EA029162B1 - Drilling fluid composition and method for use thereof in subterranean formations - Google Patents

Drilling fluid composition and method for use thereof in subterranean formations Download PDF

Info

Publication number
EA029162B1
EA029162B1 EA201590404A EA201590404A EA029162B1 EA 029162 B1 EA029162 B1 EA 029162B1 EA 201590404 A EA201590404 A EA 201590404A EA 201590404 A EA201590404 A EA 201590404A EA 029162 B1 EA029162 B1 EA 029162B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
agent
composition
derivatives
properties
drilling
Prior art date
Application number
EA201590404A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA201590404A1 (en
Inventor
Лаура П. Кури
Чарльз ЛЭНДИС
Райан Коллинз
Дэвид М. Дональд
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Publication of EA201590404A1 publication Critical patent/EA201590404A1/en
Publication of EA029162B1 publication Critical patent/EA029162B1/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—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
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22—Synthetic organic compounds
    • C09K8/24—Polymers

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)

Abstract

A method comprises drilling a wellbore into a subterranean formation; providing a drilling fluid comprising an aqueous base fluid and a property control package, the property control package comprising a stabilizing agent; a filtration control agent; and a suspension enhancer; introducing the drilling fluid into the wellbore in the subterranean formation; and continuously circulating the drilling fluid during the drilling of the wellbore.

Description

Изобретение относится, в общем, к буровым растворам и, более конкретно, к способам бурения подземных пластов и приспособления для этих целей химических соединений буровых растворов.The invention relates, in general, to drilling fluids and, more specifically, to methods for drilling subterranean formations and adapting for these purposes chemical compounds of drilling fluids.

Для устранения сложностей, связанных с буровыми растворами, применяемыми в буровых операциях в различных подземных пластах и для различных вариантов применения, настоящее изобретение предоставляет комбинацию добавок, которые могут добавляться как композиция для регулирования свойств для желаемого изменения свойств водной основы бурового раствора синергетическим образом. Описанные здесь композиции для регулирования свойств улучшают простоту приготовления бурового раствора и его введения в скважину, а также их использование в различных условиях пластов (например, температуры и кислотности (рН)). Изменение этих факторов совместно друг с другом могут решить конкретные сложности присущие обычным буровым растворам.To eliminate the difficulties associated with drilling fluids used in drilling operations in various subterranean formations and for various applications, the present invention provides a combination of additives that can be added as a composition to adjust the properties for the desired change in the properties of the water base of the drilling fluid in a synergistic manner. The compositions for controlling the properties described here improve the ease of preparation of the drilling fluid and its introduction into the well, as well as their use in various reservoir conditions (for example, temperature and acidity (pH)). Changing these factors together with each other can solve the specific difficulties inherent in conventional drilling fluids.

Для облегчения использования подготовки и введения буровых растворов в скважину (например, облегчения прокачивания) описанные здесь композиции для регулирования свойств содержат агент управления фильтрацией. Агент управления фильтрацией помогает поддерживать текучесть бурового раствора, уменьшая потери воды в пластах. К тому же агент управления фильтрацией по желанию поддерживает достаточное количество воды в буровом растворе для эффективного смазывания и охлаждения бурового долота во время буровых операций.To facilitate the use of the preparation and injection of drilling fluids into the well (for example, to facilitate pumping), the compositions described herein for controlling the properties contain a filter control agent. The filtration control agent helps maintain fluid flow, reducing water loss in the formations. In addition, the filter control agent optionally maintains a sufficient amount of water in the drilling fluid to effectively lubricate and cool the drill bit during drilling operations.

Несмотря на упомянутые выше преимущества агента управления фильтрацией, его присутствие может снижать свойство буровых растворов настоящего изобретения поддержания шлама и его переноса к верху скважины. Таким образом, в дополнение к агенту управления фильтрацией композиции для регулирования свойств настоящего изобретения также содержат суспендирующий агент. Суспендирующий агент может работать совместно с агентом управления фильтрацией, увеличивая вязкость бурового раствора и в то же время предоставляя адекватный контроль потерь жидкости.Despite the advantages of the filtration control agent mentioned above, its presence may reduce the ability of the drilling fluids of the present invention to maintain the sludge and transfer it to the top of the well. Thus, in addition to the filter control agent, compositions for controlling the properties of the present invention also contain a suspending agent. The suspending agent can work in conjunction with the filtration control agent, increasing the viscosity of the drilling fluid and at the same time providing adequate control of fluid loss.

Композиции для регулирования свойств настоящего изобретения могут содержать производные глины и/или суспендирующие агенты. Конечно, производные глины и суспендирующие агенты предварительно не смешиваются вместе до их гидратации из-за того, что суспендирующие агенты взаимодействуют с производными глины, снижая их свойство набухания, производные глины в композиции для регулирования свойств настоящего изобретения могут быть смешаны с суспендирующими агентами без препятствия разбуханию производных глины. Новые производные глины в описанных здесь композициях для регулирования свойств тонко измельчены, что неожиданным образом препятствует взаимодействию суспендирующих агентов с производными глины таким образом, что производные глины способны достигать желаемого количества разбухания без их предварительного гидрирования до добавления суспендирующих агентов. Композиции для регулирования свойств содержат суспендирующие агенты, а производные глин могут быть нежелательны для бурения маленьких скважин (т.е. во время разведки полезных ископаемых) поскольку суспендирующие агенты могут приводить к потере воды и соответствующей вязкости без излишнего налипания как это может быть с смешанными производными глины.Compositions for controlling the properties of the present invention may contain clay derivatives and / or suspending agents. Of course, clay derivatives and suspending agents are not pre-mixed together prior to their hydration, because suspending agents interact with clay derivatives, reducing their swelling properties, clay derivatives in the composition for controlling the properties of the present invention can be mixed with suspending agents without obstructing the swelling clay derivatives. The new clay derivatives in the compositions described herein for controlling the properties are finely ground, which surprisingly prevents the interaction of the suspending agents with the clay derivatives in such a way that the clay derivatives are able to achieve the desired amount of swelling without prior hydrogenation before adding the suspending agents. Compositions for regulating properties contain suspending agents, and clay derivatives may be undesirable for drilling small wells (i.e. during mineral exploration) since suspending agents can lead to water loss and appropriate viscosity without excessive sticking as can be with mixed derivatives clay

Хотя упомянутые выше добавки композиции для регулирования свойств настоящего изобретения могут придавать описанные здесь преимущества буровому раствору, в случае, если используются в комбинации друг с другом, они не будут прямо химически реагировать друг с другом, как позитивно, так и негативно, частично в сухом или пылеобразном состоянии, таким образом, разрешается их предварительное смешивание друг с другом для дальнейшего введения в водную основу бурового раствора.Although the aforementioned additives of the composition for controlling the properties of the present invention may give advantages to the drilling fluid described here, if used in combination with each other, they will not directly chemically react with each other, either positively or negatively, partially in dry or the dusty state is thus allowed to premix them with each other for further introduction into the water base of the drilling fluid.

В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения предоставляется способ, включающий следующие стадии: бурение скважины до подземного пласта; заготовление бурового раствора содержащего жидкость на водной основе и композиции для регулирования свойств, содержащего стабилизи- 2 029162In some embodiments of the present invention, a method is provided comprising the following steps: drilling a well to a subterranean formation; preparation of a drilling fluid containing a water-based fluid and a composition for regulating properties containing a stabilizer; 2 029162

рующий агент; агент управления фильтрацией; и суспендирующий агент; введение бурового раствора в скважину в подземный пласт; и постоянную циркуляцию бурового раствора во время бурения скважины. В других вариантах реализации настоящего изобретения предоставляется способ, включающий следующие стадии: бурение скважины до подземного пласта; заготовление бурового раствора содержащего жидкость на водной основе и композиции для регулирования свойств, содержащего производные глины; стабилизирующий агент; агент управления фильтрацией и суспендирующий агент; введение бурового раствора в скважину в подземный пласт и постоянная циркуляция бурового раствора во время бурения скважины.taxing agent; filter control agent; and suspending agent; the introduction of drilling mud into the well in the underground reservoir; and constant circulation of drilling fluid during drilling. In other embodiments of the present invention, a method is provided comprising the following steps: drilling a well to a subterranean formation; the preparation of a drilling fluid containing a water-based fluid and a composition for regulating properties containing clay derivatives; a stabilizing agent; filtration control agent and suspending agent; the introduction of drilling fluid into the well in the underground reservoir and the constant circulation of the drilling fluid during drilling.

I. Жидкость на водной основе.I. Water based fluid.

Жидкостью на водной основе, применяемой в буровых растворах настоящего изобретения, может быть любая жидкость на основе воды, подходящая для применения в подземном бурении. Подходящие жидкости на водной основе могут содержать, но не ограничиваться ими, пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или более растворенных в ней солей), рапу (например, высоконасыщенную солью воду), морскую воду или их комбинации. В основном, вода может быть из любого доступного источника, не содержащего компоненты, которые могут негативно воздействовать на стабильность и/или работоспособность буровых растворов настоящего изобретения. В некоторых вариантах реализации изобретения плотность жидкости на водной основе может регулироваться, помимо прочих целей, для обеспечения дополнительного транспортирования частиц и суспензии в водных жидкостях основы используемых в способах настоящего изобретения. В некоторых вариантах реализации кислотность (рН) водной жидкости основы может быть отрегулирована (например, разделяющим агентом или агентом регулирования кислотности (рН)), среди прочих целей, для активации сшивающего агента (например, суспендирующего агента) и/или для уменьшения вязкости буровых растворов (например, активировав раскрепитель, деактивировав сшивающий агент). В этих вариантах реализации изобретения уровень кислотности (рН) может быть приведен к определенному уровню, который может зависеть от, среди прочих факторов, свойств компонентов композиции для регулирования свойств бурового раствора и/или свойств собственно пласта. В некоторых вариантах реализации изобретения диапазон уровня кислотности (рН) может предпочтительно быть от примерно 4 до примерно 11. Специалист в данной области техники, ознакомившись с настоящим изобретением, распознает тип жидкости на водной основе для применения в конкретной буровой операции и в каком случае регулировки плотности и/или кислотности (рН) будут соответствующими.The water-based fluid used in the drilling fluids of the present invention may be any water-based fluid suitable for use in underground drilling. Suitable water-based liquids may include, but are not limited to, fresh water, salt water (for example, water containing one or more salts dissolved in it), brine (for example, highly saturated salt water), seawater, or combinations thereof. Basically, water can be from any available source that does not contain components that can adversely affect the stability and / or performance of the drilling fluids of the present invention. In some embodiments of the invention, the density of a water-based fluid can be adjusted, among other things, to provide additional transportation of particles and suspensions in aqueous base fluids used in the methods of the present invention. In some embodiments, the acidity (pH) of the aqueous base fluid may be adjusted (for example, by a separating agent or an acidity regulating agent (pH)), among other purposes, to activate a crosslinking agent (for example, a suspending agent) and / or to reduce the viscosity of the drilling fluids (for example, by activating the breaker, by deactivating the crosslinking agent). In these embodiments of the invention, the level of acidity (pH) can be adjusted to a certain level, which may depend on, among other factors, the properties of the components of the composition to control the properties of the drilling fluid and / or the properties of the formation itself. In some embodiments of the invention, the range of acidity (pH) may preferably be from about 4 to about 11. A person skilled in the art, having read the present invention, recognizes the type of water-based fluid for use in a particular drilling operation and in which case the density adjustment and / or acidity (pH) will be appropriate.

II. Композиция для регулирования свойств - производные глины.Ii. Composition for regulating properties - clay derivatives.

Любая производная глины, способная привнести вязкость в буровые растворы настоящего изобретения в целях облегчения контроля потери жидкости и наслоения подходящего глинистого шлама вдоль внешней стороны подземного пласта, может быть использована в композициях для регулирования свойств настоящего изобретения. Подходящие экземпляры производных глины могут содержать, но не ограничиваясь ими, производные каолиновой глины, монтмориллонитовой глины, иллитовой глины, хлоритной глины и их комбинаций. В предпочтительных вариантах реализации изобретения производные глины состоят из монтмориллонитовой глины, такой как бентонит. В некоторых вариантах реализации изобретения производные глины присутствуют в количествах в диапазоне от примерно 0 до примерно 95% сухого веса композиции для регулирования свойств. В предпочтительных вариантах реализации изобретения количество присутствующей производной глины в диапазоне от примерно 70 до примерно 95% сухого веса композиции для регулирования свойств.Any clay derivative capable of injecting viscosity into the drilling fluids of the present invention in order to facilitate the control of fluid loss and the deposition of suitable clay slurry along the outside of the subterranean formation may be used in the compositions to control the properties of the present invention. Suitable specimens of clay derivatives may include, but are not limited to, derivatives of kaolin clay, montmorillonite clay, illite clay, chlorite clay, and combinations thereof. In preferred embodiments of the invention, the clay derivatives are composed of montmorillonite clay, such as bentonite. In some embodiments of the invention, the clay derivatives are present in amounts ranging from about 0 to about 95% of the dry weight of the composition for adjusting properties. In preferred embodiments of the invention, the amount of the clay derivative present is in the range of from about 70 to about 95% of the dry weight of the composition for controlling properties.

Производные глины настоящего изобретения могут содержать любые примеси, такие как, например, органическая материя (например, гумус, углистый сланец), окаменелости, известь, оксиды железа, сульфиды железа, каменная соль, вавеллит и песок. Примеси могут присутствовать в производных глин настоящего изобретения в количестве меньшем чем примерно 20% сухого веса производных глин. Предпочтительно, примеси присутствуют в производных глин настоящего изобретения в количестве меньшем чем примерно 10% сухого веса производных глиныThe clay derivatives of the present invention may contain any impurities, such as, for example, organic matter (for example, humus, black shale), fossils, lime, iron oxides, iron sulfides, rock salt, wavelite and sand. Impurities may be present in the clay derivatives of the present invention in an amount less than about 20% of the dry weight of the clay derivatives. Preferably, the impurities are present in the clay derivatives of the present invention in an amount less than about 10% of the dry weight of the clay derivatives.

III. Композиция для регулирования свойств - стабилизирующий агент.Iii. Composition for the regulation of properties - a stabilizing agent.

Стабилизирующий агент композиций для регулирования свойств настоящего изобретения может быть применен для контроля разбухания производных глины с целью достижения желаемого разбухания и уменьшения миграции производных глины в поры пласта. Он также может служить для сцепления с мелкой крошкой или шлама пласта создаваемых во время буровых операций, помогая выносить их на поверхность для удаления. Подходящие стабилизирующими агентами для использования в композиции для регулирования свойств настоящего изобретения могут содержать, но не ограничиваться ими, агенты повышения клейкости на неводной основе, агенты повышения клейкости на водной основе, эмульсифицированные агенты повышения клейкости, силил-модифицированные полиамидные соединения, смолы, сшитые водные полимерные композиции, соединения полимеризированных органических мономеров, эмульсии стабилизирующих агентов, соединения модификации накопляемого электрокинетического потенциала, силиконовые смолы и связующие. Комбинации и/или производные этого также могут подходить. Не ограничивающие примеры подходящих не водных агентов повышения клейкости могут быть найдены в патентах США № 7392847, 7350579, 5853048; 5839510 и 5833000, описания которых включе- 3 029162The stabilizing agent of the compositions for controlling the properties of the present invention can be used to control the swelling of clay derivatives in order to achieve the desired swelling and reduce the migration of clay derivatives into the pores of the formation. It can also serve to grip fine chips or sludge created during drilling operations, helping to bring them to the surface for removal. Suitable stabilizing agents for use in the composition for controlling the properties of the present invention may include, but are not limited to, non-aqueous tackifiers, water-based tackifiers, emulsified tackifiers, silyl-modified polyamide compounds, resins, crosslinked aqueous polymers compositions, compounds of polymerized organic monomers, emulsions of stabilizing agents, compounds of modification of accumulated electrokinetic CSOs, silicone resins and binders. Combinations and / or derivatives of this may also be appropriate. Non-limiting examples of suitable non-aqueous tackiness agents can be found in US Pat. Nos. 7,328,847, 7,350,579, 5,853,048; 5839510 and 5833000, descriptions of which are included- 3 029162

ны сюда посредством ссылки в полном объеме. Не ограничивающие примеры подходящих агентов повышения клейкости на водной основе могут быть найдены в патентах США № 8076271, 7131491, 5249627 и 4670501, описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме. Не ограничивающие примеры подходящих сшиваемых водных полимерных соединений могут быть обнаружены в заявках на патенты США № 2010/0160187 и патенте США № 8136595 описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме. Не ограничивающие примеры подходящих силилмодифицированных полиамидных соединений могут быть обнаружены в патенте США № 6439309 описание которого включено сюда посредством ссылки в полном объеме. Не ограничивающие примеры подходящих смол могут быть обнаружены в патентах США № 7673686; 7153575; 6677426; 6582819; 6311773 и 4585064, а также заявке на патент США № 2008/0006405 и патенте США № 8261833, описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме. Не ограничивающие примеры подходящих полимеризованных органических мономерных соединений могут быть обнаружены в патенте США № 7819192, описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме. Не ограничивающие примеры подходящих эмульсий стабилизирующего агента могут быть обнаружены в заявке на патент США № 2007/0289781, описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме. Не ограничивающие примеры соединений модифицирующих накопляемый электрокинетический потенциал могут быть обнаружены в патентах США № 7956017 и 7392847, описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме. Не ограничивающие примеры смол на основе силикона могут быть обнаружены в заявках на патент США № 2011/0098394, 2010/0179281 и патентах США № 8168739 и 8261833, описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме. Не ограничивающие примеры подходящих связующих могут быть обнаружены в патентах США № 8003579; 7825074 и 6287639, а также в заявках на патент США № 2011/0039737, описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме. Специалисту в данной области техники, использующему настоящее изобретение, будет посильно определить тип и количество стабилизирующего агента, необходимого для введения согласно способам настоящего изобретения для достижения желаемых результатов. В некоторых вариантах реализации изобретения количество присутствующего стабилизирующего агента находится в диапазоне от примерно 0 до примерно 75% сухого веса композиции для регулирования свойств в зависимости от наличия производных глины. В предпочтительных вариантах реализации изобретения количество содержащегося стабилизирующего агента находится в диапазоне от примерно 50 до примерно 2% сухого веса композиции для регулирования свойств в зависимости от присутствия производной глины. Специалист в данной области техники, используя настоящее изобретение, распознает количество стабилизирующего агента для добавления в композиции для регулирования свойств настоящего изобретения для использования в конкретном варианте применения.here by reference in full. Non-limiting examples of suitable water-based tackifying agents can be found in US Patent Nos. 8,076,271, 713,1491, 5,249,627 and 4,670,501, the descriptions of which are incorporated herein by reference in full. Non-limiting examples of suitable crosslinkable aqueous polymeric compounds can be found in U.S. Patent Application Nos. 2010/0160187 and U.S. Patent No. 8,136,595, which descriptions are included here by reference in full. Non-limiting examples of suitable silyl-modified polyamide compounds can be found in US Pat. No. 6,439,309, the disclosure of which is hereby incorporated by reference in its entirety. Non-limiting examples of suitable resins can be found in US Pat. No. 7,673,686; 7153575; 6,677,426; 6582819; 6311773 and 4585064, as well as application for US patent No. 2008/0006405 and US patent No. 8261833, descriptions of which are included here by reference in full. Non-limiting examples of suitable polymerized organic monomeric compounds can be found in US Pat. No. 7,819,192, the descriptions of which are incorporated herein by reference in their entirety. Non-limiting examples of suitable stabilizing agent emulsions can be found in US Patent Application No. 2007/0289781, the descriptions of which are incorporated herein by reference in full. Non-limiting examples of compounds modifying the accumulated electrokinetic potential can be found in US Patent Nos. 7,956,017 and 7,328,847, the descriptions of which are included here by reference in full. Non-limiting examples of silicone-based resins can be found in US Patent Application Nos. 2011/0098394, 2010/0179281 and US Patent Nos. 8168739 and 8261833, the descriptions of which are hereby incorporated by reference in full. Non-limiting examples of suitable binders can be found in US Patent Nos. 8003579; 7825074 and 6287639, as well as in applications for US patent No. 2011/0039737, descriptions of which are included here by reference in full. The person skilled in the art using the present invention will be able to determine the type and amount of stabilizing agent necessary for the introduction according to the methods of the present invention to achieve the desired results. In some embodiments of the invention, the amount of stabilizing agent present is in the range of from about 0 to about 75% of the dry weight of the composition for controlling properties depending on the presence of the clay derivatives. In preferred embodiments of the invention, the amount of stabilizing agent contained is in the range of from about 50 to about 2% of the dry weight of the composition for controlling properties depending on the presence of the clay derivative. A person skilled in the art using the present invention recognizes the amount of stabilizing agent to be added to the composition to control the properties of the present invention for use in a particular application.

IV. Композиция для регулирования свойств - агент управления фильтрацией.Iv. Composition for the regulation of properties - agent control filtering.

Агенты управления фильтрацией, подходящие для использования в вариантах реализации настоящего изобретения, не считаются конкретно ограниченными и могут содержать любой тип соединений способных обеспечить управление потерями жидкости. Форма агента управления фильтрацией может содержать различные формы, такие как, например, волокна, хлопья, листки, порошки, кристаллические частицы и подобное. Подходящие агенты управления фильтрацией могут содержать производные целлюлозы (например, модифицированный гуар, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза), латексные полимеры и сополимеры акриламидо-2-метил-2пропансульфоновая кислота, в частности сополимеры с Ν,Ν-диметилакриламида. Подходящие сополимеры акриламидо-2-метил-2-пропансульфоновой кислоты которые могут быть применены для контроля фильтрации описаны в патентах США № 4015991, 4515635, 4555269, 4676317, 4703801, 5339903 и 6268406, описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме. Один из примеров подходящих добавок контроля фильтрации, которые могут быть использованы в описанных здесь вариантах реализации изобретения, является НАЬАЭ-344, коммерчески доступный из НаШЪийоп Епетду Зсгуюсх В некоторых вариантах реализации изобретения агент управления фильтрацией присутствует в количестве в диапазоне от примерно 0 до примерно 50% сухого веса композиции для регулирования свойств в зависимости от присутствия производной глины. В предпочтительных вариантах реализации изобретения агент управления фильтрацией присутствует в количестве в диапазоне от примерно 2 до примерно 35% сухого веса композиции для регулирования свойств в зависимости от присутствия производной глины. Специалист в данной области техники, используя настоящее изобретение, распознает количество агента управления фильтрацией, необходимое для добавления в композиция для регулирования свойств настоящего изобретения для использования в конкретном варианте применения.Filtration control agents suitable for use in embodiments of the present invention are not specifically considered limited and may contain any type of compound capable of controlling fluid loss. The form of the filtration control agent may contain various forms, such as, for example, fibers, flakes, sheets, powders, crystalline particles and the like. Suitable filtration control agents may contain cellulose derivatives (for example, modified guar, hydroxyethylcellulose, carboxymethylcellulose, carboxymethylhydroxyethylcellulose), latex polymers and acrylamido-2-methyl-2-propanesulfonic acid copolymers, in particular Ν, Ν-dimethylcryl copolymers. Suitable copolymers of acrylamido-2-methyl-2-propanesulfonic acid which can be used to control filtration are described in US Pat. Nos. 4,015991, 4515635, 4555269, 4676317, 4703801, 5339903 and 6268406, the descriptions of which are included here by reference in full. One example of suitable filtration control additives that may be used in embodiments of the invention described herein is NAAAE-344, commercially available from NAShIop Epetdu Zsguyuch. In some embodiments of the invention, the filtration control agent is present in an amount from about 0 to about 50% dry weight of the composition for regulating properties depending on the presence of a clay derivative. In preferred embodiments of the invention, the filter control agent is present in an amount in the range of from about 2 to about 35% of the dry weight of the composition for controlling properties depending on the presence of the clay derivative. A person skilled in the art using the present invention recognizes the amount of filter control agent required to add to the composition to control the properties of the present invention for use in a particular application.

V. Композиция для регулирования свойств - суспендирующий агент.V. Composition for regulating properties - suspending agent.

Суспендирующие агенты подходят для использования в настоящем изобретении и могут содержать любые соединения полимерного материала, способного увеличивать вязкость обрабатываемой жидкости. В некоторых вариантах реализации изобретения суспендирующий агент может содержать один или более полимеров, имеющих по меньшей мере две молекулы, способные формировать сшитие в реакции сшития в присутствии сшивающего агента, и/или полимеров, имеющих по меньшей мере две молекулы, которые также сшиты (т.е. сшитый гелеобразующий агент). Суспендирующие агенты могут быть гелеоб- 4 029162Suspending agents are suitable for use in the present invention and may contain any compound of a polymeric material capable of increasing the viscosity of the liquid to be treated. In some embodiments of the invention, the suspending agent may contain one or more polymers having at least two molecules capable of forming crosslinking in the crosslinking reaction in the presence of a crosslinking agent, and / or polymers having at least two molecules that are also crosslinked (i. e. cross-linked gelling agent). Suspending agents may be gel 4 029162

разующими агентами натурального происхождения, синтетическими гелеобразующими агентами или их комбинацией. Суспендирующие агенты также могут быть катионными гелеобразующими агентами, анионными гелеобразующими агентами или их комбинацией. Подходящие суспендирующие агенты включают, не ограничиваясь ими, полисахариды, биополимеры и/или их производные, содержащие один или более моносахаридных соединений: галактозу, маннозу, глюкозид, глюкозу, ксилозу, арабинозу, фруктозу, глюкуроновую кислоту или пиранозилсульфат. Примеры подходящих полисахаридов содержат, но не ограничиваются ими, гуаровые резины (например, гидроксиэтилгуар, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар и карбоксиметилгидроксипропилгуар ("СМНРО")), производные целлюлозы (например, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза и карбоксиметилгидроксиэтил целлюлоза), ксантан, склероглюкан, сукциногликан, диутан и их комбинации. В определенных вариантах реализации изобретения гелеобразующие агенты содержат органический карбоксилированный полимер, такой как СМНРО.disintegrating agents of natural origin, synthetic gelling agents, or a combination thereof. Suspending agents may also be cationic gelling agents, anionic gelling agents, or a combination thereof. Suitable suspending agents include, but are not limited to, polysaccharides, biopolymers, and / or their derivatives containing one or more monosaccharide compounds: galactose, mannose, glucoside, glucose, xylose, arabinose, fructose, glucuronic acid, or pyranosyl sulfate. Examples of suitable polysaccharides are: succinoglycan, diutan, and combinations thereof. In certain embodiments of the invention, the gelling agents comprise an organic carboxylated polymer, such as SMHRO.

Подходящие синтетические полимеры включают, не ограничиваясь ими, 2,2'-азо-бис-(2,4диметилвалеронитрил), 2,2'-азо-бис-(2,4-диметил-4-метоксивалеронитрил), полимеры и сополимеры хлорида этилтриметиламмонийакриламида, акриламид и акриламидо- и метакриламидо-алкильные соли триалкиламмония, акриламидометилпропансульфоновую кислоту, хлорид акриламидопропилтриметиламмония, акриловую кислоту, диметиламиноэтилметакриламид, диметиламиноэтилметакрилат, диметиламинопропилметакриламид, диметиламинопропилметакриламид, хлорид диметилдиаллиламмония, диметилэтилакрилат, фумарамид, метакриламид, хлорид метакриламидопропилтриметиламмония, хлорид метакриламидопропилдиметил-Ы-додециламмония, хлорид метакриламидопропилдиметил-ноктиламмония, хлорид метакриламидопропилтриметиламмония, соли метакрилоилалкилтриалкиламмония, хлорид метакрилоилэтил триметиламмония, хлорид метакрилиламидопропилдиметилцетиламмония, бетаин Ы-(3-сульфопропил)-Ы-метакриламидопропил-Ы,Ы-диметиламмония, Ν,Ν-диметилакриламид, Ν-метилакриламид, нонилфеноксиполи(этиленокси)этилметакрилат, частично гидролизованный полиакриламид, поли-2-амино-2-метилпропансульфоновую кислоту, поливиниловый спирт, 2-акриламидо-2метилпропансульфонат натрия, кватернизованный диметиламиноэтилакрилат, кватернизованный диметиламиноэтилметакрилат и производные и их комбинации. В определенных вариантах реализации изобретения суспендирующий агент содержит акриламид/сополимер метилсульфата 2-(метакрилоилокси)этилтриметиламмония. В определенных вариантах реализации изобретения суспендирующий агент может содержать акриламид/сополимер хлорида 2-(метакрилоилокси)этилтриметиламмония. В определенных вариантах реализации изобретения суспендирующий агент может содержать дериватизированную целлюлозу, содержащую целлюлозу привитую аллил- или винил-мономером, такие как описаны в патентах США № 4982793, 5067565 и 5122549, описания которых включены сюда посредством ссылки в полном объеме.Suitable synthetic polymers include, but are not limited to, 2,2'-azo bis (2,4-dimethylvaleronitrile), 2,2'-azo bis (2,4-dimethyl-4-methoxyvaleronitrile), polymers and copolymers of ethyltrimethylammonium acrylamide acrylamide and acrylamide I dimetiletilakrilat, fumaramid, methacrylamide, methacrylamidopropyltrimethylammonium chloride, metakrilamidopropildimetil-N-dodecylammonium chloride metakrilamidopropildimetil-noktilammoniya, methacrylamidopropyltrimethylammonium chloride, salts metakriloilalkiltrialkilammoniya, metakriloiletil trimethylammonium chloride, metakrililamidopropildimetiltsetilammoniya chloride, betaine, N- (3-sulfopropyl) -N-methacrylamidopropyl-N , S-dimethylammonium, S, S-dimethylacrylamide, S-methyl acrylamide, nonylphenoxypoly (ethyleneoxy) ethyl methacrylate, partially hydro izovanny polyacrylamide, poly-2-amino-2-methylpropane sulfonic acid, polyvinyl alcohol, sodium 2-acrylamido-2metilpropansulfonat, quaternized dimethylaminoethyl acrylate, quaternized dimethylaminoethyl methacrylate, and derivatives and combinations thereof. In certain embodiments of the invention, the suspending agent comprises acrylamide / copolymer of methyl sulfate 2- (methacryloyloxy) ethyltrimethylammonium. In certain embodiments of the invention, the suspending agent may contain acrylamide / copolymer of 2- (methacryloyloxy) ethyltrimethylammonium chloride. In certain embodiments of the invention, the suspending agent may contain a derivatized cellulose containing a grafted allyl or vinyl monomer cellulose, such as described in US Pat. Nos. 4,982,793, 5,056,565 and 5,122,549, the descriptions of which are included here by reference in full.

Дополнительно, полимеры и сополимеры, которые содержат один или более функциональных групп (например, гидроксил, цис-гидроксил, карбоновые кислоты, производные карбоновых кислот, сульфат, сульфонат, фосфат, фосфонат, амино или амидные группы), могут быть использованы как суспендирующие агенты.Additionally, polymers and copolymers that contain one or more functional groups (for example, hydroxyl, cis-hydroxyl, carboxylic acids, carboxylic acid derivatives, sulfate, sulfonate, phosphate, phosphonate, amino, or amide groups) can be used as suspending agents.

Суспендирующий агент может присутствовать в композиции для регулирования свойств настоящего изобретения в количестве, достаточном для обеспечения желаемой вязкости бурового раствора. В некоторых вариантах реализации изобретения суспендирующие агенты (т.е. полимерный материал) могут присутствовать в количестве в диапазоне от примерно 0 до примерно 35% сухого веса композиции для регулирования свойств в зависимости от присутствия производных глины. В предпочтительных вариантах реализации изобретения суспендирующие агенты могут присутствовать в количествах от примерно 1 до примерно 25% сухого веса композиции для регулирования свойств в зависимости от присутствия производных глины. Специалист в данной области техники, используя настоящее изобретение, распознает количество суспендирующего агента, включенного в композиции для регулирования свойств настоящего изобретения для использования отдельных вариантах применения.A suspending agent may be present in the composition to control the properties of the present invention in an amount sufficient to provide the desired viscosity of the drilling fluid. In some embodiments of the invention, suspending agents (i.e., polymeric material) may be present in an amount in the range of from about 0 to about 35% of the dry weight of the composition for adjusting properties depending on the presence of the clay derivatives. In preferred embodiments of the invention, suspending agents may be present in amounts from about 1 to about 25% of the dry weight of the composition for adjusting properties depending on the presence of the clay derivatives. A person skilled in the art, using the present invention, recognizes the amount of suspending agent included in the composition to control the properties of the present invention for use in particular applications.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо адаптировано для достижения целей и преимуществ упомянутых также как и те, что неотъемлемо здесь присущи. Конкретные варианты реализации изобретения, описанные выше, являются всего лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и применяемо по-другому, но аналогичные способы очевидны специалисту в данной области техники и лицам, применяющим настоящее изобретение. Более того, нет ограничений, относительно показанных здесь деталей конструкции или проекта, за исключением ограничений, указанных ниже в формуле изобретения. Таким образом, это свидетельствует о том, что конкретные иллюстративные варианты реализации изобретения, описанные выше, могут изменяться, объединяться или модифицироваться, а все такие вариации попадают в объем и сущность настоящего изобретения. Изобретение, описанное здесь, иллюстративно может быть применимо при отсутствии любого элемента, который конкретно здесь не описан и/или любого описанного здесь не обязательного элемента. Хотя структуры и способы описаны в терминах "содержащий", "включающий" или "содержащий", различные компоненты или этапы, композиции и способы могут также "состоять из собственно" или "состоять из" различных компонентов и этапов. Все номера и диапазоны, описанные выше, могут изменяться на неко- 5 029162Thus, the present invention is well adapted to achieve the objectives and advantages mentioned as well as those that are inherent here. The specific embodiments of the invention described above are merely illustrative, since the present invention can be modified and applied differently, but similar methods are obvious to a person skilled in the art and persons using the present invention. Moreover, there are no restrictions with respect to the details of the construction or design shown here, except for the limitations set forth below in the claims. Thus, this indicates that the specific illustrative embodiments of the invention described above may be altered, combined or modified, and all such variations fall within the scope and essence of the present invention. The invention described herein may be illustratively applicable in the absence of any element that is not specifically described herein and / or any non-essential element described herein. Although structures and methods are described in terms of "comprising," "including," or "containing," various components or steps, compositions and methods may also "consist of proper" or "consist of" different components and steps. All numbers and ranges described above may vary by some 5 029162

торую величину. Всякий раз, когда описывается числовой диапазон с нижней границей и верхней границей, этот диапазон охватывает любое число и любой диапазон, попадающие в указанный диапазон. Конкретнее, каждый диапазон значений ("от примерно а до примерно б", или аналогично "от приблизительно а до б", или аналогично "от приблизительно а-б"), описанный здесь, следует понимать как любое число и диапазон, попадающие в граничные пределы диапазона значений. Также термины в формуле изобретения имеют их очевидный, однозначный смысл до тех пор, пока иное недвусмысленно и ясно не определено владельцем патента. Кроме того, элементы, указанные в формуле изобретения в единственном числе, определены здесь как представляющие один или большее количество соответствующих элементов. При наличии какого-либо несоответствия в применении слова или термина в этом описании и одном или более патентов или других документов, которые могут быть включены в настоящий документ посредством ссылки, следует применять определения, указанные в настоящем описании.last value. Whenever a numeric range is described with a lower bound and an upper bound, this range covers any number and any range that falls within the specified range. More specifically, each range of values (“from about a to about b,” or similarly, from approximately a to b, or similarly from approximately a to b), described here, should be understood as any number and range falling within the boundary range of values. Also, the terms in the claims have their obvious, unambiguous meaning, unless otherwise explicitly and clearly defined by the patent owner. In addition, the elements specified in the claims in the singular, are defined here as representing one or more corresponding elements. If there is any inconsistency in the use of a word or term in this description and one or more patents or other documents that may be incorporated by reference herein, the definitions given in this description should be used.

Claims (10)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Способ бурения подземного пласта, включающий следующие стадии: выполняют бурение скважины в подземный пласт;1. The method of drilling an underground reservoir, which includes the following stages: perform the drilling of a well into the underground reservoir; берут буровой раствор, содержащий жидкость на водной основе и композицию для регулирования свойств, причем композиция для регулирования свойств содержитtake a drilling fluid containing a water-based fluid and a composition for regulating properties, and the composition for regulating properties contains производные глины;clay derivatives; стабилизирующий агент в количестве от 2 до 75% сухого веса композиции для регулирования свойств;a stabilizing agent in an amount of from 2 to 75% of the dry weight of the composition for adjusting properties; агент управления фильтрацией в количестве от 2 до 50% сухого веса композиции для регулирования свойств;filter control agent in an amount of from 2 to 50% of the dry weight of the composition for adjusting properties; суспендирующий агент в количестве от 1 до 35% сухого веса композиции для регулирования свойств;suspending agent in an amount of from 1 to 35% of the dry weight of the composition for regulating properties; вводят буровой раствор в скважину в подземный пласт;enter the drilling fluid into the well into the subterranean formation; выполняют непрерывную циркуляцию бурового раствора во время бурения скважины.perform continuous circulation of drilling mud during drilling. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость на водной основе выбрана из группы, состоящей из следующего: пресной воды, соленой воды, рапы, морской воды и их комбинаций.2. The method according to claim 1, characterized in that the water-based liquid is selected from the group consisting of the following: fresh water, salt water, brine, sea water, and combinations thereof. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что производные глины содержат менее чем 20% примесей.3. The method according to claim 1, characterized in that the clay derivatives contain less than 20% of impurities. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что производные глины выбраны из группы, состоящей из следующего: производные каолинитовой глины; производные монтмориллонитовой глины; производные иллитовой глины; производные хлоритовой глины и любые их комбинации.4. The method according to claim 1, characterized in that the clay derivatives are selected from the group consisting of the following: kaolin clay derivatives; montmorillonite clay derivatives; illite clay derivatives; chlorite clay derivatives and any combinations thereof. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что стабилизирующий агент присутствует в диапазоне от 2 до 50% сухого веса композиции для регулирования свойств.5. The method according to claim 1, characterized in that the stabilizing agent is present in the range from 2 to 50% of the dry weight of the composition for controlling properties. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что стабилизирующий агент выбран из группы, состоящей из агента клейкости на неводной основе; агента клейкости на водной основе; эмульсифицированного агента клейкости; силил-модифицированного полиамидного соединения; смолы; водных сшитых полимерных композиций; полимеризированных органических мономерных соединений; эмульсии стабилизирующего агента; соединений, модифицирующих накопление электрокинетического потенциала; силиконовых смол; связующего вещества; любых их производных и любых их комбинаций.6. The method according to claim 1, wherein the stabilizing agent is selected from the group consisting of a tack agent on a non-aqueous basis; water based tackiness agent; emulsified tack agent; silyl-modified polyamide compound; resins; aqueous crosslinked polymer compositions; polymerized organic monomer compounds; emulsion stabilizing agent; compounds modifying the accumulation of electrokinetic potential; silicone resins; a binder; any derivatives thereof and any combinations thereof. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент управления фильтрацией присутствует в диапазоне от 2 до 35% сухого веса композиции для регулирования свойств.7. The method according to claim 1, characterized in that the agent control filtering is present in the range from 2 to 35% of the dry weight of the composition for regulating properties. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что агентом управления фильтрацией являются производные целлюлозы; латексный полимер; сополимер акриламидо-2-метил-2-пропансульфоновой кислоты; любые их производные и любые их комбинации.8. The method according to claim 1, characterized in that the agent controlling the filtration are cellulose derivatives; latex polymer; acrylamido-2-methyl-2-propanesulfonic acid copolymer; any derivatives thereof and any combinations thereof. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что суспендирующий агент присутствует в диапазоне от 1 до 25% сухого веса композиции для регулирования свойств.9. The method according to claim 1, characterized in that the suspending agent is present in the range from 1 to 25% of the dry weight of the composition for controlling properties. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что суспендирующий агент выбран из группы, состоящей из следующего: гелеобразующие агенты натурального происхождения; синтетические гелеобразующие агенты и любые их комбинации.10. The method according to claim 1, characterized in that the suspending agent is selected from the group consisting of the following: gelling agents of natural origin; synthetic gelling agents, and any combinations thereof.
EA201590404A 2012-10-30 2012-10-30 Drilling fluid composition and method for use thereof in subterranean formations EA029162B1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2012/062590 WO2014070144A1 (en) 2012-10-30 2012-10-30 Drilling fluid compositions and methods for use thereof in subterranean formations

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201590404A1 EA201590404A1 (en) 2015-08-31
EA029162B1 true EA029162B1 (en) 2018-02-28

Family

ID=47297420

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201590404A EA029162B1 (en) 2012-10-30 2012-10-30 Drilling fluid composition and method for use thereof in subterranean formations

Country Status (7)

Country Link
EP (1) EP2885370A1 (en)
AU (1) AU2012393530B2 (en)
BR (1) BR112015006122A2 (en)
CA (1) CA2884936A1 (en)
EA (1) EA029162B1 (en)
MX (1) MX2015003469A (en)
WO (1) WO2014070144A1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4155410A (en) * 1978-06-26 1979-05-22 Brinadd Company Method for correcting lost circulation
GB2221940A (en) * 1988-08-15 1990-02-21 Baroid Technology Inc Well drilling fluid and method of drilling employing said fluid
US5775425A (en) * 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine particulate flowback in subterranean wells
US20070135312A1 (en) * 2005-12-08 2007-06-14 Mohand Melbouci Solvent free fluidized polymer suspensions for oilfield servicing fluids

Family Cites Families (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4015991A (en) 1975-08-08 1977-04-05 Calgon Corporation Low fluid loss cementing compositions containing hydrolyzed acrylamide/2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid derivative copolymers and their use
US4555269A (en) 1984-03-23 1985-11-26 Halliburton Company Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions
US4515635A (en) 1984-03-23 1985-05-07 Halliburton Company Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions
GB8412423D0 (en) 1984-05-16 1984-06-20 Allied Colloids Ltd Polymeric compositions
US4585064A (en) 1984-07-02 1986-04-29 Graham John W High strength particulates
US4703801A (en) 1986-05-13 1987-11-03 Halliburton Company Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations
US4676317A (en) 1986-05-13 1987-06-30 Halliburton Company Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations
US4982793A (en) 1989-03-10 1991-01-08 Halliburton Company Crosslinkable cellulose derivatives
US5067565A (en) 1989-03-10 1991-11-26 Halliburton Company Crosslinkable cellulose derivatives
US5122549A (en) 1989-03-10 1992-06-16 Halliburton Company Crosslinkable cellulose derivatives
US5249627A (en) 1992-03-13 1993-10-05 Halliburton Company Method for stimulating methane production from coal seams
US5339903A (en) 1993-11-12 1994-08-23 Halliburton Company Method for control of gas migration in well cementing
US5833000A (en) 1995-03-29 1998-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5839510A (en) 1995-03-29 1998-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
DE19647368A1 (en) 1996-11-15 1998-05-20 Inst Neue Mat Gemein Gmbh Composites
US6582819B2 (en) 1998-07-22 2003-06-24 Borden Chemical, Inc. Low density composite proppant, filtration media, gravel packing media, and sports field media, and methods for making and using same
US6268406B1 (en) 1999-06-09 2001-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Well cementing methods using compositions containing liquid polymeric additives
US6311773B1 (en) 2000-01-28 2001-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Resin composition and methods of consolidating particulate solids in wells with or without closure pressure
US6439309B1 (en) 2000-12-13 2002-08-27 Bj Services Company Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations
JP2003064152A (en) 2001-08-23 2003-03-05 Japan Epoxy Resin Kk Modified epoxy resin composition and method for producing the same and solventless type coating using the same composition
US7153575B2 (en) 2002-06-03 2006-12-26 Borden Chemical, Inc. Particulate material having multiple curable coatings and methods for making and using same
US7131491B2 (en) 2004-06-09 2006-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based tackifier fluids and methods of use
US8076271B2 (en) 2004-06-09 2011-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous tackifier and methods of controlling particulates
DE102005002805A1 (en) 2005-01-20 2006-08-10 Epg (Engineered Nanoproducts Germany)Gmbh Hydrolytic and hydrothermal stable consolidation or modification of the wetting behavior of geological formations
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
US7350579B2 (en) 2005-12-09 2008-04-01 Clearwater International Llc Sand aggregating reagents, modified sands, and methods for making and using same
US7392847B2 (en) 2005-12-09 2008-07-01 Clearwater International, Llc Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same
US20080006405A1 (en) 2006-07-06 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for enhancing proppant pack conductivity and strength
US7819192B2 (en) 2006-02-10 2010-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating agent emulsions and associated methods
DE102006018938A1 (en) 2006-04-24 2007-10-25 Epg (Engineered Nanoproducts Germany) Ag Oil, hot water and temperature resistant binders, process for their preparation and their use
NO20073388L (en) 2007-07-02 2009-01-05 Jotun As Organofunctional polysiloxane polymers and coating compositions containing said polymers
CN101848957B (en) 2007-11-19 2012-09-26 东亚合成株式会社 Polysiloxane, method for producing the same, and method for producing cured product of the same
DE102008011413A1 (en) 2008-02-27 2009-09-03 Epg (Engineered Nanoproducts Germany) Ag Binders for binding beds and loose formations and process for their preparation
US20100160187A1 (en) 2008-12-18 2010-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for stabilizing unconsolidated particulates in a subterranean formation
US8261833B2 (en) 2009-02-25 2012-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for consolidating particulate matter in a subterranean formation
US8136595B2 (en) 2009-08-07 2012-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling particulate flowback and migration in a subterranean formation
US8563648B2 (en) 2009-10-28 2013-10-22 Ppg Industries Ohio, Inc. Coating composition comprising an alkoxysilane, a polysiloxane, and a plurality of particles
US20110168449A1 (en) * 2010-01-11 2011-07-14 Dusterhoft Ronald G Methods for drilling, reaming and consolidating a subterranean formation

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4155410A (en) * 1978-06-26 1979-05-22 Brinadd Company Method for correcting lost circulation
GB2221940A (en) * 1988-08-15 1990-02-21 Baroid Technology Inc Well drilling fluid and method of drilling employing said fluid
US5775425A (en) * 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine particulate flowback in subterranean wells
US20070135312A1 (en) * 2005-12-08 2007-06-14 Mohand Melbouci Solvent free fluidized polymer suspensions for oilfield servicing fluids

Also Published As

Publication number Publication date
CA2884936A1 (en) 2014-05-08
AU2012393530B2 (en) 2016-05-12
WO2014070144A1 (en) 2014-05-08
EP2885370A1 (en) 2015-06-24
EA201590404A1 (en) 2015-08-31
BR112015006122A2 (en) 2017-07-04
AU2012393530A1 (en) 2015-04-02
MX2015003469A (en) 2015-09-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2014249329B2 (en) Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material
US10655055B2 (en) Weak gel system for chemical enhanced oil recovery
US4409110A (en) Enhanced oil displacement processes and compositions
US3747681A (en) Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid
US4652623A (en) Polymers for use as filtration control aids in drilling muds
EP0156030B1 (en) Aqueous drilling fluid
EP2524017B1 (en) Treatment fluids for wetting control of multiple rock types and associated methods
RU2501829C2 (en) Emulsion-stabilising agents to be used in fluid media for drilling and completion of wells
US9790416B2 (en) Drilling fluid compositions and methods for use thereof in subterranean formations
US11198811B2 (en) Multifunctional friction reducers
RU2602262C1 (en) Heat-resistant cationic drilling mud
CA2785293C (en) Surfactants for reduction of water blocks and/or gas condensates and associated methods
CN112646559A (en) Sand carrying fluid with functions of improving flow resistance of thickened oil and stabilizing clay
CN110168012B (en) Multiphase polymer suspensions and their use
RU2651652C1 (en) Cation drilling mud for unstable clay rocks drilling
US9598631B2 (en) Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability
EA025729B1 (en) Compositions and methods for treatment of well bore tar
WO2021209242A1 (en) Drilling fluid with improved fluid loss and viscosifying properties
EA029162B1 (en) Drilling fluid composition and method for use thereof in subterranean formations
RU2614838C1 (en) Cationic drilling mud
US11401458B2 (en) Friction reducer compositions
CN109251735A (en) A kind of anti-H2S free clay phase is saturated drilling fluid

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 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