EA021924B1 - Регенерация формиатных рассолов - Google Patents
Регенерация формиатных рассолов Download PDFInfo
- Publication number
- EA021924B1 EA021924B1 EA201070222A EA201070222A EA021924B1 EA 021924 B1 EA021924 B1 EA 021924B1 EA 201070222 A EA201070222 A EA 201070222A EA 201070222 A EA201070222 A EA 201070222A EA 021924 B1 EA021924 B1 EA 021924B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- formate
- brine
- oxidizing agent
- formate brine
- Prior art date
Links
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 title claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 87
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 50
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 claims description 5
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 claims description 4
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 claims description 4
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 3
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 239000011630 iodine Substances 0.000 claims description 3
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 3
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 3
- WRTMQOHKMFDUKX-UHFFFAOYSA-N triiodide Chemical compound I[I-]I WRTMQOHKMFDUKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229940006158 triiodide ion Drugs 0.000 claims 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 46
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 27
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 22
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 19
- -1 halide salts Chemical class 0.000 description 18
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 16
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 10
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 10
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 8
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 6
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical class [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 description 3
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Chemical class 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101100361281 Caenorhabditis elegans rpm-1 gene Proteins 0.000 description 2
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M Chlorate Chemical compound [O-]Cl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 2
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 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
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N Methyl acrylate Chemical compound COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- PBZROIMXDZTJDF-UHFFFAOYSA-N hepta-1,6-dien-4-one Chemical compound C=CCC(=O)CC=C PBZROIMXDZTJDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical compound Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- UCUUFSAXZMGPGH-UHFFFAOYSA-N penta-1,4-dien-3-one Chemical compound C=CC(=O)C=C UCUUFSAXZMGPGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 2
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- MFGOFGRYDNHJTA-UHFFFAOYSA-N 2-amino-1-(2-fluorophenyl)ethanol Chemical compound NCC(O)C1=CC=CC=C1F MFGOFGRYDNHJTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 3-azaniumyl-2-hydroxypropanoate Chemical compound NCC(O)C(O)=O BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000215068 Acacia senegal Species 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical class [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004343 Calcium peroxide Substances 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000084 Gum arabic Polymers 0.000 description 1
- 229920000569 Gum karaya Polymers 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical class [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001615 Tragacanth Polymers 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 235000010489 acacia gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000205 acacia gum Substances 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- HGIXFHANEYAZMP-UHFFFAOYSA-N aminomethyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCN HGIXFHANEYAZMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 235000019463 artificial additive Nutrition 0.000 description 1
- 239000000305 astragalus gummifer gum Substances 0.000 description 1
- 229910052788 barium Chemical class 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical class [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M bromate Inorganic materials [O-]Br(=O)=O SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-N bromic acid Chemical compound OBr(=O)=O SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- HUCVOHYBFXVBRW-UHFFFAOYSA-M caesium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Cs+] HUCVOHYBFXVBRW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N calcium peroxide Chemical compound [Ca+2].[O-][O-] LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019402 calcium peroxide Nutrition 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920001525 carrageenan Polymers 0.000 description 1
- 235000010418 carrageenan Nutrition 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N ethenamine Chemical compound NC=C UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000012458 free base Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 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
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- ICIWUVCWSCSTAQ-UHFFFAOYSA-M iodate Chemical compound [O-]I(=O)=O ICIWUVCWSCSTAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000004694 iodide salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 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
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000231 karaya gum Substances 0.000 description 1
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- XTNMKCFFSXJRQE-UHFFFAOYSA-N n-ethenylethenamine Chemical compound C=CNC=C XTNMKCFFSXJRQE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine Chemical compound C=CCNCC=C DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-M perchlorate Inorganic materials [O-]Cl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical compound OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 1
- 229960002796 polystyrene sulfonate Drugs 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- KCXFHTAICRTXLI-UHFFFAOYSA-N propane-1-sulfonic acid Chemical compound CCCS(O)(=O)=O KCXFHTAICRTXLI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 description 1
- IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N rubidium atom Chemical class [Rb] IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
- C02F1/722—Oxidation by peroxides
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
- C02F1/76—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation with halogens or compounds of halogens
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
- C02F1/76—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation with halogens or compounds of halogens
- C02F1/766—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation with halogens or compounds of halogens by means of halogens other than chlorine or of halogenated compounds containing halogen other than chlorine
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/068—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole using chemical treatment
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/001—Processes for the treatment of water whereby the filtration technique is of importance
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/38—Treatment of water, waste water, or sewage by centrifugal separation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/66—Treatment of water, waste water, or sewage by neutralisation; pH adjustment
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/72—Treatment of water, waste water, or sewage by oxidation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2101/00—Nature of the contaminant
- C02F2101/30—Organic compounds
- C02F2101/34—Organic compounds containing oxygen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/08—Seawater, e.g. for desalination
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F9/00—Multistage treatment of water, waste water or sewage
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
В изобретении представлен способ регенерации формиатного рассола, который включает повышение величины рН отработавшего флюида на основе формиатного рассола, включающего водорастворимые полимеры; обработку флюида окислителем и удаление по меньшей мере части суспендированных твердых веществ из флюида.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Представленные в настоящем описании варианты осуществления изобретения в основном относятся к скважинным флюидам. Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к регенерации буровых растворов и растворов для заканчивания скважины.
Уровень техники
При бурении или заканчивании скважин в подземных формациях в скважине обычно применяют разнообразные флюиды различного назначения. Общепринятые варианты применения скважинных флюидов включают смазывание и охлаждение калибрующих поверхностей бурового долота в ходе бурения в целом или бурения при вскрытии пласта (то есть бурения в целевой нефтеносной формации), транспортирование бурового шлама (кусков пластовой породы, удаленной в процессе резания зубьями бурового долота) на поверхность, регулирование давления пластовой текучей среды для предотвращения выбросов, поддержание стабильности скважины, перевод твердых материалов в скважине во взвешенное состояние, сведение к минимуму утечек бурового раствора в формацию и стабилизацию формации, через которую пробуривают скважину, гидроразрыв формации вблизи скважины, вытеснение текучей среды внутри скважины другой текучей средой, очистку скважины, испытание скважины, использование флюида в качестве пакерной жидкости, ликвидацию скважины или подготовку скважины к ликвидации и прочие пути обработки скважины или формации.
Скважинные флюиды или буровые растворы обычно включают базовый флюид (воду, дизельное топливо или минеральное масло, или синтетическое соединение), утяжелители (наиболее часто используют сульфат бария или барит), бентонитовую глину, чтобы способствовать удалению бурового шлама из скважины и формировать фильтрационный осадок на стенках ствола скважины, лигносульфонаты и лигниты для поддержания глинистого раствора в жидком состоянии и разнообразные другие добавки, которые служат для исполнения специфических функций.
Исторически в буровой промышленности использовали глинистые растворы на водной основе (^ВМ) благодаря их низкой стоимости. Используемые глинистые растворы и буровой шлам из скважин, пробуренных с использованием \УВМ. могут быть без труда размещены на производственной площадке во многих местах работ в прибрежной зоне. \УВМ и буровой шлам могут быть также сброшены с платформ во многих местах акватории открытого моря в США в такой мере, насколько они соответствуют современным законодательным предписаниям относительно ограничений на сброс сточных вод, стандартам сбросов и другим разрешительным ограничениям.
В глинистых растворах на водной основе (^ВМ) обычно используют рассолы (например, такие как водный раствор СаВг2) благодаря широкому диапазону их плотности и тому обстоятельству, что рассолы обычно, по существу, не содержат суспендированных твердых веществ. Рассолы улучшают технические характеристики \УВМ за счет предотвращения гидратации и миграции разбухающей глины, тем самым предохраняя формацию от повреждения, обусловленного твердыми веществами, или набуханием глины, или миграцией. Система рассола может быть выбрана так, чтобы обеспечивать надлежащую плотность для использования в конкретной операции бурения скважины. Одно из преимуществ использования рассолов состоит в том, что в случае формации, которая проявляет неблагоприятное взаимодействие с одним типом рассола, часто имеется рассол другого типа, с которым эта формация не будет вступать в неблагоприятное взаимодействие. Как правило, рассолы выбирают из галогенидных солей одно- или двухвалентных катионов, таких как натрий, калий, кальций и цинк. Рассолы этого типа на основе хлоридов использовали в нефтедобывающей промышленности в течение более 50 лет, а рассолы на основе бромидов в течение по меньшей мере 25 лет. Однако рассолы на основе формиатов получили широкое распространение в промышленности лишь относительно недавно (примерно в течение последних десяти лет).
Формиат цезия, представляющий собой конкретный формиат, который впоследствии применяли в буровых растворах и растворах для заканчивания скважин, может быть использован в качестве базового флюида, не содержащего твердых веществ. Формиат цезия обладает самой высокой плотностью из прозрачных флюидов на основе формиатов щелочных металлов, имея удельный вес 2,3 (плотность 19,2 фунт/галлон). Благодаря такой изначально высокой плотности может быть устранена необходимость в утяжелителях, таких как сульфат бария, которые могут повреждать оборудование и формацию. Другие формиаты щелочных металлов, которые обладают меньшей плотностью, чем формиат цезия, и которые обычно используют в буровых растворах и растворах для заканчивания скважин, включают формиат калия, который имеет удельный вес 1,6 (плотность 13,1 фунт/галлон (ррд)), и формиат натрия. Формиаты с меньшей плотностью часто смешивают с формиатом цезия для получения флюида, имеющего удельный вес в диапазоне 1,0-2,3.
Было показано, что флюиды, содержащие формиат цезия и/или калия, повышают продуктивность и увеличивают скорости бурения, благодаря чему можно сэкономить время и снизить эксплуатационные расходы. Также было показано, что формиаты цезия и калия совместимы со всеми основными элементами бурильного оборудования (противовыбросовые превенторы (ВОР, ПВП), наземное оборудование, забойные телеметрические системы во время бурения (М^Э), системы каротажа во время бурения (Ь^Э) и забойные турбинные двигатели) и оснастки для заканчивания скважины (металлы и эластомеры) в условиях высокой температуры и давления. Моновалентная природа формиатов цезия и калия
- 1 021924 снижает вероятность повреждения пластового резервуара формации, обеспечивает операторам возможность эффективно контролировать процесс и создает желательное смазывание буровой скважины. Кроме того, формиаты щелочных металлов не повреждают продуктивный пласт или металлические детали скважинного оборудования, что характерно для альтернативных таковым коррозионно-агрессивных материалов (высокоплотных рассолов). Поскольку формиат цезия и/или калия является биоразлагаемым и не проявляет коррозионной агрессивности, его считают более экологически безопасным продуктом, нежели другие буровые растворы на рынке.
Однако, несмотря на желательную эффективность, которая проявляется при бурении скважины с использованием формиата цезия и/или калия, имеют место существенные ограничения его употребления. Флюид, который включает формиат цезия и/или калия, является относительно дорогостоящим, поэтому из экономических соображений при бурении необходимо регенерировать любой имеющийся в распоряжении формиат цезия и/или калия и использовать его повторно. Однако существуют пределы процессов регенерации, в плане как максимального процентного содержания регенерированного формиата цезия и/или калия, так и экономической целесообразности.
Способы регенерации, типичные для буровых растворов и флюидов для заканчивания скважин, включают удаление растворенных загрязнений и любых твердых обломков породы, или устранение изменений величины рН или цвета рассола. Обычно в процессе регенерации перед фильтрованием выполняют химические обработки в целях осаждения растворенных ионов и снижения вязкости путем разрушения полимеров, присутствующих во флюиде. Однако дополнительная сложность использования формиатных рассолов состоит в том, что один из наиболее распространенных способов регенерации, применение окислителей для разрушения полимеров, обычно несовместим с формиатными рассолами, поскольку окислитель имеет тенденцию окислять формиатные ионы, но не полимеры.
Соответственно этому, существует постоянная потребность в разработке способов регенерации загрязненных формиатных рассолов.
Сущность изобретения
В одном аспекте представленные в настоящем описании варианты осуществления относятся к способу регенерации формиатного рассола, который включает повышение величины рН израсходованного флюида на основе формиатного рассола, содержащего водорастворимые полимеры; обработку флюида окислителем и удаление по меньшей мере части суспендированных твердых компонентов из флюида.
В еще одном аспекте представленные в настоящем описании варианты осуществления относятся к способу регенерации формиатного рассола, который включает снижение величины рН отработавшего флюида на основе формиатного рассола, содержащего водорастворимые полимеры; повышение величины рН отработавшего флюида на основе формиатного рассола для инициирования осаждения веществ, растворенных во флюиде; обработку флюида окислителем для разрушения оставшегося водорастворимого полимера и возвращение по меньшей мере части формиатного рассола.
Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидными из нижеследующего описания и прилагаемых пунктов формулы изобретения.
Подробное описание изобретения
В одном аспекте представленные в настоящем описании варианты осуществления относятся к отработавшим скважинным флюидам. Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам регенерации рассола из отработавшего бурового раствора или другого флюида для обслуживания скважины.
Для целей настоящего изобретения термин рассол квалифицированные специалисты в области технологии бурения и добычи нефти понимают как означающий солевой раствор конкретной плотности, используемый в качестве части скважинного флюида. Примеры типичных рассолов включают, но не ограничиваются ими, формиаты, ацетаты, хлориды, бромиды, йодиды, вольфраматы, карбонаты, бикарбонаты или нитратные соли аммония, натрия, калия, цезия, рубидия, лития, кальция, магния, цинка или бария, их комбинации и смеси. В конкретном варианте осуществления рассолы, регенерированные из скважинных флюидов, согласно настоящему изобретению, включают, но не ограничиваются ими, формиат цезия, формиат калия и тому подобное, а также ацетаты щелочных металлов.
Как правило, когда скважинный флюид используют и извлекают, флюид будет содержать рассол так же, как и водорастворимые полимеры и другие добавки, а также твердые включения и прочие обломки, которые образовались в ходе буровых работ. Полимеры обычно добавляют к скважинным флюидам для придания им определенных желательных свойств, таких как повышенная вязкость, во время бурения и заканчивания скважины. Некоторые типичные загустители, добавляемые к скважинным флюидам на основе рассолов, включают природные полимеры и их производные, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС), дериватизированная НЕС, гуары, производные гуаров, крахмалы, производные крахмалов, склероглюканы, \ус11ап дитв (геллановые камеди типа синтетического анионного полисахарида Ρήΐζ \Ус1ап Сит), камедь плодов рожкового дерева, камедь карайи, трагакантовая камедь, каррагенаны, альгинаты, гуммиарабик, и биополимеры, такие как, например, полученные ферментацией бактерий хаШНотопав сатрсЧпв. и другие подобные полимеры, а также синтетические полимеры и олигомерные добавки, такие как полиэтиленгликоль (РЕС), полидиаллиламин, полиакриламид, полиаминометилпропилсульфонат
- 2 021924 [поли-ΑΜΡδ], полиакрилонитрил, поливинилацетат, поливиниловый спирт, поливиниламин, поливинилсульфонат, полистиролсульфонат, полиакрилат, полиметилакрилат, полиметакрилат, полиметилметакрилат, поливинилпирролидон, поливиниллактам и сополимеры, терполимеры и четверные полимеры следующих сомономеров: этилен, бутадиен, изопрен, стирол, дивинилбензол, дивиниламин, 1,4-пентадиен3-он (дивинилкетон), 1,6-гептадиен-4-он (диаллилкетон), диаллиламин, этиленгликоль, акриламид, аминометилпропилсульфонат (ΛΜΡδ), акрилонитрил, винилацетат, виниловый спирт, виниламин, винилсульфонат, стиролсульфонат, акрилат, метилакрилат, метакрилат, метилметакрилат, винилпирролидон и виниллактам.
Примеры другого типа материалов, часто присутствующих в скважинных флюидах, включают лигнит, лигнитовый кокс, гликоли, сложные эфиры и другие масла, карбонат кальция, барит, ильменит, тетроксид марганца, гематит (утяжелители), бентонит, сепиолит (глины), эмульгаторы, поверхностноактивные вещества, известь, гидроксиды, смазочные средства, поглотители сульфидов, материал для борьбы с поглощениями бурового раствора и тому подобное. В дополнение, как показано выше, флюид, который извлечен, может содержать твердые вещества и другие обломки, такие как буровой шлам, песок, глины, крахмал, глинистый сланец и прочие твердые материалы, вынесенные из формации.
Таким образом, после возвращения скважинного флюида на поверхность рассол, содержащийся в нем, может быть регенерирован для будущего использования, например для составления других скважинных флюидов; однако он (рассол) должен быть отделен от разнообразных добавок. Если рассол был загущен полимерами, как описано выше, должно быть выполнено разрушение полимеров и выделение полимерных компонентов из рассола. Однако, как описано выше в отношении формиатных рассолов, обычно используемые окислители для разрушения полимеров, как правило, несовместимы с формиатными рассолами, поскольку окислитель склонен окислять формиатные ионы, но не полимеры.
Однако в способах согласно настоящему изобретению используют многостадийную регенерацию, для чего полимеры (и другие материалы) вначале осаждают из раствора путем ударной коагуляции, после которой следует окислительная обработка для разрушения оставшегося полимера. Авторами настоящего изобретения успешно обнаружено, что после первого ударного воздействия на полимеры быстрым повышением величины рН последующая окислительная обработка будет продолжать разрушение полимера быстрее, чем производить окисление формиатных ионов, что ожидалось бы в противном случае. Не будучи связанным никаким конкретным механизмом, предполагается, что во время ударной коагуляции полимер распадается на более мелкие фрагменты, что делает полимерные частицы более доступными для окислителя, и тем самым они подвергаются окислению в первую очередь.
Когда величина рН скважинного флюида повышается до значения рН более чем 10, а в другом варианте осуществления варьирует от примерно 11 до 14, полимеры (и прочие растворенные твердые вещества) могут высаливаться или осаждаться из раствора. Такое явление может быть лучше всего реализовано, когда величина рН повышается непосредственно при добавлении щелочей. Далее, в зависимости от состава рассола также может оказаться желательным (перед повышением величины рН) сначала снизить значение рН до величины, варьирующей от примерно 4 до 7, а в другом варианте осуществления от 4 до 6. Такое снижение величины рН может повысить растворимость малорастворимых соединений (то есть соединений, имеющих растворимость менее чем 25 г/100 мл), присутствующих во флюиде, что, в свою очередь, может увеличить количество осадка, который образуется во время последующего повышения величины рН. Такие малорастворимые соединения могут включать соединения, содержащие кальций и магний, такие как, например, карбонаты, сульфаты, оксиды и гидроксиды кальция и магния. Далее, обычному специалисту в данной области будет понятно, что в скважинном флюиде могут присутствовать такие соединения, как минеральные вещества, такие как мел, доломит, гипс и известь, и т.д., или могут быть также добавлены к флюиду в процессе регенерации. Присутствие такого малорастворимого материала во время повышения величины рН может обусловить слипание материалов (такое, какое обычно наблюдается при коагуляции), или материалы могут служить в качестве центров кристаллизации для осаждаемых веществ во время последующего повышения величины рН.
Снижение и повышение значения рН может быть достигнуто добавлением любой кислоты или основания, известных в данной области. Показательные примеры таких кислот включают минеральные кислоты, такие как соляная кислота, бромисто-водородная кислота, азотная кислота, серная кислота, фосфорная кислота и их смеси, органические кислоты, такие как карбоновые кислоты, такие как муравьиная и уксусная кислота, и такие основания включают, например, гидроксиды щелочных металлов, такие как гидроксид натрия, гидроксид калия, гидроксид цезия и гидроксид кальция. В конкретном варианте осуществления и в зависимости от типа подвергаемого регенерации рассола может быть желательным использование кислоты/основания, конъюгированных с формиатной солью рассола, чтобы избежать разбавления рассола.
Затем к флюиду может быть добавлен окислитель, чтобы дополнительно увеличить разложение полимера и обеспечить улучшенную регенерацию рассола. Окислители, которые могут быть использованы в процессах регенерации согласно настоящему изобретению, могут включать пероксиды, такие как, например, пероксид водорода и пероксид кальция, оксианионы хлора, брома и йода, такие как, например, гипохлоритные, хлоратные, перхлоратные, броматные, йодатные и трийодидные ионы. В конкретном
- 3 021924 варианте осуществления в качестве окислителя используют пероксид водорода. Однако обычному специалисту в данной области будет понятно, что для окисления полимеров в настоящем изобретении могут быть использованы другие типы окислителей. Обычному специалисту в данной области будет понятно, что в зависимости от типа окислителя время, необходимое для обеспечения достаточной степени окисления полимера, может варьировать. Кроме того, обычному специалисту в данной области будет понятно, что в зависимости от конкретного типа окислителя и соответствующих стехиометрических характеристик также может варьировать количество окислителя.
После химической обработки и осаждения материалов внутри флюида смесь флюида и твердых веществ может быть подвергнута механическому разделению путем отделения флюида и твердых веществ друг от друга. Такие средства разделения могут включать обычные в данной области средства, например приспособление для гравитационного осаждения, центрифугу, фильтры, вращающиеся вакуумные фильтры, пеноотделители и т.д. В конкретном варианте осуществления смесь флюида и твердых веществ подвергают центрифугированию, после которого центрифугат из центрифуги может содержать только лишь легкие твердые примеси. В зависимости от конкретного флюида может быть также желательным использование способов многократного разделения, таких как центрифугирование для удаления крупных частиц с последующим пропусканием через фильтр-пресс для удаления мелких частиц. Кроме того, если желательна дополнительная очистка регенерируемого формиатного рассола, могут быть использованы другие способы регенерации, такие как описано в заявке на патент США № 60/953631, озаглавленной Регенерация загрязненных галогенидами формиатных рассолов, поданной 2 августа 2007 г., которая принадлежит авторам настоящего изобретения и включена в настоящее описание в качестве ссылки во всей ее полноте, или другие способы, известные в данной области.
Примеры
Пример 1.
Загрязненный буровой раствор на основе формиатов (содержание рассола ~95 об.%, плотность рассола 10,3 ррд (фунт/галлон) (1,23 г/см3), который, как было найдено, содержал 77,45 об.% воды, 1,75 об.% масла, 21,0 об.% твердых веществ, подвергли различным обработкам для регенерации, как показано ниже в табл. 1.
Таблица 1
| Образец | Обработка | % регенерации | Плотность рассола (фунтов/галлон) |
| 1 | без обработки, центрифугирование | 0,0 | - |
| 2 | Начинают с 30 мл бурового раствора; снижают рН до 4,3 добавлением 3 мл 88% муравьиной кислоты; повышают рН до 12,35 добавлением δ шт 50 мас.% раствора КОН; перемешивают 5 минут, затем цент риф угируют | 51,9 | 10,43 (1,248 г/см3) |
| 3 | Начинают с 30 мл бурового раствора; снижают рН до 4,3 добавлением 3 мл 88% муравьиной кислоты; повышают рН до 12,35 добавлением 6 мл 50 мас.% раствора КОН; добавляют 2 мл концентрированного Н2О2; перемешивают 5 минут, затем центрифугируют | ' 62, 1 | 10,40 (1,244 г/см3) |
| 4 | Начинают с 30 мл бурового раствора; добавляют 2 мл концентрированного Н.2О2; перемешивают 5 минут; оставляют стоять при комнатной температуре в течение 22 суток | 14, 3 | 10,52 (1,259 г/смэ) |
| 5 | Начинают с 50 мл бурового раствора; добавляют сухие гранулы КОН до рН 13,8; добавляют 2 мл концентрированного Н2О2; перемешивают 5 минут; оставляют стоять при комнатной температуре в течение 10 суток | 20,0 |
Пример 2.
Испытывали действие пероксида водорода, используемого для регенерации загрязненного бурового раствора на основе формиата, описанного в примере 1. Регенерационная обработка включала начальное количество 30 мл бурового раствора, снижение величины рН до 4,3 добавлением 3 мл 88% муравьиной кислоты, повышение значения рН до 12,3 добавлением 6 мл 50 мас.% раствора КОН и добавление пере- 4 021924 менного количества 50 мас.% Н2О2, перемешивание в течение 5 мин и затем центрифугирование. Результаты регенерации показаны ниже в табл. 2. Обработка с использованием 1,0 мл 50 мас.% Н2О2 на 30 мл бурового раствора (эквивалентно 0,033 барреля (ЬЬ1) (5,247 л) 50 мас.% Н2О2 на баррель (159 л) бурового раствора) была определена как достаточная.
Таблица 2
| Образец | Объем 50% Н20г | % регенерации |
| 5 | 0,1 мл | 52, 6 |
| 6 | 0 г 5 мл | 52, 6 |
| 7 | 1,0 мл | 62,0 |
| е | 1,5 мл | 62,1 |
Пример 3.
1000 мл загрязненного бурового раствора на основе формиата, описанного в примере 1, подвергли регенерационной обработке, которая включала снижение величины рН до 4,47 добавлением 60 мл 88% муравьиной кислоты, повышение величины рН до 12,2 добавлением 100 мл 50 мас.% КОН и добавление 33 мл 50 мас.% Н2О2, перемешивание в течение 30 мин и затем центрифугирование при скорости 2000 об/мин. Регенерировали 765 мл рассола, имеющего плотность 10,4 фунт/галлон (1,244 г/см3) (60,2% регенерации). Регенерированный рассол анализировали на содержание солей, который показал, что рассол содержит 22,4 мас.% формиата калия, 5,6 мас.% формиата натрия и 5,6 мас.% хлорида натрия.
Регенерированный рассол загустили для получения бурового раствора для бурения пластового резервуара. Не наблюдалось никаких аномальных явлений, таких как образование пузырьков. Реологические характеристики были получены с использованием вискозиметра Раии 35 и вязкость при низкой скорости сдвига определяли с использованием вискозиметра Брукфильда. Характеристики сравнивали с характеристиками для бурового раствора, образованного из свежего рассола. Результаты, показанные ниже в табл. 3, демонстрируют, что полимеры не оказывают негативного воздействия на регенерированный рассол.
Таблица 3
| Компонент | Количество | |
| Рассол <10,4 фунта/галлон (1,244 г/смэ) ) | 333,8 мл/баррель (2,1 мл/л) | |
| Ксантановая камедь РЬО- νιε™ ръиз | 1,25 г/баррель (0,008 г/л) | |
| Буровой крахмал РЬО-ТИОЬ® | 6,0 г/баррель (0,038 г/л) | |
| Карбонат кальция 5АРЕСАКВ® 2 | 5 г/баррель (0,031 г/л) | |
| Карбонат кальция 5АРЕСАКВ® 10 | 10 г/баррель (0,062 г/л) | |
| Карбонат кальция ЗАРЕ·* САКВ® 20 | 15 г/баррель (0,094 г/л) | |
| Горячая вальцовка в течение 22 ч при ΙδΟ^Ρ (65,56*0 | ||
| Вискозиметр Рапп | Реологические характеристики при 120°Р (48,89°С) | Реологические характеристики при 70°Е (21,11’С) |
| 600/300 | 43/28 | 68/45 |
| 200/100 | 25/20 | 36/26 |
| 6/3 | 8/5 | 12, 8 |
| Ρν/ΥΡ | 15/13 | 23/22 |
| ЬЗВУ при 0,3 об/мин | ||
| 1 мин | - | 13697 |
| 2 мин | - | 15697 |
| 3 мин | - | 16096 |
ΡΥ/ΡΥ - пластическая вязкость/динамическое сопротивление сдвигу, Ь8К.У - вязкость при низкой скорости сдвига при 0,3 об/мин.
- 5 021924
Пример 4.
Буровой раствор на основе формиата для бурения пластового резервуара составляли, как показано ниже в табл. 4.
Таблица 4
| Компонент | Количество | |
| Рассол на основе формиата Сз/К с плотностью 14,8 фунта/галлон (1, 77 г/сма) ) | 330,5 мл/баррел | ь (2,08 мл/л) |
| Ксантановая камедь ГЬО- νΐΞ™ рьиз | 1,5 г/баррель | (0,009 г/л) |
| Буровой крахмал ГЪО-ТЕОЬ® | б,0 г/баррель | (0,038 г/л) |
| Кальцинированная сода | 1 г/баррель | 0,006 г/л) |
| Карбонат кальция 5АГЕСАЕВ® 10 | 1 г/баррель | (0,006 г/л) |
| Карбонат кальция 5АЕЕСАЕВ® 20 | 1 г/баррель | 0,006 г/л) |
| Карбонат кальция 5АГЕ- САЕВ® 40 | 19 г/баррель | (0,119 г/л) |
| Карбонат кальция 5АЕЕСАЕВ® 250 | 4 г/баррель | 0,025 г/л) |
| рН | 11,45 | |
| Горячая вальцовка | 5 течение 22 ч при 150 | ’Р (65,56°С) |
| Вискозиметр Рапп | Реологические характеристики при 120°Р (48,89°С) | Реологические характеристики при 70°Г (21,11°С) |
| 600/300 | 76/44 | 98/65 |
| 200/100 | 30/18 | 48/29 |
| 6/3 | 4/2 | 7/3 |
| Ρν/ΥΡ | 32/12 | 33/32 |
| ЬЗЕУ при 0,3 об/мин | ||
| 1 мин | - | 399, 9 |
| 2 мин | - | 3299 |
| 3 мин | - | 5499 |
Полученный буровой раствор подвергали различным регенерационным обработкам, как показано ниже в табл. 5.
Таблица 5
| Образец | Обработка | % регенерации |
| 9 | Без обработки, центрифугирование | <50% |
| 10 | Начинают о 40 мл бурового раствора; добавляют 12 мл 50 мас.% раствора КОН; перемешивают 5 минут; оставляют стоять при комнатной температуре для старения в течение 3 суток; центрифугируют | 68% |
| 11 | Начинают с 40 мл бурового раствора; добавляют 1,4 мл 50 мас.% НгО^; перемешивают 5 минут; оставляют стоять при комнатной температуре в течение 3 суток, затем центрифугируют1 | 78% |
| 12 | Начинают с 40 мл бурового раствора; снижают рН до 5,85 добавлением 6 мл 88% муравьиной кислоты; повышают рН до 10,0 добавлением 12 мл 50 мас.% раствора КОН; перемешивают 5 минут; оставляют стоять при комнатной температуре для старения в течение 3 суток, затем центрифугируют | 70% |
| 13 | Начинают с 40 мл бурового раствора; снижают рН до 5,85 добавлением б мл 88% муравьиной кислоты; повышают рН до 10,0 добавлением 12 мл 50 мас.% раствора КОН; добавляют 1,4 мл 50 мас.% НгО?; перемешивают 5 минут, оставляют стоять при комнатной температуре для старения в течение 3 суток, затем центрифугируют | 80% |
- 6 021924
Выполняли анализ на содержание солей в начальном рассоле на основе формиата К/С'Т с плотностью 14,8 фунт/галлон (1,77 г/см3) и в рассолах, регенерированных из образцов 11 и 13. Результаты показаны ниже в табл. 6.
Таблица 6
| Рассол на основе формиата К/С5 с плотностью 14,8 фунта/галлон (1, 77 г/см3) | Образец 11 | Образец 13 | |
| Са*г | <0,01% | <0,01% | 0,20% |
| Мд* | <0,01% | <0,01% | <0,01% |
| ζη*ζ | <0,01% | <0,01% | <0,01% |
| Ца+ | 0,32% | 1,47% | 1,18% |
| К+ | 21,7% | 20, 8% | 20,5% |
| Сз + | 30, 6% | 29,6% | 24,3% |
| НСОО | 32,5% | 32, 6% | 32,1% |
| Плотность (фунтов/галлон) | 14,76 | 14,57 | 13, 35 |
Варианты осуществления настоящего изобретения преимущественно относятся по меньшей мере к одному из нижеследующего. Предпочтительным удалением полимера и твердых частиц из загрязненного формиатного рассола, такого как дорогостоящий рассол на основе цезия или калия, рассол может быть регенерирован для последующего использования при работах в буровой скважине и снижения расходов, связанных с формиатными рассолами (в частности, с формиатом цезия). Варианты осуществления настоящего изобретения предоставляют средства для улучшения регенерации дорогостоящих формиатных рассолов, обеспечивая дополнительную экономическую эффективность при буровых работах.
Несмотря на то что изобретение было описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, квалифицированным специалистам в данной области, получившим пользу от этого изобретения, будет очевидно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не выходят за пределы объема раскрытого в данном описании изобретения. Соответственно этому, объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемыми пунктами формулы изобретения.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ регенерации формиатного рассола, включающий осуществление ударной коагуляции быстрым повышением величины рН отработавшего флюида на основе формиатного рассола, содержащего водорастворимые полимеры, до значения по меньшей мере 10 для инициирования осаждения материалов, растворенных во флюиде;обработку флюида окислителем для разрушения оставшегося водорастворимого полимера; удаление по меньшей мере части суспендированных твердых веществ из флюида.
- 2. Способ по п.1, дополнительно включающий снижение величины рН отработавшего флюида на основе формиатного рассола, содержащего водорастворимые полимеры, до величины, варьирующей от 4 до 7, перед повышением величины рН.
- 3. Способ по п.1, в котором удаление включает центрифугирование флюида.
- 4. Способ по п.1, в котором удаление включает отфильтровывание суспендированных твердых веществ из флюида.
- 5. Способ по п.1, в котором величину рН повышают до значения рН, варьирующего от 11 до 14.
- 6. Способ по п.2, в котором величину рН снижают до значения рН, варьирующего от 4 до 6.
- 7. Способ по п.1, в котором в качестве окислителя используют по меньшей мере один из компонентов: пероксид, трийодидный ион и оксианион хлора, брома и йода.
- 8. Способ по п.7, в котором в качестве окислителя используют по меньшей мере один пероксид.
- 9. Способ по п.2, в котором величину рН снижают в течение определенного периода времени.
- 10. Способ регенерации формиатного рассола, включающий снижение величины рН отработавшего флюида на основе содержащего водорастворимые полимеры формиатного рассола до величины, варьирующей от 4 до 7;повышение величины рН отработавшего флюида на основе формиатного рассола до значения по меньшей мере 10 для инициирования осаждения материалов, растворенных во флюиде;обработку флюида окислителем для разрушения оставшегося водорастворимого полимера; извлечение по меньшей мере части регенерированного формиатного рассола.
- 11. Способ по п.10, в котором величину рН повышают до значения рН, варьирующего от 11 до 14.
- 12. Способ по п.10, в котором величину рН снижают до значения рН, варьирующего от 4 до 6.
- 13. Способ по п.10, в котором в качестве окислителя используют по меньшей мере один из компонентов: пероксид, трийодидный ион и оксианион хлора, брома и йода.
- 14. Способ по п.13, в котором в качестве окислителя используют по меньшей мере один пероксид.
- 15. Способ по п.10, в котором регенерированный формиатный рассол содержит по меньшей мере один из компонентов, выбранных из фильтрата или центрифугата из операций фильтрования или цен- 7 021924 трифугирования.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US95362407P | 2007-08-02 | 2007-08-02 | |
| PCT/US2008/071053 WO2009018099A1 (en) | 2007-08-02 | 2008-07-24 | Reclamation of formate brines |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070222A1 EA201070222A1 (ru) | 2010-06-30 |
| EA021924B1 true EA021924B1 (ru) | 2015-09-30 |
Family
ID=40304767
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070222A EA021924B1 (ru) | 2007-08-02 | 2008-07-24 | Регенерация формиатных рассолов |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8871097B2 (ru) |
| EP (1) | EP2181072B1 (ru) |
| AR (1) | AR067783A1 (ru) |
| AU (1) | AU2008282473B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0815006A2 (ru) |
| CA (1) | CA2694655C (ru) |
| EA (1) | EA021924B1 (ru) |
| MX (1) | MX2010001162A (ru) |
| WO (1) | WO2009018099A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2966820B1 (fr) * | 2010-11-03 | 2015-04-03 | Spcm Sa | Procede de traitement d'eau de production produite a l'issue d'un procede de recuperation assistee du petrole mettant en oeuvre des polymeres |
| US10214674B2 (en) | 2014-05-15 | 2019-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Weighted well fluids |
| US10479924B2 (en) * | 2014-05-15 | 2019-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packing fluids and methods |
| NO341374B1 (en) * | 2015-01-26 | 2017-10-23 | Elkem As | Potassium formate-based slurry for oil well drilling fluids |
| DE102015224469A1 (de) | 2015-12-07 | 2017-06-08 | Addcon Europe Gmbh | Hochdichte Bohrlochflüssigkeiten mit niedrigen Kristallisationstemperaturen |
| RU2650146C1 (ru) * | 2016-12-12 | 2018-04-09 | Рустам Валерьевич Карапетов | Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (2 варианта) |
| CA3113294A1 (en) * | 2018-10-10 | 2020-04-16 | Li-Technology Pty Ltd | Brine and method for producing same |
| WO2021042205A1 (en) * | 2019-09-04 | 2021-03-11 | Inter-Casing Pressure Control Inc. | Inter-casing pressure control systems and methods |
| US11485899B2 (en) * | 2019-12-04 | 2022-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing zinc concentration in fluids |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6494263B2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| US6730234B2 (en) * | 2001-03-15 | 2004-05-04 | Tetra Technologies, Inc. | Method for regeneration of used halide fluids |
| US6737385B2 (en) * | 2000-08-01 | 2004-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| US6818594B1 (en) * | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0621329A1 (en) | 1993-04-21 | 1994-10-26 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Removing fines from a spent aqueous drilling fluid |
| GB9404374D0 (en) | 1994-03-07 | 1994-04-20 | Ici Plc | Drilling fluids |
| US7211550B2 (en) | 2000-07-14 | 2007-05-01 | Cabot Corporation | Compositions for controlling scaling and completion fluids |
| WO2004092534A1 (en) | 2003-04-15 | 2004-10-28 | Cabot Corporation | Method to recover brine from drilling fluids |
| US7678281B2 (en) * | 2003-07-18 | 2010-03-16 | Bj Services Company | Method of reclaiming brine solutions using an organic chelant |
| CA2606190A1 (en) * | 2005-04-27 | 2006-11-02 | Hw Process Technologies, Inc. | Treating produced waters |
| MX2007009884A (es) | 2006-01-10 | 2007-09-26 | Mi Llc | Polimeros, que absorben agua, para el tratamiento de salmueras y fluidos de perforacion a base de agua. |
-
2008
- 2008-07-24 BR BRPI0815006-0A2A patent/BRPI0815006A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-07-24 MX MX2010001162A patent/MX2010001162A/es active IP Right Grant
- 2008-07-24 EP EP08796569.5A patent/EP2181072B1/en active Active
- 2008-07-24 EA EA201070222A patent/EA021924B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-07-24 CA CA2694655A patent/CA2694655C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-07-24 AU AU2008282473A patent/AU2008282473B2/en not_active Ceased
- 2008-07-24 US US12/671,711 patent/US8871097B2/en active Active
- 2008-07-24 WO PCT/US2008/071053 patent/WO2009018099A1/en active Application Filing
- 2008-08-01 AR ARP080103363A patent/AR067783A1/es not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6818594B1 (en) * | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
| US6494263B2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| US6737385B2 (en) * | 2000-08-01 | 2004-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| US6730234B2 (en) * | 2001-03-15 | 2004-05-04 | Tetra Technologies, Inc. | Method for regeneration of used halide fluids |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2694655A1 (en) | 2009-02-05 |
| WO2009018099A1 (en) | 2009-02-05 |
| EP2181072B1 (en) | 2015-03-11 |
| BRPI0815006A2 (pt) | 2015-03-03 |
| CA2694655C (en) | 2014-06-03 |
| EP2181072A1 (en) | 2010-05-05 |
| AR067783A1 (es) | 2009-10-21 |
| MX2010001162A (es) | 2010-03-01 |
| EA201070222A1 (ru) | 2010-06-30 |
| US20110247986A1 (en) | 2011-10-13 |
| EP2181072A4 (en) | 2011-08-24 |
| US8871097B2 (en) | 2014-10-28 |
| AU2008282473B2 (en) | 2011-12-08 |
| AU2008282473A1 (en) | 2009-02-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA021924B1 (ru) | Регенерация формиатных рассолов | |
| US11186806B2 (en) | Treatment of sulfide scales | |
| RU2388782C2 (ru) | Буровой раствор, содержащий полимер, и применение полимера в буровом растворе | |
| CN102531227B (zh) | 处理由使用聚合物的强化采油过程获得的采出水的方法 | |
| US20110053811A1 (en) | Methods for preventing or remediating xanthan deposition | |
| EA022202B1 (ru) | Способы и скважинные флюиды на водной основе для уменьшения поглощения скважинного флюида и поглощения фильтрата | |
| US8839859B2 (en) | Water absorbing polymers for treatment of brines and water-based drilling fluids | |
| US3637031A (en) | Drilling fluid and method of rotary drilling therewith | |
| US10144861B2 (en) | Surface active additives for oil-based mud filter cake breakers | |
| WO2019175792A1 (en) | Drilling fluid system for controlling loss circulation | |
| CN101068904A (zh) | 钻井液添加剂和方法 | |
| EP0695333B1 (en) | Removing fines from a spent aqueous well treating fluid | |
| GB2552198A (en) | Fluids | |
| EP0275304B1 (en) | Calcium-free clear high density fluids | |
| CA2679204C (en) | Using oxidizing agents to remove thiocyanates from brines | |
| WO2021055953A1 (en) | Method of using alginates in subterranean wellbores | |
| US10703956B2 (en) | Use of alkali metal silicates during formulation of drilling fluids |
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 AZ 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): RU |