EA029162B1 - Композиция бурового раствора и способ ее использования в подземных пластах - Google Patents

Композиция бурового раствора и способ ее использования в подземных пластах 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
English (en)
Other versions
EA201590404A1 (ru
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/ru
Publication of EA029162B1 publication Critical patent/EA029162B1/ru

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

Способ включает бурение скважины в подземный пласт; заготовление бурового раствора на водной основе и композиции для регулирования свойств, содержащего стабилизирующий агент; агент управления фильтрацией и суспендирующий агент; введение бурового раствора в скважину в подземный пласт и постоянную циркуляцию бурового раствора во время бурения скважины.

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.
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.
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.
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.
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.
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.
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 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.
I. Жидкость на водной основе.
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.
II. Композиция для регулирования свойств - производные глины.
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.
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 глины
III. Композиция для регулирования свойств - стабилизирующий агент.
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 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.
IV. Композиция для регулирования свойств - агент управления фильтрацией.
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.
V. Композиция для регулирования свойств - суспендирующий агент.
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 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.
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.
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.
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.
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 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.

Claims (10)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ бурения подземного пласта, включающий следующие стадии: выполняют бурение скважины в подземный пласт;
    берут буровой раствор, содержащий жидкость на водной основе и композицию для регулирования свойств, причем композиция для регулирования свойств содержит
    производные глины;
    стабилизирующий агент в количестве от 2 до 75% сухого веса композиции для регулирования свойств;
    агент управления фильтрацией в количестве от 2 до 50% сухого веса композиции для регулирования свойств;
    суспендирующий агент в количестве от 1 до 35% сухого веса композиции для регулирования свойств;
    вводят буровой раствор в скважину в подземный пласт;
    выполняют непрерывную циркуляцию бурового раствора во время бурения скважины.
  2. 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.
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что производные глины содержат менее чем 20% примесей.
  4. 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.
  5. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что стабилизирующий агент присутствует в диапазоне от 2 до 50% сухого веса композиции для регулирования свойств.
  6. 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.
  7. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент управления фильтрацией присутствует в диапазоне от 2 до 35% сухого веса композиции для регулирования свойств.
  8. 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.
  9. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что суспендирующий агент присутствует в диапазоне от 1 до 25% сухого веса композиции для регулирования свойств.
  10. 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.
EA201590404A 2012-10-30 2012-10-30 Композиция бурового раствора и способ ее использования в подземных пластах EA029162B1 (ru)

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 (ru) 2015-08-31
EA029162B1 true EA029162B1 (ru) 2018-02-28

Family

ID=47297420

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201590404A EA029162B1 (ru) 2012-10-30 2012-10-30 Композиция бурового раствора и способ ее использования в подземных пластах

Country Status (7)

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

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
US4676317A (en) 1986-05-13 1987-06-30 Halliburton Company Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations
US4703801A (en) 1986-05-13 1987-11-03 Halliburton Company Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations
US5067565A (en) 1989-03-10 1991-11-26 Halliburton Company Crosslinkable cellulose derivatives
US4982793A (en) 1989-03-10 1991-01-08 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 (de) 1996-11-15 1998-05-20 Inst Neue Mat Gemein Gmbh Verbundwerkstoffe
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 (ja) 2001-08-23 2003-03-05 Japan Epoxy Resin Kk 変性エポキシ樹脂組成物とその製造法及びその組成物を用いた無溶剤型塗料
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 (de) 2005-01-20 2006-08-10 Epg (Engineered Nanoproducts Germany)Gmbh Hydrolytisch und hydrothermal beständige Konsolidierung oder Änderung des Benetzungsverhaltens von geologischen Formationen
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
US7392847B2 (en) 2005-12-09 2008-07-01 Clearwater International, Llc Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same
US7350579B2 (en) 2005-12-09 2008-04-01 Clearwater International Llc Sand aggregating reagents, modified sands, 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 (de) 2006-04-24 2007-10-25 Epg (Engineered Nanoproducts Germany) Ag Öl-, heißwasser- und temperaturresistente Bindemittel, Verfahren zu deren Herstellung und deren Verwendung
NO20073388L (no) 2007-07-02 2009-01-05 Jotun As Organofunksjonelle polysiloksanpolymerer og belegningssammensetninger som inneholder nevnte polymerer
WO2009066608A1 (ja) 2007-11-19 2009-05-28 Toagosei Co., Ltd. ポリシロキサンおよびその製造方法ならびに硬化物の製造方法
DE102008011413A1 (de) 2008-02-27 2009-09-03 Epg (Engineered Nanoproducts Germany) Ag Bindemittel zur Bindung von Schüttungen und losen Formationen und Verfahren zu deren Herstellung
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
MX2015003469A (es) 2015-09-25
EA201590404A1 (ru) 2015-08-31
WO2014070144A1 (en) 2014-05-08
BR112015006122A2 (pt) 2017-07-04
EP2885370A1 (en) 2015-06-24
AU2012393530B2 (en) 2016-05-12
AU2012393530A1 (en) 2015-04-02

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 (ru) Стабилизирующие эмульсию агенты для применения в текучих средах для бурения и заканчивания скважин
US9790416B2 (en) Drilling fluid compositions and methods for use thereof in subterranean formations
RU2602262C1 (ru) Термостойкий катионный буровой раствор
US11198811B2 (en) Multifunctional friction reducers
CA2785293C (en) Surfactants for reduction of water blocks and/or gas condensates and associated methods
CN112646559A (zh) 一种具有改善稠油流动阻力及稳定粘土作用的携砂液
CN110168012B (zh) 多相聚合物悬浮液及其用途
RU2651652C1 (ru) Катионный буровой раствор для бурения неустойчивых глинистых пород
US9598631B2 (en) Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability
EA025729B1 (ru) Композиции и методы по обработке сланцевых смол в буровых скважинах
WO2021209242A1 (en) Drilling fluid with improved fluid loss and viscosifying properties
EA029162B1 (ru) Композиция бурового раствора и способ ее использования в подземных пластах
RU2614838C1 (ru) Катионный буровой раствор
US11401458B2 (en) Friction reducer compositions
CN109251735A (zh) 一种抗h2s无粘土相饱和钻井液

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