EA033941B1 - Способ проектирования состава бурового раствора, содержащего суспендируемый материал для ликвидации поглощений - Google Patents
Способ проектирования состава бурового раствора, содержащего суспендируемый материал для ликвидации поглощений Download PDFInfo
- Publication number
- EA033941B1 EA033941B1 EA201591186A EA201591186A EA033941B1 EA 033941 B1 EA033941 B1 EA 033941B1 EA 201591186 A EA201591186 A EA 201591186A EA 201591186 A EA201591186 A EA 201591186A EA 033941 B1 EA033941 B1 EA 033941B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- mdsp
- fluid
- formation
- particles
- function
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 249
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 27
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 180
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 151
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 27
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 13
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 12
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 claims description 9
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 7
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 2
- 101100162210 Aspergillus parasiticus (strain ATCC 56775 / NRRL 5862 / SRRC 143 / SU-1) aflM gene Proteins 0.000 claims 1
- 101100102500 Caenorhabditis elegans ver-1 gene Proteins 0.000 claims 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims 1
- 102100028950 Dual specificity protein phosphatase 13 isoform A Human genes 0.000 description 212
- 101000838551 Homo sapiens Dual specificity protein phosphatase 13 isoform A Proteins 0.000 description 212
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 69
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 11
- -1 aromatic organic compound Chemical class 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 7
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 7
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 7
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 6
- 239000011093 chipboard Substances 0.000 description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 5
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 4
- 239000007767 bonding agent Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 4
- JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C(C)=C JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 3
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 3
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 3
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- PAITUROHVRNCEN-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxyacetate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].OCC([O-])=O.OCC([O-])=O.OCC([O-])=O.OCC([O-])=O PAITUROHVRNCEN-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N D-xylopyranose Chemical compound O[C@@H]1COC(O)[C@H](O)[C@H]1O SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 2
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N arabinose Natural products OCC(O)C(O)C(O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N beta-D-Pyranose-Lyxose Natural products OC1COC(O)C(O)C1O SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- FYGDTMLNYKFZSV-MRCIVHHJSA-N dextrin Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)OC1O[C@@H]1[C@@H](CO)OC(O[C@@H]2[C@H](O[C@H](O)[C@H](O)[C@H]2O)CO)[C@H](O)[C@H]1O FYGDTMLNYKFZSV-MRCIVHHJSA-N 0.000 description 2
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000019797 dipotassium phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 239000010437 gem Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000012245 magnesium oxide Nutrition 0.000 description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940049920 malate Drugs 0.000 description 2
- BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N malic acid Chemical compound OC(=O)C(O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 2
- 125000001181 organosilyl group Chemical group [SiH3]* 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 2
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 2
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K tripotassium phosphate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])([O-])=O LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 229960004418 trolamine Drugs 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- RYSXWUYLAWPLES-MTOQALJVSA-N (Z)-4-hydroxypent-3-en-2-one titanium Chemical compound [Ti].C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O RYSXWUYLAWPLES-MTOQALJVSA-N 0.000 description 1
- YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N (z)-4-hydroxypent-3-en-2-one;zirconium Chemical compound [Zr].C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C=C DPBJAVGHACCNRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PFHOSZAOXCYAGJ-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-cyano-4-methoxy-4-methylpentan-2-yl)diazenyl]-4-methoxy-2,4-dimethylpentanenitrile Chemical compound COC(C)(C)CC(C)(C#N)N=NC(C)(C#N)CC(C)(C)OC PFHOSZAOXCYAGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WYGWHHGCAGTUCH-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-cyano-4-methylpentan-2-yl)diazenyl]-2,4-dimethylpentanenitrile Chemical compound CC(C)CC(C)(C#N)N=NC(C)(C#N)CC(C)C WYGWHHGCAGTUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VAHZZVZUWSQUPV-UHFFFAOYSA-J 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol 2-hydroxypropanoate zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.OCCN(CCO)CCO VAHZZVZUWSQUPV-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol;titanium Chemical compound [Ti].OCCN(CCO)CCO XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XBBVURRQGJPTHH-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyacetic acid;2-hydroxypropanoic acid Chemical compound OCC(O)=O.CC(O)C(O)=O XBBVURRQGJPTHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MSYNCHLYGJCFFY-UHFFFAOYSA-B 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;titanium(4+) Chemical compound [Ti+4].[Ti+4].[Ti+4].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O MSYNCHLYGJCFFY-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- ZFQCFWRSIBGRFL-UHFFFAOYSA-B 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].[Zr+4].[Zr+4].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZFQCFWRSIBGRFL-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;titanium(4+) Chemical compound [Ti+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- DGMOBVGABMBZSB-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropanoyl chloride Chemical compound CC(C)C(Cl)=O DGMOBVGABMBZSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 1
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- FLCAEMBIQVZWIF-UHFFFAOYSA-N 6-(dimethylamino)-2-methylhex-2-enamide Chemical compound CN(C)CCCC=C(C)C(N)=O FLCAEMBIQVZWIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000298 Cellophane Polymers 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005749 Copper compound Substances 0.000 description 1
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- AEMOLEFTQBMNLQ-AQKNRBDQSA-N D-glucopyranuronic acid Chemical compound OC1O[C@H](C(O)=O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O AEMOLEFTQBMNLQ-AQKNRBDQSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 description 1
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 description 1
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N Galacturonsaeure Natural products O=CC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M Lactate Chemical compound CC(O)C([O-])=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N Zinc dication Chemical compound [Zn+2] PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OZZOVSQSDIWNIP-UHFFFAOYSA-N acetic acid;azane Chemical compound [NH4+].[NH4+].CC([O-])=O.CC([O-])=O OZZOVSQSDIWNIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 description 1
- SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N ammonium bromide Chemical compound [NH4+].[Br-] SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229940058905 antimony compound for treatment of leishmaniasis and trypanosomiasis Drugs 0.000 description 1
- 150000001463 antimony compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- PYMYPHUHKUWMLA-WDCZJNDASA-N arabinose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-WDCZJNDASA-N 0.000 description 1
- GDFLGQIOWFLLOC-UHFFFAOYSA-N azane;2-hydroxypropanoic acid;titanium Chemical compound [NH4+].[Ti].CC(O)C([O-])=O GDFLGQIOWFLLOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N but-3-enoic acid;ethene Chemical compound C=C.OC(=O)CC=C DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L calcium acetate Chemical compound [Ca+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001639 calcium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000011092 calcium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229960005147 calcium acetate Drugs 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 229920003064 carboxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- LRTBLQKOVWXXRG-UHFFFAOYSA-L cesium sodium acetate formate Chemical compound C(C)(=O)[O-].[Na+].C(=O)[O-].[Cs+] LRTBLQKOVWXXRG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 150000001845 chromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001430 chromium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021540 colemanite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 description 1
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 1
- 150000001880 copper compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- LFQRKUIOSYPVFY-UHFFFAOYSA-L dipotassium diacetate Chemical compound [K+].[K+].CC([O-])=O.CC([O-])=O LFQRKUIOSYPVFY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical class [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RDMZIKMKSGCBKK-UHFFFAOYSA-N disodium;(9,11-dioxido-5-oxoboranyloxy-2,4,6,8,10,12,13-heptaoxa-1,3,5,7,9,11-hexaborabicyclo[5.5.1]tridecan-3-yl)oxy-oxoborane;tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[Na+].[Na+].O1B(OB=O)OB(OB=O)OB2OB([O-])OB([O-])OB1O2 RDMZIKMKSGCBKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OPGYRRGJRBEUFK-UHFFFAOYSA-L disodium;diacetate Chemical compound [Na+].[Na+].CC([O-])=O.CC([O-])=O OPGYRRGJRBEUFK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- HWRHHYJNAIBXPC-UHFFFAOYSA-M ethyl(trimethyl)azanium;prop-2-enamide;chloride Chemical compound [Cl-].NC(=O)C=C.CC[N+](C)(C)C HWRHHYJNAIBXPC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000011494 foam glass Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 229930182478 glucoside Natural products 0.000 description 1
- 150000008131 glucosides Chemical class 0.000 description 1
- 229940097043 glucuronic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 150000002314 glycerols Chemical class 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N hexa-1,5-diene Chemical group C=CCCC=C PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M iron chloride Chemical compound [Cl-].[Fe] FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940001447 lactate Drugs 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 150000002772 monosaccharides Chemical class 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OGJPXUAPXNRGGI-UHFFFAOYSA-N norfloxacin Chemical compound C1=C2N(CC)C=C(C(O)=O)C(=O)C2=CC(F)=C1N1CCNCC1 OGJPXUAPXNRGGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005375 organosiloxane group Chemical group 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 239000000123 paper Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 0.000 description 1
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000160 potassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011009 potassium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017454 sodium diacetate Nutrition 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011008 sodium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- DPUZPWAFXJXHBN-UHFFFAOYSA-N tetrasodium dioxidoboranyloxy(dioxido)borane Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])OB([O-])[O-] DPUZPWAFXJXHBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(prop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCNC(=O)C=C OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VXYADVIJALMOEQ-UHFFFAOYSA-K tris(lactato)aluminium Chemical compound CC(O)C(=O)O[Al](OC(=O)C(C)O)OC(=O)C(C)O VXYADVIJALMOEQ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910021539 ulexite Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
- 150000003752 zinc compounds Chemical class 0.000 description 1
- XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J zirconium(4+);dicarbonate Chemical compound [Zr+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
-
- 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
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Aeration Devices For Treatment Of Activated Polluted Sludge (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Предложены способы, включающие обеспечение сооружения ствола скважины в подземном пласте, содержащем по меньшей мере одно поровое отверстие; обеспечение предлагаемой операции в стволе скважины; обеспечение подачи предлагаемой текучей среды для обработки пласта; обеспечение подачи предлагаемых частиц МДСП; расчет суспендируемости предлагаемых частиц МДСП в предлагаемой текучей среде для обработки пласта, определяемой функцией удельной текучести на основании свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта и свойств предлагаемых частиц МДСП или определяемой экспериментальной функцией МДСП; манипулирование по меньшей мере одним из свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, свойств предлагаемых частиц МДСП или предлагаемой операции в стволе скважины на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП таким образом, чтобы произвести жидкость для обработки пласта в виде суспензии МДСП; и введение текучей среды для обработки пласта в виде суспензии МДСП в ствол скважины в подземном пласте таким образом, чтобы создать контакт по меньшей мере с одним поровым отверстием.
Description
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к способам производства составов для обработки подземного пласта с эффективной суспендируемостью материала для снижения поглощения.
Скважины по добыче углеводородов, как правило, образуются путем бурения ствола скважины в подземном пласте. Буровой раствор пропускают через буровое долото внутри ствола скважины по мере его бурения. Буровой раствор циркулирует обратно на поверхность ствола скважины с обломками выбуренной породы, удаляемыми из ствола скважины. С помощью бурового раствора внутри ствола скважины поддерживают равновесное гидростатическое давление на единицу поверхности, обеспечивающее циркуляцию всего количества бурового раствора или его большей части обратно на поверхность. Тем не менее, гидростатическое давление бурового раствора может быть снижено, если буровое долото попадает в определенные неблагоприятные подземные зоны, такие как зоны низких давлений, вызванные, например, природными трещинами, изломами, пустотами или кавернами. Аналогично, если буровое долото попадает, например, в зоны высоких давлений или заколонных перетоков, может произойти подземное фонтанирование. Сниженное гидростатическое давление бурового раствора вызывает уменьшение объема бурового раствора, возвращаемого на поверхность, которое обозначено термином поглощение раствора. Неблагоприятные подземные зоны, способствующие поглощению бурового раствора, обозначены термином зоны поглощения бурового раствора. Кроме буровых растворов, вследствие поглощения флюида подземным пластом могут быть поглощены другие эксплуатационные составы для обработки пласта, такие как флюид для гидроразрыва. Термин поглощение раствора связан с поглощением бурового раствора, а термин поглощение флюида является более общим термином, относящимся к поглощению пластом флюида любого типа. В результате этого функционирование, обеспечиваемое составом для обработки пласта, зачастую труднодостижимо или недостаточно оптимально.
Последствия поглощения раствора или поглощения флюида могут наносить огромный экономический и экологический ущерб, начиная с незначительного объема поглощения составов для обработки пласта и заканчивая задержками работ по бурению и добыче, а также подземным фонтанированием скважин. Таким образом, наличие факта поглощения флюида во время операций в скважине по добыче углеводородов, как правило, требует предпринять немедленные меры по устранению. Меры по устранению зачастую включают введение состава в ствол скважины для герметизации неблагоприятных подземных зон и предотвращения утечки составов для обработки внутри пласта в неблагоприятные зоны. Такие составы, как правило, называют материалами для снижения поглощения или МДСП.
В составах для борьбы с поглощением текучей среды материалы МДСП могут иметь высокую удельную плотность сравнительно с составами для обработки пласта, в которых они суспендированы для транспортировки и осаждения в зоне поглощения бурового раствора. Следовательно, может произойти оседание материалов МДСП в составе для обработки пласта таким образом, что они будут недостаточно осаждаться в зоне поглощения бурового раствора и не будут герметизировать эту зону и предотвращать или снижать поглощение раствора. Например, иногда материалы МДСП могут оседать в составе для обработки пласта таким образом, что они поглощаются теми частями подземного пласта, для которых не требуется борьба с поглощением текучей среды. В других примерах материалы МДСП могут оседать таким образом, что достаточное количество материалов МДСП для регулирования зоны поглощения бурового раствора не будет обеспечено. Таким образом, жидкость для обработки подземного пласта, имеющая способность обеспечить достаточное равномерное суспендирование частиц МДСП, может иметь практическую значимость для специалиста в данной области техники.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение связано со способами производства составов для обработки подповерхностной приствольной зоны с эффективной суспендируемостью материала для снижения поглощения.
Поглощение флюида может быть основной причиной экологического и экономического ущерба в нефтегазовой промышленности, включая значительную долю непроизводительных затрат времени (или NPT) во время операций в скважине по добыче углеводородов. В способах настоящего изобретения используются средства определения способности текучей среды для обработки пласта обеспечивать соответствующее суспендирование материалов МДСП и манипулирование составом для обработки таким образом, чтобы обеспечить адекватное суспендирование им материалов МДСП. В то время как способы настоящего изобретения описаны главным образом для производства составов для обработки, имеющих свойство обеспечивать суспендирование материалов для снижения поглощения, специалисту в данной области техники будет понятно, что способы настоящего изобретения могут быть использованы для производства текучих сред, имеющих свойство суспендирования частиц для использования в работах в подземном пласте. Например, в некоторых вариантах реализации способы настоящего изобретения могут быть использованы для производства составов для обработки, имеющих свойство суспендирования частиц расклинивающего агента для работ по гидроразрыву пласта. В других вариантах реализации способы настоящего изобретения могут быть использованы для производства составов для обработки, имеющих свойство суспендирования шламовых частиц для операций бурения. В некоторых других вариантах реализации способы настоящего изобретения могут быть использованы для производства составов для обработки, имеющих свойство суспендирования частиц во время операций продавливания цементного рас- 1 033941 твора с выдержкой во времени. В некоторых других вариантах реализации способы настоящего изобретения могут быть использованы для производства цементирующих составов для обработки, имеющих свойство суспендирования частиц МДСП.
В некоторых вариантах реализации настоящее изобретение предусматривает способ, состоящий в создании ствола скважины в подземном пласте с большим количеством поровых отверстий и с предлагаемой операцией в стволе скважины. В использованном в данном документе смысле термин поровое отверстие относится к любой полости в подземном пласте, включая, например, природные трещины, изломы или пустоты. В использованном в данном документе смысле термин операция в стволе скважины (также называемый в данной заявке операция в подземном пласте или операция по добыче углеводородов в стволе скважины) может относиться к любому виду операций в подземном пласте, включая, кроме прочего, операции по гидроразрыву пласта, операции продавливания цементного раствора с выдержкой во времени и т.п. Способ дополнительно включает обеспечение подачи предлагаемой текучей среды для обработки пласта и предлагаемых частиц МДСП. Суспендируемость предлагаемых частиц МДСП в предлагаемой текучей среде для обработки пласта рассчитывается на основании функции удельной текучести с использованием свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта и свойств предлагаемых частиц МДСП. Суспендируемость предлагаемых частиц МДСП в предлагаемой текучей среде для обработки пласта также может быть рассчитана с использованием экспериментальной функции МДСП. Свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта и предлагаемых частиц МДСП, используемых для расчета функции удельной текучести, включают, кроме прочего, реологические свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта, плотность предлагаемой текучей среды для обработки пласта, распределение по размерам предлагаемых частиц МДСП, плотность предлагаемых частиц МДСП, а также любую комбинацию перечисленных параметров. На основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП с любым из свойств или со всеми свойствами либо предлагаемой текучей среды для обработки пласта, либо (или включая) свойства предлагаемых частиц МДСП производится манипулирование таким образом, чтобы произвести жидкость для обработки пласта в виде суспензии МДСП, которая далее вводится в ствол скважины в подземном пласте с тем, чтобы сократить поровое отверстие и управлять поглощением раствора. Помимо этого, предлагаемой операцией в стволе скважины можно манипулировать, основываясь на функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП. Например, расчеты суспендируемости могут дать скорее возможность манипулирования операцией в стволе скважины (например, путем изменения времени, за которое выполняется та или иная разновидность операции в стволе скважины), нежели манипулирования предлагаемым составом для обработки или свойствами предлагаемых частиц МДСП. В использованном в данном документе смысле термин жидкость для обработки пласта в виде суспензии МДСП относится к составу для обработки, имеющему свойство в основном равномерно суспендировать те или иные частицы МДСП, содержащиеся в нем. Иначе говоря, жидкость для обработки пласта в виде суспензии МДСП подобрана таким образом, что он совместим с частицами МДСП.
Составы для обработки в настоящем изобретении содержат базовый флюид и предпочтительно один или более компонентов, выбранных из группы, которая состоит из добавки для увеличения вязкости, агента регулирования фильтрации бурового раствора, ингибитора глинистых сланцев, добавкиутяжелителя и буферного раствора для сохранения рН. В некоторых вариантах реализации изобретения может быть использовано несколько типов добавки для увеличения вязкости, агента регулирования фильтрации бурового раствора, ингибитора глинистых сланцев, добавки-утяжелителя или буферного раствора для сохранения рН.
Пригодные базовые флюиды для использования в составах для обработки в настоящем изобретении могут включать, кроме прочего, флюиды на углеводородной основе, флюиды на водной основе, водорастворимые флюиды, эмульсии воды в нефти, эмульсии нефти в воде, а также любую их комбинацию. Пригодные флюиды на углеводородной основе могут включать, кроме прочего, алкан, олефин, ароматическое органическое соединение, циклический алкан, парафин, реагент-восстановитель, минеральное масло, десульфурированный гидрогенизованный керосин, сырую нефть, нефтяной дистиллят, керосин, дизельное топливо, тяжелое жидкое топливо, низкотоксичное минеральное масло, полиолефин, полидиорганосилоксан, силоксан, органосилоксан, сложный эфир, а также любую их комбинацию. Пригодные флюиды на водной основе могут включать, кроме прочего, деминерализованную воду, минерализованную воду (например, воду, содержащую одну или более растворенных в ней солей), рассол (например, насыщенную минерализованную воду), морскую воду, а также любую их комбинацию. Пригодные водорастворимые флюиды могут включать, кроме прочего, спирты (например, метанол, этанол, н-пропанол, изопропанол, н-бутанол, вторичный бутиловый спирт, изобутанол и трет-бутанол), глицерины, гликоли (например, полигликоли, пропиленгликоль и этиленгликоль), полигликолевые амины, полиолы, любое их производное;любой компонент в комбинации с солями (например, хлорид натрия, хлорид кальция, хлорид магния, хлорид калия, бромид натрия, бромид кальция, бромид цинка, карбонат калия, формиат натрия, муравьинокислый калий, формиат цезия, ацетат натрия, ацетат калия, ацетат кальция, ацетат аммония, хлорид аммония, бромид аммония, нитрат натрия, нитрат калия, нитрат аммония, сульфат аммония, нитрат кальция, карбонат натрия и карбонат калия), любой из этих компонентов в комбинации с
- 2 033941 флюидом на водной основе, а также любую их комбинацию. Пригодные эмульсии воды в нефти, также известные как инвертные эмульсии, могут иметь соотношение нефть/вода начиная с нижнего предела от около 50:50, 55:45, 60:40, 65:35, 70:30, 75:25 или 80:20 до верхнего предела до около 100:0, 95:5, 90:10, 85:15, 80:20, 75:25, 70:30 или 65:35 объема в базовом флюиде, где содержание может варьироваться от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывать любую разновидность этих пределов. Примеры пригодных инвертных эмульсий включают в себя эмульсии, описанные в патенте США № 5905061, озаглавленном Invert Emulsion Fluids Suitable for Drilling, поданном 23 мая 1997 года; № 5977031, озаглавленном Ester Based Invert Emulsion Drilling Fluids and Muds Having Negative Alkalinity, поданном 8 августа 1998 года; № 6828279, озаглавленном Biodegradable Surfactant for Invert Emulsion Drilling Fluid, поданном 10 августа 2001 года; № 7534745, озаглавленном Gelled Invert Emulsion Compositions Comprising Polyvalent Metal Salts of an Organophosphonic Acid Esteroran Organophosphinic Acid and Methods of Use and Manufacture, поданном 5 мая 2004 года; № 7645723, озаглавленном Method of Drilling Using Invert Emulsion Drilling Fluids, поданном 15 августа 2007 года, и № 7696131, озаглавленном Diesel Oil-Based Invert Emulsion Drilling Fluids and Methods of Drilling Boreholes, поданном 5 июля 2007 года. Каждый из этих патентов включен в данную заявку в полном объеме посредством ссылки. Следует отметить, что для эмульсий воды в нефти и нефти в воде может быть использована любая смесь вышеуказанных составов, в том числе вода, представляющая собой водорастворимый флюид и(или) входящая в его состав.
Добавки для увеличения вязкости, пригодные к использованию в настоящем изобретении, могут содержать любое вещество (например, полимерный материал), имеющее свойство увеличения вязкости текучей среды для обработки пласта. В некоторых вариантах реализации изобретения добавка для увеличения вязкости может состоять из одного или более полимеров, которые содержат не менее двух молекул, имеющих свойство образовывать поперечные связи в реакции сшивания в присутствии сшивающего агента и(или) полимеров, содержащих не менее двух молекул, сшитых таким образом (т.е. сшитая добавка для увеличения вязкости). Добавки для увеличения вязкости могут быть природного происхождения, синтетическими или их комбинацией. Добавки для увеличения вязкости настоящего изобретения также могут быть катионными, анионными или их комбинацией. Добавки для увеличения вязкости, пригодные для использования в составах для обработки в настоящем изобретении, включают, кроме прочего, полисахариды, биополимеры и(или) их производные, содержащие один или более таких фрагментов моносахаридов: галактозу, маннозу, глюкозид, глюкозу, ксилозу, арабинозу, фруктозу, глюкуроновую кислоту или пиранозил сульфат. Примеры соответствующих полисахаридов включают, кроме прочего, гуаровые смолы (например, гуаргидроксиэтил, гуаргидроксипропил, гуаркарбоксиметил, карбоксиметилгидроксиэтилгуар и карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG); производные целлюлозы (например, гидроксиэтилцеллюлозу, карбоксиэтилцеллюлозу, карбоксиметилцеллюлозу и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу), ксантан, склероглюкан, сукциноглюкан, диутан и их комбинации.
Синтетические полимеры, пригодные для использования в качестве добавки для увеличения вязкости в составах для обработки в настоящем изобретении, включают, кроме прочего, 2,2'-азобис(2,4диметилвалеронитрил), 2,2'-азобис(2,4-диметил-4-метоксивалеронитрил), полимеры и сополимеры акриламид-этилтриметил-хлорида аммония, акриламид, акриламид- и метакриламид-алкил-триалкильные аммонийные соли, акриламидометилпропановую сульфоновую кислоту, акриламидопропил-триметилхлорид аммония; акриловую кислоту, диметиламиноэтилметакриламид, диметиламиноэтилметакрилат, диметиламинопропилметакриламид, диметилдиаллилхлорид аммония, диметилэтилакрилат, фумарамид, метакриламид, метакриламид-акриламидопропилтриметил хлорид аммония, метакриламидакриламидопропилдиметил-н-додецилхлорид аммония, метакриламид-акриламидопропилдиметил-ноктилхлорид аммония, метакриламид-акриламидопропилтриметилхлорид аммония,метакрилоилалкилтриалкил-аммонийные соли, метакрилоилэтилтриметил хлорид аммония, метакрилоиламидоакриламидопропилдиметилцетилхлорид аммония, H-(3 -сульфоакриламидопропил)-П-метакриламидакриламидопропил-H,H-диметил аммоний бетаин, H,H-диметилакриламид, H-метилакриламид, нонанфеноксиполи(этиленокси)этилметакрилат, частично гидролизованные полиакриламиды, поли-2-амино-2метилпропансульфоновую кислоту, поливиниловый спирт, натрий 2-акриламид-2-метилпропан сульфонат, кватернизованный диметиламиноэтилакрилат, кватернизованный диметиламиноэтилметакрилат, любое их производное, а также любую их комбинацию. В некоторых вариантах реализации изобретения добавка для увеличения вязкости может содержать сополимер акриламид/2(метакрилоилокси)этилтриметил аммония метилсульфата. В некоторых вариантах реализации изобретения добавка для увеличения вязкости может содержать сополимер акриламид/2(метакрилоилокси)этилтриметил хлорида аммония. В некоторых вариантах реализации изобретения добавка для увеличения вязкости может содержать образующую производное целлюлозу, содержащую целлюлозу, привитую на аллиловый или виниловый мономер, описанные в патентах США № 4982793; 5067565 и 5122549, полное описание которых включено в данную заявку посредством ссылки. Помимо этого, в качестве добавок для увеличения вязкости при использовании в составах для обработки в настоящем изобретении могут быть использованы полимеры и сополимеры, содержащие одну или более функциональных групп, таких как, например, гидроксил, цис-гидроксил, карбоновые кислоты, произ- 3 033941 водные карбоновых кислот, сульфат, сульфонат, фосфат, фосфонат, аминовые или амидные группы.
Примером имеющейся в продаже добавки для увеличения вязкости при использовании в составах для обработки в настоящем изобретении является BARAZAN® D PLUS, предлагаемый компанией Halliburton Energy Services, г. Хьюстон, Техас.
Составы для обработки, используемые в способах настоящего изобретения, могут содержать добавку для увеличения вязкости в количестве, достаточном для получения необходимой вязкости. В некоторых вариантах реализации изобретения добавка(и) для увеличения вязкости могут содержаться в количестве от около 0,1 до около 40 фунтов текучей среды для обработки пласта на 42-галлоновый баррель (фунтов/баррель). В некоторых вариантах реализации изобретения добавка(и) для увеличения вязкости могут содержаться в количестве от около 0,1 до около 15 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта.
В тех вариантах реализации настоящего изобретения где необходимо сшивание добавки для увеличения вязкости, жидкость для обработки пласта может содержать один или более сшивающих агентов. Примеры соответствующих сшивающих агентов включают в себя, кроме прочего, ионы металлов, ионы бората, ионы магния, ионы циркония IV, ионы титана IV, ионы алюминия, ионы антимония, ионы хрома, ионы железа, ионы меди, ионы магния, ионы цинка, а также любую их комбинацию. Эти ионы могут быть получены при предоставлении любого соединения, имеющего способность производить один или более таких ионов, как, например, хлорид железа, борная кислота, двунатриевый октаборат тетрагидрат, натрий диборат, пентабораты, улексит, колеманит, оксид магния, лактат циркония, триэтанол амин циркония, лактаттриэтаноламин циркония, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония, малат циркония, цитрат циркония, диизоакриламидопропиламинлактат циркония, гликолят циркония, триэтанол амин гликолят циркония, лактатгликолят циркония, лактат титана, малат титана, цитрат титана, аммоний лактат титана, триэтаноламин титана, ацетилацетонат титана, лактат алюминия, цитрат алюминия, соединения антимония, соединения хрома, соединения железа, соединения меди, соединения цинка, а также любой их комбинации. При выборе того или иного сшивающего агента следует руководствоваться несколькими критериями, признаваемыми специалистами в данной области, в том числе, кроме прочего, тип включаемой(ых) добавки(ок) для увеличения вязкости, молекулярный вес добавки(ок) для увеличения вязкости, условия в подземном пласте, требования безопасности в обращении, рН текучей среды для обработки пласта и т.п.
При включении соответствующих сшивающих агентов они могут содержаться в составах для обработки, используемых в способах настоящего изобретения в количестве, достаточном для обеспечения необходимой степени сшивания молекул добавки для увеличения вязкости. В некоторых вариантах реализации изобретения составы для обработки, используемые в способах настоящего изобретения, могут содержать сшивающий агент в количестве от около 0,01 до около 10 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта. В некоторых вариантах реализации изобретения составы для обработки, используемые в способах настоящего изобретения, могут содержать сшивающий агент в количестве от около 0,5 до около 5 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта. С помощью данного изобретения специалисту в данной области будет понятно, какое надлежащее количество сшивающего агента необходимо включить в жидкость для обработки пласта в настоящем изобретении на основании, среди прочего, температурных условий того или иного вида применения, типа используемых гелеобразующих агентов, молекулярного веса гелеобразующих агентов, необходимой степени увеличения вязкости и(или) показателя рН текучей среды для обработки пласта.
Агенты регулированич фильтрации бурового раствора, пригодные к использованию в настоящем изобретении, могут содержать любое вещество, имеющее свойство контроля фильтрации, включая закупоривание, схватывание, дефлокуляцию и вязкость. Агенты регулирования фильтрации бурового раствора в настоящем изобретении также могут функционировать как средство снижения проницаемости фильтрационной корки на стенках ствола скважины. Пригодные агенты регулирования фильтрации бурового раствора могут включать, кроме прочего, полианионную целлюлозу, полиакрилат, модифицированный лигнит, порошкообразную смолу, модифицированный крахмал, карбоксиметилцеллюлозу, а также любую их комбинацию. Пригодные имеющиеся в продаже агенты регулирования фильтрации бурового раствора включают в себя РАС™^ и DEXTRID®, предлагаемые компанией АО HalliburtonEnergyServices, г. Хьюстон, Техас. В некоторых вариантах реализации изобретения агент(ы) регулирования фильтрации бурового раствора в настоящем изобретении могут содержаться в количестве от около 0,1 до около 20 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта. В предпочтительных вариантах реализации изобретения агент(ы) регулирования фильтрации бурового раствора настоящего изобретения может(ут) содержаться в количестве от около 0,1 до около 5 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта.
Ингибиторы глинистых сланцев, пригодные для использования в составах для обработки в настоящем изобретении, могут включать, кроме прочего, длинноцепочечные спирты, полиолы, полигликоли, антиокислитель амина, силикат натрия или калия, частично гидролизованные полиакриламиды, полиалкенгликоли, анионные поверхностно-активные вещества; растворы солей, содержащие, например, хлорид натрия, хлорид калия или хлорид аммония; катионные полимеры и олигомеры, например, по- 4 033941 ли(диметилдиаллилхлорид аммония), катионный поли(акриламид) и катионный поли(диметиламиноэтилметакрилат), а также любую их комбинацию. Примерами имеющихся в продаже ингибиторов глинистых сланцев являются CLAY SYNC™, CLAYSEAL® PLUS, PERFORMATROL®, GEM™ GP, GEM™ CP, BORE-HIB® BARO-TROL® PLUS, EZ-MUD®, EZ-MUD® GOLD и BARASIL™S, предлагаемый компанией АО Halliburton Energy Services, г. Хьюстон, Техас. В некоторых вариантах реализации изобретения ингибитор(ы) глинистых сланцев в настоящем изобретении может(ут) содержаться в количестве от около 0,1 до около 30 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта. В предпочтительных вариантах реализации изобретения ингибитор(ы) глинистых сланцев в настоящем изобретении могут содержаться в количестве от около 1 до около 15 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта.
Добавки-утяжелители для использования в составах для обработки в настоящем изобретении могут быть любым материалом, имеющим свойство повышения плотности текучей среды для обработки пласта. Добавка-утяжелитель может дополнительно способствовать контролю пластового давления и стабилизации ствола скважины. Добавки-утяжелители, пригодные для использования в составах для обработки в настоящем изобретении, могут включать, кроме прочего, барит, гематит, ильменит, тетраоксид марганца, галенит, карбонат кальция, оксид железа, галенит, магнетит, сидерит, целестит, а также любую их комбинацию. Пример имеющейся в продаже добавки-утяжелителя - BAROID®, предлагаемый компанией АО Halliburton Energy Services, г. Хьюстон, Техас. В некоторых вариантах реализации изобретения добавка(и)-утяжелитель(и) в настоящем изобретении может(ут) содержаться в количестве от около 1 до около 1000 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта. В предпочтительных вариантах реализации изобретения добавка(и)-утяжелитель(и) в настоящем изобретении может(ут) содержаться в количестве от около 10 до около 700 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта.
Буферные растворы для сохранения рН, пригодные для использования в составах для обработки в настоящем изобретении, могут быть любым буферным раствором для сохранения рН, имеющим свойство контроля показателя рН текучей среды для обработки пласта (например, повышения или понижения показателя рН). Буферные растворы для сохранения рН могут быть включены в составы для обработки в настоящем изобретении для целей, например, увеличения устойчивости текучей среды для обработки пласта. Пригодные буферные растворы для сохранения рН могут включать, кроме прочего, карбонат натрия, карбонат калия, бикарбонат натрия, бикарбонат калия, диацетат натрия, диацетат калия, диацетат аммония, фосфат натрия, фосфат калия, вторичный кислый фосфат натрия, вторичный кислый фосфат калия, первичный кислый фосфат натрия, первичный кислый фосфат калия, борат натрия, оксид магния, сульфаминовую кислоту, гидроксид натрия, гидроксид калия, лимонную кислоту, винную кислоту, а также любую их комбинацию. Составы для обработки в настоящем изобретении могут содержать буферный раствор для сохранения рН в количестве, достаточном для поддержания показателя рН текучей среды для обработки пласта на необходимом уровне. В некоторых вариантах реализации изобретения буферный раствор для сохранения рН содержится в количестве от около 0,01 до около 10 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта. В некоторых вариантах реализации изобретения буферный раствор для сохранения рН содержится в количестве от около 0,1 до около 2 фунтов/баррель текучей среды для обработки пласта.
Частицы МДСП в настоящем изобретении могут быть частицами любого известного в данной области техники материала, пригодного к использованию в качестве материала МДСП в операции по добыче углеводородов в стволе скважины. Частицы МДСП, пригодные для использования в способах настоящего изобретения, включают, кроме прочего, дробленый уголь, нефтяной кокс, сортированный по крупности карбонат кальция, асфальтен, перлит, целлофан, целлюлозу, измельченный шинный материал, измельченную устричную ракушку, остеклованный сланец, пластмассу, бумагу из волокон, древесину, цемент, затвердевший пеноцемент, стекло, пеностекло, песок, боксит, керамический материал, полимерный материал (как, например, этиленвинилацетат); фторопластовый материал, ореховую скорлупу, фрагменты оболочки семян, фрагменты плодовых косточек, глину, кварц, глинозем, пирогенный уголь, углеродную сажу, графит, слюду, оксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, диоксид циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные шарики, любую их составную часть, а также любую их комбинацию. Примеры соответствующих имеющихся в продаже частиц МДСП включают, кроме прочего, WALL-NUT®, BARACARB®, STEELSEAL®, N-SQUEEZE™, N-SEAL™, N-PLEX™, HYDROPLUG®, DURO-SQUEEZE™ H, BAROFIBRE®, BAROFIBRE® О, предлагаемые компанией АО Halliburton Energy Services, г. Хьюстон, Техас.
Составные частицы для использования в качестве частиц МДСП могут быть сформированы комбинациями одного или более типов частиц материалов МДСП с использованием скрепляющего агента. Пригодные скрепляющие агенты могут включать, кроме прочего, неводные агенты, повышающие клейкость, водные агенты, повышающие клейкость, эмульгированные агенты, повышающие клейкость, полиамидные соединения с модифицированным силилом, смолы, сшиваемые водные полимерные составы, полимеризующиеся органические мономерные составы, эмульсии скрепляющих агентов, соединяющиеся составы с изменяющимся дзета-потенциалом, смолы на кремниевой основе и связующие вещества. При
- 5 033941 годны также их комбинации и(или) производные. Неограничивающие примеры соответствующих неводных агентов, повышающих клейкость, можно найти в патентах США № 7392847; 7350579, 5853048; 5839510 и 5833000, полное описание которых включено в данную заявку посредством ссылки. Неограничивающие примеры соответствующих водных агентов, повышающих клейкость, можно найти в патентах США № 8076271; 7131491; 5249627 и 4670501, полное описание которых включено в данную заявку посредством ссылки. Неограничивающие примеры соответствующих сшиваемых водных полимерных составов можно найти в публикации № 2010/0160187 заявки на патент США (оставлена без движения) и патент США № 8136595, полное описание которых включено в данную заявку посредством ссылки. Неограничивающие примеры соответствующих полиамидных соединений с модифицированным силилом можно найти в патенте США № 6439309, полное описание которого включено в данную заявку посредством ссылки. Неограничивающие примеры соответствующих смол можно найти в патентах США № 7673686; 7153575; 6677426; 6582819; 6311773 и 4585064, а также в публикации № 2008/0006405 заявки на патент США (оставлена без движения) и патент США № 8261833, полное описание которых включено в данную заявку посредством ссылки. Неограничивающие примеры соответствующих полимеризующихся органических мономерных составов можно найти в патенте США № 7819192, полное описание которого включено в данную заявку посредством ссылки. Неограничивающие примеры соответствующих эмульсий скрепляющих агентов можно найти в публикации № 2007/0289781 заявки на патент США (находится в стадии рассмотрения) полное описание которого включено в данную заявку посредством ссылки. Неограничивающие примеры соответствующих соединяющихся составов с изменяющимся дзета-потенциалом можно найти в патентах США № 7956017 и 7392847, полное описание которых включено в данную заявку посредством ссылки. Неограничивающие примеры соответствующих смол на кремниевой основе можно найти в публикации № 2011/0098394 заявки на патент США (находящейся в стадии рассмотрения) и 2010/0179281 (находящейся в стадии рассмотрения) и патент США № 8168739 и 8261833, полное описание которых включено в данную заявку посредством ссылки. Неограничивающие примеры соответствующих связующих веществ можно найти в патентах США № 8003579; 7825074 и 6287639, а также в публикации № 2011/0039737 заявки на патент США (находится в стадии рассмотрения), полное описание которых включено в данную заявку посредством ссылки. Руководствуясь данным изобретением, специалист в данной области сможет определить тип и объем скрепляющего агента, которые необходимо включить в способы настоящего изобретения для достижения необходимых результатов.
Частицы МДСП в настоящем изобретении могут быть комбинацией любого размера или формы, подходящей для операции по добыче углеводородов в стволе скважины. Частицы МДСП в настоящем изобретении могут быть в основном шаровидными или в основном нешаровидными, а также могут быть пустотелыми. Компоненты поглощения раствора, пригодные для использования в настоящем изобретении, могут быть, например, шаровидной формы, кубической формы, палочкообразными, конической формы, овальной формы, цилиндрической формы, в форме многоугольника, пирамидальной формы, тороидальной формы, крестообразной формы, решетчатой формы, звездообразной формы или любой другой формы. Частицы МДСП в настоящем изобретении могут быть любого размера, необходимого для использования в конкретном виде обработки под поверхностью; в способах настоящего изобретения пригодны к использованию частицы любого размера. В некоторых вариантах реализации частицы МДСП в настоящем изобретении могут иметь размер от около 2 до около 400 меш согласно шкале сит стандарта США. В предпочтительных вариантах реализации частицы МДСП в настоящем изобретении могут иметь размер от около 8 до около 400 меш согласно шкале сит стандарта США. В других вариантах реализации частицы МДСП в настоящем изобретении могут иметь размер от около 8 до около 120 меш согласно шкале сит стандарта США. Шаровидность частиц МДСП в настоящем изобретении может варьироваться от около 0 до около 1. В предпочтительных вариантах реализации изобретения шаровидность частиц МДСП может быть в количестве от около 0,1 до около 1. Частицы МДСП, которые в основном нешаровидны (например, имеющие значения шаровидности по меньшей мере ниже 1) могут иметь соотношение ширины и высоты в пределах от около 1 до около 1000.
Суспендируемость частиц МДСП в составе для обработки в настоящем изобретении может быть рассчитана на основании функции удельной текучести с использованием свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта и свойств предлагаемых частиц МДСП. Свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта и предлагаемых частиц МДСП, используемых для расчета функции удельной текучести, включают, кроме прочего, реологические свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта, плотность предлагаемой текучей среды для обработки пласта, распределение по размерам предлагаемых частиц МДСП, плотность предлагаемых частиц МДСП, а также любую комбинацию перечисленных параметров.
Функция удельной текучести в настоящем изобретении использована для определения суспендируемости по меньшей мере одной предлагаемой частицы МДСП композиции предлагаемой текучей среды для обработки пласта в настоящем изобретении. Иначе говоря, функция удельной текучести поясняет, будет ли частица МДСП оседать в составе для обработки или нет. Как правило, на вес частицы МДСП во взвешенном состоянии может влиять вертикальная составляющая силы вследствие воздействия напряжения пластического течения на частицу МДСП.
- 6 033941
В целом, функция удельной текучести в настоящем изобретении может быть рассчитана с помощью формулы γ ______^9______ ° g* d*(pp- р) (1) где YG - функция удельной текучести в настоящем изобретении, τ0 - реологические свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта, g - ускорение под воздействием силы тяжести, d - размер отдельных предлагаемых частиц МДСП или средний размер на основании распределения по размерам предлагаемых частиц МДСП; рр - плотность предлагаемых частиц МДСП и ρ - плотность предлагаемой текучей среды для обработки пласта. В использованном в данном документе смысле распределение по размерам связано со средним эквивалентным диаметром предлагаемых частиц МДСП для использования в способах настоящего изобретения.
Реологические свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта в настоящем изобретении, τ0, могут основываться на любом из нижеперечисленных видов напряжения сдвига или любой их комбинации при выбранной(-ых) скорости(-ях) сдвига: предельном низком напряжении сдвига (LSYP), напряжении пластического течения, оцениваемом по вязкопластической модели (например, пластической модели Бингама или модели течения вязкопластической среды Гершеля-Балкли) или предельном статическом напряжении сдвига (например, статическом напряжении сдвига после 10 с покоя, статическом напряжении сдвига после 10 мин покоя, статическом напряжении сдвига после 30 мин покоя или статическом напряжении сдвига с любым другим необходимым периодом времени).
В некоторых вариантах реализации изобретения при расчете функции удельной текучести учитывается концентрация предлагаемых частиц МДСП γ _ У/М ° g*d*(p„-p) 121 где /[ф] - функция концентрации предлагаемых частиц МДСП. Различные формы функции, /[ф], могут включать, кроме прочего, степенную функцию, экспоненциальную функцию, линейную функцию, а также любую их комбинацию. Может возникнуть необходимость учитывать концентрацию предлагаемых частиц МДСП в случаях, когда, например, для контроля особо обширной зоны поглощения бурового раствора необходима особо высокая концентрация частиц МДСП. Как правило, необходимость учитывать концентрацию предлагаемых частиц МДСП в настоящем изобретении отсутствует, если концентрация не превышает около 5% объема текучей среды для обработки пласта.
В других вариантах реализации изобретения для расчета функции удельной текучести в настоящем изобретении могут учитываться температура и давление в стволе скважины в подземном пласте. Это может иметь особое значение вследствие того, что плотность предлагаемой текучей среды для обработки пласта может повышаться с повышением давления и уменьшаться с повышением температуры. Тем не менее, примечательно, что, если глубина зоны поглощения бурового раствора в стволе скважины в подземном пласте, подлежащем обработке, особенно велика, воздействие температуры имеет тенденцию преобладать над воздействием давления. Кроме того, температура и давление могут влиять на реологические свойства, τ0, предлагаемой текучей среды для обработки пласта. В функции удельной текучести в настоящем изобретении температура и давление по стволу скважины в подземном пласте могут учитываться с помощью формулы у = г0(ЛГ) G g* d*(pp-р(Р,Т)} (3) где Р, Т - давление и температура по стволу скважины в подземном пласте.
В других вариантах реализации изобретения, если базовым флюидом, используемым в предлагаемой текучей среде для обработки пласта в настоящем изобретении, является нефть (например, флюид на углеводородной основе, эмульсия воды в нефти или эмульсия нефти в воде), для расчета функции удельной текучести может учитываться соотношение нефть/вода. В данных вариантах реализации изобретения функция удельной текучести может быть рассчитана по формуле у _ г0*/[о/ш] G g*d*(pp-p) (4) где /[0/w] - функция соотношения нефть/вода предлагаемой текучей среды для обработки пласта. Различные формы функции, /[0/w], могут включать, кроме прочего, степенную функцию, экспоненциальную функцию, линейную функцию, а также любую их комбинацию.
В некоторых вариантах реализации изобретения, если базовым флюидом, используемым в предлагаемой текучей среде для обработки пласта в настоящем изобретении, является нефть (например, флюид на углеводородной основе, эмульсия воды в нефти или эмульсия нефти в воде), давление и температура подземного пласта, а также соотношение нефть/вода, могут учитываться с помощью формулы
- 7 033941 γ = τα(Ρ,Τ)* /[o/w] G g*d*(pp-ρ(Ρ,Τ)) ,5)
Различные формы функции, /[0/w], могут включать, кроме прочего, степенную функцию, экспоненциальную функцию, линейную функцию, а также любую их комбинацию.
В некоторых вариантах реализации изобретения может учитываться функция различных свойств, описанных ранее, в том числе концентрация предлагаемых частиц МДСП, размер или средний размер частиц МДСП, соотношение нефть/вода предлагаемой текучей среды для обработки пласта и зависимость свойств, например от давления и температуры по стволу скважины в подземном пласте. В тех вариантах реализации изобретения, где все эти свойства учитываются, функция удельной текучести может быть рассчитана по следующей формуле, разновидностями которой могут считаться уравнения (1)-(5), приведенные выше:
γ = с £^[<ГЛ(л,-р(ЛП)1 ,6)
Различные формы функций, /[т0(РД)], /[0/w], /[φ], /[d)], /[(pp-p(P, 7))]могут включать, кроме прочего, степенную функцию, экспоненциальную функцию, линейную функцию, а также любую их комбинацию.
Все эти или любые из этих различных свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта и предлагаемых частиц МДСП в настоящем изобретении (т.е. реологические свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта, плотность предлагаемой текучей среды для обработки пласта, соотношение нефть/вода предлагаемой текучей среды для обработки пласта, распределение по размерам предлагаемых частиц МДСП, концентрация предлагаемых частиц МДСП и плотность предлагаемых частиц) можно варьировать в целях производства текучей среды для обработки пласта в виде суспензии МДСП в настоящем изобретении. Помимо этого, предлагаемыми операциями в стволе скважины можно манипулировать. В некоторых вариантах реализации изобретения этапы расчета суспендируемости предлагаемых частиц МДСП в предлагаемой текучей среде для обработки пласта, определяемой функцией удельной текучести, и манипулирования по меньшей мере одним из свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, свойств предлагаемых частиц МДСП или предлагаемой операцией в стволе скважины на основании функции удельной текучести повторяются по меньшей мере единожды с тем, чтобы получить жидкость-носитель суспензии МДСП.
Расчетное значение функции удельной текучести в настоящем изобретении может свидетельствовать о суспендируемости предлагаемых частиц МДСП в предлагаемых составах для обработки в настоящем изобретении. Например, на основании примеров в способах настоящего изобретения, описанных в данной заявке, значение функции удельной текучести ниже около 0,5 указывает на то, что предлагаемые частицы МДСП не будут суспендироваться в предлагаемой текучей среде для обработки пласта. С другой стороны, значение функции удельной текучести ниже около 1, но выше около 0,5 указывает на то, что предлагаемые частицы МДСП могут суспендироваться в предлагаемых составах для обработки в настоящем изобретении, однако лишь в малой степени. И, наконец, значение функции удельной текучести, равное или выше около 1, указывает на то, что предлагаемые частицы МДСП демонстрируют суспендируемость в предлагаемых составах для обработки в настоящем изобретении. Способы манипулирования свойств предлагаемых составов для обработки или предлагаемых частиц МДСП в настоящем изобретении основаны на этих значениях с тем, чтобы получить значение функции удельной текучести, равное или выше около 1, или значение функции удельной текучести по меньшей мере выше около 0,5. Эти удельные значения применимы к примерам в настоящем изобретении и находятся в зависимости, помимо прочего, от условий предлагаемых составов для обработки, подземного пласта, способа, выбранного для моделирования реологических свойств предлагаемых составов для обработки и необходимой длительности суспендируемости. Таким образом, значение функции удельной текучести является относительным само по себе, однако демонстрирует аналогичные значения функции относительной удельной текучести суспендируемости.
В некоторых вариантах реализации настоящее изобретение предусматривает способ расчета суспендируемости предлагаемых частиц МДСП предлагаемой текучей среды для обработки пласта на основании текучести. В таком случае рассчитывается либо эквивалентная плотность в статическом состоянии предлагаемого состава, используемого для обработки того или иного подповерхностного участка, либо его эквивалентная плотность циркуляции. Согласно этому с предлагаемыми частицами МДСП и(или) предлагаемым составом для обработки производятся такие манипуляции, чтобы получить значение функции удельной текучести выше около 1 или значение функции удельной текучести по меньшей мере выше около 0,5.
В использованном в данном документе смысле термин эквивалентная плотность в статическом состоянии относится к гидростатическому давлению, оказываемому предлагаемым составом для обработки в настоящем изобретении на любой конкретной глубине в подземном пласте. Эквивалентная плотность в статическом состоянии представляет собой функцию плотности предлагаемого флюида и высоты
- 8 033941 столба флюида. В использованном в данном документе смысле термин эквивалентная плотность циркуляции относится к сумме гидростатического давления напора столба предлагаемой текучей среды для обработки в подземном пласте и потери напора вследствие трения в подземном пласте. Потеря напора вследствие трения в подземном пласте связана с падением давления во время потока предлагаемой текучей среды для обработки в подземном пласте вследствие соприкосновения флюида с подземным пластом. Эквивалентная плотность в статическом состоянии и эквивалентная плотность циркуляции являются известными параметрами, которые можно определить любым способом, известным специалистам в данной области. В некоторых вариантах реализации изобретения эквивалентная плотность в статическом состоянии и(или) эквивалентная плотность циркуляции в основном равны пластовому давлению или выше него по стволу скважины в подземном пласте и в основном равны или меньше градиента давления при гидроразрыве пласта по стволу скважины в подземном пласте. В использованном в данном документе смысле термин пластовое давление относится к давлению пластового флюида в толще пород в подземном пласте. В использованном в данном документе смысле термин градиент давления при гидроразрыве относится к минимальному давлению в забое, необходимому для того, чтобы вызвать разрывы в подземном пласте.
В некоторых вариантах реализации способы настоящего изобретения предусматривают выполнение расчета эквивалентной плотности в статическом состоянии или эквивалентной плотности циркуляции с учетом условий температуры и давления в подземном пласте. Условия температуры и давления в подземном пласте могут представлять собой особенно важные для учета факторы, например в расчете эквивалентной плотности в статическом состоянии или эквивалентной плотности циркуляции по стволу скважины в подземном пласте на особенно большой глубине и с повышенной температурой. Отсутствие учета этих условий может стать причиной ошибочности расчетов эквивалентной плотности в статическом состоянии или эквивалентной плотности циркуляции, зачастую ошибочности в их сути.
В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения со свойствами предлагаемой текучей среды для обработки пласта, свойствами предлагаемых частиц МДСП и(или) предлагаемой операцией в стволе скважины производятся манипуляции не только на основании значения функции удельной текучести или экспериментальной функции, но также и таким образом, чтобы получить эквивалентную плотность в статическом состоянии или эквивалентную плотность циркуляции в допустимых пределах для поддержания устойчивости ствола скважины во время операций бурения. Допустимые пределы эквивалентной плотности в статическом состоянии и эквивалентной плотности циркуляции находятся в зависимости от характеристик предлагаемой текучей среды для обработки пласта, содержащей предлагаемые частицы МДСП, и геометрической формы и состояния того или иного подземного пласта, подлежащего обработке, таких как, например, значение градиента давления при гидроразрыве, значение градиента пластового давления и т. п.
Некоторые варианты реализации настоящего изобретения включают варианты реализации изобретения А, В и С.
Вариант А реализации изобретения
Способ, включающий обеспечение сооружения ствола скважины в подземном пласте, содержащем по меньшей мере одно поровое отверстие, обеспечение предлагаемой операции в стволе скважины, обеспечение подачи предлагаемой текучей среды для обработки пласта, обеспечение подачи предлагаемых частиц МДСП, расчет суспендируемости предлагаемых частиц МДСП в предлагаемой текучей среде для обработки пласта, определяемой функцией удельной текучести на основании свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта и свойств предлагаемых частиц МДСП или определяемой экспериментальной функцией МДСП, при этом свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта и свойства предлагаемых частиц МДСП выбраны из группы, состоящей из реологических свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, плотности предлагаемой текучей среды для обработки пласта, распределения по размерам предлагаемых частиц МДСП, плотности предлагаемых частиц МДСП, а также любой их комбинации; расчет эквивалентной плотности в статическом состоянии предлагаемой текучей среды для обработки пласта, содержащей предлагаемые частицы МДСП по меньшей мере в одном месте в стволе скважины, манипулирование по меньшей мере одним из свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, свойств предлагаемых частиц МДСП или предлагаемой операции в стволе скважины на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП и эквивалентной плотности в статическом состоянии таким образом, чтобы произвести жидкость для обработки пласта в виде суспензии МДСП, и введение текучей среды для обработки пласта в виде суспензии МДСП в ствол скважины в подземном пласте таким образом, чтобы создать контакт по меньшей мере с одним поровым отверстием.
Вариант В реализации изобретения.
Способ, включающий обеспечение сооружения ствола скважины в подземном пласте, содержащем по меньшей мере одно поровое отверстие, обеспечение предлагаемой операции в стволе скважины, обеспечение подачи предлагаемой текучей среды для обработки пласта, обеспечение подачи предлагаемых частиц МДСП, расчет суспендируемости предлагаемых частиц МДСП в предлагаемой текучей среде для обработки пласта, определяемой функцией удельной текучести на основании свойств предлагаемой те
- 9 033941 кучей среды для обработки пласта и свойств предлагаемых частиц МДСП или определяемой экспериментальной функцией МДСП, при этом свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта и свойства предлагаемых частиц МДСП выбраны из группы, состоящей из реологических свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, плотности предлагаемой текучей среды для обработки пласта, распределения по размерам предлагаемых частиц МДСП, плотности предлагаемых частиц МДСП, а также любой их комбинации; расчет эквивалентной плотности циркуляции предлагаемой текучей среды для обработки пласта, содержащей предлагаемые частицы МДСП по меньшей мере в одном месте в стволе скважины, манипулирование по меньшей мере одним из свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, свойств предлагаемых частиц МДСП или предлагаемой операции в стволе скважины на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП и эквивалентной плотности циркуляции таким образом, чтобы произвести жидкость для обработки пласта в виде суспензии МДСП, и введение текучей среды для обработки пласта в виде суспензии МДСП в ствол скважины в подземном пласте таким образом, чтобы создать контакт по меньшей мере с одним поровым отверстием.
Вариант С реализации изобретения
Способ, включающий обеспечение сооружения ствола скважины в подземном пласте, содержащем по меньшей мере одно поровое отверстие, обеспечение предлагаемой операции в стволе скважины, обеспечение подачи предлагаемой текучей среды для обработки пласта, обеспечение подачи предлагаемых частиц МДСП, расчет суспендируемости предлагаемых частиц МДСП в предлагаемой текучей среде для обработки пласта, определяемой функцией удельной текучести на основании свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта и свойств предлагаемых частиц МДСП или определяемой экспериментальной функцией МДСП, при этом свойства предлагаемой текучей среды для обработки пласта и свойства предлагаемых частиц МДСП выбраны из группы, состоящей из реологических свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, плотности предлагаемой текучей среды для обработки пласта, распределения по размерам предлагаемых частиц МДСП, плотности предлагаемых частиц МДСП, а также любой их комбинации; манипулирование по меньшей мере одним из свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, свойств предлагаемых частиц МДСП или предлагаемой операции в стволе скважины на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП таким образом, чтобы произвести жидкость для обработки пласта в виде суспензии МДСП, и введение текучей среды для обработки пласта в виде суспензии МДСП в ствол скважины в подземном пласте таким образом, чтобы создать контакт по меньшей мере с одним поровым отверстием.
Каждый из вариантов А, В и С реализации изобретения может дополнительно включать один или более элементов, приведенных ниже, в любой их комбинации.
Элемент 1. Способ, отличающийся тем, что для расчета функции удельной текучести учитываются условия температуры и давления в стволе скважины в подземном пласте.
Элемент 2. Способ, отличающийся тем, что для расчета эквивалентной плотности в статическом состоянии учитываются условия температуры и давления в стволе скважины в подземном пласте.
Элемент 3. Способ, отличающийся тем, что свойства, используемые для расчета функции удельной текучести, представляют собой концентрацию предлагаемых частиц МДСП.
Элемент 4. Способ, отличающийся тем, что свойства, используемые для расчета функции удельной текучести, представляют собой соотношение нефть/вода предлагаемой текучей среды для обработки пласта, если предлагаемая жидкость для обработки пласта представляет собой флюид на углеводородной основе, эмульсию воды в нефти или эмульсию нефти в воде.
Элемент 5. Способ, отличающийся тем, что эквивалентная плотность в статическом состоянии в основном равна пластовому давлению или выше него в стволе скважины в подземном пласте и в основном равна градиенту давления или ниже него при гидроразрыве пласта по стволу скважины в подземном пласте.
Элемент 6. Способ, отличающийся тем, что этапы расчета суспендируемости предлагаемых частиц МДСП в предлагаемой текучей среде для обработки пласта, определяемой функцией удельной текучести или экспериментальной функцией МДСП, расчета эквивалентной плотности в статическом состоянии предлагаемой текучей среды для обработки пласта, содержащей предлагаемые частицы МДСП по меньшей мере в одном месте в стволе скважины, и манипулирования по меньшей мере одним из свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, свойств предлагаемых частиц МДСП или предлагаемой операции в стволе скважины на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП и эквивалентной плотности в статическом состоянии повторяются по меньшей мере единожды с тем, чтобы получить флюид-носитель суспензии МДСП.
Элемент 7. Способ, отличающийся тем, что предлагаемые частицы МДСП распределены по размерам таким образом, чтобы закупорить разрыв внутри ствола скважины в подземном пласте.
В качестве примера, вариант А, В или С реализации изобретения может комбинироваться с элементами 1 и 2; вариант А, В или С реализации изобретения может комбинироваться с элементами 2, 6 и 7; вариант А, В или С реализации изобретения может комбинироваться с элементами 3, 4 и 5 и т.д.
Для более глубокого понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры предпочтигельных или типичных вариантов реализации изобретения. Нижеследующие примеры ни в коей мере
- 10 033941 не следует считать ограничивающими или определяющими объем изобретения.
Примеры
Пример 1. На основании способов настоящего изобретения было синтезировано четыре предлагаемых вида текучей среды для обработки пласта согласно описанию в табл. 1.
Таблица 1
| Флюид А | Флюид В | Флюид С | Флюид D | |
| BARAZANOD PLUS (фунтов/барре ль) | 1 | 1,2 | 1,5 | 1,5 |
| PAC™-R | 1 | 1,25 | 1,25 | 1,25 |
| (фунтов/барре ль) | ||||
| DEXTRID® (фунтов/барре ль) | 2 | 2 | 2 | 2 |
| CLAYSEAL® PLUS (фунтов/барре ль) | 3,5 | 3,5 | 3,5 | 3,5 |
| PERFORMATROL® (фунтов/барре ль) | 7,5 | 7,5 | 7,5 | 7,5 |
| BARABUF® (фунтов/барре ль) | 0,3 | 0,25 | 0,25 | 0,25 |
| BAROID® | По мере необходимое ти (вес раствора = 9 фунтов/ галлон) | По мере необходимое ти (вес раствора = 9 фунтов/ галлон) | По мере необходимое ти (вес раствора = 9 фунтов/ галлон) | По мере необходимое ти (вес раствора = 10 фунтов/ галлон) |
| Рассол NaCl | Остальное | Остальное | Остальное | Остальное |
Реологические свойства, τ0, четырех предлагаемых составов для обработки для использования при расчете функции удельной текучести в настоящем изобретении определены с использованием реометра FANN-35 (промыслового вискозиметра) для определения предельного низкого напряжения сдвига и статического напряжения сдвига после 10 мин покоя предлагаемой текучей среды для обработки пласта после перемешивания жидкостей в горячем виде при 150°F в течение 16 ч. Предельное низкое напряжение сдвига рассчитано по формуле [2*(значение на реометре при 3 об/мин)-(значение на реометре при 6 об/мин). Статическое напряжение сдвига после 10 мин покоя замерялось после того, как предлагаемые составы для обработки были оставлены в статическом состоянии на 10 мин с последующим получением максимального значения, показываемого на реометре при 3 об/мин. Плотность предлагаемых составов для обработки замерялась на рычажных весах для определения плотности бурового раствора. Предельное низкое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига после 10 мин покоя приведены в табл. 2.
- 11 033941
Таблица 2
| Флюид А (Го) | Флюид В (Го) | Флюид С (Го) | Флюид D ( Го) | |
| Предельное низкое напряжение сдвига (фунтов/100 фт2) | 3 | 4 | 6 | 8 |
| Статическое напряжение сдвига после 10 мин. покоя (фунтов/100 фт2) | 5 | 9 | 13 | 14 |
Испытания суспендируемости выполнены с использованием четырех предлагаемых составов для обработки и частиц МДСП предлагаемых размеров. Предлагаемые частицы МДСП получены просеиванием частиц WALL-NUT®. Оценка плотности предлагаемых частиц МДСП произведена с использованием гелиевого ультрапикнометра, модель 2.4 производства компании Quantachrome Corporation. Перечень предлагаемых частиц МДСП приведен в табл. 3.
Таблица 3
| Шкала сит стандарта США | Размер МДСП (мкм) | Плотность (г/см3) | |
| МДСП 1 | -30 меш +35 меш | 500-600 | 1,43 |
| МДСП 2 | -18 меш +20 меш | 850-1000 | |
| МДСП 3 | -14 меш +16 меш | 1180-1400 |
Предлагаемые частицы МДСП были включены в предлагаемые составы для обработки в концентрации около 4,5% объема, тщательно перемешаны шпателем и залиты в стеклянный вкладыш в автоклаве из нержавеющей стали, нагретом до 150°F. Давление в автоклаве из нержавеющей стали было поднято газообразным азотом до 100 фунтов/дюйм2. Далее предлагаемые текучей среды для обработки пласта, содержащие предлагаемые частицы МДСП, были помещены в печь с постоянной температурой (окисление при постоянной температуре) при 150°F в течение 4 ч и затем охлаждались в водяной бане 68°F в течение 10 мин. Суспендируемость предлагаемых частиц МДСП в предлагаемых составах для обработки исследовалась путем разделения смеси на два образца в равных долях, представляющих верхнюю половину флюида в автоклаве и нижнюю половину флюида в автоклаве (в результате чего получены МДСП 1Верх, МДСП 1Ниж, МДСП 2Верх, МДСП 2Ниж, МДСП 3Верх, МДСП 3Ниж) . Каждый образец затем был профильтрован через сетку 50 меш согласно шкале сит стандарта США, после чего частицы МДСП, собранные сеткой, были промыты водой для удаления какого-либо остаточного флюида. Сепарированные частицы МДСП были высушены при 105°С, охлаждены до комнатной температуры и взвешены.
В качестве примера МДСП 1, МДСП 2 и МДСП 3 были испытаны на суспендируемость во флюиде
В. После окисления при постоянной температуре оценка суспендируемости предлагаемых частиц МДСП каждого размера была произведена путем наблюдения. Предлагаемые частицы МДСП, МДСП 3 большого размера почти полностью выпали в осадок во флюиде В, тогда как предлагаемые частицы МДСП, МДСП 2 среднего размера проявили по меньшей мере некоторую суспендируемость, а предлагаемые частицы МДСП, МДСП 1 малого размера остались равномерно суспендированными во флюиде В. Таким образом, суспендируемость частиц МДСП в составе для обработки уменьшается с повышением размеров частиц МДСП, что качественно согласуется с функцией удельной текучести в настоящем изобретении.
В некоторых вариантах реализации изобретения суспендируемость частиц МДСП в настоящем изобретении может быть рассчитана на основании экспериментальной функции МДСП. Экспериментальные функции МДСП настоящего изобретения могут включать, например, функцию распределения МДСП вверху или функцию распределения МДСП внизу. Помимо этого, суспендируемость частиц МДСП в настоящем изобретении может быть рассчитана в любой(ых) конечной(ых) доле(ях) флюида после окисления флюида в течение конечного периода времени. Как станет понятно специалисту в данной области техники с помощью данного описания, в настоящем изобретении могут быть использованы и другие
- 12 033941 экспериментальные функции МДСП. Функция распределения МДСП вверху, или %МДСПВерх, определяет процентное содержание предлагаемых частиц МДСП в верхней половине текучей среды для обработки пласта после окисления флюида в течение конечного периода времени, по следующей формуле:
%МДСПВерх =
МДСПВерх
МДСПВерх + МДСПНиж *100 (7)
Функция распределения МДСП внизу, %МДСПНиж, определяет процентное содержание предлагаемых частиц МДСП в нижней половине текучей среды для обработки пласта после окисления флюида в течение конечного периода времени, по следующей формуле:
%МДСПН,“
МДСПН“Х
МДСПН,“ + МДСПв‘рх *100 (8)
В некоторых вариантах реализации изобретения этапы расчета суспендируемости предлагаемых частиц МДСП в предлагаемой текучей среды для обработки пласта, определяемой экспериментальной функцией МДСП (например, функция распределения МДСП вверху или функция распределения внизу), и манипулирования по меньшей мере одним из свойств предлагаемой текучей среды для обработки пласта, свойств предлагаемых частиц МДСП или предлагаемой операцией в стволе скважины на основании экспериментальной функции МДСП повторяются по меньшей мере единожды с тем, чтобы получить флюид-носитель суспензии МДСП.
В данном примере использованной экспериментальной функцией МДСП была функция распределения МДСП вверху или, %МДСПВерх, которая была определена для каждой текучей среды для обработки пласта (МДСП 1Верх, МДСП 2Верх и МДСП 3Верх) после окисления при постоянной температуре. В случаях, когда оседания частиц МДСП в предлагаемой текучей среде для обработки пласта не происходит, %МДСПВерх -50%. В случаях, когда происходит оседание всех или большей части частиц МДСП предлагаемой текучей среды для обработки пласта, %МДСПВерх -0%. В случаях, когда происходит лишь частичное оседание частиц МДСП предлагаемой текучей среды для обработки пласта, 0%< %МДСПВерх <50%. Было определено %МДСПВерх для МДСП 1, МДСП 2 и МДСП 3 во флюиде В и произведено сравнение со значением функции удельной текучести в настоящем изобретении. Результаты приведены в табл. 4. Они демонстрируют, что хорошая суспендируемость, определенная в данной заявке в виде значения функции удельной текучести, равного или выше около 1, соответствует МДСПВерх в пределах от около 40% до около 50%.
Таблица 4
| %МДСПВе₽х | Значение функции удельной текучести | |
| МДСП 1 | 1,3% | 0,46 |
| МДСП 2 | 17,2% | 0, 64 |
| МДСП 3 | 40,3% | 1, 1 |
Пример 2. В данном примере произведена оценка влияния реологических свойств предлагаемого флюида-носителя на суспендируемость частиц МДСП. С помощью составов и способов из примера 1 произведена оценка частиц МДСП 2 во флюиде В и во флюиде С. Флюид В и флюид С имеют одинаковую плотность, но разные реологические свойства (т.е. предельное низкое напряжение сдвига (LSYP) флюида В составляет 4, а предельное низкое напряжение сдвига флюида С составляет 6). Визуальное наблюдение после окисления при постоянной температуре показало, что частицы МДСП 2 проявили значительное оседание во флюиде В, а не во флюиде С, а это означает, что суспендируемость предлагаемой частицы МДСП предлагаемой текучей среды для обработки пласта повышается при более высоких значениях реологических условий, что качественно согласуется с функцией удельной текучести в настоящем изобретении. Было определено %МДСПВерх для частиц МДСП 2 во флюиде В и флюиде С и произведено сравнение со значением функции удельной текучести в настоящем изобретении. Результаты, приведенные в табл. 4, дополнительно подтверждают, что хорошая суспендируемость, определенная в данной заявке в виде значения функции удельной текучести, приблизительно равного или выше около 1, соответствует МДСПВерх в пределах от около 40% до около 50%.
- 13 033941
Таблица 5
| %МДСПВерх | Значение функции удельной текучести | |
| Флюид В + МДСП 2 | 17,2% | 0, 64 |
| Флюид С + МДСП 3 | 45, 6% | 0,98 |
Пример 3. С помощью составов и способов из примера 1 произведена оценка функции удельной текучести и %МДСПВерх для каждого из флюидов А, В, С и D в комбинации с МДСП 1, МДСП 2 и МДСП 3. Результаты подтверждают соответствия, установленные в примере 1 и примере 2, того, что суспендируемость повышается с уменьшением размера частиц МДСП и повышением значений реологических свойств и что значение функции удельной текучести, равное или выше около 1, соответствует МДСПВерх в пределах от около 40% до около 50%, что означает хорошую суспендируемость. Результаты функции удельной текучести приведены в табл. 6, значения %МДСПВерх приведены в табл. 7.
Таблица 6
| Значение функции удельной текучести | |||
| МДСП 1 | МДСП 2 | МДСП 3 | |
| Флюид А | 0, 81 | 0,48 | 0,34 |
| Флюид В | 1, 1 | 0, 64 | 0,45 |
| Флюид С | 1, 6 | 0, 98 | 0, 68 |
| Флюид D | 2,9 | 1,7 | 1,2 |
Таблица 7
| %МДСПВерх | |||
| МДСП 1 | МДСП 2 | МДСП 3 | |
| Флюид А | 4% | 0% | 0% |
| Флюид В | 40, 3% | 17,2% | 1,3% |
| Флюид С | 48% | 45, 6% | 31,3% |
| Флюид D | 51% | 50, 8% | 47, 4% |
Таким образом, настоящее изобретение хорошо подходит для достижения упомянутых задач и преимуществ, а также преимуществ, присущих настоящему изобретению. Отдельные варианты реализации изобретения, описанные выше, являются только иллюстративными, так как настоящее изобретение может быть изменено и применяться на практике различными, однако эквивалентными способами, которые понятны специалистам в данной области благодаря концепциям, изложенным в данной заявке. Кроме того, к особенностям конструкции или проектирования, приведенным в данной заявке, не предполагается применение каких-либо ограничений, кроме тех, что описаны в нижеприведенной формуле изобретения. Таким образом, очевидно, что отдельные иллюстративные варианты реализации изобретения, описанные выше, могут быть изменены, скомбинированы или усовершенствованы и что все такие изменения считаются соответствующими объему и существу настоящего изобретения. Изобретение, иллюстративно описанное в данной заявке, может быть удобно применимо на практике в отсутствие любого элемента, не описанного особо в данной заявке, и(или) любого дополнительного элемента, описанного в данной заявке. Тогда как составы и способы описаны терминами состоящие из, содержащие или включающие, различные компоненты или этапы, составы и способы могут также в основном состоять из или состоять из различных компонентов и этапов. Все числа и предельные значения, описанные выше, могут варьироваться на некоторую величину. В тех случаях, когда описан числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон, находящийся в рамках того или иного диапазона, описан особо. В частности, каждый диапазон значений (в форме от около а до около b, или аналогично от около а до b, или аналогично от около а-b), описанных в данной заявке, следует понимать как определение каждого числа и диапазона, находящихся в рамках более широкого диапазона значений. Помимо этого, термины в пунктах формулы изобретения имеют свое общепринятое обычное значение, за исключением тех случаев, когда определение четко и недвусмысленно приведено заявителем патента. В дополнение к этому, термины в единственном числе, используемые в пунктах формулы изобретения, определены в данной заявке как означающие один или более элементов, обозначенных этими терминами. В случае какого-либо противоречия между употреблением слова или термина в данном
- 14 033941 описании и в одном или более патентах или других документах, которые могут быть включены в данную заявку посредством ссылки, следует принимать определения, предусмотренные данным описанием.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ борьбы с поглощением текучей среды в подземном пласте, включающий стадии, на которых сооружают ствол скважины в подземном пласте, содержащем по меньшей мере одно поровое от верстие;осуществляют операции в стволе скважины, выбранные из операций по гидроразрыву пласта, операций бурения и операций продавливания цементного раствора с выдержкой во времени;подают текучую среду для обработки пласта, способную суспендировать частицы материала для снижения поглощения (МДСП);подают частицы МДСП;рассчитывают суспендируемость частиц МДСП в текучей среде для обработки пласта, определяемую функцией удельной текучести, выбранной из следующих:γ —_____ G £*</*(/?,-/?) (1), γ .G g*d*(pp-p) γ = тДР,Г) ° g*d*[pp-p(P,T)) г _ У До Μ °γ _ ^0(P,T)*f[o/w] G g*d*{pp p{P,T)) ° g*ftd]*ft(pp-p(P,T))i где τ0 - это реологические свойства текучей среды для обработки пласта, g - это ускорение под воздействием силы тяжести, d - это размер отдельных частиц МДСП или средний размер на основании распределения по размерам частиц МДСП; рр - это плотность частиц МДСП и ρ - это плотность текучей среды для обработки пласта, /[φ] - это функция концентрации частиц МДСП, Р, Т - давление и температура по стволу скважины в подземном пласте, /[0/w] - это функция соотношения нефть/вода текучей среды для обработки пласта на основании свойств текучей среды для обработки пласта и свойств частиц МДСП или определяемую экспериментальной функцией МДСП, выбранной из функции распределения МДСП вверху °/0МДСПВер1 =-----МДСП р--- * 100МДСПВерх + МДСПН“‘ или функции распределения МДСП внизуМДСПНиж °/0МДСПНиж =----------— * 100МДСПн,ас + МДСПВе,“ при этом свойства текучей среды для обработки пласта и свойства частиц МДСП выбраны из группы, состоящей из реологических свойств текучей среды для обработки пласта, плотности текучей среды для обработки пласта, распределения по размерам частиц МДСП, плотности частиц МДСП, а также любой их комбинации;регулируют по меньшей мере одно из свойств текучей среды для обработки пласта, свойств частиц МДСП или операции в стволе скважины, варьируя их на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП таким образом, чтобы достичь значения функции удельной текучести YG выше 0,5, или достичь значения распределения МДСП вверху менее 50%, но больше 0%, или достичь значения распределения МДСП внизу менее 100%, но больше 50% и произвести жидкость для обработки пласта в виде суспензии МДСП; и вводят текучую среду для обработки пласта в виде суспензии МДСП в ствол скважины в подземном пласте таким образом, чтобы создать контакт по меньшей мере с одним поровым отверстием.
- 2. Способ по п.1, включающий стадию, на которой рассчитывают эквивалентную плотность текучей среды для обработки пласта, содержащей частицы МДСП, в статическом состоянии по меньшей мере в одном месте в стволе скважины; и при этом регулирование по меньшей мере одного из свойств текучей среды для обработки пласта,- 15 033941 свойств частиц МДСП или операции в стволе скважины осуществляют на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП и эквивалентной плотности в статическом состоянии таким образом, чтобы произвести текучую среду для обработки пласта в виде суспензии МДСП.
- 3. Способ по п.1, включающий стадию, на которой рассчитывают эквивалентную плотность циркуляции текучей среды для обработки пласта, содержащей частицы МДСП, по меньшей мере в одном месте в стволе скважины; и при этом регулирование по меньшей мере одного из свойств текучей среды для обработки пласта, свойств частиц МДСП или операции в стволе скважины осуществляют на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП и эквивалентной плотности циркуляции таким образом, чтобы произвести жидкость для обработки пласта в виде суспензии МДСП.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что для расчета функции удельной текучести учитывают условия температуры и давления в стволе скважины в подземном пласте.
- 5. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что свойства, используемые для расчета функции удельной текучести, представляют собой концентрацию частиц МДСП.
- 6. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что свойства, используемые для расчета функции удельной текучести, представляют собой соотношение нефть/вода текучей среды для обработки пласта, если жидкость для обработки пласта представляет собой флюид на углеводородной основе, эмульсию воды в нефти или эмульсию нефти в воде.
- 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадии расчета суспендируемости частиц МДСП в текучей среде для обработки пласта, определяемой функцией удельной текучести или экспериментальной функцией МДСП, и регулирования по меньшей мере одного из свойств текучей среды для обработки пласта, свойств частиц МДСП или операции в стволе скважины на основании функции удельной текучести повторяют по меньшей мере единожды с тем, чтобы получить флюид-носитель суспензии МДСП.
- 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что частицы МДСП распределены по размерам таким образом, чтобы закупорить разрыв внутри ствола скважины в подземном пласте.
- 9. Способ по п.2, отличающийся тем, что для расчета эквивалентной плотности в статическом состоянии учитывают условия температуры и давления в стволе скважины в подземном пласте.
- 10. Способ по п.2, отличающийся тем, что эквивалентная плотность в статическом состоянии в основном равна пластовому давлению или выше него по стволу скважины в подземном пласте и в основном равна градиенту давления гидроразрыва пласта или ниже него по стволу скважины в подземном пласте.
- 11. Способ по п.2, отличающийся тем, что стадии расчета суспендируемости частиц МДСП в текучей среде для обработки пласта, определяемой функцией удельной текучести или экспериментальной функцией МДСП, расчета эквивалентной плотности текучей среды для обработки пласта, содержащей частицы МДСП, в статическом состоянии по меньшей мере в одном месте в стволе скважины и регулирования по меньшей мере одного из свойств текучей среды для обработки пласта, свойств частиц МДСП или операции в стволе скважины на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП и эквивалентной плотности в статическом состоянии повторяют по меньшей мере единожды с тем, чтобы получить флюид-носитель суспензии МДСП.
- 12. Способ по п.3, отличающийся тем, что для расчета эквивалентной плотности циркуляции учитывают условия температуры и давления в стволе скважины.
- 13. Способ по п.3, отличающийся тем, что свойства, используемые для расчета функции удельной текучести, представляют собой соотношение нефть/вода текучей среды для обработки пласта, если жидкость для обработки пласта представляет собой флюид на углеводородной основе, эмульсию воды в нефти или эмульсию нефти в воде.
- 14. Способ по п.3, отличающийся тем, что эквивалентная плотность циркуляции в основном равна пластовому давлению ствола скважины в подземном пласте или больше него и, по существу, равна градиенту гидроразрыва ствола скважины в подземном пласте или меньше него.
- 15. Способ по п.3, отличающийся тем, что стадии расчета суспендируемости частиц МДСП в текучей среде для обработки пласта, определяемой функцией удельной текучести или экспериментальной функцией МДСП, расчета эквивалентной плотности циркуляции текучей среды для обработки пласта, содержащей частицы МДСП, по меньшей мере в одном месте в стволе скважины и регулирования по меньшей мере одного из свойств текучей среды для обработки пласта, свойств частиц МДСП или операции в стволе скважины на основании функции удельной текучести или экспериментальной функции МДСП и эквивалентной плотности циркуляции повторяют по меньшей мере единожды с тем, чтобы получить флюид-носитель суспензии МДСП.Евразийская патентная организация, ЕАПВРоссия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/798,560 US8935957B2 (en) | 2013-03-13 | 2013-03-13 | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material |
| PCT/US2014/022456 WO2014164447A1 (en) | 2013-03-13 | 2014-03-10 | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201591186A1 EA201591186A1 (ru) | 2016-01-29 |
| EA033941B1 true EA033941B1 (ru) | 2019-12-12 |
Family
ID=51522296
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201591186A EA033941B1 (ru) | 2013-03-13 | 2014-03-10 | Способ проектирования состава бурового раствора, содержащего суспендируемый материал для ликвидации поглощений |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8935957B2 (ru) |
| EP (1) | EP2925953A4 (ru) |
| AR (1) | AR095180A1 (ru) |
| AU (1) | AU2014249329B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015016933A2 (ru) |
| CA (1) | CA2897497C (ru) |
| EA (1) | EA033941B1 (ru) |
| MX (1) | MX2015009430A (ru) |
| WO (1) | WO2014164447A1 (ru) |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8935957B2 (en) | 2013-03-13 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material |
| GB201317626D0 (en) * | 2013-10-04 | 2013-11-20 | Schlumberger Holdings | Solids in borehole fluids |
| CA2924591C (en) * | 2013-10-30 | 2018-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of designing an invert emulsion fluid having high associative stability |
| AU2014377684B2 (en) | 2014-01-17 | 2017-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions to use shape changing polymers in subterranean formations |
| US10344198B2 (en) | 2015-07-01 | 2019-07-09 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions for in-situ polymerization reaction to improve shale inhibition |
| US10435614B2 (en) | 2015-07-01 | 2019-10-08 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions for in-situ polymerization reaction to improve shale inhibition |
| WO2017004426A1 (en) | 2015-07-01 | 2017-01-05 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions for in-situ crosslinking reaction in a subterranean formation |
| US10435615B2 (en) | 2015-07-01 | 2019-10-08 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions for in-situ polymerization reaction to improve shale inhibition |
| US10457846B2 (en) | 2015-11-17 | 2019-10-29 | Saudi Arabian Oil Company | Date palm seed-based lost circulation material (LCM) |
| US11434404B2 (en) | 2016-04-13 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Rapidly dehydrating lost circulation material (LCM) |
| US10023781B2 (en) | 2016-04-13 | 2018-07-17 | Saudi Arabian Oil Company | Rapidly dehydrating lost circulation material (LCM) |
| US10544345B2 (en) | 2016-06-30 | 2020-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Flaky date fruit CAP for moderate to severe loss control |
| US10800959B2 (en) | 2016-06-30 | 2020-10-13 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree waste-based compound fibrous LCMs |
| US11713407B2 (en) | 2016-06-30 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree waste-based compound fibrous LCMs |
| US10259982B2 (en) | 2016-07-12 | 2019-04-16 | Saudi Arabian Oil Company | Date seed-based multi-modal particulate admixture for moderate to severe loss control |
| US10392549B2 (en) | 2016-08-31 | 2019-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree trunk-based fibrous loss circulation materials |
| US10800960B2 (en) | 2016-09-27 | 2020-10-13 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree leaflet-based flaky lost circulation material |
| US10487253B2 (en) | 2016-11-08 | 2019-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree spikelet-based additive for mechanical reinforcement of weak and unstable lost circulation material (LCM) seals/plugs |
| US10336930B2 (en) | 2016-12-19 | 2019-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree waste-based binary fibrous mix for moderate to severe loss control |
| WO2018148661A1 (en) * | 2017-02-13 | 2018-08-16 | Q'max Solutions Inc. | Improved rheology drilling fluid and method |
| WO2018190835A1 (en) | 2017-04-12 | 2018-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Staged propping of fracture networks |
| US10479920B2 (en) | 2017-05-30 | 2019-11-19 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree trunk and rachis-based superfine fibrous materials for seepage loss control |
| CN109575893B (zh) * | 2017-09-28 | 2021-04-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 碳酸盐岩酸压转向用暂堵流体 |
| US10266742B1 (en) * | 2018-02-06 | 2019-04-23 | Saudi Arabian Oil Company | ARC hybrid particle mix for seal and plug quality enhancement |
| CA3089878A1 (en) * | 2018-02-15 | 2019-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | A method and material for isolating a severe loss zone |
| US10240411B1 (en) | 2018-03-22 | 2019-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Trimodal hybrid loss prevention material (LPM) for preventative and curative loss control |
| US10954427B2 (en) | 2018-05-17 | 2021-03-23 | Saudi Arabian Oil Company | Method and composition for sealing a subsurface formation |
| US10745610B2 (en) | 2018-05-17 | 2020-08-18 | Saudi Arabian Oil Company | Method and composition for sealing a subsurface formation |
| CN110924926B (zh) * | 2018-09-04 | 2022-08-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于井筒的离子浓度确定方法和装置 |
| US11136487B2 (en) | 2020-02-25 | 2021-10-05 | Saudi Arabian Oil Company | Date seed-based chips lost circulation material |
| US11041347B1 (en) | 2020-04-07 | 2021-06-22 | Saudi Arabian Oil Company | Composition and method of manufacturing of whole and ground date palm seed lost circulation material (LCM) |
| US11261692B2 (en) | 2020-04-15 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for identifying and remediating loss circulation zone |
| US11365341B2 (en) * | 2020-05-29 | 2022-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for mitigating fluid loss from well ballooning |
| US11254851B2 (en) | 2020-06-25 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Vulcanized rubber and date tree based lost circulation material (LCM) blend |
| US11505732B2 (en) * | 2020-11-04 | 2022-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Shape-adaptable lost circulation material for moderate and severe loss control |
| US11739250B2 (en) | 2021-02-25 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Emulsified resin-based loss circulation materials for low pressure formations |
| CN118126693B (zh) * | 2024-05-09 | 2024-07-02 | 成都西油华巍科技有限公司 | 一种微观多形态粒径广谱的封堵剂 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0404489A2 (en) * | 1989-06-19 | 1990-12-27 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US20090008095A1 (en) * | 2006-01-31 | 2009-01-08 | Bp Exploration Operating Company Limited | Wellbore Fluid Comprising a Base Fluid and a Particulate Bridging Agent |
| US7757766B2 (en) * | 2008-11-19 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Density-matched suspensions and associated methods |
| US20110278006A1 (en) * | 2009-01-30 | 2011-11-17 | M-I L.L.C. | Defluidizing lost circulation pills |
| US20120205102A1 (en) * | 2010-03-11 | 2012-08-16 | Lee Jesse C | Well Treatment |
Family Cites Families (50)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2793996A (en) * | 1955-12-08 | 1957-05-28 | Pan American Petroleum Corp | Oil base drilling fluid |
| US3206256A (en) * | 1963-07-15 | 1965-09-14 | Shell Oil Co | Transportation of dispersed solid particles in pipe lines |
| US3507343A (en) * | 1967-12-21 | 1970-04-21 | Nat Lead Co | Process of drilling wells |
| 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 |
| 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 |
| US5067565A (en) | 1989-03-10 | 1991-11-26 | Halliburton Company | Crosslinkable cellulose derivatives |
| US5249627A (en) | 1992-03-13 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Method for stimulating methane production from coal seams |
| US5839510A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5833000A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5905061A (en) | 1996-08-02 | 1999-05-18 | Patel; Avind D. | Invert emulsion fluids suitable for drilling |
| 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 |
| 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 |
| US6887832B2 (en) | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
| US6828279B2 (en) | 2001-08-10 | 2004-12-07 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
| 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 |
| US7696131B2 (en) | 2002-06-19 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diesel oil-based invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes |
| 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 |
| US7534745B2 (en) | 2004-05-05 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture |
| 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 |
| 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 |
| US7741247B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-06-22 | Ling Wang | Methods and compositions for sealing fractures, voids, and pores of subterranean rock formations |
| 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 |
| US7681644B2 (en) * | 2006-11-13 | 2010-03-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Managing lost returns in a wellbore |
| NO20073388L (no) | 2007-07-02 | 2009-01-05 | Jotun As | Organofunksjonelle polysiloksanpolymerer og belegningssammensetninger som inneholder nevnte polymerer |
| US8393411B2 (en) * | 2007-07-26 | 2013-03-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for controlling loss of drilling fluid |
| 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 |
| NO342826B1 (no) * | 2008-01-30 | 2018-08-13 | Mi Llc | Fremgangsmåter for å oppdage, forhindre og bøte på tapt sirkulasjonsfluid |
| 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 |
| WO2010011222A1 (en) * | 2008-07-24 | 2010-01-28 | Sun Drilling Products Corporation | Drilling fluid, drill-in fluid, completion fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles |
| US8151633B2 (en) * | 2008-12-05 | 2012-04-10 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and systems for characterizing LCM particle plugging and rheology in real time |
| 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 |
| US7950451B2 (en) * | 2009-04-10 | 2011-05-31 | Bp Corporation North America Inc. | Annulus mud flow rate measurement while drilling and use thereof to detect well dysfunction |
| US8657003B2 (en) * | 2010-12-01 | 2014-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of providing fluid loss control or diversion |
| 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 |
| US8245784B2 (en) * | 2010-06-07 | 2012-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stable organic-based fluid loss additive containing an organophilic clay-based suspending agent for use in a well |
| US9513203B2 (en) * | 2012-06-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for predicting dynamic sag using viscometer/rheometer data |
| US8935957B2 (en) | 2013-03-13 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material |
-
2013
- 2013-03-13 US US13/798,560 patent/US8935957B2/en active Active
-
2014
- 2014-03-10 BR BR112015016933A patent/BR112015016933A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2014-03-10 EP EP14780251.6A patent/EP2925953A4/en not_active Ceased
- 2014-03-10 WO PCT/US2014/022456 patent/WO2014164447A1/en active Application Filing
- 2014-03-10 AR ARP140100798A patent/AR095180A1/es active IP Right Grant
- 2014-03-10 AU AU2014249329A patent/AU2014249329B2/en not_active Ceased
- 2014-03-10 EA EA201591186A patent/EA033941B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-03-10 CA CA2897497A patent/CA2897497C/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-03-10 MX MX2015009430A patent/MX2015009430A/es unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0404489A2 (en) * | 1989-06-19 | 1990-12-27 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US20090008095A1 (en) * | 2006-01-31 | 2009-01-08 | Bp Exploration Operating Company Limited | Wellbore Fluid Comprising a Base Fluid and a Particulate Bridging Agent |
| US7757766B2 (en) * | 2008-11-19 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Density-matched suspensions and associated methods |
| US20110278006A1 (en) * | 2009-01-30 | 2011-11-17 | M-I L.L.C. | Defluidizing lost circulation pills |
| US20120205102A1 (en) * | 2010-03-11 | 2012-08-16 | Lee Jesse C | Well Treatment |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR095180A1 (es) | 2015-09-30 |
| CA2897497C (en) | 2017-08-22 |
| MX2015009430A (es) | 2015-10-09 |
| AU2014249329B2 (en) | 2016-05-05 |
| EP2925953A1 (en) | 2015-10-07 |
| US8935957B2 (en) | 2015-01-20 |
| BR112015016933A2 (pt) | 2017-07-11 |
| AU2014249329A1 (en) | 2015-07-16 |
| EA201591186A1 (ru) | 2016-01-29 |
| EP2925953A4 (en) | 2016-08-31 |
| US20140262281A1 (en) | 2014-09-18 |
| CA2897497A1 (en) | 2014-10-09 |
| WO2014164447A1 (en) | 2014-10-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA033941B1 (ru) | Способ проектирования состава бурового раствора, содержащего суспендируемый материал для ликвидации поглощений | |
| US10590324B2 (en) | Fiber suspending agent for lost-circulation materials | |
| US8657003B2 (en) | Methods of providing fluid loss control or diversion | |
| US20070173414A1 (en) | Well drilling fluids having clay control properties | |
| US9562425B2 (en) | Methods of enhancing the conductivity of propped fractures with in-situ acidizing | |
| US10815421B2 (en) | Flow back aids | |
| US10883037B2 (en) | Crosslinked n-vinylpyrrolidone polymers for use in subterranean formations and wells | |
| US20140131042A1 (en) | Methods for Generating Highly Conductive Channels in Propped Fractures | |
| CA3024784C (en) | Proppant-free channels in a propped fracture using ultra-low density, degradable particulates | |
| AU2011333528A1 (en) | Consolidation | |
| CA2911410C (en) | Methods for improved proppant suspension in high salinity, low viscosity subterranean treatment fluids | |
| US20140073538A1 (en) | Fluid Loss Control Composition and Method of Using the Same | |
| US9027648B2 (en) | Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions | |
| CA3054016C (en) | Staged propping of fracture networks | |
| RU2664987C2 (ru) | Использование бора в качестве сшивающего агента в эмульсионной системе | |
| US20190048252A1 (en) | Borate Crosslinked Fracturing Fluids | |
| Sajjadian et al. | Laboratory investigation to use lost circulation material in water base drilling fluid as lost circulation pills |
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 |