EA030815B1 - Абсорбирующие углеводороды нефтепромысловые материалы, используемые в качестве добавок в буровых текучих средах на масляной основе - Google Patents

Абсорбирующие углеводороды нефтепромысловые материалы, используемые в качестве добавок в буровых текучих средах на масляной основе Download PDF

Info

Publication number
EA030815B1
EA030815B1 EA201590052A EA201590052A EA030815B1 EA 030815 B1 EA030815 B1 EA 030815B1 EA 201590052 A EA201590052 A EA 201590052A EA 201590052 A EA201590052 A EA 201590052A EA 030815 B1 EA030815 B1 EA 030815B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
drilling fluid
drilling
absorbent material
hydrocarbon absorbent
fluid
Prior art date
Application number
EA201590052A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201590052A1 (ru
Inventor
Кай Энн Моррис
Мэттью Линн Миллер
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, 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 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of EA201590052A1 publication Critical patent/EA201590052A1/ru
Publication of EA030815B1 publication Critical patent/EA030815B1/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
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/032—Inorganic additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • 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
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035—Organic additives
    • 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
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/34—Organic liquids
    • 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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу улучшения реологических свойств буровой текучей среды для бурения скважин в подземном пласте, который предотвращает потерю циркуляции в процессе бурения и включает введение в буровую текучую среду одной добавки, содержащей абсорбирующий углеводороды материал, и бурение с использованием указанной буровой текучей среды, причём буровая текучая среда представляет собой обратную эмульсию, и абсорбирующий углеводороды материал выбран из группы, состоящей из гомополимеров или сополимеров, содержащих стирол, бутадиен и/или акрилат. Изобретение также относится к способу модификации или усиления одного или более реологических свойств буровой текучей среды.

Description

Настоящее изобретение относится к способу улучшения реологических свойств буровой текучей среды для бурения скважин в подземном пласте, который предотвращает потерю циркуляции в процессе бурения и включает введение в буровую текучую среду одной добавки, содержащей абсорбирующий углеводороды материал, и бурение с использованием указанной буровой текучей среды, причём буровая текучая среда представляет собой обратную эмульсию, и абсорбирующий углеводороды материал выбран из группы, состоящей из гомополимеров или сополимеров, содержащих стирол, бутадиен и/или акрилат. Изобретение также относится к способу модификации или усиления одного или более реологических свойств буровой текучей среды.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится, в общем, к области разведки, эксплуатации и исследования нефтепромыслов и, более конкретно, к способу улучшения и модификации реологических свойств буровых текучих сред на масляной основе в целях регулирования фильтрации, суспендирования, смазывающей способности и потери циркуляции.
Уровень техники
Буровая текучая среда представляет собой специально разработанную текучую среду, которая циркулирует через ствол скважины в процессе бурения скважины, чтобы способствовать буровым работам. Разнообразные функции буровой текучей среды включают удаление обломков выбуренной породы из ствола скважины, а также охлаждение и смазку бурового долота, усиление опоры бурильной трубы и бурового долота, и обеспечение гидростатического напора для сохранения целостности стенок ствола скважины и предотвращения неуправляемого фонтана из скважины.
Важные свойства буровой текучей среды представляют собой реологические свойства, причем предусматриваются определенные реологические параметры для бурения и циркуляции текучей среды через ствол скважины. Текучая среда должна быть достаточно вязкой, чтобы суспендировать барит и обломки выбуренной породы и переносить эти обломки на поверхность скважины. Однако текучая среда не должна быть насколько вязкой, чтобы препятствовать буровым работам.
Выбираются конкретные системы буровых текучих сред, чтобы оптимизировать буровые работы в соответствии с характеристиками определенного геологического пласта. Промывочные текучие среды на масляной основе используются, как правило, чтобы бурить набухшие или вспученные сланцы, соль, гипс, ангидрит и другие пласты, в которых происходит испарение, содержащие сероводород пласты и горячие скважины, температура в которых составляет более чем приблизительно 300 градусов Фаренгейта (Fahrenheit) (300°F или 148,9°C), но их можно также использовать для бурения других скважин, пронизывающих подземный пласт.
Обратноэмульсионная буровая текучая среда на масляной основе может обычно содержать масляную фазу и водную фазу в объемном соотношении, составляющем от приблизительно 50:50 до приблизительно 95:5. Такие промывочные текучие среды на масляной основе, которые используются при бурении, как правило, составляют: содержащая масляную основу дисперсионная среда обратной эмульсии; содержащая водный раствор соли (как правило, раствор, содержащий приблизительно 30% хлорида кальция) дисперсная фаза обратной эмульсии; эмульгаторы на границе раздела дисперсионной среды и дисперсной фазы; а также другие вещества или добавки, которые обеспечивают суспендирование, регулирование массы или плотности, гидрофобные свойства, регулирование потери текучей среды или фильтрации, а также регулирование реологических свойств. Промывочные текучие среды или буровые текучие среды на основе обратной эмульсии (также называются обратноэмульсионные буровые текучие среды или обратноэмульсионные промывочные текучие среды или обратноэмульсионные текучие среды) представляют собой ключевой сегмент отрасли буровых текучих сред.
Во всем мире, когда осуществляется бурение скважин в содержащих углеводороды пластах для добычи этих углеводородов, существует желание повышения производительности. Для осуществления этой цели повышения производительности оказывается полезным сокращение до минимума числа различных добавок, которые требуются для буровой текучей среды, а также сокращение до минимума изменчивости таких добавок при переходе от одной скважины к другой, от одного месторождения к другому, от одной страны к другой. Кроме того, важным является предотвращение потери буровой текучей среды. Во многих случаях скважины бурят через склонные к потере циркуляции зоны перед достижением потенциально продуктивных зон, и для этого требуется использование предотвращающих потерю циркуляции материалов, чтобы сократить потери буровых текучих сред в таких зонах. Однако типичные теряемые при циркуляции материалы для буровых работ представляют собой растворы на водной основе.
На буровые текучие среды на основе обратной эмульсии распространяются постоянно растущие требования повышения эффективности и снижения стоимости, а также ограничения, связанные с защитой окружающей среды. Соответственно, в масштабах данной отрасли существует постоянная потребность и заинтересованность в новых буровых текучих средах и добавках, которые обеспечивают повышение эффективности при одновременном сохранении экологической и экономической приемлемости.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение предлагает способ модификации или усиления одного или более свойств буровой текучей среды, используемый при бурении скважин в подземных пластах в целях добычи углеводородов. Согласно данному способу абсорбирующий углеводороды материал используется с буровой текучей средой, в частности с текучей средой на масляной основе или обратной эмульсии, как загуститель, модификатор реологических свойств, суспендирующее вещество и/или регулирующее фильтрацию вещество. Поглощающий углеводороды материал можно также использовать, чтобы сокращать до минимума потери промывочной текучей среды посредством гелеобразования в желательном месте пласта. Поглощающий углеводороды материал можно также добавлять предварительно или вместе с цементом в процессе цементирования ствола скважины, чтобы абсорбировать любые избыточные углеводороды и
- 1 030815 усиливать прочность связывания обсадных труб. Хотя основная задача настоящего изобретения связана с абсорбирующим углеводороды материалом в качестве добавки к буровой текучей среде на масляной основе, абсорбирующий углеводороды материал может также увеличивать смазывающую способность буровой текучей среды на водной основе.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления
Настоящее изобретение удовлетворяет потребность в повышении эффективности бурения и заканчивания нефтяных скважин посредством предложения абсорбирующего углеводороды материала имеющего всеобщее применение для разнообразных функций в процессе бурения и заканчивания скважин в подземных пластах. Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предложен способ улучшения реологических свойств буровой текучей среды в процессе бурения, включающий введение в буровую среду добавки, содержащей абсорбирующий углеводороды материал, представляющий собой гомополимер или сополимер, содержащий стирол, бутадиен, акрилат, фталат, а также карбонатные соли. Согласно другому варианту осуществления абсорбирующий углеводороды материал представляет собой эластомерный полимер, в том числе изопрен, изобутилен, этилен, акрилонитрил, гидрированный нитрил, норборнен, фторированные простые эфирные блочные амиды, перфорированные простые эфирные блочные амиды и соответствующие родственные галогенированные соединения этих перечисленных выше веществ. Имеющиеся в продаже абсорбирующий углеводороды материалы, которые можно использовать согласно настоящему изобретению, включают: NORSORHX® APX1, поставляемый компанией Astrotech (Вена, Австрия); ENVIRO-BOND®, поставляемый компанией Petroleum Environmental, L.L.C. (Рапид-Сити, штат Мичиган); А610, А611, А650, поставляемые компанией Nochar Inc. (Индианаполис, штат Индиана); PI-TROBOND™ N-910, N-990, также поставляемые компанией Nochar Inc. (Индианаполис, штат Индиана); WASTK-SET™ 3200, 3400, поставляемые компанией Environmental and Fine Technology, L.L.C. (Гранд-Рапидз, штат Мичиган).
Согласно настоящему изобретению абсорбирующий углеводороды материал можно добавлять в буровую текучую среду как загуститель и/или суспендирующее вещество, и/или как модификатор реологических свойств, который может улучшать низкопроизводительные реологические свойства.
Низкопроизводительные реологические свойства определяются путем измерения при скорости сдвига, составляющей 10,2 с-1 или менее с помощью реометра Fann 35A, оборудованного ротором R1 и балансиром B1 при б об/мин. Кроме того, абсорбирующий углеводороды материал можно использовать, чтобы поддерживать подходящую вязкость буровой текучей среды в процессе транспортировки. Таким образом, абсорбирующий углеводороды материал можно использовать, чтобы придавать более высокую вязкость буровой текучей среде для транспортировки, а затем содержание данного материала можно уменьшать, чтобы придавать буровой текучей среде меньшую вязкость для использования в качестве буровой текучей среды. Такая модификация реологических свойств для транспортировки может также способствовать тому, что буровая текучая среда сохранит свойство суспендирования твердых веществ до времени ее использования в качестве буровой текучей среды.
Абсорбирующий углеводороды материал можно также использовать согласно настоящему изобретению в качестве препятствующего потере циркуляции материала. Согласно одному варианту осуществления, абсорбирующий углеводороды материал можно вводить в буферный раствор или буфер в достаточно высоких концентрациях, чтобы обеспечивать твердую нетекучую превращенную в гель матрицу в обрабатываемой зоне подземного пласта. Абсорбирующий углеводороды материал может образовывать полностью превращенную в гель матрицу в течение лишь приблизительно 30 с, или может потребоваться 5 ч или более для образования полностью превращенной в гель матрицы в зависимости от концентрации добавляемого абсорбирующего углеводороды материала. Для гелеобразования можно использовать абсорбирующий углеводороды материал, содержащий линейные, циклические, алифатические, ароматические, олефиновые или этерифицированные основные углеводороды. Согласно другому варианту осуществления абсорбирующий углеводороды материал можно помещать в форме водной дисперсии в желательном месте в подземном пласте и затем обрабатывать подходящим основным углеводородом для гелеобразования в этом месте для быстрого затвердевания и изоляции зон поглощения обратного типа.
Абсорбирующий углеводороды материал согласно настоящему изобретению можно также использовать для цементирования скважины, пробуренной с помощью текучей среды на масляной основе. Согласно настоящему изобретению, абсорбирующий углеводороды материал используется перед добавлением цемента или вместе с цементом, чтобы абсорбировать избыток углеводородов в стволе скважины и увеличивать прочность сцепления между пластом и обсадными трубами при заканчивании скважины. При использовании в настоящем документе термин цементирование следует понимать в общем смысле как означающий операции установки обсадных труб в ствол скважины, а также операции цементирования ствола скважины, если не определены другие условия.
Экспериментальная часть
Исследования абсорбирующего углеводороды материала с обычно используемыми основными углеводородами для буровых текучих сред осуществляли, чтобы определить его действие и совместимость. Смеси, содержащие по 1 г абсорбирующего углеводороды материала Nochar A610, изготавливали, ис
- 2 030815 пользуя по 40 мл каждого из следующих основных углеводородов: основное масло ENCORE® на основе изомеризованных олефинов, поставляемое компанией Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас и Дункан, штат Оклахома); смешанное масло ACCOLADE® на основе сложных эфиров и внутренних олефинов, поставляемое компанией Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас), масло ESCAID® 110 на основе деароматизированных легких углеводородов, поставляемое компанией ExxonMobil (Хьюстон, штат Техас); синтетическое масло SARALINE® 185V, поставляемое компанией Shell (Хьюстон, штат Техас); и дизельное топливо. Нетекучий гель, образуется с образцом ENCORE®, проявляя некоторый синерезис. Затем были исследованы различные концентрации, в частности 3,5 г добавки Nochar A610 в 50 мл масла ENCORE® и 1,0 г добавки Nochar A610 в 35 мл масла ENCORE® моделировали от 10 до 25 фунтов на баррель (от 28,5 до 71,3 г/л). Также была исследована концентрация 1,0 г добавки Nochar А610 в 40 мл масла ENCORE®, моделирующая 9 фунтов на баррель (25,7 г/л). Твердый нетекучий гель образовывался при концентрациях, составляющих от 10 до 25 фунтов на баррель. Гелевая структура образовывалась и при концентрации, составляющей 9 фунтов на баррель, но с синерезисом.
Исследования Nochar A611 при концентрации 70 фунтов на баррель (199,5 г/л) показали, что абсорбирующий углеводороды материал увеличивает вязкость углеводородов, в частности, таких как базовое масло ENCORE®, базовое масло ACCOLADE® и дизельное топливо при комнатной температуре. Вязкость углеводородов продолжала увеличиваться с течением времени, и образовывались гели, обладающие лишь небольшой текучестью. Добавка Nochar A611 образовывала прозрачный гель с меньшей скоростью, чем Nochar А610 при комнатной температуре. Например, добавка Nochar A610 при концентрации 23 фунта на баррель (65,6 г/л) в базовом масле образовывала гибкий гель в течение менее чем одной минуты, в то время как добавка Nochar A611 при концентрации 23 фунта на баррель в базовом масле образовывала текучий гель в течение более чем 30 мин. Таким образом, продолжительность гелеобразования в желательной степени можно регулировать за счет температуры путем использования смеси, такой как смесь обеих добавок Nochar А610 и А611 в данном примере.
Изготавливали имеющую масляную основу промывочную текучую среду (ОВМ) или буровую текучую среду в соответствии с составом, который представлен в табл. 1, и в результате этого получали ОВМ с плотностью, составляющей 13,6 фунтов на галлон (1,63 г/мл). Содержание соли в водной фазе, представляющей собой раствор хлорида кальция, составляло 250000 частей на миллион. Добавку Nochar A611 вводили в различных концентрациях, составляющих от 4 до 9 фунтов на баррель (от 11,4 до 25,7 г/л). Затем исследовали реологические свойства и прочность геля изготовленных образцов А-С.
Таблица 1. Составы промывочной текучей среды на масляной основе с абсорбирующей углеводороды добавкой
Образец ОВМ А В С
Минеральное масло, баррелей 0,52 0,52 0,52 0,52
Эмульгатор, фунтов на баррель 10 10 10 10
Известь, фунтов на баррель 1 1 1 1
Раствор хлорида кальция, 0,20 0,20 0,20 0,20
баррелей
Регулирующее фильтрацию вещество, фунтов на баррель 2 2 2 2
Суспендирующее вещество, фунтов на баррель 1 1 1 1
Nochar А611, фунтов на баррель - 4 6 9
Барит, фунтов на баррель 324,1 324,1 324,1 324,1
Содержание соли в водной фазе (WPS), частей на миллион 250000 250000 250000 250000
Плотность текучей среды, фунтов на галлон 13, 6 13, 6 13, 6 13, 6
- 3 030815
Таблица 2. Измеренные вискозиметром Fann 35 реологические
свойства и показатели прочности геля при 120°F (48,9°C)
Образец ОВМ А В С
600 об/мин 30 141 172 232
300 об/мин 17 89 110 132
200 об/мин 12 70 86 96
100 об/мин 8 48 60 57
6 об/мин 2 12 22 13
3 об/мин 1 9 18 10
Пластическая вязкость, сП 13 52 62 100
Предел текучести, фунтов на 100 кубических футов 4 37 48 32
Напряжение сдвига при нулевой скорости сдвига (Таи 0) 0 6 14 7
Гель 10 с/10 м 2/2 15/16 19/21 12/14
Реологические свойства имеющей масляную основу промывочной текучей среды (ОВМ), приведенной в табл. 1, как показано в табл. 2, были неудовлетворительными, включая неэффективное суспендирование барита и отсутствие прочности геля, в результате чего происходило осаждение барита без введения какой-либо добавки согласно настоящему изобретению. Вязкость образца А, который содержал 4 фунта на баррель (11,4 г/л) добавки Nochar A611 согласно настоящему изобретению, значительно увеличивалась, и получалась ОВМ, имеющая повышенную способность суспендирования твердых веществ. Образцы В и С содержащие, соответственно, б и 9 фунтов на баррель (17,1 и 25,7 г/л) добавки Nochar A611 согласно настоящему изобретению, дополнительно модифицировали реологические свойства посредством увеличения общей вязкости текучей среды. Добавка Nochar A611 легко увеличивала вязкость ОВМ. Однако прочность геля для каждого образца оставалась относительно постоянной, несмотря на повышение вязкости текучей среды.
Изготавливали представительные образцы текучей среды на синтетической основе (SBF) или образцы буровой текучей среды, имеющие составы, представленные в табл. 3, используя в качестве водной фазы солевой раствор, содержащий 280000 частей на миллион хлорида кальция, и в результате этого получалась текучая среда, плотность которой составляла 10,1 фунтов на галлон (1,21 г/л). Добавку Nochar A611 вводили при концентрациях, составляющих от 0,5 до 2 фунтов на баррель (от 1,43 до 5,7 г/мл). Затем исследовали реологические свойства и прочность геля изготовленных образцов D-F, используя вискозиметр Fann 35.
Таблица 3. Составы представительные образцы промывочной текучей среды на синтетической основе с абсорбирующей углеводороды добавкой
Образец SBF D Е F
Текучая среда на основе внутренних олефинов, баррелей 0, 60 0, 60 0, 60 0, 60
Эмульгатор, фунтов на баррель 6 6 6 6
Известь, фунтов на баррель 1 1 1 1
Раствор хлорида кальция, баррелей 0,28 0,28 0,28 0,28
Регулирующее фильтрацию вещество, фунтов на баррель 2 2 2 2
Суспендирующее вещество, фунтов на баррель 1 1 1 1
Nochar А611, фунтов на баррель - 0,5 1 2
Барит, фунтов на баррель 121,0 121,0 121,0 121,0
Содержание соли в водной фазе (WPS), частей на миллион 280000 280000 280000 280000
Плотность текучей среды, фунтов на галлон 10, 1 10, 1 10, 1 10, 1
- 4 030815
Таблица 4. Измеренные вискозиметром Fann 35 реологические свойства и показатели прочности геля при 120°F (48,9°C) для образца текучей среды
Образец SBF D Е F
600 об/мин 64 73 83 105
300 об/мин 43 49 56 70
200 об/мин 33 41 45 58
100 об/мин 24 30 34 42
6 об/мин 8 11 12 15
3 об/мин 6 8 10 12
Пластическая вязкость, сП 21 24 27 35
Предел текучести, фунтов на 100 кубических футов 22 25 29 35
Напряжение сдвига при нулевой скорости сдвига (Таи 0) 4 5 8 9
Гель 10 с/10 м/30 м 7/8/9 9/9/11 9/9/10 11/11/12
Образцы текучей среды на синтетической основе выдерживали в процессе прокатки при 150°F (71,1°C) в течение 16 ч. Вязкость композиций D-F увеличивалась по сравнению с композициями текучей среды на синтетической основе при увеличении концентрации А611 (табл. 4). Значение Tau 0 также увеличивалось при увеличении концентрации А611 и, таким образом, представляло собой дополнительный показатель увеличения вязкости. Однако увеличение вязкости текучей среды было достигнуто в течение 2 часов после добавления А611, поскольку отсутствовало значительное изменение вязкости при сравнении основных образцов и выдержанных образцов. Прочность геля оставалась постоянной в композициях, содержащих А611, что могло способствовать сохранению профиля вязкости с течением времени в процессе транспортировки.
Не предполагается, что примерные добавки, описанные в настоящем документе, будут производить какое-либо непосредственное или косвенное воздействие на оборудование, с которыми связаны изготовление, доставка, возвращение, рециркуляция, повторное использование и/или утилизация описанных добавок. Кроме того, не предполагается, что описанные добавки будут производить какое-либо непосредственное или косвенное воздействие на какое-либо транспортировочное или доставочное оборудование, используемое для перемещения добавок на место скважины или в ствол скважины. Кроме того, не предполагается, что описанные добавки будут производить какое-либо непосредственное или косвенное воздействие на разнообразные скважинные устройства и инструменты, которые могут вступать в контакт с добавками, такие как, но без ограничения этим, бурильная колонна, гибкие трубы, бурильная труба, утяжеленные бурильные трубы, приводимые в действие буровой текучей средой двигатели, скважинные двигатели и/или насосы, обратные клапаны, инструменты для скважинных исследований/каротажа в процессе бурения (MWD/LWD) и соответствующее телеметрическое оборудование, буровые долота (включающие конические шарошки, армированные поликристаллическими синтетическими алмазами коронки (PDC), природные алмазы, буровые расширители, фрезеры-расширители для обсадных труб и буровые коронки для колонкового бурения), датчики или распределенные датчики, скважинные теплообменники, клапаны и соответствующие приводящие их в действие устройства, инструменты для установки уплотнений, пакеры и другие изолирующие створ скважины устройства или компоненты и т.п.
Приведенное выше описание настоящего изобретения предназначается в качестве описания предпочтительных вариантов осуществления. Можно осуществлять разнообразные изменения деталей описанных текучих сред и способов их использование без выхода за пределы заданного объема настоящего изобретения, определяемого прилагаемой формулой изобретения.

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ улучшения реологических свойств буровой текучей среды для бурения скважин в подземном пласте, предотвращающий потерю циркуляции в процессе бурения, причем данный способ включает введение в буровую текучую среду одной добавки, содержащей абсорбирующий углеводороды материал, и бурение с использованием указанной буровой текучей среды, где буровая текучая среда представляет собой обратную эмульсию и где абсорбирующий углеводороды материал выбран из группы, состоящей из гомополимеров или сополимеров, содержащих стирол, бутадиен и/или акрилат.
  2. 2. Способ по п.1, в котором абсорбирующий углеводороды материал улучшает низкопроизводительные реологические свойства буровой текучей среды.
  3. 3. Способ по п.1, в котором абсорбирующий углеводороды материал используется как загуститель
    - 5 030815 буровой текучей среды.
  4. 4. Способ по п.1, в котором абсорбирующий углеводороды материал усиливает суспендирующие свойства буровой текучей среды.
  5. 5. Способ по п.1, в котором абсорбирующий углеводороды материал используется как регулирующее фильтрацию вещество в буровой текучей среде.
  6. 6. Способ по п.1, в котором буровая текучая среда включает линейные, циклические, алифатические, ароматические, олефиновые или этерифицированные основные углеводороды.
  7. 7. Способ по п.1, в котором вязкость буровой текучей среды увеличивается при увеличении добавляемого в нее количества абсорбирующего углеводороды материала.
  8. 8. Способ модификации или усиления одного или более реологических свойств буровой текучей среды для бурения скважин в подземном пласте при одновременном предотвращении потери циркуляции в процессе бурения, причем данный способ включает введение в буровую текучую среду в процессе бурения одной добавки, включающей абсорбирующий углеводороды материал, и продолжение бурения с указанной буровой текучей средой, где абсорбирующий углеводороды материал выбран из группы, которую составляют гомополимеры или сополимеры, содержащие стирол, бутадиен и/или акрилат, где буровая текучая среда представляет собой обратную эмульсию.
    4^j)
EA201590052A 2012-06-20 2013-03-17 Абсорбирующие углеводороды нефтепромысловые материалы, используемые в качестве добавок в буровых текучих средах на масляной основе EA030815B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/527,588 US9701881B2 (en) 2012-06-20 2012-06-20 Oil absorbent oilfield materials as additives in oil-based drilling fluid applications
PCT/US2013/032731 WO2013191776A1 (en) 2012-06-20 2013-03-17 Oil absorbent oilfield materials as additives in oil-based drilling fluid applications

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201590052A1 EA201590052A1 (ru) 2015-03-31
EA030815B1 true EA030815B1 (ru) 2018-10-31

Family

ID=48326384

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201590052A EA030815B1 (ru) 2012-06-20 2013-03-17 Абсорбирующие углеводороды нефтепромысловые материалы, используемые в качестве добавок в буровых текучих средах на масляной основе

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9701881B2 (ru)
EP (1) EP2864438B1 (ru)
AU (1) AU2013277767B2 (ru)
BR (1) BR112014032173A2 (ru)
CA (1) CA2876395C (ru)
EA (1) EA030815B1 (ru)
MX (1) MX2014014452A (ru)
WO (1) WO2013191776A1 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105319320A (zh) * 2014-06-26 2016-02-10 中国石油化工股份有限公司 用于测量钻井液处理剂吸附量的设备和方法
US11299958B2 (en) * 2015-08-05 2022-04-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for well completions
US11187057B2 (en) * 2015-08-05 2021-11-30 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for well completions
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
US20190055458A1 (en) * 2017-08-18 2019-02-21 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising aromatic ester solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
US10352116B2 (en) 2017-11-16 2019-07-16 Saudi Arabian Oil Company ARC perm-squeeze RDF—a permeable plug forming rapidly dehydrating fluid
CA3105197A1 (en) 2018-07-02 2020-01-09 Schlumberger Canada Limited Cement compositions and methods
US10988665B2 (en) 2019-04-04 2021-04-27 Saudi Arabian Oil Company Permeable and decomposable plug forming rapidly dehydrating fluid (RDF)
US10556829B1 (en) 2019-05-30 2020-02-11 Saudi Arabian Oil Company Cement slurries, cured cement and methods of making and use of these
WO2020264288A1 (en) 2019-06-28 2020-12-30 Schlumberger Technology Corporation Cement compositions and methods
WO2020264271A1 (en) * 2019-06-28 2020-12-30 Schlumberger Technology Corporation Spacer fluids containing swellable abrasive particles
US12049586B2 (en) 2020-12-01 2024-07-30 Schlumberger Technology Corporation Cement compositions and methods

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4633950A (en) * 1985-05-28 1987-01-06 Texaco Inc. Method for controlling lost circulation of drilling fluids with hydrocarbon absorbent polymers
US4704213A (en) * 1985-05-28 1987-11-03 Texaco Inc. Encapsulated oil absorbent polymers as lost circulation additives for oil based drilling fluids
WO1998005733A1 (en) * 1996-08-02 1998-02-12 M-I Drilling Fluids L.L.C. Improved oil-based drilling fluid
US20070137528A1 (en) * 2003-05-14 2007-06-21 Sylvaine Le Roy-Delage Self adaptive cement systems

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4233162A (en) * 1978-02-07 1980-11-11 Halliburton Company Oil well fluids and dispersants
US4425462A (en) 1982-09-13 1984-01-10 Exxon Research And Engineering Co. Drilling fluids based on sulfonated elastomeric polymers
US4740319A (en) 1984-04-04 1988-04-26 Patel Arvind D Oil base drilling fluid composition
US5958845A (en) 1995-04-17 1999-09-28 Union Oil Company Of California Non-toxic, inexpensive synthetic drilling fluid
US5883054A (en) 1997-09-19 1999-03-16 Intevep, S.A. Thermally stable drilling fluid
US5993372A (en) 1997-10-30 1999-11-30 Holland; Herbert W. Method and apparatus for collecting and containing hydrocarbon spills and leaks
US7456135B2 (en) 2000-12-29 2008-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling using flat rheology drilling fluids
US6887832B2 (en) 2000-12-29 2005-05-03 Halliburton Energy Service,S Inc. Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels
US7026272B2 (en) 2003-03-11 2006-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for sealing oil containing subterranean zones
US7977281B2 (en) * 2003-04-07 2011-07-12 Baker Hughes Incorporated Methods for minimizing the amount of graphite particles used during drilling operations
US7690429B2 (en) * 2004-10-21 2010-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using a swelling agent in a wellbore
US7488705B2 (en) * 2004-12-08 2009-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex
US7373991B2 (en) 2005-07-18 2008-05-20 Schlumberger Technology Corporation Swellable elastomer-based apparatus, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications
US7717180B2 (en) * 2006-06-29 2010-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable elastomers and associated methods
BRPI0906801A2 (pt) * 2008-01-22 2015-07-14 Mi Llc Fluido de furo de poço a base de óleo livre de emulsificante
US8141661B2 (en) 2008-07-02 2012-03-27 Clearwater International, Llc Enhanced oil-based foam drilling fluid compositions and method for making and using same
US20110160096A1 (en) * 2008-12-31 2011-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and Compositions Comprising a Dual Oil/Water-Swellable Particle
US7923413B2 (en) * 2009-05-19 2011-04-12 Schlumberger Technology Corporation Lost circulation material for oilfield use
EP2305767A1 (en) * 2009-10-02 2011-04-06 Services Pétroliers Schlumberger Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4633950A (en) * 1985-05-28 1987-01-06 Texaco Inc. Method for controlling lost circulation of drilling fluids with hydrocarbon absorbent polymers
US4704213A (en) * 1985-05-28 1987-11-03 Texaco Inc. Encapsulated oil absorbent polymers as lost circulation additives for oil based drilling fluids
WO1998005733A1 (en) * 1996-08-02 1998-02-12 M-I Drilling Fluids L.L.C. Improved oil-based drilling fluid
US20070137528A1 (en) * 2003-05-14 2007-06-21 Sylvaine Le Roy-Delage Self adaptive cement systems

Also Published As

Publication number Publication date
EA201590052A1 (ru) 2015-03-31
US9701881B2 (en) 2017-07-11
MX2014014452A (es) 2015-07-06
AU2013277767B2 (en) 2016-01-28
EP2864438B1 (en) 2017-06-21
WO2013191776A1 (en) 2013-12-27
BR112014032173A2 (pt) 2017-06-27
EP2864438A1 (en) 2015-04-29
CA2876395C (en) 2017-03-07
US20130345098A1 (en) 2013-12-26
AU2013277767A1 (en) 2014-12-11
CA2876395A1 (en) 2013-12-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA030815B1 (ru) Абсорбирующие углеводороды нефтепромысловые материалы, используемые в качестве добавок в буровых текучих средах на масляной основе
EP2900785B1 (en) Method for improving high temperature rheology in drilling fluids
US6861393B2 (en) Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids
US8691733B2 (en) Suspension characteristics in invert emulsions
US10767097B2 (en) Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty diol rheology modifiers
US10457847B2 (en) Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty amine rheology modifiers
BR112018007816B1 (pt) Método para cimentar um furo de poço
US6989353B2 (en) Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids
US20170267911A1 (en) Oil absorbent oilfield materials as additives in oil-based drilling fluid applications
US11898086B2 (en) Cationic and anionic shale inhibitors and clay stabilizers
US20210047553A1 (en) Rheology drilling fluid and method
US11725129B2 (en) Low-end rheology modifier for oil based drilling fluids

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG 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