RU2160759C2 - Водный буровой или коллекторный раствор, способ бурения ствола скважины (варианты) - Google Patents
Водный буровой или коллекторный раствор, способ бурения ствола скважины (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2160759C2 RU2160759C2 RU97121304/03A RU97121304A RU2160759C2 RU 2160759 C2 RU2160759 C2 RU 2160759C2 RU 97121304/03 A RU97121304/03 A RU 97121304/03A RU 97121304 A RU97121304 A RU 97121304A RU 2160759 C2 RU2160759 C2 RU 2160759C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shale
- drilling
- polymer
- monomers
- formula
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 78
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 101
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 82
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 20
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 19
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 49
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 125000006273 (C1-C3) alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 claims description 3
- RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N n-ethenylacetamide Chemical compound CC(=O)NC=C RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 20
- 230000008961 swelling Effects 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 abstract description 4
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 abstract description 4
- -1 -C(CH3)2CH2COCH3 Chemical group 0.000 abstract description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 2
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 abstract 2
- SNVLJLYUUXKWOJ-UHFFFAOYSA-N methylidenecarbene Chemical compound C=[C] SNVLJLYUUXKWOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 13
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 12
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 12
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 9
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 9
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 8
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 7
- 238000005227 gel permeation chromatography Methods 0.000 description 7
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 6
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 5
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 229920006027 ternary co-polymer Polymers 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 4
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 4
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 4
- WHNPOQXWAMXPTA-UHFFFAOYSA-N 3-methylbut-2-enamide Chemical compound CC(C)=CC(N)=O WHNPOQXWAMXPTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- PNLUGRYDUHRLOF-UHFFFAOYSA-N n-ethenyl-n-methylacetamide Chemical compound C=CN(C)C(C)=O PNLUGRYDUHRLOF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008351 acetate buffer Substances 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N ethenamine Chemical compound NC=C UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GQSGIUVXCUZESY-UHFFFAOYSA-N ethenamine;ethenesulfonic acid Chemical compound NC=C.OS(=O)(=O)C=C GQSGIUVXCUZESY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- CWERGRDVMFNCDR-UHFFFAOYSA-N thioglycolic acid Chemical compound OC(=O)CS CWERGRDVMFNCDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMBRHGJEDJVDOB-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropanimidamide;dihydrochloride Chemical compound Cl.Cl.CC(C)C(N)=N SMBRHGJEDJVDOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KFNGWPXYNSJXOP-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methylprop-2-enoyloxy)propane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCCS(O)(=O)=O KFNGWPXYNSJXOP-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 group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group 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 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LXEKPEMOWBOYRF-UHFFFAOYSA-N [2-[(1-azaniumyl-1-imino-2-methylpropan-2-yl)diazenyl]-2-methylpropanimidoyl]azanium;dichloride Chemical compound Cl.Cl.NC(=N)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(N)=N LXEKPEMOWBOYRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940048053 acrylate Drugs 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003637 basic solution Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- ABBZJHFBQXYTLU-UHFFFAOYSA-N but-3-enamide Chemical compound NC(=O)CC=C ABBZJHFBQXYTLU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 229920001688 coating polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 238000004128 high performance liquid chromatography Methods 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 229920000831 ionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- OVHHHVAVHBHXAK-UHFFFAOYSA-N n,n-diethylprop-2-enamide Chemical class CCN(CC)C(=O)C=C OVHHHVAVHBHXAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OMNKZBIFPJNNIO-UHFFFAOYSA-N n-(2-methyl-4-oxopentan-2-yl)prop-2-enamide Chemical compound CC(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C OMNKZBIFPJNNIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N n-[2-(2-hydroxyethylamino)ethyl]-2-[[1-[2-(2-hydroxyethylamino)ethylamino]-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound OCCNCCNC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NCCNCCO QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IUWVWLRMZQHYHL-UHFFFAOYSA-N n-ethenylpropanamide Chemical compound CCC(=O)NC=C IUWVWLRMZQHYHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SWPMNMYLORDLJE-UHFFFAOYSA-N n-ethylprop-2-enamide Chemical class CCNC(=O)C=C SWPMNMYLORDLJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N n-propan-2-ylprop-2-enamide Chemical class CC(C)NC(=O)C=C QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000008363 phosphate buffer Substances 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000005372 silanol group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M sodium;2-phenylethenesulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 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
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000925 very toxic Toxicity 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Polymerization Catalysts (AREA)
Abstract
Раствор и способ относятся к водным буровым растворам, содержащим особые классы полимеров, которые действуют как ингибиторы дробления и набухания сланцев при обработке нефтяных или газовых коллекторов. Техническим результатом является сведение к минимуму дробления сланцев. Водный буровой или коллекторный раствор содержит полимеры со свойствами ингибирования для сланцев. Эти полимеры растворены в растворе и образованы из 50 - 100 мол.% мономеров формулы
где R1 выбран из H и C1 - C4-алкильных групп; R2 - из C1 - C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2 и -C(CH3)=CH2; R3 - из H, C1 - C4-алкильных групп, CH2= CH- и CH2=C(CH3)-, причем когда R3 - H или C1 - C4-алкил, тогда R1 - H, а R2 - -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2, и когда R2 - -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 - H, и других неионных этиленненасыщенных мономеров - 0 - 50 мол.%, причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет мол. м. 700000 и менее. Способ бурения ствола скважины в содержащей сланцы породе предусматривает удаление из скважины и вымывание на поверхность ствола скважины материала предложенным водным буровым раствором, а также дополнительное распознавание того, что бурение происходит через содержащую сланцы породу. 3 с. и 9 з.п.ф-лы, 6 табл.
где R1 выбран из H и C1 - C4-алкильных групп; R2 - из C1 - C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2 и -C(CH3)=CH2; R3 - из H, C1 - C4-алкильных групп, CH2= CH- и CH2=C(CH3)-, причем когда R3 - H или C1 - C4-алкил, тогда R1 - H, а R2 - -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2, и когда R2 - -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 - H, и других неионных этиленненасыщенных мономеров - 0 - 50 мол.%, причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет мол. м. 700000 и менее. Способ бурения ствола скважины в содержащей сланцы породе предусматривает удаление из скважины и вымывание на поверхность ствола скважины материала предложенным водным буровым раствором, а также дополнительное распознавание того, что бурение происходит через содержащую сланцы породу. 3 с. и 9 з.п.ф-лы, 6 табл.
Description
Изобретение относится к новым водным буровым растворам, содержащим особые классы полимеров, которые действуют как ингибиторы дробления или набухания сланцев ("ингибиторы для сланцев", "shale inhibitors") во время бурения скважин. Оно также относится к способам применения буровых растворов и сведения к минимуму дробление сланцев. Полимеры также пригодны для ингибирования набухания, дробления или диспергирования глин в жидкостях, используемых для обработки нефтяных или газовых коллекторов и проникновения в них.
Известно, что жидкости на водной основе используются в процессах бурения для того, чтобы выносить материалы породы из пробуренной скважины. Когда бурение осуществляют в пласте, образованном из минералов, известных как сланцы, то основные проблемы могут возникнуть из-за взаимодействия воды со сланцем в буровом растворе. Вода стремится абсорбироваться в сланец, вызывая его набухание или ослабление, разрывая таким образом его внутреннюю структуру. Это может привести к сжатию ствола скважины, а также к размягчению и разрушению стенки ствола скважины. Это само по себе создает проблемы. Кроме того, части породы могут отделяться от стенки скважины и повышать вязкость проходящего через скважину бурового раствора и содержание твердых веществ в нем. Применение буровых растворов на основе масел могло бы смягчить эти проблемы, однако такие жидкости дороги и полагаются нежелательными для окружающей среды. Поэтому, идет поиск способов ингибирования дробления сланцев ("ингибирование для сланцев", "shale inhibition") при применении водных буровых растворов.
Подобные проблемы встречаются при набухании и дроблении глинистых материалов внутри газовых и нефтяных коллекторов при контакте с водными коллекторными растворами. Такое набухание имеет тенденцию вызывать проблемы с проницаемостью внутри этих коллекторов. Поэтому также желательно предложить способы ингибирования дробления глины ("ингибирование для глин", "clay inhibition") в таких средах.
Известно, что различные полимерные материалы с различными целями вводят в буровые растворы. Эти различные полимерные материалы предназначены для решения ряда проблем, с которыми можно столкнуться во время бурения, в зависимости от типа породы, в которой происходит бурение. Как правило, если из предыдущего анализа или из прошлого опыта известно, что конкретная порода приведет к конкретной проблеме, такой как дробление сланцев или глин, то в буровой раствор вводят подходящие добавки, для того чтобы предотвратить такие проблемы или смягчить их, если они возникают. В альтернативном случае, если неизвестно, какие проблемы могут возникнуть, то бурение обычно начинают с простым базовым буровым раствором. Если наблюдается, что во время бурения возникают проблемы, то тогда в раствор вводят надлежащие добавки. Поэтому, если наблюдают, что происходит дробление сланца или глины, то в раствор добавляют ингибитор для сланца или глины.
Известно, что в буровые растворы вводят различные полимерные материалы как ингибиторы для сланцев. Известно, что с этой целью используют высокомолекулярные (от 5 до 15 миллионов дальтон) полиакриламиды или акриламид/акрилатные сополимеры (анионные полиакриламиды). Полагают, что они действуют путем абсорбции на сланце, покрытия его и предотвращения проникновения воды. Однако часто в качестве компонента буровых растворов вводят бентонит как загуститель. Полиакриламиды, в частности анионные полиакриламиды, стремятся абсорбироваться на поверхности бентонита в буровом растворе и части доз полимеров теряются.
В патенте США 4440649 предложено использовать тройной сополимер виниламида-винилсульфоната с акриламидом для предотвращения дробления материалов, содержащих глину. Предложенный тройной сополимер описан в патенте США 4309523. Все полимеры, приведенные в качестве примеров, содержат 2-акриламид-2-метилпропан-3-сульфоновую кислоту (АМПС). Количества АМПС часто очень велики, например по меньшей мере 50 вес.%, часто по меньшей мере 65 вес.%. Используемым виниламидом является N-винил-N-метилацетамид, винилацетамид, винилформамид. В полимерах, приведенных в качестве примеров, эти мономеры обычно присутствуют в малых количествах, в частности никогда не более 50 вес. % полимера. Когда такие мономеры присутствуют в количествах 50%, они всегда находятся в комбинации со значительными количествами АМПС (например, по меньшей мере 35 вес.%). В патенте США 4536297 также предложено применение тройного сополимера виниламида-винил-сульфоната для предотвращения дробления материалов, содержащих глину. Этот тройной сополимер описан в DE-A-3144770. Приведенные в качестве примеров полимеры также содержат значительные количества анионного мономера, в данном случае стиролсульфоната натрия. Сульфонат в описанных тройных сополимерах часто присутствует в количестве по меньшей мере 50 вес. %. Также используют амидные мономеры, такие как N-винил-N-метилацетамид, N-винилформамид. Однако их обычно используют в малых количествах, в особенности в описанных тройных сополимерах, в которых они всегда используются в количествах менее 50 вес.%. Эти преимущественно анионные полимеры могут иметь проблемы, подобные наблюдаемым в случае анионных полиакриламидов.
Также известно, что в качестве ингибирующих дробление сланцев компонентов буровых растворов используют довольно низкомолекулярные, сильно катионные полимеры, такие как хлорид диаллилдиметиламмония (ХДАДМА). Они действуют так, чтобы ингибировать дробление сланца путем проникновения в сланец и воздействия с увеличением его внутренней прочности и снижением набухания при контакте с водой. К сожалению, катионные полимеры могут быть очень токсичными для флоры и фауны моря. Они также стремятся абсорбироваться на твердых поверхностях, иных чем сланец, что приводит к потере части дозы, и применение таких полимеров является неэффективным.
Также известно, что в буровые растворы вводят полигликоли в качестве ингибиторов дробления сланцев. Они действуют тем, что проникают в сланец и способствуют сохранению его внутренней структуры. Также полагают, что они вызывают некоторую дегидратацию сланца. Полигликоли общеприняты как ингибиторы для сланцев в виде промышленного стандарта.
В GB-A-2267921 описан буровой раствор на водной основе, содержащий поливинилпирролидон в качестве ингибитора для сланцев. Это единственный материал, упоминаемый как ингибитор для сланца. Утверждается, что полимер ПВП может иметь молекулярную массу 5000 и выше, но предпочтительно выше одного миллиона. Примеры показывают, что большая молекулярная масса является явно предпочтительной. Создается впечатление, что ПВП действует как покрывающий полимер для предотвращения проникновения воды в сланец.
В двух недавних описаниях обсуждаются способы получения буровых растворов, пригодных для применения в сланцевых пластах. В WO96/04349 упоминается возможность введения растворенных молекулярных веществ. Они могут быть полимерами. Конкретные полимеры не предлагаются. В WO96/03474 предлагается конкретная композиция, которая включает особое поверхностно-активное вещество вместе с водорастворимым полимером, таким как ПВП, поливиниловый спирт, полисахарид или частично гидролизованный (то есть анионный) полиакриламид.
Как было объяснено выше, к буровым растворам можно добавлять различные материалы, в соответствии с проблемами, с которыми сталкиваются в конкретной операции бурения. В GB-A-2225364 обсуждаются материалы, пригодные для применения в качестве понизителей водоотдачи. Полимеры представляют собой сополимеры акриламида и N-виниламида, который обычно является N-винилформамидом (N-ВФ). Как правило, N-ВФ используют в малых количествах. Полимеры, приведенные в качестве примеров, содержат не более 22 вес.% мономера на основе N-ВФ. После образования полимер подвергают гидролизу, чтобы прогидролизовать часть N-ВФ до N-виниламина, уменьшая таким образом количество мономерных звеньев N-ВФ, присутствующих в полимере. Также предлагается гидролиз акриламида. Предлагаются молекулярные массы полимера от 10000 до 1000000.
Для применения в других растворах, связанных с добычей нефти, также известны различные материалы. Патент США 5,080,809 является очень широким описанием полимеров, которые можно использовать во время операций по добыче нефти. Некоторые из полимеров, приводимых в качестве примеров средств регулирования подвижности, применяемых при добыче нефти усовершенствованными методами, содержат, например, сополимеры 60 вес. % N,N-диметилакриламида (ДМАм)/40 вес.% N-винил-2-пирролидона (ВП), и сополимеры этих же мономеров в соотношении 50/50. Также описаны сополимеры 50 вес.% N-метил-N-винилацетамида (N-MBA)/50 вес.% акриламида, однако не говорится об их конкретном применении. Для регулирования подвижности при добыче нефти усовершенствованными методами также предложены сополимеры 80 вес.% ДМАм и 20 вес.% 3-метакрилоилоксипропансульфоновой кислоты (СПМ), а также аналогичный тройной сополимер с 10 вес.% АМПС вместо 10 вес.% СПМ.
В соответствии с первым аспектом изобретения мы предлагаем водный буровой или коллекторный раствор, содержащий в качестве ингибитора для сланца или глины растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы I
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из числа H и C1-С4-алкильных групп,
R2 выбран из числа C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2-, COCH3, -CH=CH2 и -C(CH3)=CH2.
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из числа H и C1-С4-алкильных групп,
R2 выбран из числа C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2-, COCH3, -CH=CH2 и -C(CH3)=CH2.
R3 выбран из числа H, C1-C4-алкильных групп, CH2=CH-, и CH2=C(CH3)-,
причем когда R3 представляет Н или C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, a R2 является -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C-(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H, при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 750 - 100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0 - 50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и полимер имеет молекулярную массу 700000 и менее. Мы обнаружили то, что применение водных буровых растворов, содержащих эти по существу неионные полимеры, приводит к лучшим результатам, чем применение полиакриламида, анионного полиакриламида и других анионных полимеров, особенно при высоких температурах. Полимеры нетоксичны для флоры и фауны моря, в отличие от по существу катионных полимеров. Мы также обнаружили, что они приводят к улучшенной эффективности ингибирования для сланцев в сравнении с промышленным стандартом, полигликолем. Мы также обнаружили то, что растворы приводят к улучшенной эффективности ингибирования для глины, когда их используют в качестве коллекторных растворов.
причем когда R3 представляет Н или C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, a R2 является -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C-(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H, при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 750 - 100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0 - 50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и полимер имеет молекулярную массу 700000 и менее. Мы обнаружили то, что применение водных буровых растворов, содержащих эти по существу неионные полимеры, приводит к лучшим результатам, чем применение полиакриламида, анионного полиакриламида и других анионных полимеров, особенно при высоких температурах. Полимеры нетоксичны для флоры и фауны моря, в отличие от по существу катионных полимеров. Мы также обнаружили, что они приводят к улучшенной эффективности ингибирования для сланцев в сравнении с промышленным стандартом, полигликолем. Мы также обнаружили то, что растворы приводят к улучшенной эффективности ингибирования для глины, когда их используют в качестве коллекторных растворов.
Изобретение также применимо к жидкостям для ремонта и заканчивания скважин, а также к буровым и коллекторным растворам, причем ссылки на буровые и коллекторные растворы следует интерпретировать соответствующим образом. В изобретении предпочтительно, чтобы раствор применялся в качестве бурового или коллекторного раствора.
Не желая быть ограниченными теорией, мы полагаем, что низкомолекулярные, по существу неионные, полимеры в водном растворе по изобретению действуют так, что они проникают в сланец или глину и способствуют сохранению их внутренней структуры. Соответственно, ингибируется набухание и дробление. Мы также обнаружили то, что растворы по изобретению могут снизить проникновение воды в сланец или глину.
Полимер растворяют в водном растворе. Он обычно присутствует в количествах до 5%, часто от 0,5 до 3%, предпочтительно от 1 до 3% от веса раствора. Важно, чтобы полимер растворился. Хорошо растворимые полимеры можно вводить в раствор в количествах, соответствующих верхнему пределу указанных диапазонов. Полимеры с меньшей растворимостью можно вводить в количествах, соответствующих нижним пределам этих диапазонов, чтобы гарантировать их растворение.
Полимер выбирают так, чтобы гарантировать его растворимость в водном растворе в количествах, требуемых для применения, в котором его нужно использовать. На растворимость полимера могут воздействовать различные факторы. К ним относятся выбор мономера или мономеров в пределах формулы I, выбор других сомономеров, если они есть, и молекулярная масса полимера.
Полимер в водном растворе по изобретению имеет малую молекулярную массу и она должна быть 700000 дальтон или менее, предпочтительно 500000 дальтон или менее, более предпочтительно 200000 дальтон или менее, и наиболее предпочтительно от 20000 до 50000 дальтон. Мы полагаем, что полимеры с меньшей молекулярной массой могут более эффективно проникать в сланец и придавать ему внутреннюю прочность. По всему данному описанию молекулярная масса является средневесовой молекулярной массой, измеряемой с помощью гель-проникающей хроматографии (ГПХ).
Используемый метод заключается в следующем:
отфильтрованный и обезгаженный водный буфер прокачивают через набор колонок Toso Haas TSK PWXL (G6000+G3000+ предохранительная), соединенных с дифференциальным рефрактометром, с использованием насоса для ВЭЖХ. Устанавливают расход 0,5 мл/мин, и колонки помещают в термостат для ЖХ, отрегулированный на 40oC. Растворы полимеров впрыскивают в систему ГПХ с использованием петли объемом 100 мкл, присоединенной к инжекторному клапану. Колонки калибруют с использованием доступных в продаже стандартов полиоксиэтилена и полиэтиленгликоля. Средневесовую молекулярную массу рассчитывают с использованием доступной в продаже компьютерной программы, связанной с системой ГПХ. Буфер может быть водным ацетатным буфером, и в этом случае растворы полимеров впрыскивают при концентрации примерно 0,2%. В альтернативном случае буфер может быть 0,1 М водным фосфатным буфером, и в этом случае растворы полимеров имеют концентрацию примерно 0,15%. Можно использовать эквивалентный метод.
отфильтрованный и обезгаженный водный буфер прокачивают через набор колонок Toso Haas TSK PWXL (G6000+G3000+ предохранительная), соединенных с дифференциальным рефрактометром, с использованием насоса для ВЭЖХ. Устанавливают расход 0,5 мл/мин, и колонки помещают в термостат для ЖХ, отрегулированный на 40oC. Растворы полимеров впрыскивают в систему ГПХ с использованием петли объемом 100 мкл, присоединенной к инжекторному клапану. Колонки калибруют с использованием доступных в продаже стандартов полиоксиэтилена и полиэтиленгликоля. Средневесовую молекулярную массу рассчитывают с использованием доступной в продаже компьютерной программы, связанной с системой ГПХ. Буфер может быть водным ацетатным буфером, и в этом случае растворы полимеров впрыскивают при концентрации примерно 0,2%. В альтернативном случае буфер может быть 0,1 М водным фосфатным буфером, и в этом случае растворы полимеров имеют концентрацию примерно 0,15%. Можно использовать эквивалентный метод.
Вязкость полимеров обычно составляет 160 сСт или ниже, часто 100 сСт или ниже, предпочтительно 15 сСт или ниже и обычно составляет 2 сСт или 3 сСт (измерена как вязкость 5% водного раствора с помощью вискозиметра с подвешенным уровнем при 25oC).
Выбор заместителей R1, R2 и R3 также влияет на растворимость. Как правило, чем длиннее углеродные цепочки, выбранные как заместители R1 и R2, тем ниже растворимость полимера, содержащего данный мономер.
Каждая из групп R1 и R2 может быть C1-C4-алкильной группой. Полимеры, содержащие мономеры, в которых R1 и/или R2 является C4-алкильной группой, имеют тенденцию к меньшей растворимости, чем те, в которых данные группы представляют собой C1-C3-алкил. Мономеры, имеющие более длинные группы R1 и R2, можно с пользой применять для бурения скважин, где температура бурового раствора является довольно низкой при применении, например, где раствор сохраняется при температуре ниже примерно 70oC, предпочтительно ниже примерно 50oC, часто от 20 до 40oC, например 30oC или ниже. Когда температура бурового раствора во время применения может подняться до примерно 70oC или выше, предпочтительно использовать полимеры, содержащие мономер с более короткой цепью групп R1 и R2, в частности C1-C3.
Каждый из N-заместителей, R1 и R2, может быть C1-C4-алкильной группой. Кроме того, R1 может быть H, a R2 может быть C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2 или -C(CH3)OCH2 • R3 выбирают из числа H, C1-С4-алкильных групп, CH2=CH- и CH2= C(CH3)-. Когда R3 представляет собой алкил, то по соображениям растворимости предпочтительны C1-C3-алкильные группы, как в случае R1 и R2.
Когда R3 представляет собой H или C1-C4-алкил, тогда R1 - H и R2 является -CH= CH2 или -C(CH3)=CH2, предпочтительно -CH=CH2. В данном последнем случае мономер формулы I представляет собой N-винилформамид, N-винилацетамид или N-винилпропионамид. Предпочтителен N-винилформамид.
Когда R3 является CH2=CH- или CH2=C(CH3)-, то тогда R1 может быть Н или C1-C4-алкилом и R3 может быть C1-C4-алкилом. В таком случае мономер формулы I является N-(C1-C4)-алкил- или N,N-диалкил(мет)акриламидом. Предпочтительны N-метил- и N,N-диметилакриламиды, N-этил- и N,N-диэтилакриламиды, N-метил-, N-этилакриламиды и N-изопропилакриламиды. Предпочтительно, чтобы заместители не содержали в общей сложности более 4, предпочтительно не более 3 атомов углерода, и, как правило, предпочтительно, чтобы акриламид был монозамещенным, причем один из заместителей был пропильной или, в особенности, бутильной группой, для улучшения растворимости. Как правило, для R1, R2 и R3 предпочтительны C1-C3-группы, в особенности там, где раствор будет подвергаться воздействию высоких (более 70oC) температур во время применения.
Заместитель R2 также может представлять собой - C(CH3)2CH2COCH3. Когда это так, то R1 представляет собой H. В данном случае R3 обычно является CH2= CH-, и тогда мономер формулы I является диацетонакриламидом. Этот мономер предпочтительно использовать в малых количествах, так как при больших концентрациях он может понизить растворимость полимера.
Смесь мономеров, из которой образуют полимер, содержит по меньшей мере 50% мономера формулы I. Полимер предпочтительно образуют из смеси, содержащей по меньшей мере 60 или 70% мономера формулы I и более предпочтительно содержащей по меньшей мере 80 и даже до 100% мономера формулы I. Когда 100% мономера имеет формулу I, то полимер предпочтительно является гомополимером одного типа мономера. К особенно предпочтительным гомополимерам относится гомополимер N,N-диметилакриламида.
Когда присутствуют мономеры, отличные от мономеров формулы I, то их количество может составлять до 50%, предпочтительно до 30% или 40%. Эти сомономеры могут быть любыми сомономерами, не мешающими функции полимерного материала по ингибированию для сланца или глины, и также предпочтительно, чтобы они были легкодоступными. К подходящим мономерам относятся акриламид, метакриламид, винилацетат и гидроксиэтилакрилат.
Сомономеры предпочтительно являются неионными, однако полимер может включать ионный (анионный или катионный) мономер в малых количествах, которые недостаточны для того, чтобы мешать функции ингибирования для сланца или привести к значительной токсичности. Таким образом, количества ионного мономера обычно составляют менее 20 мол.%, предпочтительно менее 15 мол.%, более предпочтительно менее 10 мол.%, обычно по существу ноль. Предпочтительно, чтобы полимер был образован только из неионных мономеров.
К предпочтительным полимерам, которые включают в себя сомономер, относится сополимер, содержащий основное количество, например 70 вес.%, N-винилформамида и меньшее количество, например 30 вес.%, акриламида.
Важно то, чтобы полимер имел достаточную растворимость для растворения в водном растворе в эффективных количествах. Надлежащий выбор типов и количеств сомономеров позволяет манипулировать растворимостью полимера для любого данного типа или комбинация типов мономера формулы I.
Полимеры, используемые в водном растворе по изобретению, обычно получают полимеризацией мономера или смеси мономеров в водном растворе с получением водного раствора полимера. Поэтому, мономер или смесь мономеров, как правило, выбирают таким образом, чтобы гарантировать то, чтобы не только конечный полимер, но и смесь полимеров, из которой он образован, были растворимы в воде в надлежащих количествах. Если мономер или мономеры формулы I имеют довольно низкую растворимость, то надлежащий выбор сомономера может привести к растворимой смеси мономеров. Например, некоторые малорастворимые алкил- или диалкиакриламиды могут быть сделаны более растворимыми путем их смешения с акриламидом, который может действовать как сорастворитель с водой.
Используемая смесь мономеров определена ранее. Также предпочтительно, чтобы смесь мономеров воспроизводила количества мономерных звеньев, образующих полимер по изобретению. То есть растворенный полимер имеет состав по мономерным звеньям, определенный выше для смеси мономеров. В частности, предпочтительно, чтобы полимера не обрабатывали после полимеризации и перед применением так, чтобы изменить формулы любых мономерных звеньев, например путем гидролиза амидов. В особенности это справедливо для амидов формулы I. Таким образом, полимер, включенный в водный буровой раствор, имеет состав мономерных звеньев, определенный выше для мономеров, из которых образуют полимер.
Как правило, для полимеризации смесь мономеров обычно загружают в количестве от 5 до 50% от веса раствора, предпочтительно от 20 до 40% от веса раствора, чтобы получить конечный раствор полимеров, содержащий от 5 до 50% полимера, предпочтительно от 20 до 40%.
Полимеры также могут быть получены другими подходящими методами, включая суспензионную (гранульную) полимеризацию с обращенными фазами и эмульсионную полимеризацию с обращенными фазами.
Водный раствор по изобретению может быть буровым раствором с активностью по ингибированию для сланцев или же коллекторным раствором с активностью по ингибированию для глины. Он также может быть жидкостью для ремонта или заканчивания скважин.
Коллекторный раствор по изобретению может включать любые обычные добавки для коллекторных растворов. Его можно использовать в любом процессе, где используются коллекторные растворы, например при добыче нефти усовершенствованными методами.
Предпочтительно, чтобы раствор был буровым раствором.
Водный буровой раствор по изобретению может содержать любые обычные добавки для буровых растворов, которые желательны при данных обстоятельствах. К ним относятся загустители, такие как глина (например, бентонит), ксантановая камедь и полимер гидроксиэтилцеллюлозы; утяжеляющие вещества, такие как бариты и гематиты; неорганические соли, которые способствуют ингибированию для сланцев, такие как хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция, карбонат калия, ацетат натрия и сульфат кальция; иные материалы, добавляемые в качестве ингибиторов для сланцев, или же (там, где необходимо) понизители водоотдачи, такие как карбоксилированные целлюлозы, в частности, гидролизованный полиакриламид и крахмал.
Водный буровой раствор по изобретению можно использовать в любом обычном способе бурения, так же, как и известные водные буровые растворы. Таким образом, по второму аспекту изобретения предлагается способ бурения ствола скважины в содержащей сланцы породе, в котором материал удаляют из породы и вымывают в водном буровом растворе на поверхность ствола скважины, и в этом случае водный буровой раствор содержит в качестве ингибитора для сланца растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы I
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из H и C1-C4-алкильных групп,
R2 выбран из C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2, и -C(CH3)=CH2,
R3 выбран из H, C1-C4-алкильных групп, -CH2=CH-, и CH2=C(CH3)-, причем когда R3 представляет H или C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, а R2 является -CH=CH2 или C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H; при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 50-100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0-50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет молекулярную массу 700000 и менее.
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из H и C1-C4-алкильных групп,
R2 выбран из C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2, и -C(CH3)=CH2,
R3 выбран из H, C1-C4-алкильных групп, -CH2=CH-, и CH2=C(CH3)-, причем когда R3 представляет H или C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, а R2 является -CH=CH2 или C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H; при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 50-100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0-50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет молекулярную массу 700000 и менее.
В способе по второму аспекту изобретения водный буровой раствор и полимер, ингибирующий дробление сланца, может иметь любые из описанных выше характеристик продукта по первому аспекту изобретения.
По третьему аспекту изобретения мы предлагаем способ бурения ствола скважины в породе, в котором материал удаляют из породы и вымывают в водном буровом растворе на поверхность ствола скважины, и который включает распознавание того, что бурение происходит через сланец, и в котором в буровой раствор в качестве ингибитора для сланца введен растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы I
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из H и C1-C4-алкильных групп,
R2 выбран из C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH-CH2 и -C(CH3)= CH2,
R3 выбран из H, C1-C4-алкильных групп, -CH2=CH- и CH2=C(CH3)-, причем, когда R3 представляет H или C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, a R2 является -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H; при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 50-100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0-50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет молекулярную массу 700000 и менее.
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из H и C1-C4-алкильных групп,
R2 выбран из C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH-CH2 и -C(CH3)= CH2,
R3 выбран из H, C1-C4-алкильных групп, -CH2=CH- и CH2=C(CH3)-, причем, когда R3 представляет H или C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, a R2 является -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H; при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 50-100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0-50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет молекулярную массу 700000 и менее.
По третьему аспекту изобретения распознавание того, что бурение проводится через сланец, можно осуществить перед бурением, например, путем наблюдения за предшествующими операциями бурения в районе или же другими средствами анализа содержимого породы. Это также можно осуществить путем исследования изменяющихся условий во время бурения, например, тех, которые обычно наблюдают в результате дробления сланца. К ним могут относиться повышенная вязкость и/или содержание твердых веществ в буровом растворе.
В настоящем изобретении предлагается, чтобы в процессе бурения ствола скважины в породе, при котором материал удаляют из породы и вымывают в водном буровом растворе на поверхность ствола скважины, в качестве ингибитора для сланца использовали растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы I
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из H и C1-C4-алкильных групп,
R2 выбран из C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2 и -C(CH3)= CH2,
R3 выбран из H, C1-C4-алкильных групп, -CH2=CH- и CH2=C(CH3)-,
причем, когда R3 представляет H или -C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, a R2 является -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H; при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 50-100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0-50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет молекулярную массу 700000 и менее.
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из H и C1-C4-алкильных групп,
R2 выбран из C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2 и -C(CH3)= CH2,
R3 выбран из H, C1-C4-алкильных групп, -CH2=CH- и CH2=C(CH3)-,
причем, когда R3 представляет H или -C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, a R2 является -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H; при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 50-100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0-50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет молекулярную массу 700000 и менее.
По третьему аспекту изобретения водный буровой раствор и полимер, ингибирующий дробление сланца, могут иметь любые характеристики, описанные выше в отношении продукта по первому аспекту изобретения.
Теперь изобретение будет проиллюстрировано со ссылкой на следующие примеры. Примеры относятся к ингибированию дробления сланца, однако подобные композиции и методы испытаний применимы и для ингибирования дробления глины.
ПРИМЕР 1
Получение сополимера N-винилформамида : акриламида 70:30 вес./вес.
Получение сополимера N-винилформамида : акриламида 70:30 вес./вес.
Раствор мономера был получен путем смешения 875,8 г воды, 68,1 г N-винилформамида и 56,1 г 52,1%-ного водного раствора мономера акриламида. Эту смесь загрузили в полимерную емкость, оборудованную механической мешалкой, термометром и холодильником, и удаляли кислород в течение 1 часа с помощью барботирования азота. К концу периода барботирования смесь мономеров довели до кипения с обратным холодильником с использованием масляной бани. Сразу при закипании барботирование прекращали и поддерживали азотную подушку.
Смесь мономеров инициировали путем первоначального добавления 0,5 мл тиогликолевой кислоты и 0,05 г дигидрохлорида 2,2'-азобис(2-амидинопропана) с последующим непрерывным добавлением в течение 4 часов 6,5 г дигидрохлорида 2,2'-азобис(2-амидинопропана), растворенного в 38 мл воды. В течение всей реакции полимеризующуюся смесь поддерживали при кипении с обратным холодильником.
Раствор полимера оставили охлаждаться, что привело к сополимеру N-винилформамида : акриламида 70:30 (полимер J), с содержанием твердых веществ 9,15%.
ПРИМЕР 2
Получение гомополимера диметилакриламида
С использованием тех же условий и методик, которые описаны в примере 1, гомополимер диметилакриламида (полимер А) был получен из раствора мономера, состоящего из 102,9 г диметилакриламида с активностью 97,2%, растворенного в 897,1 г воды.
Получение гомополимера диметилакриламида
С использованием тех же условий и методик, которые описаны в примере 1, гомополимер диметилакриламида (полимер А) был получен из раствора мономера, состоящего из 102,9 г диметилакриламида с активностью 97,2%, растворенного в 897,1 г воды.
ПРИМЕР 3
Здесь приводится сравнение между полимером А (средневесовая молекулярная масса 280000 согласно ГПХ, как описано выше) по изобретению и (i) полигликолем (DCP208 от ВР Chemicals) и (ii) ХДАДМА (хлорид диаллилдиметиламмония) со средневесовой молекулярной массой примерно 100000, определенной с помощью ГПХ так, как описано выше, при ацетатном буфере и концентрации полимера 0,2%. Оба из них с успехом использовались как продажные ингибиторы для сланца.
Здесь приводится сравнение между полимером А (средневесовая молекулярная масса 280000 согласно ГПХ, как описано выше) по изобретению и (i) полигликолем (DCP208 от ВР Chemicals) и (ii) ХДАДМА (хлорид диаллилдиметиламмония) со средневесовой молекулярной массой примерно 100000, определенной с помощью ГПХ так, как описано выше, при ацетатном буфере и концентрации полимера 0,2%. Оба из них с успехом использовались как продажные ингибиторы для сланца.
Полимеры оценивали на эффективность следующим образом.
Лабораторная оценка эффективности
Для испытания эффективности ингибирующих химикатов в лаборатории используют подходящий субстрат сланца. В этих примерах 2-4-миллиметровые частицы натриевой формы монтмориллонита, о которой часто говорят как об одном из способных к гидратации сланцевых минералов, вызывающих наибольшие затруднения, извлекли в виде комков из бентонитной добывающей скважины в Вайоминге.
Для испытания эффективности ингибирующих химикатов в лаборатории используют подходящий субстрат сланца. В этих примерах 2-4-миллиметровые частицы натриевой формы монтмориллонита, о которой часто говорят как об одном из способных к гидратации сланцевых минералов, вызывающих наибольшие затруднения, извлекли в виде комков из бентонитной добывающей скважины в Вайоминге.
37,5 г частиц сланца статически замачивают в 87,5 куб. см водного испытываемого раствора в течение примерно 16 часов при установленных температурах, после чего их просеивают через сито 0,5 мм для извлечения относительно неповрежденного оставшегося сланца. Весь ослабленный или раздробленный сланец меньше данного размера отмывают с использованием промывочной жидкости с 15 ppb KCl. Сланец большего размера извлекают и взвешивают во влажном состоянии. Порцию испытывают на твердость. Высокая величина твердости указывает на оставшуюся относительно неповрежденную цельную структуру, и она является мерой ингибирования для сланца посредством полимера. Для другой порции определяют влагосодержание путем сушки при 110oC. Низкая величина указывает на стойкость к впитыванию воды, а также является мерой влияния добавленного полимера на ингибирование гидратации сланца. Общее количество извлеченного сланца на основе сухого % (без влаги) называют % извлечения, и на него часто влияют полимеры, особенно с большей молекулярной массой, которые физически капсулируют сланец. Это измерение является комбинацией ослабления структуры сланца вследствие гидратации или набухания и противоположного упрочнения структуры вследствие внешнего капсулирования. Высокая величина % извлечения указывает на хорошее ингибирование для сланца.
Твердость сланца определяют путем помещения заданного веса или объема извлеченного сланца в цилиндрическую емкость выбранных размеров и измерения силы, необходимой для проникновения цилиндрического зонда радиусом 0,85 см с плоской гранью на расстояние в 1,5 внутрь образца. Оценивают конечную требуемую силу, и она является мерой устойчивости к деформации, то есть твердостью или прочностью образца сланца. Это оценивается как пиковая нагрузка (в ньютонах) для данных образцов.
Содержание добавки в данном примере составляло 3% вес./вес. на раствор 15 ppb KCl в водопроводной воде. Испытания проводили при температуре окружающей среды с использованием 17 г извлеченного сланца. Результаты показаны в таблице 1.
Данный пример иллюстрирует превосходную эффективность полимера А в предотвращении дроблении сланца. В частности, он придает сланцу способность сохранять такое же большое или даже большее значение твердости, чем то, которое достигается с помощью полиХДАДМА. Также оказывается, что он предотвращает проникновение воды в сланец сравнимо с полиХДАДМА и лучше, чем полигликоль (промышленный стандарт).
Удивительно то, что полимер NN-ДМА А приводит к результату по меньшей мере такому же хорошему, что и катионный ингибитор, для которого согласно обычным рекомендациям следовало бы ожидать выгодного ингибирующего действия из-за его способности к противоионному замещению ионов натрия на поверхности глины. Полагают, что полигликоль обладает способностью связываться с центрами на глине через силанольные группы. Нельзя ожидать, что полимер NN-ДМА будет обладать лучшим действием.
ПРИМЕР 4
В литературе акриламид перечисляют как компонент полимеров, ингибирующих дробление сланца. Обычно это так, когда он выступает в виде сомономера с акрилатом натрия (либо через частичный гидролиз гомополимера с частичным превращением в акрилат натрия), а также при очень большой молекулярной массе, превышающей 5 миллионов. Эти акриламиды относят к категории капсулирующих полимеров, и их используют только на уровне добавок, вплоть до примерно 0,5%, так как более высокие концентрации приводят к недопустимым повышениям вязкости бурового раствора. Однако для того чтобы сравнить продукт по изобретению с акриламидным полимером при высоких уровнях дозировки, которые требуются для первичного ингибирования, произведены оценки для двух образцов с близкой и подходящей молекулярной массой, а именно для
i) гомополимера акриламида в 5% водном растворе с вязкостью 10,9 сСт (сравнительный полимер Н),
ii) гомополимера NN-ДМА в 5% водном растворе с вязкостью 12,2 сСт (полимер А).
В литературе акриламид перечисляют как компонент полимеров, ингибирующих дробление сланца. Обычно это так, когда он выступает в виде сомономера с акрилатом натрия (либо через частичный гидролиз гомополимера с частичным превращением в акрилат натрия), а также при очень большой молекулярной массе, превышающей 5 миллионов. Эти акриламиды относят к категории капсулирующих полимеров, и их используют только на уровне добавок, вплоть до примерно 0,5%, так как более высокие концентрации приводят к недопустимым повышениям вязкости бурового раствора. Однако для того чтобы сравнить продукт по изобретению с акриламидным полимером при высоких уровнях дозировки, которые требуются для первичного ингибирования, произведены оценки для двух образцов с близкой и подходящей молекулярной массой, а именно для
i) гомополимера акриламида в 5% водном растворе с вязкостью 10,9 сСт (сравнительный полимер Н),
ii) гомополимера NN-ДМА в 5% водном растворе с вязкостью 12,2 сСт (полимер А).
Эффективность ингибирования для сланца испытывали так, как описано в примере 3, и результаты приведены в таблице 2 для 17 г сланца.
В данном примере улучшение твердости вследствие добавок оценено как увеличение по сравнению с величинами для контрольного базового раствора без добавок.
Результаты показывают улучшенную твердость и извлечение при пониженной влаге в сланце для полимера NN-ДМА А в сравнении с полиакриламидом с подобной молекулярной массой. Полимер А является особенно выгодным при высоких температурах.
ПРИМЕР 5
Хотя обычные продукты капсулирующего ЧГПА (частично гидролизованного полиакриламида) имеют большую молекулярную массу и не могут быть использованы при больших дозировках, необходимых для первичного ингибирования, как в случае примеров полигликолей, для того, чтобы подтвердить преимущества продукта по изобретению в сравнении с этим химическим веществом, как сравнительный полимер 1, был получен продукт ЧГПА с малой молекулярной массой и испытан в сравнении.
Хотя обычные продукты капсулирующего ЧГПА (частично гидролизованного полиакриламида) имеют большую молекулярную массу и не могут быть использованы при больших дозировках, необходимых для первичного ингибирования, как в случае примеров полигликолей, для того, чтобы подтвердить преимущества продукта по изобретению в сравнении с этим химическим веществом, как сравнительный полимер 1, был получен продукт ЧГПА с малой молекулярной массой и испытан в сравнении.
Концентрация полимера при испытании составляла 4 ppb в базовом растворе с 15 ppb KCl. Также для сравнения включили катионный ингибитор полиХДАДМА. В данном случае использовали 21-граммовый столбик извлеченного сланца. Результаты даны в таблице 3.
Полимер А снова проявляет улучшенные результаты в сравнении со сравнительным полимером 1 и полиХДАДМА.
ПРИМЕР 6
Сополимер из 70 вес. частей N-винилформамида с 30 вес. частями акриламида со средневесовой молекулярной массой = 109000 (измерена с использованием ГПХ, как описано выше), полимер J (полученный так же, как в примере 1) оценивали по способу, подробности которого описаны в примере 3, при температуре окружающей среды, с получением следующих результатов в сравнении с DCP 208, полигликолем. В данном примере улучшение твердости вследствие добавок оценено как увеличение по сравнению с величинами для контрольного базового раствора без добавок (см. таблицу 4).
Сополимер из 70 вес. частей N-винилформамида с 30 вес. частями акриламида со средневесовой молекулярной массой = 109000 (измерена с использованием ГПХ, как описано выше), полимер J (полученный так же, как в примере 1) оценивали по способу, подробности которого описаны в примере 3, при температуре окружающей среды, с получением следующих результатов в сравнении с DCP 208, полигликолем. В данном примере улучшение твердости вследствие добавок оценено как увеличение по сравнению с величинами для контрольного базового раствора без добавок (см. таблицу 4).
Сополимер N-винилформамида имеет пригодную эффективность ингибирования дробления сланца, превышающую таковую для стандартного продажного продукта.
ПРИМЕР 7
Ряд образцов поли NN-ДМА (N,N-диметилакриламид) с переменной молекулярной массой (подробности приведены ниже) были получены и испытаны после воздействия на сланец температуры окружающей среды, и результаты показаны в таблице 5 в сравнении с полигликолем DCP 208, причем во всех случаях при дозировке 3% в базовом растворе с 15 ppb KCl.
Ряд образцов поли NN-ДМА (N,N-диметилакриламид) с переменной молекулярной массой (подробности приведены ниже) были получены и испытаны после воздействия на сланец температуры окружающей среды, и результаты показаны в таблице 5 в сравнении с полигликолем DCP 208, причем во всех случаях при дозировке 3% в базовом растворе с 15 ppb KCl.
Данный пример демонстрирует эффективность дополнительных материалов по изобретению.
Молекулярно-массовые характеристики полимеров, приведенных в качестве примеров, приведены в таблице 6.
Claims (12)
1. Водный буровой или коллекторный раствор, содержащий в качестве ингибитора для сланца или глины растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы (I)
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, отличающийся тем, что в фрмуле (I) R1 выбран из Н и С1 - С4-алкильных групп, R2- из С1 - С4-алкильных групп, -С(СН3)2СН2СОСН3, -СН=СН2 и -С(СН3)=СН2, R3- из Н, С1 - С4-алкильных групп, СН2=СН- и СН2=С(СН3)-, причем, когда R3 - Н или С1 - С4-алкил, тогда R1 - Н, а R2- является -СН=СН2 или -С(СН3)=СН2, и когда R2 -С(СН3)2СН2СОСН3, тогда R1 - Н, при следующем соотношении компонентов, мол. %:
Мономеры формулы (I) - 50 - 100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0 - 50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет мол.м.700000 и менее.
и других неионных этиленненасыщенных мономеров, отличающийся тем, что в фрмуле (I) R1 выбран из Н и С1 - С4-алкильных групп, R2- из С1 - С4-алкильных групп, -С(СН3)2СН2СОСН3, -СН=СН2 и -С(СН3)=СН2, R3- из Н, С1 - С4-алкильных групп, СН2=СН- и СН2=С(СН3)-, причем, когда R3 - Н или С1 - С4-алкил, тогда R1 - Н, а R2- является -СН=СН2 или -С(СН3)=СН2, и когда R2 -С(СН3)2СН2СОСН3, тогда R1 - Н, при следующем соотношении компонентов, мол. %:
Мономеры формулы (I) - 50 - 100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0 - 50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет мол.м.700000 и менее.
2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что является буровым раствором.
3. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что R1 выбран из Н и С1 - С3-алкильных групп, R2 - из С1 - С3-алкильных групп, -С(СН3)2 СН2СОСН3, -СН=СН2 и -С(СН3)=СН2 и R3 - из Н, С1 - С3-алкильных групп, -СН2=СН- и СН2=С(СН3)-.
4. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что мономеры формулы (I) выбраны из С1 - С3-алкил- и диалкил(мет)акриламидов, N-винилформамида, N-винилацетамида и диацетонакриламида.
5. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что мономеры формулы (I) выбраны из N, N- диметилакриламида и N-винилформамида.
6. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что другие неионные этиленненасыщенные мономеры содержат акриламид.
7. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что смесь мономеров содержит по меньшей мере 70% мономеров формулы (I).
8. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что полимер растворен в количестве до 3% от веса раствора.
9. Способ бурения ствола скважины в содержащей сланцы породе, в котором материал удаляют из скважины и вымывают на поверхность ствола скважины водным буровым раствором, отличающийся тем, что используют водный буровой раствор по п.1.
10. Способ бурения по п.9, отличающийся тем, что используют водный буровой раствор по любому из пп.3 - 8.
11. Способ бурения ствола скважины в содержащей сланцы породе, в котором материал удаляют из породы и вымывают на поверхность ствола скважины водным буровым раствором, отличающийся тем, что он дополнительно включает распознание того, что бурение происходит через содержащую сланцы породу, а водный буровой раствор используют по п.1.
12. Способ бурения по п.11, отличающийся тем, что используют водный буровой раствор по любому из пп.3 - 8.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB9510396.6 | 1995-05-23 | ||
GBGB9510396.6A GB9510396D0 (en) | 1995-05-23 | 1995-05-23 | Polymers for drilling and reservoir fluids and their use |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU97121304A RU97121304A (ru) | 1999-09-20 |
RU2160759C2 true RU2160759C2 (ru) | 2000-12-20 |
Family
ID=10774886
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97121304/03A RU2160759C2 (ru) | 1995-05-23 | 1996-05-22 | Водный буровой или коллекторный раствор, способ бурения ствола скважины (варианты) |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6020289A (ru) |
AR (1) | AR002085A1 (ru) |
AU (1) | AU5773896A (ru) |
CA (1) | CA2219808A1 (ru) |
GB (2) | GB9510396D0 (ru) |
MX (1) | MX9709046A (ru) |
NO (1) | NO975361L (ru) |
RU (1) | RU2160759C2 (ru) |
WO (1) | WO1996037572A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA013593B1 (ru) * | 2004-10-05 | 2010-06-30 | М-Ай Л.Л.С. | Жидкость для буровых скважин (варианты), способ захоронения шлама и способ обработки подземной скважины |
RU2468057C2 (ru) * | 2011-03-02 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
Families Citing this family (45)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1192233A1 (en) * | 1999-05-21 | 2002-04-03 | Cabot Corporation | Polymer compositions |
BR0116073A (pt) * | 2000-12-11 | 2004-02-17 | Unilever Nv | Processo para o tratamento de têxteis não-queratinoso na lavagem de roupas, e, composição detergente |
US8273693B2 (en) * | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
US7183239B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
US7091159B2 (en) * | 2002-09-06 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays |
US7741251B2 (en) * | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
US7220708B2 (en) * | 2003-02-27 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
US8278250B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US7759292B2 (en) * | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
US7182136B2 (en) * | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
US8181703B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8251141B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8631869B2 (en) * | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US20040229756A1 (en) * | 2003-05-16 | 2004-11-18 | Eoff Larry S. | Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation |
US8091638B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US7563750B2 (en) * | 2004-01-24 | 2009-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations |
US7159656B2 (en) * | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US7114568B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid |
US7207387B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores |
US7216707B2 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions |
GB2420572A (en) * | 2004-11-10 | 2006-05-31 | Ciba Spec Chem Water Treat Ltd | Inhibition of clay or shale |
US7398825B2 (en) * | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
DE102005003569A1 (de) * | 2005-01-25 | 2006-08-03 | Basf Ag | Verwendung von wässrigen Dispersionen zur tertiären Erdölförderung |
FR2887256B1 (fr) * | 2005-06-15 | 2010-04-30 | Rhodia Chimie Sa | Fluide de forage comprenant un polymere et utilisation du polymere dans un fluide de forage |
US20080110624A1 (en) * | 2005-07-15 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells |
US7605112B2 (en) * | 2005-11-04 | 2009-10-20 | Isp Investments Inc. | Shale inhibition |
US7441598B2 (en) * | 2005-11-22 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US7549474B2 (en) * | 2006-05-11 | 2009-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor |
US7687438B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678743B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678742B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7947627B2 (en) | 2006-12-14 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control agent with triggerable removal mechanism |
US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
US7934557B2 (en) * | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
US7552771B2 (en) * | 2007-11-14 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment |
US20090253594A1 (en) * | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
EA201170076A1 (ru) * | 2008-06-23 | 2011-08-30 | Эм-Ай ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ Ю.Кей. ЛИМИТЕД | Сополимер для стабилизации сланца и способ его применения |
US9102865B2 (en) * | 2009-02-16 | 2015-08-11 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Wellbore servicing fluids comprising cationic polymers and methods of using same |
US7998910B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8420576B2 (en) * | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
US10808530B1 (en) * | 2012-08-07 | 2020-10-20 | University of Alaska, Anchorage | Mineral isotopes in water, methods and uses thereof |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE1214176B (de) * | 1963-12-07 | 1966-04-14 | Kalle Ag | Wasserbasische Tonspuelung |
US3323603A (en) * | 1964-11-12 | 1967-06-06 | Pan American Petroleum Corp | Drilling fluid containing acrylic acidacrylamide copolymer and method of drilling therewith |
DE1300481B (de) * | 1968-03-02 | 1969-08-07 | Hoechst Ag | Wasserbasische Tonspuelung |
US3629101A (en) * | 1968-03-02 | 1971-12-21 | Hoechst Ag | Water-base clayey drilling fluids |
US4500437A (en) * | 1980-12-15 | 1985-02-19 | Cassella Aktiengesellschaft | Water soluble copolymers for use in fracture-acidizing of wells |
US4554081A (en) * | 1984-05-21 | 1985-11-19 | Halliburton Company | High density well drilling, completion and workover brines, fluid loss reducing additives therefor and methods of use |
US4757862A (en) * | 1986-08-21 | 1988-07-19 | Petrolite Corporation | Shale stabilizer and method of use thereof |
US4921621A (en) * | 1986-10-01 | 1990-05-01 | Air Products And Chemicals, Inc. | Hydrolyzed co-polymers of N-vinylamide and acrylamide for use as waterloss control additives in drilling mud |
US4804793A (en) * | 1986-10-01 | 1989-02-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Drilling mud compositions containing high molecular weight poly (vinylamines) |
US4828725A (en) * | 1986-10-01 | 1989-05-09 | Air Products And Chemicals, Inc. | Completion fluids containing high molecular weight poly(vinylamines) |
EP0295614A1 (en) * | 1987-06-19 | 1988-12-21 | Air Products And Chemicals, Inc. | Acidized fracturing fluids containing high molecular weight poly(vinylamines) for enhanced oil recovery |
US4988450A (en) * | 1988-03-15 | 1991-01-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Shale-stabilizing drilling fluid additives |
-
1995
- 1995-05-23 GB GBGB9510396.6A patent/GB9510396D0/en active Pending
-
1996
- 1996-05-22 US US08/952,522 patent/US6020289A/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-05-22 AU AU57738/96A patent/AU5773896A/en not_active Abandoned
- 1996-05-22 CA CA002219808A patent/CA2219808A1/en not_active Abandoned
- 1996-05-22 WO PCT/GB1996/001224 patent/WO1996037572A1/en active Application Filing
- 1996-05-22 GB GB9724262A patent/GB2316115B/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-05-22 MX MX9709046A patent/MX9709046A/es not_active IP Right Cessation
- 1996-05-22 RU RU97121304/03A patent/RU2160759C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-05-23 AR ARP960102687A patent/AR002085A1/es active IP Right Grant
-
1997
- 1997-11-21 NO NO975361A patent/NO975361L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA013593B1 (ru) * | 2004-10-05 | 2010-06-30 | М-Ай Л.Л.С. | Жидкость для буровых скважин (варианты), способ захоронения шлама и способ обработки подземной скважины |
RU2468057C2 (ru) * | 2011-03-02 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO975361L (no) | 1998-01-21 |
US6020289A (en) | 2000-02-01 |
GB2316115A (en) | 1998-02-18 |
WO1996037572A1 (en) | 1996-11-28 |
GB9510396D0 (en) | 1995-07-19 |
GB9724262D0 (en) | 1998-01-14 |
CA2219808A1 (en) | 1996-11-28 |
AR002085A1 (es) | 1998-01-07 |
GB2316115B (en) | 1999-01-27 |
MX9709046A (es) | 1998-03-31 |
AU5773896A (en) | 1996-12-11 |
NO975361D0 (no) | 1997-11-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2160759C2 (ru) | Водный буровой или коллекторный раствор, способ бурения ствола скважины (варианты) | |
EP0115836B1 (en) | Polymeres useful in the recovery and processing of natural resources | |
US4293427A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
US5382371A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
US6030928A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
US4644020A (en) | Production of high molecular weight vinyl lactam polymers and copolymers | |
US4652623A (en) | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds | |
CA1223721A (en) | Intramolecular polymer complexes - viscosifiers for high ionic strength drilling fluids | |
US5208216A (en) | Acrylamide terpolymer shale stabilizing additive for low viscosity oil and gas drilling operations | |
CA1251627A (en) | Aqueous well fluids | |
EP0156030B1 (en) | Aqueous drilling fluid | |
EP0137412B1 (en) | Composition and method of preparation of novel aqueous drilling fluid additives | |
US4726906A (en) | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds | |
RU2276675C2 (ru) | Способ селективного ингибирования гелеобразования гидрофобно ассоциирующих веществ | |
US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
EP0427107A2 (en) | Drilling fluid additive | |
JPH0543726B2 (ru) | ||
MX2008011359A (es) | Composiciones de desviacion, pildoras de control de perdida de fluido y rompedores para los mismos. | |
JPH0588917B2 (ru) | ||
US5270382A (en) | Compositions and applications thereof of water-soluble copolymers comprising an ampholytic imidazolium inner salt | |
JPS6172082A (ja) | 二価陽イオンを含有する堀削流体用流体損失抑制剤 | |
RU2602262C1 (ru) | Термостойкий катионный буровой раствор | |
RU2002126968A (ru) | Способ селективного ингибирования гелеобразования гидрофобно ассоциирующих веществ | |
US4626285A (en) | Fluid loss control in oil field cements | |
JPS6164783A (ja) | 増粘された固形物不含水性ブラインおよび重質の固形物不含水性ブラインの増粘方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060523 |