с образованием стержнеподобных или спирально-цилиндрических мицелл.
Путем включения вязкоупругого поверхностно-активного вещества в раствор можно сделать его вязкоупругим. Вязкоупругими растворами являются те, в которых применение усилия дает повышение напряжения, которое приходит к своему равновесному значению относительно медленно. Поэтому вязкоупругие жидкости могут вести себя как вязкая жидкость или как упругое твердое вещество, в зависимости от усилия, приложенного к системе. Вязкоупругость у растворов, придаваемая поверхностноактивным веществам, может проявляться сама в поведении уменьшения скорости сдвига. Например, когда такой раствор закачивается внутрь скважины, раствор проявляет низкую вязкость, тогда как раствор возвращается к его более вязкому состоянию, когда усилие сдвига уменьшается. Этот эффект уменьшения усилия сдвига может быть результатом строения отдельных молекул поверхностно-активного вещества и склонности этих молекул образовывать стержнеподобные или спиралевидные цилиндроподобные мицеллы. Таким образом, включение вязкоупругого поверхностно-активного вещества может дать возможность раствору вести себя как вязкая жидкость при низких показателях усилия сдвига и как жидкость с низкой вязкостью при высоком усилии сдвига. Вязкоупругий раствор содержит также эластичный компонент, который проявляет себя получением параметра. Это дает возможность суспендировать в вязкоупругой жидкости нерастворимое вещество, например закупоривающие твердые вещества или буровой шлам, в течение большего периода времени, по сравнению с вязкой жидкостью с той же относи
- 3 020211 тельной вязкостью с предотвращением гравитационного разделения. Кроме того, когда буровой раствор находится в условиях сдвига и свободно текущей почти жидкости, он должен сохранять достаточно высокую вязкость, достаточную для того, чтобы унести все нежелательное измельченное вещество со дна ствола скважины на поверхность.
В соответствии с конкретным воплощением по данному описанию вязкоупругое поверхностноактивное вещество предпочтительно является амфотерным. Подходящими амфотерными поверхностноактивными веществами являются алифатические производные соединений четвертичного аммония, фосфония и сульфония, причем алифатические радикалы содержат от 8 до 18 атомов углерода и могут иметь прямую или разветвленную цепь, и дополнительно содержать анионную солюбилизирующую в воде группу, такую как карбоксил, сульфонат, сульфат, фосфат или фосфонат. В частности, амфотерное поверхностно-активное вещество может быть соединением, представленным общей структурой:
О где К1, Я2, Я3, Я4 и Я5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямыми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, Я1 содержит 8-26 атомов углерода, Я2 содержит 2-10 атомов углерода, и Я3, Я4 и Я5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет Ν, 8 или Р и у равен 0 или 1.
В конкретном воплощении амфотерным поверхностно-активным веществом может быть алкилбетаин или алкиламидопропилбетаин, где Я1 может быть производным от различных жирных кислот, таких как масляная кислота (С4), капроновая кислота (С6), каприловая кислота (С8), каприновая кислота (С10), лауриновая кислота (С12), миристиновая кислота (С14), пальмитиновая кислота (С16), стеариновая кислота (С18) и т.д. в дополнение к ненасыщенным жирным кислотам, таким как миристолеиновая кислота (С14), пальмитолеиновая кислота (С16), олеиновая кислота (С18), линолевая кислота (С18), альфалинолевая кислота (С18), эруковая кислота (С22) и т.д. или их смеси. Коммерческие примеры таких поверхностно-активных веществ включают поверхностно-активные вещества, продаваемые под торговым названием ΜΙΡΛΤΛΙΝΕ® от ЯйоШа 1пс. (СгаиЬигу, Νο\ν 1ег8еу), включая поверхностно-активные вещества ВЕТ-0-1урс (олеамидопропилбетаин) и ВЕТ-Е-1уре (эуркамидопропилбетаин), которые могут промышленно производиться с разной активностью действующего поверхностно-активного вещества (например, 30-40%) в воде с приспосабливающим к зимним условиям средством, таким как пропиленгликоль. Количество активного амфотерного поверхностно-активного вещества по данному изобретению может находиться в интервале от примерно 0,01 до примерно 30%, от примерно 0,5 до примерно 10%, в другом воплощении, между примерно 1 и примерно 5 мас.% от общего количества бурового раствора в еще одном воплощении. Однако специалист в данной области поймет, что могут использоваться и другие количества, поскольку поверхностно-активное вещество присутствует в количестве, достаточном для придания желаемого реологического эффекта путем образования мицелл в буровом растворе. В конкретном воплощении количество активного амфотерного поверхностно-активного вещества может быть выбрано на основе желаемой вязкости для низкой скорости сдвига для конкретного применения.
Кроме того, в дополнение к вязкоупругому поверхностно-активному веществу, которое будет придавать реологические свойства, в буровом растворе может быть представлен модифицированный крахмал для придания желаемых свойств по борьбе с потерей раствора, даже при более высоких температурах. Модифицированные крахмалы, используемые в растворах по данному описанию, могут включать химически модифицированные виды крахмала, включая крахмал, обработанный рядом многофункциональных структурирующих средств. В конкретном воплощении химически модифицированный крахмал включает крахмал, имеющий гидроксильные группы, частично замещенные группами сложных эфиров или простых эфиров. В частности, гидроксильные группы могут быть этерифицированы пропиленоксидом с образованием гидроксипропилкрахмала или эстерифицированы монохлоруксусной кислотой с образованием карбоксиметилкрахмала; однако, альтернативно можно использовать другие алкоксилированные или сложные эфиры крахмала, такие как ацетаты крахмала. Кроме того, специалист в данной области поймет, что могут быть представлены и другие модификации. В конкретном воплощении модифицированный крахмал для использования в буровом растворе по данному описанию может включать крахмал, этерифицированный с использованием пропиленоксида в присутствии гидроксида натрия и сульфата натрия.
Когда желателен структурированный крахмал, подходящие структурирующие вещества могут включать, например, эпихлоргидрин, оксихлорид фосфора, адипиновый-уксусный ангидриды и триметафосфат натрия. Кроме того, специалист в данной области поймет, что исходное вещество для структурирования может быть химически модифицированным крахмалом, таким как крахмал, имеющий часть гидроксильных групп, замененных группами или сложного эфира, или простого эфира. Выбор между эстерифицированным/этерифицированным крахмалом и/или структурированным крахмалом может зави
- 4 020211 сеть, например, от конкретной операции бурения (и от пласта), при которой нужно использовать флюид. Например, специалист в данной области поймет, что в зависимости от ожидаемых температур (и, таким образом, потребности в термостабильности), структурирование может обеспечить дополнительную термостабильность крахмалу.
Виды крахмала, которые можно использовать в качестве базового материала в модифицированных видах крахмала, включают разновидности крахмала, получаемые из любого растительного источника, такого как кукуруза, пшеница, рис, тапиока, саго, восковая кукуруза, восковой рис, сорго, картофель, горох, корнеплоды, имеющие высокое содержание крахмала и т.д. Крахмал состоит из связанных элементов ангидро-Э-глюкозы, имеющих или, главным образом, линейное строение (амилоза), или разветвленное строение (амилопектин). Однако специалист в данной области поймет, что у единственного вида растений может существовать с определенными пропорциями амилозы и амилопектина, и что могут также существовать гибриды с разными пропорциями. Кроме того, известно, что крахмал может также относиться к обычному крахмалу, который содержит как молекулы амилозы, так и амилопектина, или восковой крахмал, который практически представляет все амилопектиновые молекулы.
Структурированные виды крахмала по данному описанию могут быть получены с использованием известных методик путем реакции крахмала с соответствующим структурирующим средством в водном растворе в щелочных условиях. Густую суспензию структурированного крахмала затем сушат таким способом, как с помощью горячей барабанной сушилки или экструдера. Кроме того, крахмальные гранулы желатинизируются или частично, или полностью при сушке известным образом. Данный продукт может быть размолот с получением сухого продукта (при желаемом размере частиц), который затем может быть включен в буровой раствор на месте бурения.
Хорошо известно измерение вязкости структурированного крахмала с использованием амилографа для определения вязкости С.\У. ВтаЬеийег. С использованием этого измерительного устройства могут быть структурированы разные виды крахмала с получением пика вязкости Брабендера, равного от примерно 800 до примерно 1250, предпочтительно от примерно 920 до примерно 1150 единиц Брабендера, после от примерно 40 до примерно 70 мин взаимодействия при примерно 92°С. Специалист в данной области поймет, что количество структурирующего средства, используемое для достижения этой степени структурирования, будет меняться в зависимости от применяемых условий и материалов. Обычно количество используемого структурирующего вещества может находиться в интервале от примерно 0,05 до 0,15% по массе от массы крахмала; однако специалист в данной области поймет, что данное количество может меняться, например, в зависимости от используемого реагента, условий реакции, вида крахмала и желаемой степени структурирования.
Структурированные виды крахмала данного изобретения применяются в растворах для подземной обработки в эффективном количестве для обеспечения контроля над потерей раствора и снижения потери раствора в широком интервале температур.
Эффективное количество структурированных видов крахмала будет меняться в зависимости от других компонентов раствора для подземной обработки, а также от геологических характеристик и условий подземной формации, при которых они применяются. Обычно добавку структурированного крахмала для борьбы с потерей раствора можно использовать в количестве от примерно 1 фунта до примерно 10 фунтов (фнт) крахмала на баррель (брл) (от примерно 2,81 кг до примерно 28,13 кг крахмала на м3) раствора для подземной обработки, предпочтительно от примерно 3 до примерно б фунтов на баррель (от примерно 8,44 до примерно 16,86 кг на м3).
Водные растворы, которые могут образовывать непрерывную фазу вязкоупругого раствора, могут включать по меньшей мере одну из: пресной воды, морской воды, насыщенного минерального раствора, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Например, водный раствор может быть составлен из смесей желаемых солей в пресной воде. Такие соли могут включать (но не ограничиваются этим), например, хлориды щелочных металлов, гидроксиды или карбоксилаты. В разных воплощениях бурового раствора, описанных здесь, насыщенный минеральный раствор может включать морскую воду, водные растворы, в которых концентрация солей меньше, чем их концентрация в морской воде или водных растворах, или водные растворы, в которых концентрация соли больше, чем их концентрация в морской воде. Соли, которые можно обнаружить в морской воде, включают, но не ограничиваются этим, натрий, кальций, серу, алюминий, магний, калий, стронций, кремний, литий и фосфор, соли из хлоридов, бромидов, карбонатов, йодидов, хлоратов, броматов, формиатов, нитратов, оксидов и фторидов. Соли, которые могут быть включены в насыщенный минеральный раствор, включают любые одну или более из тех, которые присутствуют в природной морской воде, или любые другие органические или неорганические растворенные соли. Кроме того, насыщенные минеральные растворы, которые можно использовать в буровых растворах, описанных здесь, могут быть натуральными или синтетическими, причем синтетические минеральные растворы имеют тенденцию быть значительно проще по составу. В одном из воплощений плотность бурового раствора может регулироваться путем повышения концентрации соли в насыщенном минеральном растворе (до насыщения). В конкретном воплощении насыщенный минеральный раствор может включать галоидные или карбоксилатные соли моно- или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий. Кроме того, когда желательна
- 5 020211 большая термостабильность, специалист в данной области поймет, что может быть желательно включить смешиваемые с водой растворители, такие как различные гликоли, для улучшения термостабильности жидкой системы.
Кроме того, в конкретном воплощении по меньшей мере один твердый материал, такой как закупоривающее вещество или утяжелитель, может быть включен в буровые растворы по данному описанию. Закупоривающие вещества, утяжелители или повышающие плотность вещества, пригодные для использования при некоторых воплощениях, включают галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, илменит, барит, сидерит, целестит, доломит, кальцит и тому подобное. Альтернативно, такие материалы могут также включать волокнистые целлюлозные материалы, графит, кокс, перлит и т.д. Количество такого добавленного материала, если его добавляют, зависит от желаемой плотности конечной композиции. Обычно утяжелитель добавляют, чтобы получить в результате плотность бурового раствора до примерно 24 фунтов на галлон (до примерно 2,87 кг на литр). Утяжелитель предпочтительно добавляют до 21 фунта на галлон (до 2,51 кг на литр), а более предпочтительно, до 19,5 фунта на галлон (до 2,33 кг на литр). В конкретном воплощении в качестве закупоривающего агента можно использовать карбонат кальция при формировании глинистой корки.
Кроме того, в конкретном воплощении можно использовать смешиваемый амин в качестве буфера для рН и/или средство теплового растяжения для предотвращения катализируемого кислотой разложения полимеров, присутствующих в жидкости. Подходящий смешиваемый амин может включать триэтаноламин; однако, специалист в данной области поймет, что другие смешиваемые амины, такие как метилдиэтаноламин (МДЭА), диметилэтаноламин (ДМЭА), диэтаноламин (ДЭА), моноэтаноламин (МЭА) или другие подходящие третичный, вторичный и первичный амины и аммиак можно использовать в растворах по данному описанию. Подходящие количества смешиваемого амина могут находиться в интервале от 0,1 до 10 мас.%.
Другие добавки, которые обычно содержат буровые растворы, включают, например, средства борьбы с потерей жидкости, общие растворители, увлажняющие вещества, органофильные глины, загустители, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, вещества, снижающие поверхностное натяжение, разбавители, разжижающие вещества и чистящие агенты. Добавление таких веществ должно быть известно специалисту в области составления буровых растворов и глинистых растворов.
Для изготовления буровых растворов, описанных здесь, можно использовать общепринятые способы аналогично обычно применяемым способам изготовления обычных буровых растворов на водной основе. В одном из воплощений желаемое количество жидкости на водной основе и соответствующее количество вязкоупругого поверхностно-активного вещества и структурированного крахмала, как описано выше, смешивают друг с другом и последовательно добавляют остальные компоненты раствора при непрерывном перемешивании.
Кроме того, в пробуриваемый ствол скважины может быть введен разрушающий раствор с растворами по данному описанию, когда желательна очистка/или удаление глинистой корки. Брейкер может быть селективно помещен в ствол скважины, например, путем локального введения раствора через спиральную трубку или путем закачки под давлением. Скважинный анемометр или подобное ему средство может быть использовано для определения потоков жидкости в скважине, которые показывают, где может происходить потеря жидкости в пласте. Обсуждаются разные методы помещения тампона, известные специалистам, например, в патентах США №№ 4662448, 6325149, 6367548, 6790812, 6763888, которые включены в настоящее описание в виде ссылки во всей их полноте. Однако нет ограничений по методикам, по которым размещается разрушающий раствор по данному описанию, что подразумевается в объеме данного изобретения. После достаточного периода времени, т.е. нескольких дней, который даст возможность разрушения или фрагментации глинистой корки, и жидкость может быть возвращена на поверхность для сбора и применения последующих методик регенерации. Может быть желательно последующее промывание ствола скважины промывными жидкостями для обеспечения полного удаления материала глинистой корки, оставшегося там. Специалистам известны различные типы брейкеров, и не подразумевается никаких ограничений по виду брейкера(ов), которые можно использовать для разрушения фильтрационных корок, сформированных из скважинных флюидов по данному описанию. Скорее подразумевается, что любой из ферментного, растворяющего, хелатирующего, подкисляющего или окисляющего брейкеров можно использовать для разрушения фильтрационных корок. В конкретном воплощении может быть желательно включить в комбинацию брейкера фермент/растворитель/кислоту для разрушения структурированного крахмала, загущенного поверхностно-активного вещества и закупоривающих твердых веществ.
Примеры
Типичный раствор и сравнительный образец раствора (составленный с обычным ксантановым загустителем) были составлены со следующими компонентами, которые показаны ниже в табл. 1. В частности, компоненты включают ЕСБ-975, алкиламидопропилбетаин, 8АЕЕСАКВ®, закупоривающее твердое вещество из карбоната кальция, ЕСЕ-1758, структурированный картофельный крахмал, ЕЬОУ18 РЬи8™, ксантановую камедь и ЕЕОТВОЬ™, производное крахмала, все из которых доступны для при
- 6 020211 обретения у М-Ι ЬЬС (НоизЮп, Техаз). Данные растворы были созданы путем перемешивания с помощью смесителя НашШои ВеасН в течение 10-30 мин.
Таблица 1
| Раствор 1 | Раствор 2 | ||
| 9,2 фнт/галлон (1,10 кг/л) ЫаС1 (фнт/брл (кг/м3)) | 350,9 (986,0) | Водопроводная вода (фнт/брл (мг/м3) ) | 308,0 (866, 3) |
| Сухой КС1 (фнт/брл | 10,7 | Производное крахмала | 1,25 |
| (кг/м3) ) | (30,0) | (фнт/брл (кг/м3) ) | (3,5) |
| ЕСЕ-975 (фнт/брл | 1,0 | Сухой ЫаС1 (фнт/брл | 42, 0 |
| (кг/м3) ) | (2,8) | (кг/м3) ) | (117,6) |
| Этаноламин (фнт/брл | 0, 6 | Ксантановая камедь | 6,0 |
| (кг/м3) ) | (1,7) | (фнт/брл (кг/м3) ) | (16,8) |
| 5АЕЕСАВ.В® 2 (фнт/брл (кг/м3) ) | 14,0 (39,2) | МдО (фнт/брл (кг/м3) ) | 0,5 (1,4) |
| ЗАЕЕСАКВ® 10 (фнт/брл | 21,0 | ЗАЕЕСАВВ® 40 | 50 |
| (кг/м3) ) | (58,8) | [фнт/брл (кг/м3) ) | (140,5) |
| ЕСЕ-1758 (фнт/брл (кг/м3) ) | 8, 0 (22,4) | Сгеепстбе | 0,1 |
Реологические свойства определяли с применением вискозиметра Раил модель 35, доступного для приобретения у Рапп 1пз1тишеп1 Сотрапу. Потерю жидкости определяли с помощью высокотемпературного датчика высокого давления (ВТВД) АНИ. Результаты представлены ниже в табл. 2.
Таблица 2
| Исходный раствор 1 | Состаренный раствор после нагревания 1 | Исходный раствор 2 | Состаренный раствор после нагревания 2 | |
| Температура реологии (120°Г (48,89°С)) | 120 (48,89) | 120(48,89) | 120 (48,89) | 120(48,89) |
| 600 об/мин | 61 | 53 | 51 | 57 |
| 300 об/мин | 45 | 35 | 39 | 45 |
| 200 об/мин | 40 | 30 | 34 | 40 |
| 100 об/мин | 32 | 20 | 28 | 31 |
| 6 об/мин | 16 | 14 | 13 | 15 |
| 3 об/мин | 11 | 10 | 11 | 12 |
| ОЕЬ8 10” (фнт/100 фт2 (г/м2)) | 10(489,3) | 5 (244,7) | 10 (489,3) | 12 (587,2) |
| ОЕЬ8 10'(фнт/100 фт2 (г/м2)) | 11 (538,2) | 8(391,4) | 13 (636,1) | 15(734,0) |
| Кажущаяся вязкость (сП) | 30,5 | 26,5 | 25,5 | 28,5 |
| Пластическая вязкость (сП) | 16 | 18 | 12 | 12 |
| Предел текучести (фнт/100 фт (г/м2)) | 29 (1419,0) | 17(831,8) | 27 (1321,1) | 33 (1614,7) |
| 1.8 КV 1 мин (спз) | 93980 | 52389 | 38782 | 37292 |
| 2 мин (спз) | 90381 | 51989 | 40891 | 38192 |
| 3 мин (спз) | 94382 | 49989 | 40992 | 38492 |
| Потеря жидкости по АНИ (мл) | - | 4,6 | - | 3,8 |
| рН | 8,82 | 9,20 | 9,06 | 9,18 |
| Масса буровой грязи | 9,7 | 9,7 | 9,73 | 9,73 |
Глинистые корки, образованные из представленных выше растворов, подвергали высокотемпературному при высоком давлении (ВТВД) фильтрационному испытанию. При ВТВД фильтрационном испытании использовали ВТВД датчик, оборудованный фриттированным диском в качестве пористой среды, на котором образуется глинистая корка. В этом примере глинистые корки образовывались на 20микронных дисках. При применении усилия 500 фунт/дюйм2 (34,88 кг/см2) при 180°Р (82,22°С) на диски
- 7 020211 глинистой корки вытекающую воду собирали, как показано в табл. 3. Таблица 3
| Состаренный раствор после нагревания 1 | Состаренный раствор после нагревания 2 | |
| Поток | 4,4 | 3,8 |
| 1 мин | 2,0 | 1,6 |
| 4 мин | 3,6 | 2,6 |
| 9 мин | 4,8 | 2,6 |
| 16 мин | 6,0 | 4,6 |
| 25 мин | 6,8 | 5,8 |
| 30 мин | 7,4 | 6,4 |
| 36 мин | 7,8 | 6,8 |
| 30 мин сдвоенный | 14,8 | 12,8 |
| Потеря жидкости по модифицированному ВТВД | 19,2 | 16,6 |
| Толщина | 1/16” (1,58 мм) | 1/16” (1,58 мм) |
Кроме того, испытывали эффекты загрязнения по раствору 1, включая смазывающее средство, инертные твердые вещества и глину. КЬЛБТОР™ является полиэтероаминной добавкой, которая подавляет гидратирование глины и которая доступна для приобретения у М-Ι ЬЬС (Ноийои, Техак). Количества загрязняющих веществ представлены ниже в табл. 4.
Таблица 4
| Раствор 1 плюс смазывающее вещество | Раствор 1 плюс инертные твердые вещества | Раствор 1 плюс глина | Раствор 1 плюс глина плюс КЬАЗТОР | Раствор 1 плюс твердые вещества плюс смазывающие вещества | |
| Раствор 1 | 339,5/394,2 | 339,5/394,2 | 339,5/394,2 | 339,5/394,2 | 339,5/394,2 |
| Смазывающее вещество 8ТАКОЫОЕ (3 об.%) | 10,5/9,5 | - | - | - | 10,5/9,5 |
| Рев. пыль (3 об.%) | - | 17 | - | - | 17 |
| Мука из двуокиси кремния (3 об.%) | - | 10,3 | - | - | 10,3 |
| Глина Нутос! (3%) | - | - | 27.3 | 27.3 | - |
| КЬАЗГОР (3 об.%) | - | - | - | 10,5/9,5 | - |
Испытывали реологические свойства загрязненных растворов, и они представлены ниже в табл. 5. Таблица 5
| Раствор 1 плюс смазывающее вещество | Раствор 1 плюс инертные твердые вещества | Раствор 1 плюс глина | Раствор 1 плюс глина плюс КЬАЗТОР | Раствор 1 плюс твердые вещества плюс смазывающие вещества | |
| Температура реологии (120°Р (48,89°С)) | 120 (48,89) | 120(48,89) | 120 (48,89) | 120 (48,89) | 120 (48,89) |
| 600 об/мин | 39 | 48 | 90 | 82 | 34 |
| 300 об/мин | 25 | 30 | 62 | 59 | 20 |
| 200 об/мин | 20 | 25 | 49 | 50 | 16 |
| 100 об/мин | 13 | 17 | 34 | 40 | 10 |
| 6 об/мин | 5 | 5 | 12 | 19 | 4 |
| 3 об/мин | 3 | 4 | 10 | 16 | 3 |
| СЕБЗ 10” (фнт/100 фт2 (г/м2)) | 3 (146,8) | 4(195,7) | 8 (391,4) | 15(734,0) | 3 (146,8) |
| ОЕБ8 10’ (фнт/100 фт2 (г/м2)) | 4(195,7) | 5 (244,7) | 15 (734,0) | 18(880,7) | 4(195,7) |
| Кажущаяся вязкость (сП) | 19,5 | 24 | 45 | 41 | 17 |
| Пластическая вязкость (сП) | 14 | 18 | 28 | 23 | 14 |
| Предел текучести (фнт/100 фт2 (г/м2)) | 11 (538,2) | 12 (5X7,2) | 34(1663,6) | 36(1761,5) | 6(293,6) |
| ЬЗКУ 1 мин (спз) | 3199 | 21095 | 82482 | - | 8398 |
| 2 мин (спз) | 3099 | 19496 | 95280 | 77983 | 8298 |
| 3 мин (спз) | 3199 | 17396 | 92381 | 71585 | 7998 |
| Потеря жидкости по АНИ (мл) | 1 | 3,4 | 3,4 | 2,8 | 2,2 |
| рН | 9,24 | 9,43 | 9,23 | 9,57 | 9,06 |
| Масса буровой грязи | 9,62 | 10,03 | 10,03 | 9,97 | 9,97 |
Кроме того, по загрязненному раствору выполняли также модифицированное ВТВД испытание на фильтрацию. Результаты показаны в табл. 6.
Таблица 6
- 8 020211
| Раствор 1 плюс смазывающее вещество | Раствор 1 плюс инертные твердые вещества | Раствор 1 плюс глина | Раствор 1 плюс глина плюс КЬАЗТОР | Раствор 1 плюс твердые вещества плюс смазывающие вещества | |
| Поток | 9,4 | 2,0 | 32,2 | 5,4 | 1,8 |
| 1 мин | 0,4 | 2,2 | 1,8 | 2,2 | 1,6 |
| 4 мин | 1,6 | 2,8 | 3,2 | 3,4 | 3,0 |
| 9 мин | 2,2 | 4,0 | 4,4 | 5,0 | 3,4 |
| 16 мин | 2,8 | 5,0 | 5,4 | 6,2 | 4,2 |
| 25 мин | 3,4 | 6,0 | 6,2 | 7,4 | 4,8 |
| 30 мин | 3,8 | 6,6 | 7,4 | 8,2 | 5,0 |
| 36 мин | 4,0 | 7,0 | 8,2 | 8,6 | 5,4 |
| 30 мин сдвоенный | 7,6 | 13,2 | 14,8 | 16,4 | 10,0 |
| Потеря жидкости по модифицированному ВТВД | 17,0 | 15,2 | 47,0 | 21,8 | 11,8 |
| Толщина | 1/16” (1,58 мм) | 2/16” (3,16 мм) | 3/16” (4,74 мм) | 2/16” (3,16 мм) | 1/16” (1,58 мм) |
Разрушающий раствор составляли, как показано в табл. 7. В частности, компоненты включают Ό§ОЬУЕК™, хелатирующее вещество, νΕΕΕΖΎΜΕ® А, ферментный брейкер, Ό-δΡΕΚδΕ™, поверхностно-активное вещество, все из которых доступны для приобретения у Μ-Ι ББС (ΗοπδΙοη. Техак).
Таблица 7
| Компонент | Количество (мл/г) на Орл (0,16 мэ) | рН |
| 9,0 фнт/гл (1,08 кг/л) КС1 | 66,3/71,6 | |
| О-ЗОЬУЕН™ | 262,5/305,8 | 4,84 |
| КОН рН до 5 | 0,125 | 5, 04 |
| ИЕЬЬгУМЕ® А | 17,5/19,7 | |
| 0-ЗРЕВ.ЗЕ™ | 1,8/1,9 | 4,87 |
Разрушение глинистой корки, образованной с помощью раствора 1, испытывали следующим образом. 20-микронные диски, предварительно пропитанные 3% КС1, загружали в модифицированный элемент для ВТВД теста, который заполняли 3% КС1. Закрытый элемент помещали в пластоиспытатель обратного потока, где определяли количество времени для протекания 200 мл через диск при выработке и инжекции при 5 фунт/дюйм2 (при 351,6 г/см2). КС1 декантировали, и элементы заполняли растворами. На элементы подавалось давление 500 фунт/дюйм2 (34,9 кг/м2), и температуре давали достичь 180°Е (82,22°С). После достижения 180°Е (82,22°С) выполняли испытание по потере жидкости в течение 4 ч и регистрировали сбор фильтрата. Избыточную жидкость сливали/удаляли из элемента, и туда добавляли разрушающую жидкость, показанную в табл. 7. Подавали давление в 500 фунтов (226,8 кг) в течение 30 мин (или до тех пор, пока не соберется 30 мл вытекающей жидкости). Давление снижали до 50 фунт/дюйм2 (до 3,49 кг/см2), и элемент удерживали, позволяя глинистой корке пропитаться в течение 72 ч при 180°Е (82,22°С) при 50 фунт/дюйм2 (при 3,49 кг/см2). После 72 ч остаточный брейкер сливали из элемента и элемент заполняли 3% КС1. Срок протекания 200 мл в направлениях добычи и инжекции определяли при 5 фунт/дюйм2 (при 351,6 г/см2). Для раствора 1 показан процент возвращения в поток в 97,6 и 99,1% для скоростей продукции и инжекции соответственно.
Преимущественно, воплощения по данному описанию могут обеспечивать по меньшей мере одно из следующих. Скважинные растворы по данному описанию могут найти особое применение для бурения через продуктивные интервалы пласта, где может быть особенно желательно повысить возможности очистки, чтобы максимизировать добычу углеводородов. В частности, растворы по данному описанию могут быть особенно желательны для бурения таких целевых интервалов на основе реологических свойств, легкости удаления, качеств обратного потока (включая легкую стимуляцию скважины, повышая обратный поток), и совместимости с методами завершения. Кроме того, желательные реологические свойства включают 1) вязкость при высоких значениях сдвига является достаточно низкой, чтобы гарантировать низкое падение давления во время бурения и 2) показатели геля и вязкости при низких значениях сдвига являются достаточно высокими, чтобы удерживать шлам в суспензии, когда циркуляция раствора прекращается, с исключением, таким образом, образования осадков. Как описано выше, добавки от потери жидкости из структурированного крахмала по данному изобретению дают хороший контроль потери жидкости в широком температурном интервале и в среде, где часто необходимы минерализация, допустимость сдвига и высокой температуры.
В то время как данное изобретение было описано в отношении ограниченного числа воплощений, специалисты, имея преимущества данного изобретения, поймут, что могут быть разработаны другие во
- 9 020211 площения, которые не выходят за объем изобретения, которое описано здесь. Соответственно, объем данного изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (19)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Буровой раствор, содержащий раствор на водной основе;амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, причем амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество содержит соединение, представляемое общей структуройО где Я1, Я2, Я3, Я4 и Я5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямыми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, Я1 содержит 8-26 атомов углерода, Я2 содержит 2-10 атомов углерода, Я3, Я4 и Я5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет Ν, 8 или Р и у равен 0 или 1;по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина, диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, причем модифицированный крахмал структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновых-уксусных ангидридов и триметафосфата натрия.
- 2. Буровой раствор по п.1, дополнительно содержащий закупоривающие частицы.
- 3. Буровой раствор по п.1, в котором амфотерное поверхностно-активное вещество включает по меньшей мере один алкиламидопропилбетаин.
- 4. Буровой раствор по п.1, в котором модифицированный крахмал включает по меньшей мере один из этерифицированного, эстерифицированного крахмалов или их комбинации.
- 5. Буровой раствор по п.1, в котором модифицированный крахмал включает амилазу и/или амилопектин.
- 6. Буровой раствор по п.1, в котором модифицированный крахмал получен, по меньшей мере, из кукурузы, пшеницы, риса, тапиоки, саго, восковой кукурузы, воскового риса, сорго, картофеля и гороха.
- 7. Буровой раствор по п.6, в котором модифицированный крахмал получен из картофеля.
- 8. Буровой раствор по п.1, в котором раствор на водной основе содержит пресную воду, морскую воду, насыщенный минеральный раствор, смеси воды и водорастворимых органических соединений и их смеси.
- 9. Способ бурения подземной скважины, включающий бурение подземной скважины с использованием роторной бурильной установки и циркулирующего в подземной скважине бурового раствора, содержащего раствор на водной основе;амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, причем амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество содержит соединение, представляемое общей структурой огде Я1, Я2, Я3, Я4 и Я5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямыми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, Я1 содержит 8-26 атомов углерода, Я2 содержит 2-10 атомов углерода, Я3, Я4 и Я5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет Ν, 8 или Р и у равен 0 или 1;по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина, диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, причем модифицированный крахмал структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновых-уксусных ангидридов и триметафосфата натрия.
- 10. Способ по п.9, в котором буровой раствор используют для бурения продуктивного интервала скважины.
- 11. Способ по п.10, в котором для бурения скважины перед продуктивным интервалом используют другой буровой раствор.
- 12. Способ по п.9, в котором используют модифицированный крахмал, полученный, по меньшей- 10 020211 мере, из кукурузы, пшеницы, риса, тапиоки, саго, восковой кукурузы, воскового риса, сорго, картофеля и гороха.
- 13. Способ снижения потери жидкости из подземной скважины, включающий инжекцию в подземную скважину бурового раствора, содержащего непрерывную фазу на водной основе;амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, причем амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество состоит из соединения, представляемого общей структуройО где К1, Я2, Я3, Я4 и Я5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямыми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, Я1 содержит 8-26 атомов углерода, Я2 содержит 2-10 атомов углерода, Я3, Я4 и Я5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет Ν, δ или Р и у равен 0 или 1;по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина, диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, причем модифицированный крахмал структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновых-уксусных ангидридов и триметафосфата натрия.
- 14. Способ по п.13, в котором используют модифицированный крахмал, полученный, по меньшей мере, из кукурузы, пшеницы, риса, тапиоки, саго, восковой кукурузы, воскового риса, сорго, картофеля и гороха.
- 15. Способ завершения ствола скважины, включающий бурение ствола скважины с образованием глинистой корки на его стенках с помощью бурового раствора, содержащего непрерывную фазу на водной основе;амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, причем амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество состоит из соединения, представляемого общей структуройО где Я1, Я2, Я3, Я4 и Я5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямыми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, Я1 содержит 8-26 атомов углерода, Я2 содержит 2-10 атомов углерода, Я3, Я4 и Я5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет Ν, δ или Р и у равен 0 или 1;по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина, диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, причем модифицированный крахмал структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновых-уксусных ангидридов и триметафосфата натрия; и помещение разрушающего раствора в ствол скважины.
- 16. Способ по п.15, дополнительно включающий циркуляцию промывной жидкости в стволе скважины перед и/или после помещения разрушающей жидкости.
- 17. Способ по п.15, дополнительно включающий сбор разрушающей жидкости, имеющей по меньшей мере часть разрушенной инвертированной эмульсии с эмульгированной в ней глинистой коркой.
- 18. Способ по п.15, дополнительно включающий начало добычи газонефтяных систем из пласта через ствол скважины.
- 19. Способ по п.15, в котором используют модифицированный крахмал, полученный из кукурузы, пшеницы, риса, тапиоки, саго, восковой кукурузы, воскового риса, сорго, картофеля и гороха.Евразийская патентная организация, ЕАПВРоссия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US2027408P | 2008-01-10 | 2008-01-10 | |
| PCT/US2009/030305 WO2009089267A2 (en) | 2008-01-10 | 2009-01-07 | Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070836A1 EA201070836A1 (ru) | 2011-02-28 |
| EA020211B1 true EA020211B1 (ru) | 2014-09-30 |
Family
ID=40853745
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070836A EA020211B1 (ru) | 2008-01-10 | 2009-01-07 | Буровые растворы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества и способы применения |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8937034B2 (ru) |
| EP (1) | EP2245105B1 (ru) |
| CN (1) | CN101910355B (ru) |
| AR (1) | AR070138A1 (ru) |
| AU (1) | AU2009204201B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0906692A2 (ru) |
| CA (1) | CA2711515C (ru) |
| EA (1) | EA020211B1 (ru) |
| WO (1) | WO2009089267A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723256C1 (ru) * | 2019-08-27 | 2020-06-09 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" | Буровой раствор для бурения скважин в условиях ММП |
Families Citing this family (35)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2009204201B2 (en) | 2008-01-10 | 2012-02-02 | M-I L.L.C. | Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use |
| EA201390449A1 (ru) * | 2010-10-07 | 2013-11-29 | Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. | Разрыв пласта с низким остатком |
| US9157049B2 (en) | 2012-11-28 | 2015-10-13 | Ecolab Usa Inc. | Viscoelastic surfactant based cleaning compositions |
| US9029313B2 (en) * | 2012-11-28 | 2015-05-12 | Ecolab Usa Inc. | Acidic viscoelastic surfactant based cleaning compositions comprising glutamic acid diacetate |
| WO2014084885A1 (en) | 2012-11-28 | 2014-06-05 | Ecolab Usa Inc. | Foam stabilization with polyethyleneimine ethoxylates |
| CN102977873A (zh) * | 2012-12-24 | 2013-03-20 | 江南大学 | 一种三次采油用双酰胺型甜菜碱表面活性剂的制备方法及其应用 |
| US8759277B1 (en) | 2013-03-08 | 2014-06-24 | Ecolab Usa Inc. | Foam stabilization and oily soil removal with associative thickeners |
| US10435308B2 (en) | 2013-03-08 | 2019-10-08 | Ecolab Usa Inc. | Enhanced foam fractionation of oil phase from aqueous/oil mixed phase via increased viscoelasticity |
| US10773973B2 (en) | 2013-03-08 | 2020-09-15 | Ecolab Usa Inc. | Enhanced foam removal of total suspended solids and multiply charged cations from aqueous or aqueous/oil mixed phase via increased viscoelasticity |
| CN103525390B (zh) * | 2013-09-27 | 2016-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种混合脂肪酸酰胺丙基甜菜碱复合物及应用 |
| JP6209936B2 (ja) * | 2013-10-25 | 2017-10-11 | 株式会社大林組 | 地盤に井戸を構築する方法、この方法で用いられる希釈剤及び洗浄材 |
| US10202834B2 (en) | 2013-10-25 | 2019-02-12 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using a metal complexing agent |
| AU2015247994B2 (en) | 2014-04-14 | 2018-03-29 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Stimulation of wells in nano-darcy shale formations |
| CN105368434B (zh) * | 2014-08-13 | 2018-12-25 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 复合稠化剂压裂液 |
| CN105331350B (zh) * | 2014-08-13 | 2018-12-25 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 低残渣淀粉压裂液 |
| PL3189116T3 (pl) | 2014-09-04 | 2024-02-19 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Szczelinowanie slick-water z użyciem uwalnianego w czasie środka kompleksującego metal |
| US9708869B2 (en) * | 2015-06-03 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | High strength, operationally robust lost circulation preventative pseudo-crosslinked material |
| US9695351B2 (en) | 2015-06-03 | 2017-07-04 | Baker Hughes Incorporated | High density, high strength, acid soluble pseudo-crosslinked, lost circulation preventative material |
| AU2017206066B2 (en) | 2016-01-07 | 2020-04-02 | M-I L.L.C. | Methods of logging |
| US9868890B2 (en) * | 2016-03-14 | 2018-01-16 | Alleman Consulting, Llc | Method of increasing the density of a well treatment brine |
| AR107982A1 (es) * | 2016-03-28 | 2018-07-04 | Cargill Inc | Método para solubilizar sólidos biopoliméricos para aplicaciones de recuperación mejorada de petróleo |
| US10494564B2 (en) * | 2017-01-17 | 2019-12-03 | PfP INDUSTRIES, LLC | Microemulsion flowback recovery compositions and methods for making and using same |
| WO2017205334A1 (en) | 2016-05-23 | 2017-11-30 | Ecolab Usa Inc. | Reduced misting alkaline and neutral cleaning, sanitizing, and disinfecting compositions via the use of high molecular weight water-in-oil emulsion polymers |
| WO2017205339A1 (en) | 2016-05-23 | 2017-11-30 | Ecolab Usa Inc. | Reduced misting acidic cleaning, sanitizing, and disinfecting compositions via the use of high molecular weight water-in-oil emulsion polymers |
| CA3025188A1 (en) * | 2016-07-07 | 2018-01-11 | Hppe, Llc | Cross-linked levan blends as lost circulation materials |
| AU2018227539B2 (en) | 2017-03-01 | 2020-04-09 | Ecolab Usa Inc. | Reduced inhalation hazard sanitizers and disinfectants via high molecular weight polymers |
| CN109422851B (zh) * | 2017-08-22 | 2020-11-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种阳离子淀粉微球及其制备方法和应用 |
| US11834633B2 (en) | 2019-07-12 | 2023-12-05 | Ecolab Usa Inc. | Reduced mist alkaline cleaner via the use of alkali soluble emulsion polymers |
| US11299972B2 (en) | 2019-10-10 | 2022-04-12 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid |
| US11473002B2 (en) | 2020-02-07 | 2022-10-18 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
| CA3169215A1 (en) | 2020-02-07 | 2021-08-12 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
| US11952532B2 (en) * | 2020-06-05 | 2024-04-09 | Saudi Arabian Oil Company | Sago-based formulations for gel applications including conformance control and water shutoffs |
| US11535794B1 (en) | 2021-07-16 | 2022-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant-based treatment fluids for use with lost circulation materials |
| US11959013B2 (en) | 2021-07-16 | 2024-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant-based treatment fluids for use with metal oxide-based cements |
| CN114891128A (zh) * | 2022-03-18 | 2022-08-12 | 上海逢石科技有限公司 | 一种赤铁矿反浮选用改性淀粉抑制剂的制备及使用方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020169085A1 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-14 | Miller Matthew J. | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US7125825B2 (en) * | 2003-04-25 | 2006-10-24 | Tomah Products, Inc. | Amidoamine salt-based viscosifying agents and methods of use |
| US20060266522A1 (en) * | 2003-05-16 | 2006-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3724548A (en) * | 1971-02-17 | 1973-04-03 | Phillips Petroleum Co | Waterflooding method using modified starch granules |
| US4662448A (en) | 1986-04-25 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method using sodium silicate to seal formation |
| US4822500A (en) * | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
| US4997581A (en) * | 1988-11-14 | 1991-03-05 | Nalco Chemical Company | Additive and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations |
| US5032297A (en) * | 1989-05-19 | 1991-07-16 | Nalco Chemical Company | Enzymatically degradable fluid loss additive |
| US5851959A (en) * | 1997-01-03 | 1998-12-22 | Chemstar Products Company | High temperature stable modified starch polymers and well drilling fluids employing same |
| US6258859B1 (en) * | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| EP0949311A1 (en) | 1998-04-09 | 1999-10-13 | Coöperatieve Verkoop- en Productievereniging van Aardappelmeel en Derivaten 'AVEBE' B.A. | Drilling fluids |
| US6367548B1 (en) | 1999-03-05 | 2002-04-09 | Bj Services Company | Diversion treatment method |
| GB9906484D0 (en) | 1999-03-19 | 1999-05-12 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| US6325149B1 (en) | 2000-02-22 | 2001-12-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Method of decreasing the loss of fluid during workover and completion operations |
| US6790812B2 (en) | 2001-11-30 | 2004-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Acid soluble, high fluid loss pill for lost circulation |
| US20030191029A1 (en) * | 2002-03-28 | 2003-10-09 | Elementis Specialties, Inc. | Aqueous-based oil well drilling fluids containing high amylose starch polymers |
| US7214647B2 (en) * | 2004-07-29 | 2007-05-08 | Texas United Chemical Company, Llc. | Method of increasing the low shear rate viscosity of well drilling and servicing fluids containing calcined magnesia bridging solids, the fluids and methods of use |
| US7655603B2 (en) | 2005-05-13 | 2010-02-02 | Baker Hughes Incorported | Clean-up additive for viscoelastic surfactant based fluids |
| MX2010005835A (es) * | 2007-11-30 | 2010-06-30 | Mi Llc | Fluidos rompedores y metodos de uso de los mismos. |
| AU2009204201B2 (en) | 2008-01-10 | 2012-02-02 | M-I L.L.C. | Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use |
-
2009
- 2009-01-07 AU AU2009204201A patent/AU2009204201B2/en not_active Ceased
- 2009-01-07 EP EP20090700488 patent/EP2245105B1/en not_active Not-in-force
- 2009-01-07 WO PCT/US2009/030305 patent/WO2009089267A2/en active Application Filing
- 2009-01-07 EA EA201070836A patent/EA020211B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-01-07 BR BRPI0906692-6A patent/BRPI0906692A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-01-07 CN CN200980101920XA patent/CN101910355B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-01-07 CA CA 2711515 patent/CA2711515C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-01-07 US US12/811,478 patent/US8937034B2/en active Active
- 2009-01-09 AR ARP090100069 patent/AR070138A1/es active IP Right Grant
-
2014
- 2014-12-19 US US14/576,754 patent/US9353306B2/en active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020169085A1 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-14 | Miller Matthew J. | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US7125825B2 (en) * | 2003-04-25 | 2006-10-24 | Tomah Products, Inc. | Amidoamine salt-based viscosifying agents and methods of use |
| US20060266522A1 (en) * | 2003-05-16 | 2006-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723256C1 (ru) * | 2019-08-27 | 2020-06-09 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Сибирский федеральный университет" | Буровой раствор для бурения скважин в условиях ММП |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009089267A3 (en) | 2009-10-15 |
| CN101910355B (zh) | 2013-06-12 |
| BRPI0906692A2 (pt) | 2015-06-30 |
| CA2711515C (en) | 2012-09-04 |
| EP2245105A2 (en) | 2010-11-03 |
| EP2245105B1 (en) | 2014-05-07 |
| EP2245105A4 (en) | 2011-10-12 |
| CN101910355A (zh) | 2010-12-08 |
| EA201070836A1 (ru) | 2011-02-28 |
| US8937034B2 (en) | 2015-01-20 |
| US9353306B2 (en) | 2016-05-31 |
| AU2009204201B2 (en) | 2012-02-02 |
| AR070138A1 (es) | 2010-03-17 |
| CA2711515A1 (en) | 2009-07-16 |
| US20150101805A1 (en) | 2015-04-16 |
| US20100294498A1 (en) | 2010-11-25 |
| WO2009089267A2 (en) | 2009-07-16 |
| AU2009204201A1 (en) | 2009-07-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA020211B1 (ru) | Буровые растворы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества и способы применения | |
| Mahmoud et al. | Single stage filter cake removal of barite weighted water based drilling fluid | |
| AU2007211354B2 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
| RU2547187C1 (ru) | Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ | |
| WO2012069784A1 (en) | Consolidation | |
| Deville | Drilling fluids | |
| WO2021029876A1 (en) | De-oiled lost circulation materials | |
| WO2015189656A1 (en) | Water-based wellbore servicing fluids with high temperature fluid loss control additive | |
| US20230392065A1 (en) | Monovalent brine-based reservoir drilling fluid | |
| WO2016176646A1 (en) | Self-crosslinking polymers and platelets for wellbore strengyhening | |
| CA2945989C (en) | Water-based drilling fluid for reducing bitumen accretion | |
| Sonmez et al. | Comprehensive approach to torque and lost circulation problems in geothermal wells in terms of drilling fluid | |
| RU2230092C2 (ru) | Буровые растворы | |
| US20050003968A1 (en) | Drilling fluids | |
| US20120028853A1 (en) | Drilling fluid, drilling fluid additive, methods of making and using, such fluid and additive, methods of operating a well | |
| US11976239B2 (en) | Method of removing non-aqueous drilling mud with banana containing fluid | |
| WO2022035447A1 (en) | An engineered loss control slurry with improved performance | |
| CA3098858A1 (en) | Drilling fluids and uses thereof | |
| WO2011011878A1 (en) | Drilling fluid additive comprising an oil and multiple guar compounds |
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 KZ 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 |