RU2436946C2 - Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости - Google Patents
Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436946C2 RU2436946C2 RU2008105311/03A RU2008105311A RU2436946C2 RU 2436946 C2 RU2436946 C2 RU 2436946C2 RU 2008105311/03 A RU2008105311/03 A RU 2008105311/03A RU 2008105311 A RU2008105311 A RU 2008105311A RU 2436946 C2 RU2436946 C2 RU 2436946C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer
- water
- inverse emulsion
- borehole
- oil
- Prior art date
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 238
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 77
- 230000008961 swelling Effects 0.000 title description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 99
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 98
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims abstract description 57
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 104
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 93
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 45
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 claims description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 6
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 6
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 6
- -1 superabsorbent Polymers 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 239000004533 oil dispersion Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 93
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 59
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 46
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 43
- 239000000463 material Substances 0.000 description 30
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 29
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 27
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 24
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 22
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 22
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 19
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 18
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 14
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 14
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 13
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 13
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 13
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 13
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 12
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 11
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 10
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 8
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 8
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 8
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 8
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 8
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 7
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 6
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 6
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 6
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 5
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 5
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 4
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 4
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 4
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 4
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 4
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 3
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 3
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940048053 acrylate Drugs 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 125000004181 carboxyalkyl group Chemical class 0.000 description 2
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 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 2
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-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
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-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
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004908 Emulsion polymer Substances 0.000 description 1
- 229910000604 Ferrochrome Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 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
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004650 carbonic acid diesters Chemical class 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical class [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 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
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000001139 pH measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 235000015927 pasta Nutrition 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 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
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 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
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- 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
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- 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
- C09K8/502—Oil-based 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
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу обслуживания ствола буровой скважины и к композиции герметика для осуществления указанного способа. В способе обслуживания ствола буровой скважины, который проходит в подземный пласт, включающем размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины для уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины, где полимерсодержащая обратная эмульсия обезвоживается до содержания 10 мас.% воды до размещения в стволе буровой скважины. Композиция герметика для осуществления указанного способа, содержащая полимерсодержащую обратную эмульсию, где полимерсодержащая обратная эмульсия включает частицы, характеризующиеся размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, и где полимерсодержащая обратная эмульсия образована обезвоживанием полимерсодержащей обратной эмульсии до содержания 10 мас.% воды. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение степени закупоривания больших зон поглощения рабочей жидкости в стволе скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 16 табл., 5 ил.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Область техники
Данное изобретение относится к области композиций герметиков, а говоря более конкретно, к композициям герметиков, содержащим полимерсодержащие обратные эмульсии, а также к способам использования таких композиций при обслуживании ствола буровой скважины.
Уровень техники
Природные ресурсы, такие как газ, нефть и воду, находящиеся в подземных пласте или зоне, обычно добывают в результате бурения ствола буровой скважины до подземного пласта при одновременной организации циркуляции бурового раствора в стволе буровой скважины. После прекращения циркуляции бурового раствора в ствол буровой скважины вводят колонну труб, например обсадную колонну. После этого обычно организуют циркуляцию бурового раствора с подачей сверху вниз через внутреннее пространство трубы и снизу вверх через кольцевое пространство, которое расположено между внешней поверхностью трубы и стенками ствола буровой скважины. Затем обычно проводят первичное цементирование, при котором в кольцевом пространстве размещают цементный раствор и ему дают схватиться до получения твердой массы (например, оболочки), которая, таким образом, соединит колонну труб со стенками ствола буровой скважины и герметизирует кольцевое пространство. Также можно провести и последующие операции по вторичному цементированию. Один пример операции по вторичному цементированию заключается в проведении цементирования под давлением, при котором цементный раствор используют для закупоривания и забивания нежелательных каналов тока в цементной оболочке и/или обсадной колонне. Несмотря на то, что одним типом композиции герметика, используемой при проведении операций по первичному и вторичному цементированию, является цементный раствор, также могут быть использованы и другие композиции герметиков, не содержащие цемента.
Например, способ, известный под названием способа с использованием смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива, включает размещение смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива в зоне поглощения рабочей жидкости в целях уменьшения поглощения рабочей жидкости. Способ с использованием смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива включает перемешивание глины, такой как бентонит, и дизельного топлива и размещение смеси в стволе буровой скважины, где глина вступает в контакт с водой с образованием композиции герметика. Недостатки включают проблемы с доставкой внутрь скважины, такие как смешивание воды с глиной в стволе буровой скважины. Дополнительные недостатки включают то, что способ с использованием смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива обычно недостаточен в случае кавернозного поглощения рабочей жидкости, поскольку композиция характеризуется медленным протеканием химических реакций. Другие способы включают использование частиц для герметизации зон поглощения рабочей жидкости. Недостатки таких способов включают эксплуатационные затраты (например, повышенные затраты на перекачку). Дополнительные недостатки включают недостаточное закупоривание больших зон поглощения рабочей жидкости.
Следовательно, существует потребность в улучшенной композиции герметика. Дополнительные потребности включают композицию герметика, которая является достаточной для закупоривания зон поглощения рабочей жидкости и которую легко доставить внутрь скважины.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ИЗ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ
К данным и другим потребностям современного уровня техники обращаются в одном варианте реализации при использовании способа обслуживания ствола буровой скважины, который проходит в подземный пласт. Способ включает размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины в целях уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины.
В еще одном варианте реализации к данным и другим потребностям современного уровня техники обращаются при использовании композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию. Полимерсодержащая обратная эмульсия включает частицы, характеризующиеся средним размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов.
В одном варианте реализации к данным и другим потребностям современного уровня техники обращаются при использовании композиции герметика, содержащей дисперсию полимера в масле, содержащую частицы, характеризующиеся средним размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов.
Композиция герметика, содержащая полимерсодержащую обратную эмульсию, устраняет проблемы современного уровня техники. Например, композицию герметика можно легко доставить внутрь скважины. В дополнение к этому композиция герметика может уменьшить поглощение рабочей жидкости в больших проницаемых зонах, таких как кавернозная трещина.
Вышеизложенное довольно широко охарактеризовало признаки и технические преимущества настоящего изобретения для того, чтобы можно было бы лучше понять подробное описание изобретения, которое следует далее. Далее в настоящем документе будут описываться дополнительные признаки и преимущества изобретения, которые составляют предмет формулы изобретения настоящего изобретения. Специалист в соответствующей области техники должен понимать то, что описанные концепция и конкретные варианты реализации легко могут быть использованы в качестве основы для модифицирования или разработки других структур при достижении тех же самых целей настоящего изобретения. Специалист в соответствующей области техники также должен понимать и то, что такие эквивалентные конструкции не отклоняются от объема и сущности изобретения, представленных в прилагаемой формуле изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для подробного описания предпочтительных вариантов реализации изобретения далее будет сделана ссылка на прилагаемые чертежи, в числе которых:
Фиг.1 иллюстрирует график для материала для борьбы с поглощением рабочей жидкости FLEXPLUG при проведении эксперимента в экструзионном пластометре;
Фиг.2 иллюстрирует график для полимерсодержащей обратной эмульсии и NaCl при проведении эксперимента в экструзионном пластометре;
Фиг.3 иллюстрирует график для полимерсодержащей обратной эмульсии и морской воды при проведении эксперимента в экструзионном пластометре;
Фиг.4 иллюстрирует расчетный коэффициент Бэгли для смеси полимерсодержащей обратной эмульсии и NaCl и
Фиг.5 иллюстрирует расчетный коэффициент Бэгли для смеси полимерсодержащей обратной эмульсии и NaCl.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ
В одном варианте реализации композиция герметика содержит полимерсодержащую обратную эмульсию. Композиция герметика представляет собой смесь, которая может загущаться в зонах ствола буровой скважины, где происходит поглощение рабочей жидкости (например, бурового раствора). Например, композиция герметика может загущаться в зоне поглощения рабочей жидкости и, таким образом, восстанавливать циркуляцию. Загущенная смесь может схватываться до получения гибкого, эластичного и ударновязкого материала, который может предотвратить дальнейшее поглощение рабочей жидкости при возобновлении циркуляции. Полимерсодержащая обратная эмульсия может иметь характеристики, подобные характеристикам жидкости, и поэтому может оказаться подходящей для использования при доставке внутрь скважины через ствол буровой скважины.
Композиция герметика предназначена для использования в стволе буровой скважины, который проходит в подземный пласт. Необходимо понимать то, что «подземный пласт» включает как области ниже открытой поверхности земли, так и области ниже поверхности земли, покрытой водой, такой как морская или пресная вода. Композицию герметика можно использовать для любых целей. Например, композицию герметика можно использовать при обслуживании ствола буровой скважины. Без ограничения обслуживание ствола буровой скважины включает размещение композиции герметика в стволе буровой скважины для изоляции подземного пласта от части ствола буровой скважины; для получения опоры для напорного трубопровода в стволе буровой скважины; для закупоривания полости или раскола в напорном трубопроводе; для закупоривания полости или раскола в цементной оболочке, расположенной в кольцевом пространстве ствола буровой скважины; для закупоривания отверстия между цементной оболочкой и напорным трубопроводом; для предотвращения поглощения водных или неводных буровых растворов в зонах поглощения рабочей жидкости, таких как полость, кавернозная зона или трещина; для использования в качестве рабочей жидкости перед цементным раствором в операциях по цементированию; для герметизации кольцевого пространства между стволом буровой скважины и раздвижной трубой или колонной труб; и для реализации комбинаций данных случаев.
Полимерсодержащая обратная эмульсия включает эмульсию «вода в масле», содержащую диспергированный в эмульсии набухаемый в воде полимер. Эмульсия содержит непрерывную фазу масла и дисперсную фазу воды. Маслом может являться любое масло, которое является не смешиваемым с водой и подходящим для использования в стволе буровой скважины. Без ограничения примеры подходящих для использования масел включают нефтяное масло, природную нефть, синтетически полученное масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации. В некоторых вариантах реализации маслом могут являться альфа-олефин, внутренний олефин, сложный эфир, сложный диэфир угольной кислоты, парафин, керосин, соляровое масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации. Водой может являться любая вода, подходящая для использования при получении дисперсной фазы и при применении в стволе буровой скважины. Без ограничения примеры подходящей для использования воды включают деионизованную воду, очищенную воду для коммунальных нужд; пресную воду; морскую воду; рассол, встречающийся в природе; рассол на хлоридной основе, бромидной основе или формиатной основе, содержащий одновалентные и/или поливалентные катионы; или их комбинации. Примеры подходящих для использования рассолов на хлоридной основе без ограничения содержат хлорид натрия и хлорид кальция. Кроме того, примеры подходящих для использования рассолов на бромидной основе без ограничения содержат бромид натрия, бромид кальция и бромид цинка. В дополнение к этому примеры рассолов на формиатной основе без ограничения содержат формиат натрия, формиат калия и формиат цезия.
Полимерсодержащая обратная эмульсия может содержать любое количество масла и воды, подходящее для использования при получении обратной эмульсии, подходящей для использования при диспергировании набухаемого в воде полимера и при размещении в стволе буровой скважины. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 80 мас.% масла, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 50 мас.% масла, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии. В дополнение к этому полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 0 мас.% до приблизительно 70 мас.% воды, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% воды, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.
В некоторых вариантах реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит эмульгатор. Эмульгатором может являться любой эмульгатор, подходящий для использования при удерживании масла и воды в состоянии суспензии. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит водорастворимые и маслорастворимые эмульгаторы (например, эмульгирующие добавки или поверхностно-активные вещества) в целях стабилизации полимерсодержащей обратной эмульсии. Без ограничения примеры подходящих для использования эмульгаторов включают мыла на основе поливалентных металлов, сложные эфиры фосфорной кислоты, жирные кислоты, мыла на основе жирных кислот, алкилбензолсульфонат или их комбинации. Полимерсодержащая обратная эмульсия может содержать любое количество эмульгатора, подходящего для использования при удерживании масла и воды в состоянии суспензии. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 10 мас.% эмульгатора, в альтернативном варианте от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 20 мас.% эмульгатора, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.
Полимерсодержащая обратная эмульсия может содержать любое желательное количество набухаемого в воде полимера, эффективного для предполагаемого обслуживания ствола буровой скважины. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 50 мас.% набухаемого в воде полимера, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% набухаемого в воде полимера и в альтернативном варианте от приблизительно 5 мас.% до приблизительно 100 мас.% набухаемого в воде полимера, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии. Набухаемый в воде полимер обозначает любой полимер, который способен абсорбировать воду и набухать, то есть увеличиваться в размере тогда, когда он абсорбирует воду. В одном варианте реализации при набухании набухаемого в воде полимера полимерсодержащая обратная эмульсия формирует пастообразную массу, которая демонстрирует свою эффективность при блокировании канала тока рабочей жидкости. В некоторых вариантах реализации пастообразная масса демонстрирует относительно невысокую проницаемость для рабочих жидкостей, используемых при обслуживании ствола буровой скважины, таких как буровой раствор, рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта, цемент, рабочая жидкость для кислотной обработки пласта, нагнетаемая рабочая жидкость и тому подобное, таким образом, создавая непроницаемый слой для течения таких рабочих жидкостей. Пастообразная масса обозначает мягкую вязкую массу твердой фазы (например, набухшего набухаемого в воде полимера), диспергированную в жидкости (обратная эмульсия). В альтернативном варианте реализации обратная эмульсия формирует по существу твердую вязкую массу при перемешивании с буровым глинистым раствором. Без ограничения примеры подходящих для использования набухаемых в воде полимеров включают синтетические полимеры, сверхабсорбенты, природные полимеры или их комбинации. Примеры подходящих для использования синтетических полимеров включают сшитые полиакриламид, полиакрилат или их комбинации.
В одном варианте реализации набухаемый в воде полимер включает сверхабсорбенты. Сверхабсорбенты обычно используют в абсорбирующих продуктах, таких как продукты для плодоводства, материалы для обтирания и предотвращения разливов, материалы, защищающие провода и кабели от попадания воды, упаковки для транспортировки льда, подгузники, тренировочные брюки, женские средства личной гигиены и широкий ассортимент продуктов промышленного назначения. Сверхабсорбенты представляют собой набухаемые сшитые полимеры, которые обладают способностью абсорбировать и удерживать водные жидкости в количестве, во много раз превышающем их собственную массу. Сверхабсорбенты удерживают жидкость, которую они абсорбируют, и обычно не высвобождают абсорбированную жидкость даже под давлением. Примеры сверхабсорбентов включают полимеры на основе акрилата натрия, обладающие трехмерными сеткоподобными молекулярными структурами. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что полимерные цепи образуются в результате взаимодействия/соединения от сотен тысяч до миллионов идентичных звеньев мономера акриловой кислоты, который был по существу нейтрализован гидроксидом натрия (каустической содой). Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что сшивающие реактивы связывают цепи друг с другом до получения трехмерной сетки, которая дает сверхабсорбентам возможность абсорбировать воду или растворы на водной основе в свободные пространства в молекулярной сетке и, таким образом, формировать гель, который блокирует захваченную жидкость. Дополнительные примеры подходящих для использования сверхабсорбентов включают нижеследующее, но не ограничиваются только этим: сшитый полиакриламид; сшитый полиакрилат; сшитый гидролизованный полиакрилонитрил; соли карбоксиалкилкрахмала, например, соли карбоксиметилкрахмала; соли карбоксиалкилцеллюлозы, например, соли карбоксиметилцеллюлозы; соли сшитого карбоксиалкилполисахарида; сшитые сополимеры мономеров акриламида и акрилата; крахмал, привитый мономерами акрилонитрилом и акрилатом; сшитые полимеры из двух и более мономеров, выбираемых из аллилсульфоната, 2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновой кислоты, 3-аллилокси-2-гидрокси-1-пропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты; или их комбинации. В одном варианте реализации набухаемый в воде полимер включает сшитые полиакриламид и/или полиакрилат. В одном варианте реализации сверхабсорбент не только абсорбирует воду в количестве, во много раз превышающем его массу, но также при абсорбировании воды и увеличивается в объеме, достигая объема, во много раз превышающего объем сухого материала. В одном варианте реализации масса сверхабсорбента в сопоставлении с его первоначальной массой увеличивается с кратностью в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 800 раз.
В одном варианте реализации набухаемый в воде полимер до абсорбирования им воды (то есть в своей твердой форме) характеризуется размером частиц (то есть диаметром) в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, в альтернативном варианте от приблизительно 1 микрона до приблизительно 3 микронов. Время набухания набухаемого в воде полимера может находиться в диапазоне от приблизительно 5 секунд до приблизительно 5 часов, в альтернативном варианте от приблизительно 1 секунды до приблизительно 48 часов.
Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что микронный размер набухаемого в воде полимера дает возможность полимерсодержащей обратной эмульсии вести себя подобно жидкости (например, обладать характеристиками текучести, подобными соответствующим характеристикам жидкости), чего будет достаточно для доставки внутрь скважины через ствол буровой скважины. Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что микронный размер также дает возможность вести себя подобно жидкости и обезвоженной форме полимерсодержащей обратной эмульсии (например, дисперсии полимера в масле). Полимерсодержащая обратная эмульсия характеризуется плотностью в диапазоне от приблизительно 1,1 г/мл до приблизительно 1,7 г/мл, в альтернативном варианте от приблизительно 1,0 г/мл до приблизительно 2,5 г/мл. В дополнение к этому полимерсодержащая обратная эмульсия характеризуется абсорбционной способностью, позволяющей ее массе увеличиваться с кратностью в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 100 раз в сопоставлении с ее собственной массой, в альтернативном варианте с кратностью в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 1000 раз в сопоставлении с ее собственной массой.
Подходящим для использования коммерческим примером полимерсодержащей обратной эмульсии является полимерсодержащий продукт АЕ 200, который доступен в компании Hychem, Inc. Полимерсодержащий продукт АЕ 200 содержит приблизительно 30 мас.% набухаемых в воде полимеров, приблизительно 30 мас.% минерального масла, приблизительно 30 мас.% воды и приблизительно 10 мас.% эмульгатора. Набухаемый в воде полимер образован из сшитых полимеров в виде приблизительно 30 мас.% полиакриловой кислоты и приблизительно 70 мас.% полиакриламида. Размер частиц набухаемого в воде полимера находится в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 3 микронов. Полимерсодержащая обратная эмульсия может характеризоваться значением рН в диапазоне от приблизительно 5,0 до приблизительно 8,0, предпочтительно от приблизительно 6,0 до приблизительно 7,5. Полимерсодержащая обратная эмульсия может характеризоваться плотностью в диапазоне от приблизительно 1,0 г/мл до приблизительно 2,5 г/мл, предпочтительно от приблизительно 1,1 г/мл до приблизительно 1,7 г/мл.
В одном варианте реализации обезвоженную полимерсодержащую обратную эмульсию размещают в стволе буровой скважины. Полимерсодержащую обратную эмульсию в подходящем случае подвергают обезвоживанию для удаления, по меньшей мере, части воды и получения дисперсии полимера в масле. В одном варианте реализации полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию с получением дисперсии полимера в масле, содержащей от приблизительно 0 мас.% до приблизительно 10 мас.% воды, в альтернативном варианте от приблизительно 0 мас.% до приблизительно 5 мас.% воды и в альтернативном варианте от приблизительно 3 мас.% до приблизительно 5 мас.% воды. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию потому, что обезвоживание позволяет добиться получения повышенного процентного содержания набухаемого в воде полимера в полимерсодержащем продукте. Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию для уменьшения возможности существенного изменения первоначальных характеристик бурового раствора на основе масла. Полимерсодержащую обратную эмульсию можно подвергать обезвоживанию до получения дисперсии полимера в масле при помощи любого подходящего для использования способа. В одном варианте реализации дисперсия полимера в масле содержит от приблизительно 45 мас.% до приблизительно 50 мас.% масла, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% масла, при расчете на совокупную массу дисперсии полимера в масле. В дополнение к этому дисперсия полимера в масле содержит от приблизительно 45 мас.% до приблизительно 50 мас.% набухаемого в воде полимера, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% набухаемого в воде полимера, при расчете на совокупную массу дисперсии полимера в массе.
Дисперсия полимера в масле характеризуется плотностью в диапазоне от приблизительно 1,2 г/мл до приблизительно 1,7 г/мл, в альтернативном варианте от приблизительно 1,0 г/мл до приблизительно 2,5 г/мл. В дополнение к этому дисперсия полимера в масле характеризуется абсорбционной способностью, позволяющей ее массе увеличиваться с кратностью в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 200 раз в сопоставлении с ее собственной массой, в альтернативном варианте с кратностью в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 1000 раз в сопоставлении с ее собственной массой.
Без ограничения коммерческим примером обезвоженной полимерсодержащей обратной эмульсии (например, дисперсии полимера в масле) является полимерсодержащий продукт AD 200, который доступен в компании Hychem, Inc. Полимерсодержащим продуктом AD 200 является сшитый полимер, который содержит приблизительно 1-3 мас.% воды и приблизительно 50 мас.% активных компонентов, которые включают набухаемые в воде полимеры в количестве приблизительно 30 мас.% полиакрилата и приблизительно 70 мас.% полиакриламида, при расчете на совокупную массу полимера. Полимерсодержащий продукт AD 200 характеризуется плотностью 1,25 г/мл (±10%). В дополнение к этому полимерсодержащий продукт AD 200 характеризуется абсорбционной способностью (в дистиллированной воде), равной 20 г дистиллированной воды/1 г полимерсодержащего продукта AD 200 и, кроме того, характеризуется абсорбционной способностью (в 3%-ном растворе NaCl), равной 5 г 3%-ного раствора NaCl/1 г полимерсодержащего продукта AD 200. Полимерсодержащий продукт AD 200 также характеризуется процентным содержанием нелетучих остатков при 150°С в течение 16 часов, равным 63% (±10%).
В некоторых вариантах реализации композиция герметика содержит добавки, которые могут оказаться подходящими для улучшения или изменении ее свойств. Без ограничения примеры подходящих для использования добавок включают дисперсные материалы, загустители, утяжелители или их комбинации. Утяжелители можно использовать для увеличения плотности композиции герметика. В одном варианте реализации с композицией герметика перемешивают количество утяжелителя, достаточное для увеличения плотности композиции, при которой она будет проходить вниз через ствол буровой скважины. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что повышенная плотность может привести к увеличению скорости, с которой композиция герметика будет проходить вниз через рабочую жидкость в стволе буровой скважины. Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что плотность увеличивают для уменьшения способности буровой скважины фонтанировать. Без ограничения примеры подходящих для использования утяжелителей включают барит, кварцевую муку, цеолиты, свинцовую дробь, песок, волокна, полимерный материал или их комбинации. Плотность можно увеличивать до достижения любой желательной плотности. В одном варианте реализации плотность увеличивают до достижения плотности в диапазоне от приблизительно 10 фунтов на один галлон до приблизительно 20 фунтов на один галлон.
В одном варианте реализации полимерсодержащую обратную эмульсию вводят в ствол буровой скважины для предотвращения во время бурения поглощения водных или неводных буровых растворов в зонах поглощения рабочей жидкости, таких как полости, кавернозные зоны и природные или искусственно образованные трещины. Во время проведения обработки ствола буровой скважины вниз по спусковой колонне и/или одновременно вниз по кольцевому пространству можно последовательно закачивать различные компоненты в соответствии с тем, что будет уместно для проведения данной обработки. В одном варианте реализации полимерсодержащую обратную эмульсию закачивают в ствол буровой скважины при проведении обслуживания ствола буровой скважины. До закачивания в ствол буровой скважины полимерсодержащей обратной эмульсии в ствол буровой скважины можно закачать буферную жидкость. В некоторых вариантах реализации буферная жидкость является подходящей для использования при удалении воды (то есть из труб). Например, буферная жидкость может содержать гидрофобизатор, такой как эмульгатор LE SUPERMUL. Эмульгатор LE SUPERMUL коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. После этого в ствол буровой скважины закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию. В некоторых вариантах реализации до закачивания полимерсодержащей обратной эмульсии в ствол буровой скважины в полимерсодержащую обратную эмульсию добавляют утяжелитель, такой как барит. После такого закачивания в ствол буровой скважины можно закачать дополнительное количество буферной жидкости. Получают композицию герметика, которая в зоне поглощения рабочей жидкости формирует относительно вязкую массу. После этого в ствол буровой скважины можно закачать буровой раствор при давлении, подходящем для использования при нагнетании композиции герметика в зону поглощения рабочей жидкости. Композиция герметика внутри зоны поглощения рабочей жидкости также может формировать нетекучую неповрежденную массу. Масса закупоривает зону и предотвращает поглощение закачиваемого впоследствии бурового раствора, что делает возможным дальнейшее бурение. В одном варианте реализации, в котором буровой раствор является неводным, после закачивания полимерсодержащей обратной эмульсии и дополнительного количества буферной жидкости в ствол буровой скважины можно закачивать обрабатывающую композицию. В одном варианте реализации можно закачать количество обрабатывающей композиции, достаточное для уменьшения количеств кальция и магния в буровом растворе, находящемся в контакте с полимерсодержащей обратной эмульсией. В одном варианте реализации обрабатывающая композиция содержит кальцинированную соду, NaHCO3, одновалентную соль, двухвалентную соль или их комбинации. Без ограничения примеры таких солей включают Na+, K+, Ca2+ и Ма2+. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что количества кальция и магния уменьшают для предотвращения отравления солью полимерсодержащей водной эмульсии или дисперсии полимера в масле, которое может предотвратить формирование желательной твердой пасты, закупоривающей полость в пласте. В таком варианте реализации после этого в ствол буровой скважины можно закачать буферную жидкость, а после этого буровой раствор. Необходимо понимать то, что неводные буровые растворы могут содержать дизельное топливо, минеральное масло, внутренний олефин, линейный альфа-олефин, сложный эфир или их комбинации. В альтернативных вариантах реализации до и/или после закачивания в ствол буровой скважины полимерсодержащей обратной эмульсии никакой буферной жидкости в ствол буровой скважины не закачивают. В некоторых вариантах реализации полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию до получения дисперсии полимера в масле и из нее получают композицию герметика.
В одном варианте реализации композицию герметика размещают в стволе буровой скважины совместно с буровым глинистым раствором на водной основе. Способ размещения включает закачивание в ствол буровой скважины обработанного и активного бурового глинистого раствора. В ствол буровой скважины можно закачать любое подходящее для использования количество бурового глинистого раствора. Например, в ствол буровой скважины можно закачать количество бурового глинистого раствора, составляющее от приблизительно 15 до приблизительно 20 баррелей. В том случае, когда в буровом глинистом растворе будет присутствовать растворимый кальций, буровой глинистый раствор можно будет подвергнуть обработке обрабатывающей композицией для того, чтобы в ходе обработки удалить, по меньшей мере, часть кальция. В одном варианте реализации буровой глинистый раствор подвергают обработке тогда, когда кальций присутствует в количестве, большем чем 200 мг/л. Можно применять любое подходящее для использования количество обрабатывающей композиции. После бурового глинистого раствора в ствол буровой скважины закачивают буферную жидкость (например, эмульгатор LE SUPERMUL). В ствол буровой скважины можно закачать любое подходящее для использования количество буферной жидкости. Например, в ствол буровой скважины можно закачать количество буферной жидкости, составляющее от приблизительно 5 баррелей до приблизительно 10 баррелей, в альтернативном варианте в ствол буровой скважины можно закачать от приблизительно 6 баррелей до приблизительно 7 баррелей. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию. В ствол буровой скважины можно закачать количество полимерсодержащей обратной эмульсии, составляющее от приблизительно 15 до приблизительно 20 баррелей, в альтернативном варианте от приблизительно 16 до приблизительно 17 баррелей. Полимерсодержащую обратную эмульсию можно утяжелить утяжелителем. После этого в ствол буровой скважины можно закачать некоторое количество буферной жидкости. Данное количество буферной жидкости может составлять от приблизительно 5 баррелей до приблизительно 10 баррелей, в альтернативном варианте в ствол буровой скважины закачивают от приблизительно 6 баррелей до приблизительно 7 баррелей. Затем в ствол буровой скважины закачивают подходящее для использования количество бурового глинистого раствора. В одном варианте реализации количество бурового глинистого раствора составляет 20 баррелей и менее. После закачивания в ствол буровой скважины бурового глинистого раствора в течение подходящего для использования периода времени сохраняют воздействие небольшого приложенного давления нагнетания, позволяющего композиции герметика внутри зоны поглощения рабочей жидкости сформировать нетекучую неповрежденную массу. Сохраняют воздействие любого подходящего для использования давления. Например, давление может находиться в диапазоне от приблизительно 175 до приблизительно 225 фунт/дюйм2. Необходимо понимать то, что в некоторых вариантах реализации в стволе буровой скважины вместо полимерсодержащей обратной эмульсии размещают дисперсию полимера в масле совместно с буровым глинистым раствором на водной основе.
В еще одном варианте реализации композицию герметика размещают в стволе буровой скважины совместно с неводным буровым глинистым раствором. Способ размещения включает закачивание в ствол буровой скважины буферной жидкости. Можно применять любое подходящее для использования количество буферной жидкости. Например, в ствол буровой скважины можно закачать приблизительно 1 баррель буферной жидкости. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию. В ствол буровой скважины можно закачать количество полимерсодержащей обратной эмульсии, составляющее от приблизительно 10 до приблизительно 20 баррелей, в альтернативном варианте от приблизительно 16 до приблизительно 17 баррелей и в альтернативном варианте приблизительно 11 баррелей. Полимерсодержащую обратную эмульсию можно утяжелить утяжелителем. После полимерсодержащей обратной эмульсии в ствол буровой скважины закачивают некоторое количество буферной жидкости. В одном варианте реализации в ствол буровой скважины закачивают количество буферной жидкости, составляющее от приблизительно 1 до приблизительно 5 баррелей, в альтернативном варианте от 3 до приблизительно 5 баррелей и в альтернативном варианте приблизительно 2 барреля. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают обрабатывающую композицию (например, кальцинированную соду). Например, кальцинированную соду можно перемешать с буферной жидкостью, буровым глинистым раствором или полимерсодержащим продуктом AD 200 и закачать в ствол буровой скважины. Можно закачать любое количество обрабатывающей композиции, подходящее для использования при предотвращении отравления солью полимерсодержащей обратной эмульсии. В некоторых вариантах реализации в ствол буровой скважины закачивают от приблизительно 30 до приблизительно 70 баррелей обрабатывающей композиции, в альтернативном варианте от приблизительно 35 до приблизительно 40 баррелей и в альтернативном варианте от приблизительно 50 до приблизительно 70 баррелей. После обрабатывающей композиции в ствол буровой скважины закачивают некоторое количество буферной жидкости. В одном варианте реализации в ствол буровой скважины закачивают количество буферной жидкости в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 5 баррелей, в альтернативном варианте от приблизительно 3 до приблизительно 5 баррелей и в альтернативном варианте приблизительно 3,5 барреля. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают подходящее для использования количество бурового глинистого раствора. В одном варианте реализации количество бурового глинистого раствора составляет 20 баррелей и менее. После закачивания в ствол буровой скважины бурового глинистого раствора в течение подходящего для использования периода времени сохраняют воздействие небольшого приложенного давления нагнетания, позволяющего композиции герметика внутри зоны поглощения рабочей жидкости сформировать нетекучую неповрежденную массу. Сохраняют воздействие любого подходящего для использования давления. Например, давление может находиться в диапазоне от приблизительно 175 до приблизительно 225 фунт/дюйм2. Необходимо понимать то, что в некоторых вариантах реализации в стволе буровой скважины вместо полимерсодержащей обратной эмульсии размещают дисперсию полимера в масле совместно с неводным буровым глинистым раствором.
В одном варианте реализации композиции герметиков, которые содержат полимерсодержащую обратную эмульсию, можно использовать в операциях по заканчиванию скважины, таких как операции по первичному и вторичному цементированию. В одном варианте реализации буферную жидкость закачивают через бурильную колонну. После этого через бурильную колонну закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию, которая формирует композицию герметика. Затем через бурильную колонну можно закачать дополнительное количество буферной жидкости. В альтернативных вариантах реализации до и/или после полимерсодержащей обратной эмульсии в бурильную колонну никакой буферной жидкости не закачивают. При первичном цементировании такую композицию герметика можно размещать в кольцевом пространстве ствола буровой скважины и давать ей возможность схватываться таким образом, чтобы она изолировала бы подземный пласт от другой части ствола буровой скважины. Таким образом, композиция герметика образует непроницаемый слой, который предотвращает миграцию рабочих жидкостей, находящихся в данном подземном пласте, в другие подземные пласты. В кольцевом пространстве композиция герметика также используется в качестве опоры для напорного трубопровода, например обсадной колонны, в стволе буровой скважины. В одном варианте реализации ствол буровой скважины, в котором размещают композицию герметика, относится к конфигурации многоствольной буровой скважины. Необходимо понимать то, что конфигурация многоствольной буровой скважины включает, по меньшей мере, два основных ствола буровой скважины, соединенные одним или несколькими вспомогательными стволами буровой скважины. При вторичном цементировании (зачастую называемом цементированием под давлением) композицию герметика стратегически можно разместить в стволе буровой скважины для закупоривания полости или раскола в напорном трубопроводе, для закупоривания полости или раскола в затвердевшем герметике (например, цементной оболочке), находящемся в кольцевом пространстве, для закупоривания относительно небольшого отверстия, известного под названием микрозазора между затвердевшим герметиком и напорным трубопроводом и тому подобного. В некоторых вариантах реализации полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию до получения дисперсии полимера в масле и композицию герметика получают из нее. Различные методики, которым можно следовать при использовании композиции герметика в стволе буровой скважины, описываются в патентах США № 5346012 и 5588488, которые во всей своей полноте посредством ссылки включаются в настоящий документ.
Для дополнительного иллюстрирования различных иллюстративных вариантов реализации настоящего изобретения предлагаются следующие далее примеры.
ПРИМЕР 1
В данном примере 1 проводили эксперименты (эксперименты 1-9) по сопоставлению обычно используемого материала для борьбы с поглощением рабочей жидкости - материала для борьбы с поглощением рабочей жидкости FLEXPLUG (эксперимент 1) - с полимерсодержащей обратной эмульсией - полимерсодержащим продуктом AE 200 (эксперименты 2-9). В материале для борьбы с поглощением рабочей жидкости FLEXPLUG используют частицы, предотвращающие поглощение рабочей жидкости, и он коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Различные доли полимерсодержащего продукта AE 200 перемешивали с деионизованной водой, 1%-ным раствором NaCl или морской водой. При проведении испытаний для каждой смеси использовали экструзионный пластометр.
Основные компоненты экструзионного пластометра состояли из сердечника, который имел паз с просветом в ширину 1 мм, 2 мм или 3 мм. Пластометр имел в длину 2, 4 или 6 дюймов. Для каждого эксперимента пластометр заполняли подвергаемым испытанию материалом (полимерсодержащий продукт AE 200 или материал FLEXPLUG). Для вытеснения материала из сердечников различных размеров прикладывали давление. Согласно наблюдениям для вытеснения различных материалов из одного и того же сердечника при идентичных условиях требовалось приложение различных усилий. Такое усилие измеряли в фунтах и регистрировали. Результаты приведены далее в таблице I, где образцы идентифицированы по параметру длина пластометра в дюймах на ширину пластометра в миллиметрах (например, 2 дюйма в длину на 1 мм в ширину = 2INLX1MMW).
| Таблица I | |||||
| Обозначение образца | Материал FLEXPLUG | Полимер-содержащий продукт AE200: деионизо-ванная вода (1:9) | Полимер-содержащий продукт AE 200:1%-ный раствор NaCl (1:6) | Полимер-содержащий продукт AE 200:1%-ный раствор NaCl (1:3) | Полимер-содержащий продукт AE 200:морская вода (1:3) |
| 1INLX1MMW | Нет данных | Нет данных | Нет данных | Среднее значение: 209 SD: 2,38 COV: 1,1% |
Нет данных |
| 4INLX1MMW | Нет данных | Среднее значение: 134,7 SD: 5,67 COV: 4,2% |
Среднее значение: 136,3 SD: 5,7 COV: 4,2% |
Среднее значение: 283 SD: 1,15 COV: 0,5% |
Среднее значение: 248 SD: 1,16 COV: 0,5% |
| 6INLX1MMW | Нет данных | Нет данных | Нет данных | Среднее значение: 517 SD: 6,56 COV: 1,3 % |
Нет данных |
| 2INLX2MMW | Нет данных | Среднее значение: 46,1 SD: 2,61 COV: 5,7% |
Среднее значение: 41,3 SD: 3,27 COV: 7,9% |
Среднее значение: 90, 6 SD: 1,88 COV: 2,1% |
Среднее значение: 82,0 SD: 1,76 COV: 2,1% |
| 4INLX2MMW | Нет данных | Нет данных | Нет данных | Среднее значение: 166,8 SD: 2,15 COV: 1,3% |
Нет данных |
| 6INLX2MMW | Нет данных | Нет данных | Нет данных | Среднее значение: 231 SD: 4,85 COV: 2,1% |
Нет данных |
| 2INLX3MMW | Нет данных | Нет данных | Нет данных | Среднее значение: 52,6 SD: 3,01 COV: 5,7% |
Нет данных |
| 4INLX3MMW | Нет данных | Нет данных | Нет данных | Среднее значение: 80,9 SD: 1,87 COV: 2,3% |
Нет данных |
| 6INLX3MMW | Среднее значение: 526 SD: 69 COV: 13,1% |
Среднее значение: 57,2 SD: 8,9 COV: 15,6% |
Среднее значение: 62,1 SD: 1,19 COV: 1,9% |
Среднее значение: 114,4 SD: 8,34 COV: 7,3% |
Среднее значение: 108,8 SD: 7,82 COV: 7,2% |
В таблице I показания пластометра приведены в фунтах. Приведенная величина представляет собой среднее значение для зарегистрированных результатов в каждом эксперименте. «SD» представляет собой стандартное отклонение, а «COV» представляет собой коэффициент вариации, и его рассчитывают как SD/Xср.
Из данных таблицы I можно видеть то, что стандартное отклонение и COV для полимерсодержащей обратной эмульсии AE 200 были в значительной степени улучшенными в сопоставлении с соответствующими величинами для материала FLEXPLUG. В различных вариантах реализации показания пластометра для полимерсодержащей обратной эмульсии характеризуются величиной SD, меньшей чем 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3 или 2, и величиной COV, меньшей чем 8%, 7%, 6%, 5%, 4%, 3% или 2%.
На фиг.1 продемонстрирован график для материала FLEXPLUG при его начальном давлении, которое представляет собой начальное давление, необходимое для вытеснения материала FLEXPLUG в кавернозные, трещиноватые пласты. Из данных фиг.1 можно видеть то, что для материала FLEXPLUG характерно наличие перепадов давления. Как продемонстрировано на фиг.2 и 3, в случае образца полимерсодержащего продукта AE 200 такие перепады давления отсутствовали. На фиг.1-3 показаны положение в дюймах на оси х и нагрузка в фунт-силах на оси у.
ПРИМЕР 2
Данные из примера 1, полученные при помощи экструзионного пластометра, использовали в примере 2 для получения коэффициентов Бэгли для каждого эксперимента. Для того чтобы получить коэффициент Бэгли, ширину паза оставляли неизменной. В результате изменения длин сердечника при идентичных условиях получали различные усилия, что проиллюстрировано на фиг.4.
Коэффициент Бэгли определяют следующим образом: коэффициент Бэгли=F0/FL2 F0 определяют как усилие при Х=0. FL2 определяют как усилие, полученное при использовании в данном конкретном случае 4-дюймового сердечника. В общем случае коэффициент Бэгли находится в диапазоне от 0 до 80%. В общем случае у материала FLEXPLUG коэффициент Бэгли находится в диапазоне от 25 до 80%, а более часто от 35 до 55%. Чем меньше будет коэффициент Бэгли, тем легче материал будет вытесняться под действием давления или других материалов.
Фиг.4 и 5 иллюстрируют рассчитанные коэффициенты Бэгли для различных сердечников в случае системы полимерсодержащий продукт AE 200:1%-ный раствор NaCl (1:3). Из данных фиг.4 и 5 можно видеть то, что коэффициенты Бэгли меньше коэффициентов Бэгли для материала FLEXPLUG. При таких пониженных значениях коэффициентов Бэгли смесь полимерсодержащего продукта AE 200 и 1%-ного раствора NaCl можно будет легче нагнетать в трещиноватые пласты, чем материал FLEXPLUG.
ПРИМЕР 3
Проводили испытания для полимерсодержащего продукта AE 200 совместно с буровым глинистым раствором на водной основе (лигносульфонатным буровым глинистым раствором). В таблице II продемонстрировано то, как была составлена рецептура бурового глинистого раствора. Загуститель AQUAGEL является загустителем и гелеобразователем, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Разбавитель QUIK-THIN является феррохромлигносульфонатом, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Понизитель фильтрации CARBONOX представляет собой лигнитовый материал, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Добавка REV-DUST представляет собой кальциевую монтмориллонитовую глину, которая коммерчески доступна в компании Milwhite, Inc.
| Таблица II Рецептура лигносульфонатного бурового глинистого раствора |
|
| Образец (фунт/галлон) | 14,0 |
| Пресная вода, баррель | 0,76 |
| Загуститель AQUAGEL, фунт/баррель | 20 |
| Разбавитель QUIK-THIN, фунт/баррель | 6 |
| NaOH, фунт/баррель | 3 (рН~11-11,5) |
| Добавка CARBONOX, фунт/баррель | 4 |
| Добавка REV-DUST, фунт/баррель | 30,0 |
| Барит, фунт/баррель | 271,6 |
После горячего раскатывания с пребыванием в печи при 150°F в течение 16 часов испытаниям подвергли различные концентрации полимерсодержащего продукта AE 200 в буровом глинистом растворе, а результаты продемонстрировали в таблицах III и IV. Концентрации подвергали испытаниям в результате добавления в химический стакан 1,0 мл полимерсодержащего продукта AE 200 и различных количеств лигносульфонатного бурового глинистого раствора (например, как требуется в эксперименте, таких как 1Х, 2Х или 50Х). Смесь хорошо перемешивали. Регистрировали время, необходимое для затвердевания смеси, и условия для смеси.
| Таблица III Результаты испытаний для полимерсодержащего продукта AE 200 при использовании лигносульфонатного бурового глинистого раствора |
||||||
| Образец | 1:1 (об./об.) | 1:2 | 1:10 | 1:20 | 1:30 | 1:50 |
| Полимерсо-держащий продукт AE 200 совместно с лигносуль-фонатным буровым глинистым раствором (при использовании пресной воды) | Загущение в течение 1 мин. Формирование рыхлой твердой фазы. | Загуще-ние в течение 1 мин. Формирование глиноподобной твердой фазы. | Загущение в течение 1 мин. Формиро-вание глинопо-добной твердой фазы. |
Загущение в течение 1 мин. Формирование глиноподобной твердой фазы. Несколько большее сма-чивание, чем в случае 1:10. | Легкая суспенди-рованность в большей степени подобие цементу. | Суспен-диро-ван-ность и водяни-стость. |
| Таблица IV Результаты испытаний для полимерсодержащего продукта AE 200 при использовании лигносульфонатного бурового глинистого раствора |
||||
| Образец | 1:5 (об./об.) | 1:10 | 1:15 | 1:20 |
| Полимерсодер-жащий продукт AE 200 совместно с лигносуль-фонатным буровым глинистым раствором (при использовании морской воды) | Загущение в течение 1 мин. Формирование каучукоподоб-ной глины. | Загущение в течение 1 мин. Формирование глиноподобной твердой фазы. | Суспензия вначале, после этого затвердевание по истечении 1 часа. | Суспензия вначале, после этого затвердевание по истечении 1,5 часа |
Как можно видеть из данных таблиц III и IV, даже при коэффициенте разбавления 1:30 (полимерсодержащий продукт AE 200:буровой глинистый раствор) твердая фаза, которая формируется из смеси двух компонентов, все еще представляет собой цементоподобную пастообразную суспензию. Кроме того, из данных таких таблиц можно видеть то, что коэффициент разбавления уменьшается до 10 вместо 20 в случае использования лигносульфонатного бурового глинистого раствора в варианте с применением морской воды. На эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200 могут оказать влияние катионы, присутствующие в морской воде (например, Na+, K+, Ca2+, Mg2+ и тому подобное), вследствие отравления солью. В данном случае согласно наблюдениям в присутствии Са2+ эффект отравления солью был более серьезным, чем в присутствии Na+. Для удаления ионов Са2+ в результате обработки к буровому глинистому раствору добавляли 0,2 фунт/баррель кальцинированной соды (Na2CО3), что приводило к превосходным результатам. Согласно наблюдениям коэффициент разбавления снова увеличивался до 20, и текстура твердой фазы также больше напоминала то, что получали в случае бурового глинистого раствора на основе пресной воды.
ПРИМЕР 4
В примере 4 наблюдали влияние на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200 солесодержания, значения рН и плотности. Как продемонстрировано в таблице V составляли рецептуры буровых глинистых растворов с различными солесодержанием, значением рН и плотностью. Суспендирующая добавка/загуститель BARAZAN D Plus представляет собой ксантановую камедь с улучшенной диспергированностью, которая коммерчески доступна в компании Halliburton Energy Services, Inc. Понизитель фильтрации FILTER-CHECK представляет собой модифицированный крахмал, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Ингибитор глинистых сланцев CLAY SINC представляет собой стабилизатор неустойчивых глин для бурового глинистого раствора на водной основе, коммерчески доступный в компании Halliburton Energy Services, Inc. Флоккулянт CLAY GRABBER представляет собой полимерную добавку для буровых растворов на водной основе, коммерчески доступную в компании Halliburton Energy Services, Inc. Ингибитор глинистых сланцев CLAY SEAL представляет собой химическую добавку к буровому раствору, коммерчески доступную в компании Halliburton Energy Services, Inc.
| Таблица V Рецептуры буровых глинистых растворов |
||||||
| Пресная вода | Раствор NaCl с концентрацией 10% мас./мас. | Раствор NaCl с концентрацией 24% мас./мас. | ||||
|
Образец (фунт/
галлон) |
13 | 13 | 10 | 13 | 13 (без NaOH) | 16 |
| Пресная вода, баррель | 0,826 | - | - | - | - | - |
| Раствор NaCl с концентрацией 10% мас./мас., баррель | - | 0,845 | - | - | - | - |
| Раствор NaCl с концентра-цией 24% мас./мас., баррель | - | - | 0,994 | 0,875 | 0,875 | 0,756 |
| NaOH, фунт | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,25 | - | 0,25 |
|
Суспенди-рующая добавка/
загуститель BARAZAN D PLUS, фунт |
0,75 | 0,75 | 1,0 | 0,75 | 0,75 | 0,25 |
| Понизитель фильтрации FILTER-CHECK, фунт | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 |
| Ингибитор глинистых сланцев CLAY SYNC, фунт | 3,25 | 2,75 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 |
| Флоккулянт (активное вещество) CLAY GRABBER, фунт | 0,50 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
| Ингибитор глинистых сланцев CLAY SEAL, фунт | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 |
| Барит, фунт | 256,3 | 228,3 | 81,5 | 183,2 | 183,2 | 358,3 |
Все буровые глинистые растворы из таблицы V подвергали горячему раскатыванию с пребыванием в печи при 150°F в течение 16 часов. После проведения горячего раскатывания выполняли измерения значения рН. Измеряли плотности буровых глинистых растворов, смешанных с раствором NaCl с концентрацией 24% мас./мас., что продемонстрировано в таблице VI. К буровому глинистому раствору из таблицы V (раствор NaCl с концентрацией 24% мас./мас. (плотность=13)) добавляли различные количества NaOH для регулирования значения рН буровых глинистых растворов и определения количества бурового глинистого раствора, необходимого для получения идентичных результатов.
| Таблица VI Влияние плотности и значения рН на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200 |
|||||
| Раствор NaCl с концентрацией 24% мас./мас. | |||||
|
Плотность (фунт/
галлон) |
10 | 13 | 13 | 13 | 16 |
|
Объем бурового глинисто-го раствора
(мл) |
10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
| рН | 9,05 | 7,66 | 9,06 | 11,0 | 9,05 |
|
Полимер,
Содержа-щий продукт AE 200 (мл) |
4 | 3 | 3 | 3 | 2 |
| Наблюдения | Для формирова-ния полимерных пасты/тве-рдой фазы требуется наибольшее количество полимер-содержаще-го продукта AE 200. Текстура пасты также наиболее рыхлая среди всех других образцов. | В сопоставлении со всеми другими буровыми глинистыми растворами с той же самой плотностью, но при другом значении рН для затвердевания требуется максималь-ное время (1,5 мин в сопоставлении с~1 мин). | Для формирова-ния твердой фазы/пасты требуется одно и то же количество полимерсо-держащего продукта AE 200 при идентичности плотности вне зависимости от различий в значениях рН. | Отсутству-ют значитель-ные различия при изменении значения рН от 9 до 11. | Для формиро-вания пасты/ твердой фазы требуется только 2 мл полимер-содержа-щего продукта AE 200. Текстура/ прочность получен-ной твердой фазы также наилучшая. |
Плотность может сыграть важную роль в обеспечении качества твердой фазы после перемешивания бурового глинистого раствора и полимерсодержащего продукта AE 200 и также может определить количество полимерсодержащего продукта AE 200, необходимое для формирования твердой фазы. Как продемонстрировано в таблице VI, при идентичных условиях чем меньше будет плотность, тем большее количество полимерсодержащего продукта AE 200 можно будет использовать для получения твердой фазы (4 мл полимерсодержащего продукта AE 200 для D=10 в сопоставлении с 2 мл полимерсодержащего продукта AE 200 для D=16, то есть 50%-ное уменьшение объема).
Согласно наблюдениям твердая фаза, которая формировалась при использовании бурового глинистого раствора с плотностью 16, была ощутимо более загущенной и концентрированной в сопоставлении с тем, что получали для бурового глинистого раствора с плотностью 10. Согласно наблюдениям сопоставление буровых глинистых растворов с рН 7,66 и 11 при идентичных условиях свидетельствовало о том, что для формирования твердой фазы требуется 1,5 мин при рН 7,66 в сравнении с 1 мин при рН 11, что можно приписать «отравлению солью» полимерсодержащего продукта AE 200 (например, эффект отравления катионом). Чем меньше будет значение рН, тем больше будет свободных ионов Н+, которые смогут присутствовать в растворе, и тем хуже будет эффект отравления солью, воздействию которого может подвергнуться полимерсодержащий продукт AE 200. Однако при изменении значения рН от 9 до 11 никаких различий не наблюдали.
ПРИМЕР 5
Испытанию подвергали солесодержание буровых глинистых растворов из примера 4. Согласно наблюдениям в сопоставлении со значением рН солесодержание оказывало большее влияние на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200. В таблице VII продемонстрированы результаты по солесодержанию.
| Таблица VII Влияние солесодержания на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200 |
|||
| Пресная вода | Раствор NaCl с концентрацией 10% мас./мас. | Раствор NaCl с концентрацией 24% мас./мас. | |
| Плотность (фунт/галлон) | 13 | 13 | 13 |
| Объем бурового глинистого раствора (мл) | 10 | 10 | 10 |
| рН | 9,03 | 9,05 | 9,06 |
| Полимерсодержа-щий продукт AE 200 (мл) | 1 | 2 | 3 |
| Наблюдения | Для формирования полимерных пасты/твердой фазы требуется только 1 мл полимерсодержа-щего продукта AE 200. Текстура пасты также была наилучшей среди всех других образцов. | Текстура и прочность твердой фазы являются промежуточными в сопоставлении со случаями использования пресной воды и раствора NaCl с концентрацией 24% мас./мас. | Полимерсодержа-щий продукт AE 200 все еще работает в буровом глинистом растворе на основе раствора NaCl с концентрацией 24% мас./мас. Только для формирования твердой фазы/пасты требуется большее количество полимерсодержа-щего продукта AE 200. |
Буровой глинистый раствор на основе пресной воды из таблицы VII продемонстрировал наилучшие эксплуатационные характеристики в том, что касается количества использованного полимерсодержащего продукта AE 200 и качества твердой фазы, которая формируется после перемешивания. Опять-таки при большем количестве катионов в растворе для формирования твердой фазы требовалось большее количество полимерсодержащего продукта AE 200. Поэтому по данным таблицы VII можно видеть увеличение количества использованного полимерсодержащего продукта AE 200 при увеличении солесодержания. Для того чтобы установить существование влияния присутствия KCl на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200, провели два эксперимента, результаты которых продемонстрированы в таблице VIII.
| Таблица VIII | ||
| Образец | 10%-ный раствор KCl | Раствор, содержащий 3% KCl + 24% NaCl |
| Полимерсодержащий продукт AE 200 (3 мл):раствор соли (10 мл) | Формируется твердая фаза | Формируется твердая фаза |
Результаты демонстрируют то, что никаких проблем с формированием твердой фазы не возникает вне зависимости от того, будет ли оно происходить в 10%-ном растворе KCl или в растворе, содержащем 24% NaCl и 3% KCl, до тех пор, пока в смеси будет присутствовать достаточное количество полимерсодержащего продукта AE 200 (в данном случае 3 мл полимерсодержащего продукта AE 200).
ПРИМЕР 6
Проводили испытания для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с различными буровыми глинистыми растворами, а результаты продемонстрировали в таблице IX. Полимерсодержащий продукт AD 200 представляет собой обезвоженную форму полимерсодержащего продукта AЕ 200. Способ проведения испытаний в данном случае подобен тому, что использовали в вышеупомянутом испытании. В химическом стакане перемешивали 1 мл полимерсодержащего продукта AD 200 и 20 мл бурового глинистого раствора. Регистрировали время, которое требовалось для затвердевания смеси. Сопоставляли текстуру твердых паст.
| Таблица IX Полимерсодержащий продукт AD 200 совместно с различными буровыми глинистыми растворами на водной основе |
|
| Образец | 1:20 (об./об.) (полимерсодержащий продукт AD 200:буровой глинистый раствор) |
| Система HYDRO-GUARD | Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин. |
| Лигносульфонатный буровой глинистый раствор | Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин. |
| Лигносульфонатный буровой глинистый раствор совместно с 6 фунт/баррель извести | Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин. |
| Лигносульфонатный буровой глинистый раствор совместно с 6 фунт/баррель извести (до добавления полимерсодержащего продукта AD 200 добавляли 0,5 г Na 2 CO 3 ) | Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин. Однако в случае данного бурового глинистого раствора время, необходимое для формирования полимерной твердой фазы, короче, чем соответствующее время из приведенных выше позиций. Прочность и текстура полимерной твердой фазы также улучшены в сопоставлении с тем, что получено в приведенных выше позициях. |
| Буровой глинистый раствор GEM GP | Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин. |
Система HYDRO-GUARD представляет собой буровой глинистый раствор, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. и представляет собой буровой глинистый раствор на водной основе. GEM GP (общего назначения) представляет собой модифицированный гликолем буровой глинистый раствор, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. и также представляет собой буровой глинистый раствор на водной основе. Согласно наблюдениям полимерсодержащий продукт AD 200 очень хорошо работал совместно с различными буровыми глинистыми растворами на водной основе. В дополнение к этому, согласно наблюдениям никаких проблем с формированием твердой фазы не возникало даже и в случае высокоизвестковистого бурового глинистого раствора. Результат был еще лучшим в случае добавления к высокоизвестковистому буровому глинистому раствору кальцинированной соды до добавления полимерсодержащего продукта AD 200.
ПРИМЕР 7
Для того чтобы отыскать безопасный способ доставки полимерсодержащего продукта AD 200 внутрь скважины, использовали подходящую для данной работы буферную жидкость. В таблице Х суммарно представлены результаты такого поиска. Испытания для полимерсодержащего продукта AD 200 в буровом глинистом растворе проводили с использованием эмульгатора (например, эмульгатора LE SUPERMUL), который использовали в качестве буферной жидкости. Результаты испытаний продемонстрированы в таблице Х.
| Таблица Х Гидрофобизатор, буферная жидкость, буровой глинистый раствор, полимерсодержащий продукт AD 200 и их совместимость и стабильность |
|
| Образец | Комментарии |
| Эмульгатор LE SUPERMUL | Гидрофобизатор (полиаминированная жирная кислота). |
| Базовое масло SF | Основной компонент буферной жидкости. |
| 2% (об./об.) эмульгатора LE SUPERMUL в базовом масле SF | Буферные жидкости будут использоваться в системах водных буровых глинистых растворов. Их необходимо использовать до и после доставки полимерсодержащего продукта AD 200 внутрь скважины. |
| Буферная жидкость:полимерсодержащий продукт AD 200 (10 мл:10 мл) | Отсутствие проблем со стабильностью или совместимостью. Для обращения эмульсии требуется 25 мл воды. |
| Лигносульфонатный буровой глинистый раствор:буферная жидкость:полимерсодержащий продукт AD 200 (1:1:0,5) | Отсутствие проблем с формированием полимерной твердой фазы. |
| Буровой глинистый раствор GEM GP:буферная жидкость:полимерсодержащий продукт AD 200 (1:1:0,5) | Отсутствие проблем с формированием полимерной твердой фазы. |
Базовое масло SF представляет собой внутренний олефин, доступный в компании Halliburton Energy Services, Inc. Согласно наблюдениям никаких проблем не возникало при утяжелении полимерсодержащего продукта AD 200 баритом в количестве вплоть до 19 фунт/галлон.
ПРИМЕР 8
Проводили испытания для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с буровым раствором ACCOLADE. Рабочая жидкость ACCOLADE представляет собой не содержащий глины буровой раствор на синтетической основе, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Рецептура бурового глинистого раствора приведена в таблице XI. В таблице XII продемонстрированы результаты для различных смесей полимерсодержащего продукта AD 200 и рабочей жидкости ACCOLADE. Рецептуру рабочей жидкости ACCOLADE составляли так, как это представлено в таблице XI, а после этого подвергали горячему раскатыванию с пребыванием при 150°F в печи в течение 16 часов. Понизитель фильтрации ADAPTA представляет собой сополимер, который обеспечивает подавление фильтрации при высоком давлении и высокой температуре (НРНТ) в системах неводных рабочих жидкостей и который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Закупоривающий агент BARACARB представляет собой частицы карбоната, коммерчески доступные в компании Halliburton Energy Services, Inc. Загуститель RHEMOD L коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc.
| Таблица XI Рецептура бурового глинистого раствора ACCOLADE |
|
| Образец (фунт/галлон) | (12,0 фунт/галлон) масло:вода с составом 70:30 |
| Солесодержание в водной фазе | 250000 ч/млн |
| Основа рабочей жидкости ACCOLADE, баррель | 0,436 |
| Эмульгатор LE SUPERMUL, фунт/баррель | 10 |
| Вода, баррель | 0,24 |
| Известь, фунт/баррель | 1 |
| Понизитель фильтрации при высоком давлении (HP) ADAPTA, фунт/баррель | 2 |
| Барит, фунт/баррель | 188,96 |
| Добавка REV-DUST, фунт/баррель | 20,0 |
| Добавка BARACARB 25, фунт/баррель | 7,5 |
| Добавка BARACARB 50, фунт/баррель | 7,5 |
| CaCl 2 , фунт/баррель | 29,09 |
| Суспендирующая добавка/загуститель RHEMOD L, фунт/баррель | 1 |
| Таблица XII Результаты по предварительным лабораторным испытаниям для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с буровым глинистым раствором ACCOLADE |
|||||
| Образец | 0,1 г Na 2 CO 3 в различных количествах воды (мл) | 1,0 г Na 2 CO 3 в воде (мл) | |||
| Полимер-содержа-щий продукт AD 200: буровой глинистый раствор (2 мл : 1 мл) | 5 | 10 | 15 | 20 | 10 |
| Наблюде-ния | Твердая фаза формирует-ся в течение менее чем 1 мин. | Твердая фаза формирует-ся в течение менее чем 1 мин. | Твердая фаза формирует-ся в течение менее чем 1 мин. | Твердая фаза формирует-ся в течение 1 мин. | Никакой твердой фазы не формиру-ется в течение, по меньшей мере, 3 часов. По заверше-нии ночи формиру-ется паста, но она не настолько густа, как в случае использо-вания 0,1 г Na2CO3 в 10 мл воды. |
Согласно наблюдениям 1 мл полимерсодержащего продукта AD 200 в смеси с 20 мл бурового глинистого раствора был способен сформировать смесь твердой фазы/пасты. Согласно наблюдениям для формирования твердой фазы/пасты также использовали комбинацию (полимерсодержащий продукт AD 200:буровой глинистый раствор) с соотношением компонентов в смеси 2:1 плюс 20 мл раствора кальцинированной соды, что продемонстрировано в таблице XII. В случае перемешивания 2 мл полимерсодержащего продукта AD 200 c 1 мл бурового глинистого раствора концентрация полимерсодержащего продукта AD 200 менялась с 50% на 33,33% (например, 33% активного полимерсодержащего продукта AD 200 вводили в реакцию с 20 мл раствора кальцинированной соды до формирования твердой фазы). Количество использованного Na2CO3 (0,1 г) рассчитывали на основании стехиометрического количества Са2+ в растворе. При наблюдениях за тем, будет ли избыток Na2CO3 оказывать влияние на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AD 200, вместо 0,1 г Na2CO3 использовали 1,0 г. Функция избытка Na2CO3 заключалась в отравлении солью полимерсодержащего продукта AD 200, поэтому смесь демонстрировала худшее время формирования твердой фазы.
Согласно наблюдениям текстура твердой фазы из бурового глинистого раствора на основе масла была не настолько хорошей, как в случае бурового глинистого раствора на водной основе. Поэтому, как продемонстрировано в таблице XIII, добавляли дополнительное количество твердой фазы. STEEL SEAL представляет собой графит, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc.
| Таблица XIII Результаты по предварительным лабораторным испытаниям для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с буровым глинистым раствором ACCOLADE |
|||
| Образец | 0,1 г Na 2 CO 3 в 10 мл воды | ||
| Полимерсодер-жащий продукт AD 200:буровой глинистый раствор (2 мл:1 мл) | 3,0 г барита | 3,0 г добавки REV-DUST | 3,0 г добавки для борьбы с поглощением рабочей жидкости STEEL SEAL |
| Наблюдения | Твердая фаза формировалась в течение менее чем 1 мин в обоих случаях. Добавка REV-DUST, может быть, была несколько лучшей, хотя никаких различий по текстуре твердой фазы между баритом и добавкой REV-DUST не наблюдалось. | Твердая фаза формируется в течение менее чем 1 мин. Текстура твердой фазы наилучшая из трех. | |
Согласно наблюдениям добавленная твердая фаза обеспечивала получение лучшей конечной пасты как по текстуре, так и по прочности.
ПРИМЕР 9
Испытания проводили еще для двух буровых глинистых растворов на основе масла совместно с полимерсодержащим продуктом AD 200 (рабочая жидкость PETROFREE SF и рабочая жидкость ENVIROMUL). Буровой раствор PETROFREE коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Буровой раствор ENVIROMUL коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Их рецептуры продемонстрированы в таблицах XIV и XV. Загуститель GELTONE II и загуститель GELTONE V представляют собой гелеобразователи и загустители, содержащие измельченную органофильную глину, которые доступны в компании Halliburton Energy Services, Inc. Оба буровых глинистых раствора подвергали горячему раскатыванию с пребыванием в печи при 150°F в течение 16 часов. Рабочая жидкость ESCAID представляет собой масло, которое коммерчески доступно в компании Exxon Chemical Company. Суспендирующая добавка SUSPENTONE представляет собой органофильную глину, коммерчески доступную в компании Halliburton Energy Services, Inc. Эмульгатор EZ MUL NT представляет собой эмульгатор для бурового глинистого раствора на синтетической основе, коммерчески доступный в компании Halliburton Energy Services, Inc. Понизитель фильтрации для бурового глинистого раствора на основе масла при высокой температуре (НТ) DURATONE содержит смесь органофильных лигнитов, и он коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Разбавитель DEEP-TREAT представляет собой гидрофобизатор, коммерчески доступный в компании Halliburton Energy Services, Inc., а разбавитель COLDTROL коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Испытания включали добавление в химический стакан 20 мл воды, а после этого Na2CO3. При необходимости также добавляли и добавку STEEL SEAL, барит или добавку REV-DUST. После этого в химический стакан добавляли 2 мл полимерсодержащего продукта AD 200 и 1 мл бурового глинистого раствора. Затем содержимое химического стакана перемешивали. Регистрировали время, необходимое для затвердевания смеси. Результаты испытаний продемонстрированы в таблице XVI.
| Таблица XIV Рецептура бурового глинистого раствора PETROFREE SF |
|
| Образец (фунт/галлон) | (12,0 фунт/галлон) масло:вода с составом 70/30 |
| Солесодержание в водной фазе | 250000 ч/млн |
| Основа SF (внутренний олефин), баррель | 0,426 |
| Эмульгатор LE SUPERMUL, фунт/баррель | 8 |
| Понизитель фильтрации при высоком давлении (НР) ADAPTA, фунт/баррель | 1 |
| Вода, баррель | 0,257 |
| Суспендирующая добавка/загуститель RHEMOD L | 0,25 |
| Барит, фунт/баррель | 208,1 |
| CaCl 2 , фунт/баррель | 29,11 |
| Добавка REV-DUST, фунт/баррель | 10,0 |
| Добавка BARACARB 5, фунт/баррель | 10,0 |
| Загуститель GELTONE II, фунт/баррель | 4,0 |
| Таблица XV Рецептура бурового глинистого раствора ENVIROMUL |
|
| Образец (фунт/галлон) | (12,0 фунт/галлон) масло:вода с составом 70:30 |
| Солесодержание в водной фазе | 250000 ч./млн |
| Рабочая жидкость ESCAID 110, баррель | 0,524 |
| Вода, баррель | 0,233 |
| Загуститель GELTONE V, фунт/баррель | 12,0 |
| Добавка SUSPENTONE, фунт/баррель | 4,0 |
| Эмульгатор EZ MUL NT, фунт/баррель | 5,0 |
| Эмульгатор INVERMUL NT, фунт/баррель | 4,0 |
| Известь, фунт/баррель | 2 |
| Понизитель фильтрации при высокой температуре (НТ) DURATONE | 8,0 |
| Разбавитель DEEP-TREAT, фунт/баррель | 5,0 |
| Разбавитель COLDTROL, фунт/баррель | 2,5 |
| CaCl 2 , фунт/баррель | 28,4 |
| Барит, фунт/баррель | 209,8 |
| Таблица XVI Результаты испытаний для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с буровыми глинистыми растворами PETROFREE SF и ENVIROMUL |
|||||
| Образец | 0,1 г Na 2 CO 3 * | 1,0 г Na 2 CO 3 | 0,1 г Na 2 CO 3 и 3 г материала STEEL SEAL | 0,1 г Na 2 CO 3 и 3 г барита | 0,1 г Na 2 CO 3 и 3 г добавки REV-DUST |
| Полимер-содержа-щий материал AD 200:буро-вой глинистый раствор PETROFREE SF (2:1) | Формирова-ние твердой фазы в течение 1,5 мин. | Формирова-ние твердой фазы в течение 15 мин. | Формирование твердой фазы в течение 1,5 мин. Текстура и прочность пасты улучшены в сопоставлении со случаем без добавления какой-либо твердой фазы. Варианты с использованием материала STEEL SEAL и добавки REV-DUST выглядят лучше, чем вариант с использованием барита. | ||
| Полимер-содержа-щий материал AD 200:буро-вой глинистый раствор ENVIROMUL (2:1) | Формирование твердой фазы в течение 1 мин. | Формирование твердой фазы в течение 5 мин. | Формирование твердой фазы в течение 1 мин. Текстура и прочность пасты улучшены в сопоставлении со случаем без добавления какой-либо твердой фазы. Вариант с использованием материала STEEL SEAL выглядит наилучшим. | ||
| * Все эксперименты из данной таблицы проводят с использованием 20 мл воды. | |||||
Из примеров 8 и 9 можно видеть то, что результаты испытаний для полимерсодержащего материала AD 200 совместно с буровыми глинистыми растворами PETROFREE SF и ENVIROMUL подобны результатам для бурового глинистого раствора ACCOLADE.
Несмотря на то, что были продемонстрированы и описаны предпочтительные варианты реализации изобретения, специалисты в соответствующей области техники без отклонения от сущности и положений изобретения могут провести и их модифицирование. Варианты реализации, описанные в настоящем документе, представляют собой только примеры и не предполагают исполнения роли ограничения. Возможным является множество вариаций и модификаций изобретения, описанного в настоящем документе, и оно входит в объем данного изобретения. В случае недвусмысленного приведения численных диапазонов или ограничений такие недвусмысленно приведенные диапазоны или ограничения должны восприниматься как включающие последовательные диапазоны или ограничения подобного порядка величины, попадающие в пределы недвусмысленно приведенных диапазонов или ограничений (например, диапазон от приблизительно 1 до приблизительно 10 включает 2, 3, 4 и тому подобное; величина более чем 0,10 включает 0,11, 0,12, 0,13 и тому подобное). Использование термина «необязательно» по отношению к любому элементу пункта формулы изобретения подразумевает обозначение того, что рассматриваемый элемент является необходимым или в альтернативном варианте не является необходимым. Оба альтернативных варианта предполагаются включенными в объем пункта формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как содержит, включает, имеющий и тому подобное, должно восприниматься как обеспечение обоснования для более узких терминов, таких как состоящий из, по существу состоящий из, по существу образованный из и тому подобное.
В соответствии с этим объем охраны не ограничивается описанием, представленным ранее, а ограничивается только формулой изобретения, которая следует далее, при этом данный объем включает все эквиваленты сущности предмета формулы изобретения. Все без исключения пункты формулы изобретения включаются в описание изобретения в качестве варианта реализации настоящего изобретения. Таким образом, формула изобретения представляет собой дополнительное описание и является дополнением к предпочтительным вариантам реализации настоящего изобретения. Описание ссылок в разделе «Предпосылки изобретения» не является допущением того, что документ уровня техники, предшествующего по отношению к настоящему изобретению, в особенности какая-либо ссылка, может иметь дату публикации, более позднюю, чем дата приоритета данной заявки. Описание всех патентов, патентных заявок и публикаций, упомянутых в настоящем документе, посредством ссылки включается в настоящий документ в той степени, в которой в них приводятся подробности по примерам, методикам и другим аспектам, которые дополняют то, что представлено в настоящем документе.
Claims (21)
1. Способ обслуживания ствола буровой скважины, который проходит в подземный пласт, включающий:
размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины для уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины,
где полимерсодержащая обратная эмульсия обезвоживается до содержания 10 мас.% воды до размещения в стволе буровой скважины.
размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины для уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины,
где полимерсодержащая обратная эмульсия обезвоживается до содержания 10 мас.% воды до размещения в стволе буровой скважины.
2. Способ по п.1, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит нефтяное масло, природную нефть, синтетически полученное масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации.
3. Способ по п.1, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 80 мас.% масла при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.
4. Способ по п.1, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит до приблизительно 70 мас.% воды при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии до ее обезвоживания.
5. Способ по п.1, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит набухаемый в воде полимер.
6. Способ по п.5, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 5 мас.% набухаемого в воде полимера при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.
7. Способ по п.5, где набухаемый в воде полимер содержит синтетический полимер, сверхабсорбент, природный полимер или их комбинации.
8. Способ по п.5, где набухаемый в воде полимер включает частицы, характеризующиеся размерами частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов.
9. Способ по п.1, дополнительно включающий добавление к полимерсодержащей обратной эмульсии утяжелителя до размещения полимерсодержащей обратной эмульсии в стволе буровой скважины.
10. Способ по п.1, дополнительно включающий размещение в стволе буровой скважины буферной жидкости до размещения композиции герметика.
11. Способ по п.1, дополнительно включающий размещение в стволе буровой скважины бурового раствора после размещения в стволе буровой скважины композиции герметика.
12. Способ по п.1, где рабочая жидкость включает буровой раствор на водной основе или неводный буровой раствор.
13. Способ по п.1, дополнительно включающий размещение в стволе буровой скважины обрабатывающей композиции после размещения в стволе буровой скважины композиции герметика.
14. Композиция герметика, содержащая полимерсодержащую обратную эмульсию, где полимерсодержащая обратная эмульсия включает частицы, характеризующиеся размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, и где полимерсодержащая обратная эмульсия образована обезвоживанием полимерсодержащей обратной эмульсии до содержания 10 мас.% воды.
15. Композиция герметика по п.14, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит набухаемый в воде полимер.
16. Композиция герметика по п.15, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 5 мас.% набухаемого в воде полимера при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.
17. Композиция герметика по п.15, где набухаемый в воде полимер содержит синтетический полимер, сверхабсорбент, природный полимер или их комбинации.
18. Композиция герметика, содержащая дисперсию полимера в масле, включающую частицы, характеризующиеся размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, и где дисперсия полимера в масле образуется путем обезвоживания полимерсодержащей обратной эмульсии до содержания 10 мас.% воды.
19. Композиция герметика по п.18, где дисперсия полимера в масле содержит нефтяное масло, природную нефть, синтетически полученное масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации.
20. Композиция герметика по п.18, где дисперсия полимера в масле содержит 10 мас.% воды.
21. Композиция герметика по п.18, где дисперсия полимера в масле содержит набухаемый в воде полимер.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/180,767 US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2005-07-13 | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| US11/180,767 | 2005-07-13 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008105311A RU2008105311A (ru) | 2009-08-20 |
| RU2436946C2 true RU2436946C2 (ru) | 2011-12-20 |
Family
ID=36969018
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008105311/03A RU2436946C2 (ru) | 2005-07-13 | 2006-07-11 | Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7870903B2 (ru) |
| EP (1) | EP1902115B1 (ru) |
| CN (1) | CN101263211B (ru) |
| AR (2) | AR056670A1 (ru) |
| AU (2) | AU2006268023B2 (ru) |
| CA (1) | CA2614272C (ru) |
| DK (1) | DK1902115T3 (ru) |
| MX (1) | MX2008000432A (ru) |
| NO (1) | NO20080203L (ru) |
| RU (1) | RU2436946C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007007118A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2492209C2 (ru) * | 2011-07-29 | 2013-09-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора |
| RU2670295C1 (ru) * | 2012-01-27 | 2018-10-22 | Налко Компани | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара |
Families Citing this family (53)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7866394B2 (en) | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
| US7642223B2 (en) * | 2004-10-18 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone |
| US7690429B2 (en) | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US7891424B2 (en) | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| MY163572A (en) * | 2007-07-26 | 2017-09-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method for controlling loss of drilling fluid |
| US9018144B2 (en) * | 2007-10-01 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Polymer composition, swellable composition comprising the polymer composition, and articles including the swellable composition |
| US8851178B2 (en) * | 2007-10-12 | 2014-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for fracturing while drilling |
| US8043997B2 (en) * | 2008-02-29 | 2011-10-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Lost circulation material formulation and method of use |
| US9896610B2 (en) * | 2008-05-05 | 2018-02-20 | M-I L.L.C. | Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss |
| US9303459B2 (en) | 2008-12-19 | 2016-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling apparatus |
| US20100200239A1 (en) * | 2009-02-09 | 2010-08-12 | Kemira Chemicals, Inc. | Friction reducing compositions for well treatment fluids and methods of use |
| US8685900B2 (en) | 2009-04-03 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using fluid loss additives comprising micro gels |
| US7923413B2 (en) | 2009-05-19 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Lost circulation material for oilfield use |
| US8100190B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using a water-in-oil emulsion |
| US8042618B2 (en) * | 2009-08-11 | 2011-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using an oil-in-water emulsion |
| US20110220359A1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Soliman Mohamed Y | Methods Relating to Modifying Flow Patterns Using In-Situ Barriers |
| CA2800163A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Vaultive Ltd. | System and method for controlling and monitoring access to data processing applications |
| US8668010B2 (en) * | 2010-12-06 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a fluid loss agent and methods of making and using same |
| US8739876B2 (en) | 2011-01-13 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanohybrid-stabilized emulsions and methods of use in oil field applications |
| EP2683785A1 (en) | 2011-03-11 | 2014-01-15 | Services Petroliers Schlumberger | Well treatment |
| CN102277143B (zh) * | 2011-05-30 | 2013-03-27 | 中国海洋石油总公司 | 一种油井用w/o/w型活性稠油堵剂及制备方法 |
| US20130000900A1 (en) * | 2011-07-01 | 2013-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Down-hole placement of water-swellable polymers |
| US8695705B2 (en) | 2011-10-05 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composite formulations and methods of making and using same |
| US20130102503A1 (en) * | 2011-10-19 | 2013-04-25 | Aicardo Roa-Espinosa | Clarifying and stabilizing composition |
| CN102676141B (zh) * | 2012-04-20 | 2014-05-14 | 中国海洋石油总公司 | 一种钻井液用可变形封堵防塌剂 |
| US9809736B2 (en) | 2012-08-31 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US8746339B2 (en) | 2012-09-27 | 2014-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Triggerable lost circulation material and method of use |
| CN103045184B (zh) * | 2012-12-31 | 2014-11-05 | 中国地质大学（北京） | 一种钻井液用超低渗透封堵防塌油层保护剂及其制备方法 |
| CN103013473B (zh) * | 2013-01-16 | 2014-07-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸钾聚醚多元醇钻井液的生产方法 |
| US20140318785A1 (en) * | 2013-04-30 | 2014-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Compositions and Methods of Making and Using Same |
| US9688901B2 (en) * | 2013-07-05 | 2017-06-27 | James Blair Fontenot | Lost circulation drilling fluids comprising elastomeric rubber particles and a method for decreasing whole mud loss using such composition |
| US8985212B1 (en) | 2013-10-30 | 2015-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| MX2016003693A (es) * | 2013-10-30 | 2016-05-31 | Halliburton Energy Services Inc | Composiciones para realizar mantenimiento de pozos y metodos para su elaboracion y uso. |
| US10040985B2 (en) | 2014-03-31 | 2018-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Compositons and methods for curing lost circulation |
| WO2016029030A1 (en) * | 2014-08-21 | 2016-02-25 | M-I L.L.C. | Method to enhance fiber bridging for improved lost circulation control |
| CN104388067B (zh) * | 2014-10-31 | 2020-01-14 | 中国石油化工集团公司 | 一种油基钻井液用复合防漏剂 |
| CN104650823B (zh) | 2015-02-11 | 2016-02-03 | 中国石油大学(北京) | 高渗特高渗储层的保护剂组合物和钻井液及其应用 |
| CN104629695B (zh) * | 2015-02-11 | 2016-02-03 | 中国石油大学(北京) | 储层保护剂组合物和广谱型钻井液及其应用 |
| WO2016137455A1 (en) * | 2015-02-25 | 2016-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | In situ swelling of water-swellable polymers downhole |
| MX2017013889A (es) | 2015-04-30 | 2018-06-06 | Mi Llc | Polímeros autorreticulantes para reforzar pozos. |
| CN106543983B (zh) * | 2015-09-23 | 2020-08-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 阻止井喷的辅助剂及其应用 |
| AR107015A1 (es) | 2015-12-08 | 2018-03-14 | Chevron Usa Inc | Métodos para recuperación de hidrocarburos |
| BR112018011688B1 (pt) | 2015-12-08 | 2023-04-11 | Kemira Oyj | Composições de emulsão inversa |
| WO2017100344A1 (en) | 2015-12-08 | 2017-06-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for hydrocarbon recovery |
| US10161235B2 (en) | 2016-06-03 | 2018-12-25 | Enhanced Production, Inc. | Hydraulic fracturing in highly heterogeneous formations by resisting formation and/or sealing micro-fractures |
| CN106046277B (zh) * | 2016-07-23 | 2018-12-18 | 安阳华森纸业有限责任公司 | 反应型乳液凝胶堵水剂的制备方法 |
| US10344129B2 (en) | 2016-12-07 | 2019-07-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods and systems for generating aqueous polymer solutions |
| US11220622B2 (en) | 2017-06-30 | 2022-01-11 | Chevron U.S.A. Inc. | High stability polymer compositions for enhanced oil recovery applications |
| CN108485633B (zh) * | 2018-03-31 | 2021-10-08 | 青岛大学 | 一种网状聚季胺油气井页岩防膨剂的制备方法 |
| EP4121465A1 (en) | 2020-03-17 | 2023-01-25 | ChampionX USA Inc. | Continuous inverse emulsion polymerization process for uniform polymer size distribution |
| US11274241B2 (en) * | 2020-06-05 | 2022-03-15 | Saudi Arabian Oil Company | Anti-bit balling additive |
| US20240158685A1 (en) * | 2022-11-14 | 2024-05-16 | RheoVest, LLC | Method and composition for subsurface well intervention to reduce well fluid loss |
Family Cites Families (196)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2649160A (en) | 1952-03-15 | 1953-08-18 | Atlantic Refining Co | Method of cementing casings in oil wells |
| US2848051A (en) | 1954-03-22 | 1958-08-19 | Atlantic Refining Co | Method for improving well cementing jobs |
| US2890752A (en) * | 1956-09-05 | 1959-06-16 | B J Service Inc | New squeeze cement proces and slurry |
| US3284393A (en) * | 1959-11-04 | 1966-11-08 | Dow Chemical Co | Water-in-oil emulsion polymerization process for polymerizing watersoluble monomers |
| US3202214A (en) | 1960-04-18 | 1965-08-24 | Halliburton Co | Preparation and use of sodium silicate gels |
| US3132693A (en) * | 1961-12-26 | 1964-05-12 | Weisend Charles Frederick | Composition comprising hydroxyethyl cellulose, polyvinylpyrrolidone and organic sulfonate, cement slurry prepared therefrom and method of cementing wells therewith |
| US3302717A (en) * | 1961-12-26 | 1967-02-07 | Dow Chemical Co | Selective plugging of subterranean formations to inhibit intrusion of water |
| US3215634A (en) | 1962-10-16 | 1965-11-02 | Jersey Prod Res Co | Method for stabilizing viscous liquids |
| US3247171A (en) * | 1963-04-08 | 1966-04-19 | Dow Chemical Co | Process for hydrolyzing a cross-linked acrylamide polymer and the product thereby |
| US3306870A (en) * | 1964-06-01 | 1967-02-28 | Dow Chemical Co | Fluid gelable composition of acrylamide polymers and aqueous solutions of inorganic hydroxides and salts |
| US3375872A (en) * | 1965-12-02 | 1968-04-02 | Halliburton Co | Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution |
| US3447608A (en) * | 1966-04-15 | 1969-06-03 | Dow Chemical Co | Open hole cement plugging |
| US3493529A (en) | 1966-05-06 | 1970-02-03 | Dow Chemical Co | Polymer-cement composition and use therefor |
| US3376926A (en) * | 1967-04-18 | 1968-04-09 | Halliburton Co | Methods of placement of low ph silicic acid in carbonaceous geological formations |
| US3448800A (en) * | 1967-06-30 | 1969-06-10 | Dow Chemical Co | Method of inhibiting lost circulation from a wellbore |
| US3464494A (en) | 1967-07-07 | 1969-09-02 | Halliburton Co | Method of plugging earth formations with fluoride catalyzed silicic acid chemical grout |
| US3556221A (en) * | 1969-01-06 | 1971-01-19 | Marathon Oil Co | Well stimulation process |
| US3721295A (en) * | 1971-11-23 | 1973-03-20 | Nalco Chemical Co | Secondary recovery of petroleum |
| US3724547A (en) * | 1972-01-31 | 1973-04-03 | Nalco Chemical Co | Inverted latex water flooding method |
| US3959003A (en) * | 1972-04-10 | 1976-05-25 | Halliburton Company | Thixotropic cementing compositions |
| US3818998A (en) * | 1972-06-27 | 1974-06-25 | Phillips Petroleum Co | Method of reducing lost circulation during well drilling |
| US4069062A (en) * | 1973-05-08 | 1978-01-17 | Sika Ag, Vormals Kaspar Winkler & Co. | Additive for mortar and concrete |
| US3953336A (en) * | 1973-09-07 | 1976-04-27 | Amoco Production Company | Drilling fluid |
| US4120361A (en) | 1974-04-19 | 1978-10-17 | Phillips Petroleum Company | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines |
| US4172066A (en) | 1974-06-21 | 1979-10-23 | The Dow Chemical Company | Cross-linked, water-swellable polymer microgels |
| US3918523A (en) | 1974-07-11 | 1975-11-11 | Ivan L Stuber | Method and means for implanting casing |
| US3893510A (en) * | 1974-08-12 | 1975-07-08 | Halliburton Co | Emulsion method of introducing polymers into a subterranean formation |
| US4299710A (en) | 1975-05-30 | 1981-11-10 | Rohm And Haas Company | Drilling fluid and method |
| US4034809A (en) * | 1976-03-17 | 1977-07-12 | Nalco Chemical Company | Hydrolyzed polyacrylamide latices for secondary oil recovery |
| JPS6035488B2 (ja) | 1976-11-16 | 1985-08-15 | 株式会社坂本組 | 摩擦杭の支持力を増強する方法 |
| US4083407A (en) * | 1977-02-07 | 1978-04-11 | The Dow Chemical Company | Spacer composition and method of use |
| US4282928A (en) * | 1977-07-08 | 1981-08-11 | The Dow Chemical Co. | Method for controlling permeability of subterranean formations |
| US4182417A (en) * | 1977-07-08 | 1980-01-08 | The Dow Chemical Company | Method for controlling permeability of subterranean formations |
| US4191254A (en) | 1978-01-16 | 1980-03-04 | Baughman Kenneth E | Apparatus and method for plugging voids in a ground stratum |
| US4205611A (en) | 1978-03-27 | 1980-06-03 | Atlas Powder Company | Plastic laminate explosive emulsion package |
| US4235291A (en) | 1978-10-16 | 1980-11-25 | Mobil Oil Corporation | Treating wells to mitigate flow-after-cementing |
| US4202413A (en) * | 1978-11-15 | 1980-05-13 | Mobil Oil Corporation | Well cementing process using presheared water swellable clays |
| US4340427A (en) * | 1979-05-10 | 1982-07-20 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| US4304298A (en) | 1979-05-10 | 1981-12-08 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| US4232741A (en) | 1979-07-30 | 1980-11-11 | Shell Oil Company | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution |
| US4391925A (en) * | 1979-09-27 | 1983-07-05 | Exxon Research & Engineering Co. | Shear thickening well control fluid |
| US4276935A (en) * | 1979-10-30 | 1981-07-07 | Phillips Petroleum Company | Treatment of subsurface gas-bearing formations to reduce water production therefrom |
| US4248304A (en) * | 1979-11-16 | 1981-02-03 | Nalco Chemical Company | Large scale production of inexpensive flooding polymers for tertiary oil recovery |
| SU953187A1 (ru) | 1980-08-21 | 1982-08-23 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Способ цементировани скважин |
| US4646834A (en) * | 1980-09-22 | 1987-03-03 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous treatment fluid and method of use |
| US4466831A (en) | 1981-05-21 | 1984-08-21 | Halliburton Company | Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same |
| US4367093A (en) * | 1981-07-10 | 1983-01-04 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| CH648272A5 (de) * | 1981-10-12 | 1985-03-15 | Sika Ag | Alkalifreier abbinde- und erhaertungsbeschleuniger sowie verfahren zur beschleunigung des abbindens und erhaertens eines hydraulischen bindemittels. |
| US4456135A (en) | 1981-12-21 | 1984-06-26 | Beekes Huibertus A | Handle and reseal for flanged bottle |
| US4463808A (en) | 1982-06-10 | 1984-08-07 | Nl Industries, Inc. | Method for effecting seals in earth boreholes |
| NO823752L (no) | 1982-11-10 | 1984-05-11 | Borregaard Ind | Tilsetningsstoff for sement, moertel og betong |
| US4588031A (en) * | 1983-01-24 | 1986-05-13 | Oliver Jr John E | Well cementing process |
| US4478640A (en) | 1983-01-27 | 1984-10-23 | The Dow Chemical Company | Well treating process and composition |
| US4487864A (en) | 1983-04-28 | 1984-12-11 | The Dow Chemical Company | Modified carbohydrate polymers |
| US4450010A (en) * | 1983-04-29 | 1984-05-22 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| US4579668A (en) * | 1983-05-27 | 1986-04-01 | The Western Company Of North America | Well servicing agents and processes |
| US4524828A (en) * | 1983-10-11 | 1985-06-25 | Halliburton Company | Method of using thixotropic cements for combating gas migration problems |
| DE3344291A1 (de) * | 1983-12-07 | 1985-06-13 | Skw Trostberg Ag, 8223 Trostberg | Dispergiermittel fuer salzhaltige systeme |
| GB8412423D0 (en) | 1984-05-16 | 1984-06-20 | Allied Colloids Ltd | Polymeric compositions |
| US4572295A (en) * | 1984-08-13 | 1986-02-25 | Exotek, Inc. | Method of selective reduction of the water permeability of subterranean formations |
| US4565578A (en) * | 1985-02-26 | 1986-01-21 | Halliburton Company | Gas generation retarded aluminum powder for oil field cements |
| US4706755A (en) | 1985-05-09 | 1987-11-17 | Ethyl Corporation | Fluid loss control in well cement slurries |
| US4635726A (en) * | 1985-05-28 | 1987-01-13 | Texaco Inc. | Method for controlling lost circulation of drilling fluids with water absorbent polymers |
| US4704213A (en) | 1985-05-28 | 1987-11-03 | Texaco Inc. | Encapsulated oil absorbent polymers as lost circulation additives for oil based drilling fluids |
| US4664816A (en) | 1985-05-28 | 1987-05-12 | Texaco Inc. | Encapsulated water absorbent polymers as lost circulation additives for aqueous drilling fluids |
| US4690996A (en) | 1985-08-28 | 1987-09-01 | National Starch And Chemical Corporation | Inverse emulsions |
| US4886550A (en) | 1985-10-15 | 1989-12-12 | American Colloid Company | Flexible grout composition and method |
| US4899819A (en) | 1986-07-30 | 1990-02-13 | Mobil Oil Corporation | Method for suspending wells |
| US4896724A (en) | 1986-07-30 | 1990-01-30 | Mobil Oil Corporation | Method for suspending wells |
| US4730674A (en) * | 1986-12-22 | 1988-03-15 | Marathon Oil Company | Plugging a tubing/casing annulus in a wellbore with a polymer gel |
| US4724906A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-16 | Marathon Oil Company | Wellbore cementing process using a polymer gel |
| US4836940A (en) * | 1987-09-14 | 1989-06-06 | American Colloid Company | Composition and method of controlling lost circulation from wellbores |
| US5089538A (en) * | 1987-11-16 | 1992-02-18 | Shimizu Construction Co., Ltd. | Composition suited for addition to ground excavation stabilizing liquid, stabilizing liquid composition, and ground excavation method |
| US4964918A (en) | 1988-08-12 | 1990-10-23 | Wyo-Ben, Inc. | Grouting composition |
| US5232910A (en) | 1988-12-19 | 1993-08-03 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Use of selected ester oils in drilling fluids and muds |
| USRE36066E (en) * | 1988-12-19 | 1999-01-26 | Henkel Kgaa | Use of selected ester oils in drilling fluids and muds |
| US5252554A (en) | 1988-12-19 | 1993-10-12 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Drilling fluids and muds containing selected ester oils |
| DE3903784A1 (de) * | 1989-02-09 | 1990-08-16 | Henkel Kgaa | Monocarbonsaeure-methylester in invert-bohrspuelschlaemmen |
| US4961760A (en) | 1989-02-09 | 1990-10-09 | The Dow Chemical Company | Hollow fiber membrane fluid separation device adapted for boreside feed |
| US5318954A (en) * | 1989-03-08 | 1994-06-07 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Use of selected ester oils of low carboxylic acids in drilling fluids |
| US4941533A (en) * | 1989-05-16 | 1990-07-17 | The University Of Kansas | Subterranean permeability modification by using microbial polysaccharide polymers |
| US4961790A (en) | 1989-05-19 | 1990-10-09 | Fritz Chemical Company | Concrete admixture device and method of using same |
| US5120367A (en) * | 1989-05-19 | 1992-06-09 | Fritz Chemical Company | Concrete admixture device and method of using same |
| DE69013059D1 (de) | 1989-06-06 | 1994-11-10 | Pumptech Nv | Verfahren und Vorrichtung zum zeitweiligen Abdichten von Rohrleitungen. |
| US5086841A (en) * | 1989-06-19 | 1992-02-11 | Nalco Chemical Company | Method of reducing circulation fluid loss using water absorbing polymer |
| US5034139A (en) * | 1989-06-19 | 1991-07-23 | Nalco Chemical Company | Polymer composition comprising phosphorous-containing gelling agent and process thereof |
| US4989673A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-05 | Marathon Oil Company | Lost circulation fluid for oil field drilling operations |
| CA1314475C (en) | 1989-09-08 | 1993-03-16 | Minister Of Energy, Mines And Resources | Emplacement of filter packs and seals for groundwater monitoring |
| US5002127A (en) * | 1990-02-27 | 1991-03-26 | Halliburton Company | Placement aid for dual injection placement techniques |
| SU1723312A1 (ru) | 1990-03-15 | 1992-03-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт гидрогеологии и инженерной геологии | Способ оборудовани фильтровальной скважины |
| US5145012A (en) | 1990-12-21 | 1992-09-08 | Union Oil Company Of California | Method for selectively reducing subterranean water permeability |
| TW210994B (ru) | 1991-09-03 | 1993-08-11 | Hoechst Ag | |
| US5550189A (en) | 1992-04-17 | 1996-08-27 | Kimberly-Clark Corporation | Modified polysaccharides having improved absorbent properties and process for the preparation thereof |
| CA2076732C (en) | 1992-04-17 | 2006-05-09 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Modified polysaccharides having improved absorbent properties and process for the preparation thereof |
| GB2271350B (en) | 1992-09-04 | 1996-04-03 | American Cyanamid Co | Cement and polymer composition for increasing the shear strength of process wastes used for tip building and underground consolidation |
| US5351759A (en) | 1992-10-22 | 1994-10-04 | Shell Oil Company | Slag-cement displacement by direct fluid contact |
| US5385206A (en) * | 1993-01-21 | 1995-01-31 | Clearwater, Inc. | Iterated foam process and composition for well treatment |
| US5346012A (en) | 1993-02-01 | 1994-09-13 | Halliburton Company | Fine particle size cement compositions and methods |
| GB9319196D0 (en) * | 1993-09-16 | 1993-11-03 | British Nuclear Fuels Plc | Grouting materials and their use |
| US5407879A (en) | 1993-09-29 | 1995-04-18 | American Colloid Company | Method of improving the contaminant resistance of a smectite clay by rewetting and impregnating the clay with a water-soluble polymer, and redrying the polymer-impregnated clay |
| US5512096A (en) * | 1993-10-20 | 1996-04-30 | Wyo-Ben, Inc. | Flexible grouting composition |
| US5447197A (en) | 1994-01-25 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
| US5439057A (en) | 1994-04-29 | 1995-08-08 | Halliburton Company | Method for controlling fluid loss in high permeability formations |
| US5421410A (en) | 1994-07-08 | 1995-06-06 | Irani; Cyrus A. | Plugging of underground strata to eliminate gas and water coning during oil production |
| US5465792A (en) | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| US5670501A (en) * | 1994-09-01 | 1997-09-23 | Discovery Therapeutics, Inc. | N-substituted 9-alkyladenines |
| US5588488A (en) | 1995-08-22 | 1996-12-31 | Halliburton Company | Cementing multi-lateral wells |
| US5664816A (en) * | 1995-09-05 | 1997-09-09 | Von Duprin, Inc. | Lever handle assembly with field adjustable tailpiece and lever handing |
| US5718292A (en) * | 1996-07-15 | 1998-02-17 | Halliburton Company | Inflation packer method and apparatus |
| RU2107158C1 (ru) | 1996-07-26 | 1998-03-20 | Олег Владимирович Грызак | Способ изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину |
| US5735349A (en) * | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| JPH1088508A (ja) | 1996-09-11 | 1998-04-07 | Nippon Soil Techno Kk | 造成体構築工法 |
| US6156708A (en) | 1997-02-13 | 2000-12-05 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing oil base fluids and method of drilling a well therewith |
| US6123159A (en) | 1997-02-13 | 2000-09-26 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids of enhanced stability |
| US5881826A (en) * | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| US5913364A (en) * | 1997-03-14 | 1999-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing subterranean zones |
| US6258757B1 (en) | 1997-03-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water based compositions for sealing subterranean zones and methods |
| US6060434A (en) * | 1997-03-14 | 2000-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil based compositions for sealing subterranean zones and methods |
| NO320593B1 (no) | 1997-05-06 | 2005-12-27 | Baker Hughes Inc | System og fremgangsmate for produksjon av formasjonsfluid i en undergrunnsformasjon |
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US6235809B1 (en) | 1997-09-30 | 2001-05-22 | Bj Services Company | Multi-functional additive for use in well cementing |
| US5921319A (en) * | 1997-10-10 | 1999-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of terminating water flow in a subterranean formation |
| AU738914C (en) * | 1997-10-16 | 2002-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completing wells in unconsolidated subterranean zones |
| US6218343B1 (en) * | 1997-10-31 | 2001-04-17 | Bottom Line Industries, Inc. | Additive for, treatment fluid for, and method of plugging a tubing/casing annulus in a well bore |
| RU2160822C2 (ru) | 1998-04-24 | 2000-12-20 | Кучеровский Всеволод Михайлович | Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах |
| US6148917A (en) | 1998-07-24 | 2000-11-21 | Actisystems, Inc. | Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor |
| US6305472B2 (en) | 1998-11-20 | 2001-10-23 | Texaco Inc. | Chemically assisted thermal flood process |
| US6187839B1 (en) * | 1999-03-03 | 2001-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing compositions and methods |
| JP4020530B2 (ja) | 1999-03-25 | 2007-12-12 | 電気化学工業株式会社 | セメント混和材、セメント組成物、及びグラウト材 |
| OA11859A (en) | 1999-04-09 | 2006-03-02 | Shell Int Research | Method for annular sealing. |
| US6561269B1 (en) | 1999-04-30 | 2003-05-13 | The Regents Of The University Of California | Canister, sealing method and composition for sealing a borehole |
| US6581701B2 (en) * | 1999-05-14 | 2003-06-24 | Broadleaf Industries Inc. | Methods for reducing lost circulation in wellbores |
| MXPA02000667A (es) | 1999-07-22 | 2003-07-21 | Schlumberger Technology Bv | Componentes y metodos para uso con explosivos. |
| JP2001048627A (ja) | 1999-08-09 | 2001-02-20 | Katsuro Kokubu | 膨張性を有する水硬性セメント組成物及びそれを用いた無機系止水材 |
| RU2177539C2 (ru) | 1999-10-08 | 2001-12-27 | Ойл Технолоджи (Оверсиз) Продакшн Лтд. | Состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину и способ его приготовления |
| JP2001146457A (ja) | 1999-11-17 | 2001-05-29 | Denki Kagaku Kogyo Kk | セメント混和材、セメント組成物、及びそれを用いたコンクリートの施工方法 |
| CA2292278C (en) | 1999-12-10 | 2005-06-21 | Laurie Venning | A method of achieving a preferential flow distribution in a horizontal well bore |
| WO2001053429A1 (en) * | 2000-01-24 | 2001-07-26 | Wood Robert R | Improved drilling fluids |
| US6465397B1 (en) | 2000-02-11 | 2002-10-15 | Clariant Finance (Bvi) Limited | Synthetic crosslinked copolymer solutions and direct injection to subterranean oil and gas formations |
| WO2001074967A1 (en) | 2000-04-04 | 2001-10-11 | Heying Theodore L | Methods for reducing lost circulation in wellbores |
| US6454003B1 (en) * | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US6457523B1 (en) | 2000-07-07 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed thixotropic cement compositions and methods |
| DE10037118A1 (de) | 2000-07-28 | 2002-02-14 | Univ Clausthal Tech | Verfahren zur Herstellung eines Quellzements und zugehörige Testvorrichtung |
| RU2183264C2 (ru) | 2000-08-14 | 2002-06-10 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Способ разрыва пласта |
| AT410664B (de) | 2000-09-18 | 2003-06-25 | Georg Dipl Ing Partlic | Zuschlagstoff, insbesondere für beton, sowie ein verfahren zu dessen herstellung |
| US6405801B1 (en) * | 2000-12-08 | 2002-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods |
| US7456135B2 (en) | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
| US6887832B2 (en) * | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
| GB2371319B (en) | 2001-01-23 | 2003-08-13 | Schlumberger Holdings | Completion Assemblies |
| US6655475B1 (en) | 2001-01-23 | 2003-12-02 | H. Lester Wald | Product and method for treating well bores |
| WO2002084070A1 (en) | 2001-04-16 | 2002-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores |
| US6516881B2 (en) * | 2001-06-27 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| US6516882B2 (en) * | 2001-07-16 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| CA2357883C (en) * | 2001-09-28 | 2010-06-15 | Noetic Engineering Inc. | Slotting geometry for metal pipe and method of use of the same |
| US6857475B2 (en) * | 2001-10-09 | 2005-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for flow control gravel pack |
| CN1348932A (zh) | 2001-10-26 | 2002-05-15 | 谢勇成 | 砼路面修补材料配方及其使用方法 |
| US6508306B1 (en) * | 2001-11-15 | 2003-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for solving lost circulation problems |
| CA2413314C (en) | 2001-12-03 | 2009-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, well cement compositions and lightweight additives therefor |
| US6777377B2 (en) * | 2001-12-03 | 2004-08-17 | Wyo-Ben, Inc. | Composition for use in sealing a porous subterranean formation, and methods of making and using |
| US6601647B2 (en) | 2001-12-03 | 2003-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, well cement compositions and lightweight additives therefor |
| US6616753B2 (en) | 2001-12-11 | 2003-09-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing subterranean zones |
| US20050009710A1 (en) * | 2002-01-31 | 2005-01-13 | Halliburton Energy Services | Reactive sealing compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean formations and methods |
| CN1364739A (zh) | 2002-02-11 | 2002-08-21 | 朴南哲 | 防水水泥干燥砂浆及其制备方法 |
| US6926081B2 (en) | 2002-02-25 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of discovering and correcting subterranean formation integrity problems during drilling |
| US6861392B2 (en) | 2002-03-26 | 2005-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for restoring lost circulation |
| US6460632B1 (en) | 2002-04-05 | 2002-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling well bores |
| US6739414B2 (en) | 2002-04-30 | 2004-05-25 | Masi Technologies, L.L.C. | Compositions and methods for sealing formations |
| US6722434B2 (en) | 2002-05-31 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well treating fluids |
| US6715553B2 (en) * | 2002-05-31 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well fluids |
| US6858566B1 (en) * | 2002-05-31 | 2005-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in and foaming well cement compositions |
| US6702044B2 (en) * | 2002-06-13 | 2004-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling |
| US6800593B2 (en) | 2002-06-19 | 2004-10-05 | Texas United Chemical Company, Llc. | Hydrophilic polymer concentrates |
| US6722433B2 (en) * | 2002-06-21 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing expandable pipe in well bores and sealing compositions |
| US6708760B1 (en) * | 2002-11-19 | 2004-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones |
| US20040171499A1 (en) | 2003-01-24 | 2004-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation |
| US7482309B2 (en) * | 2003-11-24 | 2009-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles |
| US6889766B2 (en) | 2003-02-27 | 2005-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for passing a swelling agent into a reservoir to block undesirable flow paths during oil production |
| US6983799B2 (en) | 2003-02-27 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using a swelling agent to prevent a cement slurry from being lost to a subterranean formation |
| US7866394B2 (en) | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
| US7026272B2 (en) | 2003-03-11 | 2006-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing oil containing subterranean zones |
| US20040221990A1 (en) | 2003-05-05 | 2004-11-11 | Heathman James F. | Methods and compositions for compensating for cement hydration volume reduction |
| US7441600B2 (en) | 2003-05-09 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in subterranean formations |
| CA2524966C (en) | 2003-05-14 | 2012-09-11 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for treating lost circulation |
| US7036588B2 (en) * | 2003-09-09 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising starch and ceramic particulate bridging agents and methods of using these fluids to provide fluid loss control |
| US7055603B2 (en) * | 2003-09-24 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising strength-enhancing lost circulation materials and methods of cementing in subterranean formations |
| US7073584B2 (en) * | 2003-11-12 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads |
| US20050113260A1 (en) * | 2003-11-21 | 2005-05-26 | Wood Robert R. | Drilling fluids |
| US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
| US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
| GB2411918B (en) | 2004-03-12 | 2006-11-22 | Schlumberger Holdings | System and method to seal using a swellable material |
| US7439210B2 (en) | 2004-04-24 | 2008-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations |
| US7642223B2 (en) * | 2004-10-18 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone |
| US7690429B2 (en) | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US7316275B2 (en) | 2005-03-17 | 2008-01-08 | Bj Services Company | Well treating compositions containing water superabsorbent material and method of using the same |
| US7891424B2 (en) | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
-
2005
- 2005-07-13 US US11/180,767 patent/US7870903B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-07-11 DK DK06765000.2T patent/DK1902115T3/da active
- 2006-07-11 EP EP06765000.2A patent/EP1902115B1/en not_active Not-in-force
- 2006-07-11 MX MX2008000432A patent/MX2008000432A/es active IP Right Grant
- 2006-07-11 WO PCT/GB2006/002659 patent/WO2007007118A1/en active Application Filing
- 2006-07-11 CA CA2614272A patent/CA2614272C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-11 RU RU2008105311/03A patent/RU2436946C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-07-11 CN CN200680033700.4A patent/CN101263211B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-11 AU AU2006268023A patent/AU2006268023B2/en not_active Ceased
- 2006-07-12 AR ARP060102996A patent/AR056670A1/es not_active Application Discontinuation
-
2008
- 2008-01-11 NO NO20080203A patent/NO20080203L/no not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-12-06 US US12/961,185 patent/US8703657B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-01-13 AU AU2012200222A patent/AU2012200222B2/en not_active Ceased
-
2013
- 2013-01-25 AR ARP130100234A patent/AR091303A2/es unknown
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987, с.5.8. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2492209C2 (ru) * | 2011-07-29 | 2013-09-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора |
| RU2670295C1 (ru) * | 2012-01-27 | 2018-10-22 | Налко Компани | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара |
| US10214679B2 (en) | 2012-01-27 | 2019-02-26 | Ecolab Usa Inc. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US10889749B2 (en) | 2012-01-27 | 2021-01-12 | Championx Usa Inc. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1902115B1 (en) | 2014-03-19 |
| DK1902115T3 (da) | 2014-05-26 |
| US20070012447A1 (en) | 2007-01-18 |
| AR091303A2 (es) | 2015-01-28 |
| US8703657B2 (en) | 2014-04-22 |
| US20110118381A1 (en) | 2011-05-19 |
| AU2012200222B2 (en) | 2012-06-28 |
| AR056670A1 (es) | 2007-10-17 |
| AU2006268023B2 (en) | 2011-12-01 |
| US7870903B2 (en) | 2011-01-18 |
| CN101263211B (zh) | 2015-04-15 |
| WO2007007118A1 (en) | 2007-01-18 |
| CN101263211A (zh) | 2008-09-10 |
| CA2614272A1 (en) | 2007-01-18 |
| CA2614272C (en) | 2011-09-13 |
| MX2008000432A (es) | 2008-03-10 |
| EP1902115A1 (en) | 2008-03-26 |
| NO20080203L (no) | 2008-04-14 |
| AU2006268023A1 (en) | 2007-01-18 |
| AU2012200222A1 (en) | 2012-02-02 |
| RU2008105311A (ru) | 2009-08-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2436946C2 (ru) | Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости | |
| US10106718B2 (en) | Expandable coating for solid particles and associated methods of use in subterranean treatments | |
| CA2517063C (en) | A method of using a swelling agent to prevent a cement slurry from being lost to a subterranean formation | |
| US7642223B2 (en) | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone | |
| US7549474B2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
| RU2388782C2 (ru) | Буровой раствор, содержащий полимер, и применение полимера в буровом растворе | |
| RU2695198C1 (ru) | Соединения с редкоземельными элементами для улучшения характеристик скважинных обрабатывающих композиций | |
| BRPI0713979A2 (pt) | mÉtodo para reduzir a perda de fluido em uma formaÇço subterrânea e para tratar formaÇÕes subbterrÂneas | |
| AU2007211354A1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
| AU2014260234B2 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| EA036934B1 (ru) | Растворы для отделения цемента в стволах скважин, способы производства и способы применения | |
| AU2011333528A1 (en) | Consolidation | |
| MXPA06006584A (es) | Metodo para reducir la perdida de fluido en un fluido de mantenimiento de perforaciones. | |
| AU2013318398B2 (en) | Thermally-activated, high temperature particulate suspending agents and methods relating thereto | |
| US20240158687A1 (en) | High-temperature fluids for coiled tubing applications and methods thereof | |
| US11542424B1 (en) | Wellbore servicing fluids and methods for controlling fluid losses in permeable zones |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150712 |