RU2537436C2 - Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины - Google Patents
Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2537436C2 RU2537436C2 RU2011119015/03A RU2011119015A RU2537436C2 RU 2537436 C2 RU2537436 C2 RU 2537436C2 RU 2011119015/03 A RU2011119015/03 A RU 2011119015/03A RU 2011119015 A RU2011119015 A RU 2011119015A RU 2537436 C2 RU2537436 C2 RU 2537436C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- borehole
- wall
- deposits
- fluid
- fluid according
- Prior art date
Links
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims description 30
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title abstract description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 title abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 19
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 6
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 4
- -1 polypropylene Polymers 0.000 claims description 4
- 239000003146 anticoagulant agent Substances 0.000 claims description 3
- 229940127219 anticoagulant drug Drugs 0.000 claims description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 2
- QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K calcium;sodium;phosphate Chemical compound [Na+].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007779 soft material Substances 0.000 abstract description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract 1
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000006259 organic additive Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 229910003480 inorganic solid Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения, и дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, причем дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает стадию, в которой нагнетают указанную выше текучую среду над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к промывочным текучим средам, удаляющим отложения со стенки подземной буровой скважины. В частности, изобретение относится к таким промывочным текучим средам, какие используют для очистки скважин перед операциями цементирования или заканчивания скважины, такими как проводимые в нефте- и газодобывающей промышленности.
Уровень техники
Во время строительства скважин, таких как нефтяные или газовые скважины, обычной практикой является облицовка всей скважины или ее части обсадной трубой (типично стальной), которая удерживается на своем месте с помощью цемента. Хорошее сцепление между затвердевшим цементом и обсадной трубой и между затвердевшим цементом и пластом является важным для эффективной изоляции горизонтов. Плохое сцепление может ограничивать добычу и снижать эффективность работ по стимуляции скважины.
В операции цементирования в скважину опускают обсадную трубу, и цементный раствор нагнетают вниз по скважине и обеспечивают возможность возвращаться по кольцевому затрубному пространству между обсадной трубой и стенкой буровой скважины, где его оставляют затвердевать. В идеальной ситуации поверхность обсадной трубы и стенки буровой скважины являются совершенно чистыми и обеспечивают хорошее сцепление с цементом. Однако во время процесса бурения является обычным зарастание стенки буровой скважины осаждениями из бурильного раствора, либо в форме глинистой корки или фильтрационного осадка, которые образуются, когда твердые частицы в буровом растворе накапливаются по мере протекания флюида в пласт, либо в виде гелеобразных отложений, где течение бурового раствора недостаточно для поддержания бурового средства в прокачиваемой форме. Если позволить им оставаться, они могут препятствовать формированию хорошего цементного уплотнения на стенке буровой скважины и в конечном итоге образовывать протоки с сообщением по текучей среде, что нарушает эффективность изоляции горизонтов.
Для удаления таких отложений был предложен ряд способов.
Один путь избавления от мягких глинистых корок состоит во введении химических добавок в промывочные жидкости, которые нагнетают перед цементом для преобразования мягкой глинистой корки в твердую глинистую корку до размещения цемента. При таком способе глинистые отложения остаются на своем месте (патентный документ US6390197).
Альтернативно мягкую глинистую корку можно удалить (вычистить) из кольцевого затрубного пространства нефтяной скважины перед цементированием. Иногда используют химические средства, которые основываются на окислении или растворении компонентов глинистой корки и которые применяются во время операций заканчивания, а также механические инструменты, которые включают проволоки или щетки, закрепленные на обсадной трубе. В частности, механические инструменты удаляют любой мягкий материал, такой как огеленный буровой раствор и глинистая корка, присутствующий на стенке буровой скважины, например, путем соскабливания (патентные документы US6148918, US5564500).
Еще один путь удаления мягкой глинистой корки включает применение комбинации механических инструментов и текучих сред. Например, бурильная труба или свернутый в бухту трубопровод могут быть оснащены наконечником с соплами, которые направляют струю текучей среды на стенки буровой скважины. Это является эффективным для удаления отложений (то есть органических или неорганических твердых осадков) с поверхности обсадной трубы или гравийных фильтров.
Патентный документ US7143827 представляет текучие среды для удаления глинистых корок с использованием вспененного или невспененного заполнителя, содержащего волокна. Базовая текучая среда включает полимерные загустители и разнообразные прочие добавки, в частности абразивные частицы, предпочтительно частицы оксида кремния. Не приведено никаких упоминаний о предпочтительных размерах частиц, и не упоминается эффективность применения частиц с меньшей плотностью. Параметры производительности очистки, приписываемые этим текучим средам, очень плохие: 0% и 4% удаления, соответственно.
В отраслях промышленности, не имеющих отношения к цементированию скважин, в течение многих десятилетий использовали абразивную очистку в качестве стандартного способа очистки трубчатых устройств, например, теплообменников. Абразивная очистка основана на циркуляции содержащих частицы текучих сред в очищаемых деталях или вокруг них. Например, патентные документы US6663919 и US6585569 раскрывают системы, используемые для удаления затвердевших или полутвердых отложений с внутренних частей, например, машин, включающие фазу текучей среды (воздух) и фазу из дисперсных твердых частиц. Патентный документ US5743790 сообщает, что такая очистка может быть улучшена дополнительным воздействием вибрации или ультразвука.
Патентный документ US5904208 представляет применение содержащей частицы химической промывочной системы, которое включает использование трех отдельных партий жидкости для прочистки кольцевых пространств в нефтяных скважинах перед цементированием. Каждая жидкость дополнительно включает растворитель на основе углеводорода или на водной основе, либо по отдельности, либо с твердыми частицами. В теории роль этих твердых частиц ограничивается регулированием плотности жидкости.
Патентный документ GB2382363 А раскрывает еще одну систему, используемую в нефтяных скважинах, которая также включает жидкость; эта жидкость дополнительно включает твердые частицы в жидкости. Для предотвращения седиментации применяют частицы с малыми размерами (менее 5 микрон (5 мкм)). Как в патентных документах US5904208 или US2006/0254770, частицы также используют для регулирования плотности жидкости. В отличие от жидкостей в патентном документе US5904208, жидкость в патентном документе GB2382363 также включает полимерный гель.
Цель изобретения состоит в представлении промывочной системы, которая устраняет некоторые или все из проблем, связанных с предшествующими системами. В настоящем изобретении отложения удаляют без необходимости в полимерных загустителях, утяжелителях и диспергаторах и т.д. и основываются на понимании того, что содержащие частицы текучие среды могут удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к промывочной текучей среде.
Сущность изобретения
Первый аспект изобретения представляет промывочную текучую среду для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины, включающую:
- жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения; и
- дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон (100 мкм).
Дисперсный компонент имеет гранулометрический состав частиц в диапазоне 100-1000 микрон (100-1000 мкм) и плотность, варьирующую между 0,1 и 2 г/см3, предпочтительно от 0,1 до 1,3 г/см3, более предпочтительно от 0,6 до 1,3 г/см3 и наиболее предпочтительно от 0,8 до 1,3 г/см3. Частицы предпочтительно включают пустотелые неорганические сферы, такие как полые керамические микросферы (ценосферы) или синтетические полые стеклянные сферы, и обычные органические полимеры, такие как полипропилен, полиэтилен, полиамиды, сложные полиэфиры, каучук.
Текучая среда также может включать мелкие волокна, чтобы способствовать предотвращению возможного отстаивания или осаждения частиц, (примеры таких волокон можно найти в патентных документах US7275596, US6599863). Такие волокна оказывают малозаметное влияние на реологические характеристики текучей среды, так что режим течения остается турбулентным.
Также могут быть использованы диспергаторы, которые оказывают химическое действие. Они ослабляют твердые отложения и способствуют удержанию их во взвешенном состоянии.
Другие типы добавок включают антикоагулянты глин (например, 1%-ный KCl или органические добавки) или соль.
Концентрация дисперсного компонента типично составляет 1-10% по объему от текучей среды.
Жидкий носитель включает пресную воду, морскую воду или рассолы. Рассолы, которые могут быть использованы, типично представляют собой рассолы, применяемые в нефтедобывающей промышленности и имеющие плотность менее 2 г/см3, предпочтительно от 1,3 до 2 г/см3. В предпочтительном варианте исполнения жидкий носитель выбирают из группы, состоящей из пресной воды или морской воды, и их смесей.
Второй аспект изобретения представляет способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины, включающий стадию, в которой нагнетают текучую среду согласно первому аспекту изобретения поверх стенки буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере в области отложений.
Этот способ может быть исполнен перед размещением в скважине цемента или раствора для заканчивания скважины.
Дополнительные аспекты изобретения будут очевидными из нижеследующего описания.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 показывает секцию цементируемой скважины;
фиг.2 представляет схематический вид экспериментальной проточной кюветы;
фиг.3 представляет фотографию глинистой корки, которая была подвергнута воздействию текущей воды;
фиг.4 представляет фотографию глинистой корки, подвергнутой воздействию потока текучей среды согласно варианту осуществления изобретения; и
фиг.5 показывает график изменения скорости фильтрации относительно величины расхода тангенциального потока для воды и текучих сред согласно изобретению.
Вариант(-ы) исполнения изобретения
Фиг.1 показывает схематический вид скважины, такой как нефтяная или газовая скважина, перед проведением операции цементирования. Стальную обсадную трубу 10 опустили в скважину 12, которая проходит через проницаемый слой 14. Во время процесса бурения на стенках скважины в проницаемом слое 14 образовалась глинистая корка 16 вследствие фильтрации дисперсных материалов из бурового раствора по мере его прохождения в проницаемый пласт. Кроме того, на нижней секции скважины образовалось гелеобразное глинистое отложение 18, где форма и размер буровой скважины создали предпосылки для того, чтобы условия течения являлись ненадлежащими для обеспечения сдвигового усилия, достаточного для разрушения геля. Важно удалить глинистую корку 16 и гелеобразное отложение 18 настолько эффективно, насколько возможно, если нужно получить хорошее сцепление цемента. Промывочные текучие среды типично закачивают через скважины перед цементом для удаления таких отложений.
Промывочные среды согласно изобретению включают жидкости, содержащие частицы. Такие промывочные текучие среды могут эффективно разрушать глинистые корки. Добавление к маловязкой текучей среде частиц с конкретным размером оказывает резко выраженное действие на гелеобразный глинистый осадок и глинистую корку, осажденные на пористую поверхность. Низкая вязкость позволяет текучей среде протекать в условиях турбулентного потока, когда ее прокачивают по скважине.
Фиг.2 показывает экспериментальную проточную кювету. Пористый пустотелый цилиндр 20 используют для формирования глинистой корки 22 созданием разности давлений между кольцевым пространством 24 и внутренней полостью 26. Через кольцевое пространство 24 могут циркулировать разнообразные текучие среды, такие как буровые растворы или промывочные жидкости. Состояние глинистой корки 22 отслеживают измерением скорости 28 фильтрации текучих сред, проходящих через цилиндр и в полость 26. Прозрачная стенка 30 кюветы позволяет визуально следить за глинистой коркой 22.
Глинистую корку создают в проточной кювете из фиг.2 пропусканием суспензии бентонита с концентрацией 60 г/л через пористую породу при разности давлений 6 бар (0,6 МПа). Скорость динамической фильтрации типично составляет 0,5 мл/мин для площади поверхности фильтрации 100 см2. Суспензию бентонита заменяют водой, поддерживая такую же разность давлений; скорость фильтрации отслеживают как функцию величины расхода потока воды. Для равномерного течения воды не наблюдали ни значительной вариации скорости фильтрации (линия Х в фиг.5), ни изменения внешнего вида глинистой корки (фиг.3).
Эксперимент повторяют, но смешивают с водой твердые частицы (с широким гранулометрическим составом, 0,1-1 мм, плотность около 0,9 г/см3), при концентрации 5% по объему. Суспензию частиц в воде доводят до однородности надлежащим перемешиванием. Из практических соображений предпочтительно применение частиц с плотностью, близкой к плотности воды (или жидкого носителя), чтобы ограничить седиментацию или расслоение. Когда эта суспензия частиц в воде протекает над глинистой коркой, через прозрачную стенку кюветы наблюдается быстрое разрушение глинистой корки (фиг.4). Параллельно повышается скорость фильтрации (линия Y в фиг.5). Другие жидкости, которые могут быть использованы, включают маловязкие углеводороды или смеси воды и других компонентов. Вязкость текучих сред предпочтительно является низкой, чтобы поддерживать высокое значение числа Рейнольдса в нормальных условиях течения, ведущее к турбулентному потоку.
Фиг.3, 4 и 5 иллюстрируют то, что присутствие частиц в кольцевом потоке текучей среды ведет как к резкому повышению скорости фильтрации (более чем десятикратному увеличению), так и к полному удалению наружной глинистой корки всего после нескольких минут течения.
Различные изменения могут быть сделаны, в то же время оставаясь в пределах области изобретения. Например, количество, материал и размер дисперсного компонента могут варьировать для соответствия конкретным условиям. Кроме того, варианты практического применения промывочных текучих сред могут содержать другие добавки, обычные для этой области, такие как диспергаторы, которые могут ослаблять и затем удерживать во взвешенном состоянии любое твердое отложение, или антикоагулянты глин, такие как органические добавки или соль.
Еще одну вариацию представляет применение мелких волокон, чтобы способствовать предотвращению возможного отстаивания или осаждения частиц в текучей среде. Патентные документы US7275596, US6599863 описывают подходящие фигуры. Такие волокна оказывают малозаметное влияние на реологические характеристики текучей среды, так что режим течения остается турбулентным.
В то время как вышеприведенный пример представлен в отношении операций цементирования, такие промывочные среды могут быть использованы для очистки скважин перед нагнетанием другой текучей среды для заканчивания.
Claims (10)
1. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины, включающая:
- жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения; и
- дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон (100 мкм) и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, в которой дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды.
- жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения; и
- дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон (100 мкм) и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, в которой дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды.
2. Промывочная текучая среда по п.1, в которой дисперсный компонент имеет гранулометрический состав частиц в диапазоне 100-1000 микрон (100-1000 мкм).
3. Промывочная текучая среда по п.1, в которой частицы включают пустотелые неорганические сферы и органические полимеры.
4. Промывочная текучая среда по п.3, в которой частицы включают синтетические полые стеклянные сферы, полипропилен, полиэтилен, полиамиды, сложные полиэфиры или каучук.
5. Промывочная текучая среда по п.1, в которой жидкий носитель включает пресную воду, морскую воду или рассолы.
6. Промывочная текучая среда по п.1, дополнительно включающая волокнистый компонент в качестве добавки против осаждения или для стабилизации суспензий.
7. Промывочная текучая среда по п.1, дополнительно включающая диспергаторы, антикоагулянты глин, соли и другие добавки, которые не обусловливают значительного изменения реологических характеристик текучей среды.
8. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины, включающий стадию, в которой нагнетают текучую среду по любому из пп.1-7 над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений.
9. Способ по п.8, который исполняют перед размещением цемента в буровой скважине.
10. Способ по п.8, который исполняют перед размещением текучей среды для заканчивания в буровой скважине.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP08166475A EP2175003A1 (en) | 2008-10-13 | 2008-10-13 | Particle-loaded wash for well cleanup |
| EP08166475.7 | 2008-10-13 | ||
| PCT/EP2009/006739 WO2010043295A1 (en) | 2008-10-13 | 2009-09-08 | Particle-loaded wash for well cleanup |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011119015A RU2011119015A (ru) | 2012-11-20 |
| RU2537436C2 true RU2537436C2 (ru) | 2015-01-10 |
Family
ID=40521336
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011119015/03A RU2537436C2 (ru) | 2008-10-13 | 2009-09-08 | Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110232910A1 (ru) |
| EP (1) | EP2175003A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0919742A2 (ru) |
| CA (1) | CA2738995A1 (ru) |
| RU (1) | RU2537436C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010043295A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130333896A1 (en) * | 2012-06-15 | 2013-12-19 | Siemens Medical Solutions Usa, Inc. | Application of high intensity focused ultrasound to the displacement of drilling mud |
| US10161222B2 (en) | 2014-11-05 | 2018-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
| US9688902B2 (en) | 2015-06-01 | 2017-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with high dispersed phase concentration |
| CN107987817B (zh) * | 2017-11-28 | 2020-09-15 | 中煤地华盛水文地质勘察有限公司 | 一种在灰岩地层水平井施工冲洗液 |
| CN110317592A (zh) * | 2019-07-11 | 2019-10-11 | 河北华北石油港华勘察规划设计有限公司 | 一种洗井液及其制备方法 |
| RU2724709C1 (ru) * | 2019-12-02 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения скважинного оборудования |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4127174A (en) * | 1977-06-17 | 1978-11-28 | The Dow Chemical Company | Method for treating a well using a chemical wash with fluid loss control |
| US4509598A (en) * | 1983-03-25 | 1985-04-09 | The Dow Chemical Company | Fracturing fluids containing bouyant inorganic diverting agent and method of use in hydraulic fracturing of subterranean formations |
| SU1724672A1 (ru) * | 1989-09-01 | 1992-04-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор на водной основе |
| US5904208A (en) * | 1998-01-21 | 1999-05-18 | Deep South Chemical | Method of cleaning a well bore prior to cementing |
| RU2176261C1 (ru) * | 2000-05-15 | 2001-11-27 | Кучеровский Всеволод Михайлович | Облегченная инвертная дисперсия |
| RU2331657C1 (ru) * | 2007-05-10 | 2008-08-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Аквасинт" имени академика В.А. Телегина" | Полимерная композиция на основе фенолформальдегидной смолы для получения полых микросфер |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3365315A (en) * | 1963-08-23 | 1968-01-23 | Minnesota Mining & Mfg | Glass bubbles prepared by reheating solid glass partiles |
| US4207194A (en) * | 1977-06-17 | 1980-06-10 | The Dow Chemical Company | Chemical wash with fluid loss control |
| US4530402A (en) * | 1983-08-30 | 1985-07-23 | Standard Oil Company | Low density spacer fluid |
| US5113943A (en) * | 1989-11-27 | 1992-05-19 | Atlantic Richfield Company | Spacer fluids |
| US5458197A (en) * | 1991-01-30 | 1995-10-17 | Atlantic Richfield Company | Well cleanout system and method |
| US5460566A (en) | 1993-02-11 | 1995-10-24 | Drilltech Technologies, Inc. | Vibrating abrasive cleaning apparatus and method |
| EP0830328A1 (en) * | 1995-06-07 | 1998-03-25 | The Nutrasweet Company | Stable suspension of hydrocolloids and superplasticizer |
| US5564500A (en) | 1995-07-19 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Apparatus and method for removing gelled drilling fluid and filter cake from the side of a well bore |
| US5866517A (en) * | 1996-06-19 | 1999-02-02 | Atlantic Richfield Company | Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore |
| US6170577B1 (en) * | 1997-02-07 | 2001-01-09 | Advanced Coiled Tubing, Inc. | Conduit cleaning system and method |
| FR2771444B1 (fr) | 1997-11-26 | 2000-04-14 | Schlumberger Cie Dowell | Amerioration du placement de coulis de ciment dans les puits en presence de zones geologiques contenant des argiles gonflantes ou de restes de boue contenant des argiles |
| US20010022224A1 (en) * | 1998-02-26 | 2001-09-20 | Haberman John P. | Cementing spacers for improved well cementation |
| US6419019B1 (en) * | 1998-11-19 | 2002-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method to remove particulate matter from a wellbore using translocating fibers and/or platelets |
| US6599863B1 (en) | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| US6148918A (en) | 1999-03-03 | 2000-11-21 | Alexander; G. Timmins | Wellbore cleaning tool and method |
| US6607607B2 (en) * | 2000-04-28 | 2003-08-19 | Bj Services Company | Coiled tubing wellbore cleanout |
| US6585569B2 (en) | 2000-12-28 | 2003-07-01 | General Electric Company | Method of cleaning gas turbine compressors using crushed, solid material capable of sublimating |
| US20030153646A1 (en) | 2001-11-13 | 2003-08-14 | Matteo Loizzo | Spacer fluids for well cementing operations |
| US6663919B2 (en) | 2002-03-01 | 2003-12-16 | General Electric Company | Process of removing a coating deposit from a through-hole in a component and component processed thereby |
| US7143827B2 (en) | 2003-03-21 | 2006-12-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well completion spacer fluids containing fibers and methods |
| US20060272819A1 (en) * | 2004-01-16 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents, and associated methods |
| US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US20060086507A1 (en) * | 2004-10-26 | 2006-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore cleanout tool and method |
| US7318477B2 (en) * | 2005-05-10 | 2008-01-15 | Akzo Nobel N.V. | Method and composition for cleaning a well bore prior to cementing |
| US7549474B2 (en) * | 2006-05-11 | 2009-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor |
-
2008
- 2008-10-13 EP EP08166475A patent/EP2175003A1/en not_active Withdrawn
-
2009
- 2009-09-08 RU RU2011119015/03A patent/RU2537436C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-09-08 BR BRPI0919742A patent/BRPI0919742A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2009-09-08 US US13/122,481 patent/US20110232910A1/en not_active Abandoned
- 2009-09-08 CA CA2738995A patent/CA2738995A1/en not_active Abandoned
- 2009-09-08 WO PCT/EP2009/006739 patent/WO2010043295A1/en active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4127174A (en) * | 1977-06-17 | 1978-11-28 | The Dow Chemical Company | Method for treating a well using a chemical wash with fluid loss control |
| US4509598A (en) * | 1983-03-25 | 1985-04-09 | The Dow Chemical Company | Fracturing fluids containing bouyant inorganic diverting agent and method of use in hydraulic fracturing of subterranean formations |
| SU1724672A1 (ru) * | 1989-09-01 | 1992-04-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Буровой раствор на водной основе |
| US5904208A (en) * | 1998-01-21 | 1999-05-18 | Deep South Chemical | Method of cleaning a well bore prior to cementing |
| RU2176261C1 (ru) * | 2000-05-15 | 2001-11-27 | Кучеровский Всеволод Михайлович | Облегченная инвертная дисперсия |
| RU2331657C1 (ru) * | 2007-05-10 | 2008-08-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Аквасинт" имени академика В.А. Телегина" | Полимерная композиция на основе фенолформальдегидной смолы для получения полых микросфер |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20110232910A1 (en) | 2011-09-29 |
| WO2010043295A1 (en) | 2010-04-22 |
| BRPI0919742A2 (pt) | 2018-12-26 |
| EP2175003A1 (en) | 2010-04-14 |
| CA2738995A1 (en) | 2010-04-22 |
| RU2011119015A (ru) | 2012-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2537436C2 (ru) | Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины | |
| US10590338B2 (en) | Wrinkled capsules for treatment of subterranean formations | |
| US9995125B2 (en) | Fracture network model for simulating treatment of subterranean formations | |
| US6016872A (en) | Method for removing debris from a well-bore | |
| US20160222274A1 (en) | Additives for controlling lost circulation and methods of making and using same | |
| US20180347317A1 (en) | Use of Nanoparticles in Cleaning Well Bores | |
| US4852650A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control | |
| BRPI0813417B1 (pt) | Método para perfurar um furo de sondagem para o interior de uma formação subterrânea, e, fluido de perfuração | |
| CA2897497A1 (en) | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material | |
| CA2703460A1 (en) | Methods for increase gas production and load recovery | |
| EA012514B1 (ru) | Способ очистки ствола скважины и разжижающий флюид | |
| CA3012433C (en) | Improved performance non-emulsifiers that employ branched alcohols and a new high-solvency carrier oil | |
| EA010348B1 (ru) | Способ и установка для улучшения разделения центрифугированием | |
| RU2181832C2 (ru) | Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин | |
| WO2021216093A1 (en) | Zwitterionic polyelectrolyte coated filtration medium for fracturing fluid and drilling mud treatment | |
| RU2778117C1 (ru) | Способ виброволнового воздействия с целью восстановления продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта | |
| AU2014342567B2 (en) | Use of nanoparticles in cleaning well bores | |
| RU2536723C1 (ru) | Способ промывки наклонно-горизонтальной скважины | |
| US11932808B2 (en) | Calcium carbonate/polymer particulate additives for use in subterranean operations | |
| CA1210928A (en) | Process for removing contaminates from a well fluid and well system | |
| RU2208136C2 (ru) | Способ обработки неоднородных нефтегазовых пластов | |
| WO2023201127A1 (en) | Open-cell, natural materials as lost-circulation material | |
| Moghadasi | AN EXPERIMENTAL STUDY OF PERMEABILITY REDUCTION DUE TO INVASION OF OIL DROPLETS AND SOLID PARTICLES IN POROUS MEDIA DURING OILY-WATER INJECTION | |
| GB2073284A (en) | A spacer system useful in brine completion of wellbores |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180909 |