RU2556557C2 - Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием - Google Patents
Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием Download PDFInfo
- Publication number
- RU2556557C2 RU2556557C2 RU2013147595/03A RU2013147595A RU2556557C2 RU 2556557 C2 RU2556557 C2 RU 2556557C2 RU 2013147595/03 A RU2013147595/03 A RU 2013147595/03A RU 2013147595 A RU2013147595 A RU 2013147595A RU 2556557 C2 RU2556557 C2 RU 2556557C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gum
- surfactant
- weight
- wellbore
- microemulsion
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 82
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 88
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims description 64
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 30
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 26
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 26
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 26
- 229920000591 gum Polymers 0.000 claims description 19
- 125000005210 alkyl ammonium group Chemical group 0.000 claims description 18
- -1 aluminum phosphate ester Chemical class 0.000 claims description 18
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 16
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 16
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 12
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 11
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 11
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 11
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 11
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 10
- RDDUUHBRMWYBJX-UHFFFAOYSA-N 4-oct-1-enoxy-4-oxobutanoic acid Chemical compound CCCCCCC=COC(=O)CCC(O)=O RDDUUHBRMWYBJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 244000215068 Acacia senegal Species 0.000 claims description 9
- 229920001817 Agar Polymers 0.000 claims description 9
- 239000001884 Cassia gum Substances 0.000 claims description 9
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 claims description 9
- 229920000084 Gum arabic Polymers 0.000 claims description 9
- 235000010489 acacia gum Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000000205 acacia gum Substances 0.000 claims description 9
- 239000008272 agar Substances 0.000 claims description 9
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 claims description 9
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 claims description 9
- 235000019318 cassia gum Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 9
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 9
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 claims description 9
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 claims description 9
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 claims description 9
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 claims description 9
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 229920001277 pectin Polymers 0.000 claims description 9
- 239000001814 pectin Substances 0.000 claims description 9
- 235000010987 pectin Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 9
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 9
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 9
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 9
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 8
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 claims description 6
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 claims description 5
- 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 claims description 5
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 claims description 5
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 claims description 4
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920000136 polysorbate Polymers 0.000 claims description 4
- 229950008882 polysorbate Drugs 0.000 claims description 4
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 claims 6
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 claims 6
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 claims 6
- 235000010418 carrageenan Nutrition 0.000 claims 4
- 239000000679 carrageenan Substances 0.000 claims 4
- 229920001525 carrageenan Polymers 0.000 claims 4
- 229940113118 carrageenan Drugs 0.000 claims 4
- UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L zinc;1-(5-cyanopyridin-2-yl)-3-[(1s,2s)-2-(6-fluoro-2-hydroxy-3-propanoylphenyl)cyclopropyl]urea;diacetate Chemical compound [Zn+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CCC(=O)C1=CC=C(F)C([C@H]2[C@H](C2)NC(=O)NC=2N=CC(=CC=2)C#N)=C1O UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L 0.000 claims 4
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 claims 3
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 claims 3
- FHVDTGUDJYJELY-UHFFFAOYSA-N 6-{[2-carboxy-4,5-dihydroxy-6-(phosphanyloxy)oxan-3-yl]oxy}-4,5-dihydroxy-3-phosphanyloxane-2-carboxylic acid Chemical compound O1C(C(O)=O)C(P)C(O)C(O)C1OC1C(C(O)=O)OC(OP)C(O)C1O FHVDTGUDJYJELY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 claims 2
- 241000206575 Chondrus crispus Species 0.000 claims 2
- 229940072056 alginate Drugs 0.000 claims 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 19
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 18
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 12
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 10
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 9
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 9
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003562 lightweight material Substances 0.000 description 6
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 6
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 6
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 5
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 4
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 4
- JGHZJRVDZXSNKQ-UHFFFAOYSA-N methyl octanoate Chemical compound CCCCCCCC(=O)OC JGHZJRVDZXSNKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 3
- NXCBFJWLMBGNJU-UHFFFAOYSA-L [Mg+2].[O-]OO[O-] Chemical compound [Mg+2].[O-]OO[O-] NXCBFJWLMBGNJU-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N calcium;oxido(oxo)alumane Chemical compound [Ca+2].[O-][Al]=O.[O-][Al]=O XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 3
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 3
- 229920000876 geopolymer Polymers 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000004702 methyl esters Chemical class 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 3
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 3
- FLIACVVOZYBSBS-UHFFFAOYSA-N Methyl palmitate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC FLIACVVOZYBSBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-M decanoate Chemical compound CCCCCCCCCC([O-])=O GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- UQDUPQYQJKYHQI-UHFFFAOYSA-N methyl laurate Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)OC UQDUPQYQJKYHQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZAZKJZBWRNNLDS-UHFFFAOYSA-N methyl tetradecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC(=O)OC ZAZKJZBWRNNLDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010482 polyoxyethylene sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 2
- 229920000053 polysorbate 80 Polymers 0.000 description 2
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 229920001213 Polysorbate 20 Polymers 0.000 description 1
- 229920001219 Polysorbate 40 Polymers 0.000 description 1
- 229920001214 Polysorbate 60 Polymers 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000828 canola oil Substances 0.000 description 1
- 235000019519 canola oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N dodecyl hydrogen sulfate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(O)(=O)=O MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043264 dodecyl sulfate Drugs 0.000 description 1
- QYDYPVFESGNLHU-UHFFFAOYSA-N elaidic acid methyl ester Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(=O)OC QYDYPVFESGNLHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- QYDYPVFESGNLHU-KHPPLWFESA-N methyl oleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC QYDYPVFESGNLHU-KHPPLWFESA-N 0.000 description 1
- 229940073769 methyl oleate Drugs 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 125000000962 organic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 235000010486 polyoxyethylene sorbitan monolaurate Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 description 1
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 1
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 description 1
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 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
- C09K8/424—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells using "spacer" 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
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)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композициям и способам обработки буровой скважины. Технический результат изобретения заключается в улучшении связывания цемента в затрубном пространстве между обсадной трубой и поверхностью горной породы. Композиция для очистки ствола скважины содержит, мас.%: растворитель 10-45; сорастворитель 10-40; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество 5-10; очищающее поверхностно-активное вещество 5-20; неионогенное поверхностно-активное вещество 1-10; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество 1-5; эмульгирующее поверхностно-активное вещество 1-5; водная жидкость 1-5. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 пр., 4 табл.,2 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Настоящее описание в целом относится к композициям и способам обработки буровой скважины перед операциями цементирования или во время них. Более конкретно, настоящее описание относится к композициям и способам очистки поверхностей обсадной трубы и ствола скважины при помощи жидкостей, включающих микроэмульсию.
Некоторые утверждения могут просто сообщать основную информацию, связанную с настоящим описанием, и могут не входить в существующий уровень техники.
Применение масляных или синтетических буровых растворов (SBM/OBM) широко распространено во многих областях по разным причинам, включая превосходное ингибирование глин, высокие скорости проникновения и высокие смазывающие свойства. Масляные или синтетические буровые растворы, как правило, включают инвертно-эмульсионные растворы, в которых непрерывная или внешняя фаза преимущественно является органической (например, минеральным маслом или синтетическим маслом), а обратная или внутренняя фаза обычно является водной (например, солевыми растворами). Устойчивость обратных эмульсий, как правило, поддерживают при помощи одной или нескольких добавок, присутствующих в растворе, таких как эмульгаторы, стабилизаторы эмульсии и гидрофобные агенты.
При бурении с буровыми растворами SBM/OBM ствол скважины становится гидрофобным. Перед цементированием, при спуске в скважину обсадная труба также становится гидрофобной. Это состояние обычно приводит к слабому связыванию между затвердевшим цементом и поверхностями обсадной трубы и ствола скважины. Плохое связывание с цементом может ухудшить гидравлический затвор в затрубном пространстве, потенциально приводя к сообщению жидкости между подземными зонами и потенциальному снижению целостности скважины. Следовательно, для обеспечения успешного цементирования необходимо два условия: (1) эффективное вытеснение и/или удаление SBM/OBM из буровой скважины; и (2) поверхности стен ствола скважины и обсадной трубы должны быть гидрофильными. Невыполнение Условия 1 может вызвать загрязнение цементного раствора, и может ухудшиться качество цемента. Невыполнение Условия 2 может привести к плохому связыванию между цементом и поверхностями стен буровой скважины и обсадной трубы.
Несмотря на попытки надлежащим образом подготовить буровую скважину перед цементированием, акустические цементограммы (АЦМ), как правило, выявляют слабое связывание или его отсутствие, или низкое качество цемента за обсадной трубой. Существующие решения для достижения удаления бурового раствора и гидрофилизации включают закачивание растворов, которые отделяют цементный раствор от бурового раствора. Такой раствор может быть одноступенчатым, вязкой буферной жидкостью на водной основе, которая содержит поверхностно-активные вещества, или невязкой (ньютоновской) буферной жидкостью, которая содержит поверхностно-активные вещества; оба варианта обладают сильной гидрофилизирующей способностью. Или может быть закачана двухступенчатая система буферных жидкостей, которая включает углеводородную основу, растворители или химические низковязкие промывочные жидкости на водной основе с поверхностно-активными веществами, в комбинации с вязкой буферной жидкостью на водной основе, которая содержит гидрофилизирующие поверхностно-активные вещества.
В данной области техники были сделаны предложения использовать микроэмульсии для подготовки буровой скважины перед цементированием. См., например, патенты или заявки США US 5 904 208; US 7 380 606; US 6 534 449; US 7 392 844; US 7 318 477; US 7 481 273; US 7 544 639; US 2009/0008091; US2009/0221456; US 2008/0274918; и US 2008/0287324. Имеющие отношение к микроэмульсиям литературные ссылки включают следующие публикации. Smith, G., Kumar, P. and Nguyen, D.: “Formulating Cleaning Products with Microemulsion”, paper number 164, Proceedings 6th World Congress CESIO, Berlin, Germany, June 21-23, 2004; и Van Zanten, R., Lawrence, B., and Henzler, S.: “Using Surfactant Nanotechnology to Engineer Displacement Packages for Cementing Operations”, paper IADC/SPE 127885, 2010.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В настоящем документе описаны улучшенные композиции для очистки ствола скважины, а также способы для оптимальной замены, или удаления, или замены и удаления SBM/OBM, что обеспечивает возможность превосходного связывания цемента в затрубном пространстве между обсадной трубой и поверхностью горной породы.
Композиции и способы включают использование композиции для очистки ствола скважины, включающей микроэмульсию, для очистки подземного ствола буровой скважины и обсадной трубы перед цементированием. Микроэмульсия образована смешиванием растворителя, сорастворителя, гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества, очищающего поверхностно-активного вещества, неионогенного поверхностно-активного вещества, неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества, эмульгирующего поверхностно-активного вещества и воды или солевого раствора. Эти добавки могут быть смешаны вместе с образованием однофазной, оптически прозрачной термодинамически устойчивой эмульсии.
Композиция для очистки ствола скважины может быть использована отдельно в качестве буферной жидкости и в качестве отдельной стадии, предшествующей или следующей после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии. Помимо этого, композиция может быть введена в жидкость-носитель, и полученная жидкая смесь может быть закачана в качестве буферной жидкости.
В одном аспекте, варианты реализации настоящего изобретения относятся к композициям для очистки ствола скважины, которые включают микроэмульсию.
В следующем аспекте, варианты реализации относятся к способам очистки участка ствола скважины перед операцией цементирования.
В следующем аспекте, варианты реализации относятся к способам цементирования подземной буровой скважины, имеющей ствол скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фигуре 1 изображена эффективность удаления бурового раствора по результатам испытания определения адгезии методом решетчатого надреза.
На Фигуре 2 представлены результаты испытаний смачиваемости.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Сначала следует отметить, что при разработке любого такого актуального варианта реализации, должны быть приняты многочисленные решения относительно конкретного внедрения для достижения определенных задач разработчика, таких как соответствие с ограничениями, связанными с системой и связанными с коммерческой деятельностью, которые варьируются от одного внедрения к другому. Более того, следует понимать, что попытка такой разработки может быть сложной и требующей больших затрат времени, но тем не менее является стандартной работой для специалиста в данной области, имеющего преимущество от настоящего описания. Настоящее описание и примеры представлены лишь с целью иллюстрации предпочтительных вариантов реализации, и их не следует толковать как ограничение рамок и применимости раскрытых вариантов реализации. Хотя композиции настоящего изобретения описаны в настоящем документе как включающие определенные материалы, следует понимать, что композиция может необязательно включать два или более химически различных материалов. Кроме того, композиция может также включать некоторые компоненты, отличные от тех, которые уже упомянуты.
В сущности и описании изобретения каждое цифровое значение следует читать как модифицированное термином «около» (если оно уже специально не модифицировано таким образом), а затем читать снова как не модифицированное таким образом, если в контексте не указано иное. Также, в сущности и подробном описании изобретения следует понимать, что диапазон концентраций, перечисленный или описанный как применимый, пригодный или тому подобное, подразумевает, что указанной считается любая и каждая концентрация в указанном диапазоне, включая конечные точки. Например, «диапазон от 1 до 10» следует читать как указание каждого и любого возможного значения в непрерывном ряду от около 1 до около 10. Так, даже если в указанном диапазоне указаны конкретные точки данных, или даже если в указанном диапазоне нет конкретных точек данных, прямо указаны или упомянуты лишь некоторые определенные точки данных, следует понимать, что авторы настоящей заявки подразумевают и понимают, что следует считать, что указаны любые и все точки данных в указанном диапазоне, и что авторы настоящей заявки раскрыли и допускают весь диапазон и все точки в указанном диапазоне.
Микроэмульсии представляют собой макроскопически гомогенные смеси масла, воды и поверхностно-активного вещества. Они могут быть образованы простым смешиванием компонентов и не требуют больших сдвиговых усилий, которые как правило, необходимы для создания обычных эмульсий. Микроэмульсии термодинамически, но не кинетически, стабилизированы, и могут состоять из одной, двух или трех фаз. Они могут состоять из эмульсий масла, диспергированного в воде (М/В), или эмульсий воды, диспергированной в масле (В/М). Микроэмульсии обычно описывают как эмульсии I, II, III или IV типа по Винзору. Систему или композицию определяют как: Винзор I, если она содержит микроэмульсию в равновесии с избытком масляной фазы; Винзор II, если она содержит микроэмульсию в равновесии с избытком воды; Винзор III, если она содержит микроэмульсию средней фазы в равновесии с избытком воды и избытком масла; и Винзор IV, если она содержит однофазную микроэмульсию без избытка масла или избытка воды. Более подробную информацию о микроэмульсиях и особенно о Винзор IV можно найти в публикации S. Ezrahi, A. Aserin and N. Garti, “Chapter 7: Aggregation Behavior in One-Phase (Winsor IV) Microemulsion Systems”, in P. Kumar and K. L. Mittal, ed., Handbook of Microemulsion Science and Technology, Marcel Dekker, Inc., New York, 1999, pp. 185-246.
В одном аспекте, варианты реализации относятся к композиции для очистки ствола скважины, включающей микроэмульсию. Композиция может быть введена в ствол скважины для вытеснения синтетического и/или масляного бурового раствора и обеспечения чистых и гидрофильных поверхностей обсадной трубы и буровой скважины перед цементированием. Микроэмульсию получают смешиванием растворителя, сорастворителя, гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества, очищающего поверхностно-активного вещества, неионогенного поверхностно-активного вещества, неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества, эмульгирующего поверхностно-активного вещества и воды или солевого раствора. Указанная комбинация предпочтительно образует термодинамически устойчивую, оптически прозрачную, однофазную микроэмульсию типа Винзор IV.
Растворитель предпочтительно выбирают из группы алкиловых сложных эфиров с длиной углеродной цепи от 6 до 18. Сюда входят, но не ограничиваясь этим, метилкаприлат/капрат, метиллаурат, метилмиристат, метилпальмитат, метилолеат, метиловый эфир канолового масла и метиловый эфир соевого масла. Среди них наиболее предпочтительным является метилкаприлат/капрат. Сорастворитель предпочтительно выбирают из группы полиалкиленгликолей, предпочтительно с изначальной биоразлагаемостью. Концентрация растворителя в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 10% и 45% по весу, и более предпочтительно, примерно между 40% и 45% по весу. Концентрация сорастворителя в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 10% и 40% по весу, и более предпочтительно, примерно между 15% и 25% по весу.
Гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество предпочтительно включает алкилполигликозид. Наиболее предпочтительные алкилполигликозиды имеют алкиловые группы с длиной углеродной цепи от около 8 до 10. Концентрация гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 5% и 10% по весу, и более предпочтительно, примерно между 6% и 8% по весу.
Очищающее поверхностно-активное вещество предпочтительно включает алкилсульфат, включая, но не ограничиваясь этим, натриевые, аммониевые, магниевые и аминные соли кокосового сульфата и лаурилсульфата. Среди них наиболее предпочтительным является лаурилсульфат натрия. Концентрация очищающего поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 5% и 20% по весу, и более предпочтительно, примерно между 15% и 20% по весу.
Неионогенное поверхностно-активное вещество предпочтительно включает этоксилат спирта. Наиболее предпочтительными из них являются этоксилаты алкильных спиртов с длиной углеродной цепи от около 9 до 11. Неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество предпочтительно включает алкоксилат спирта, наиболее предпочтительно, содержащий полиэтиленовые группы, полипропиленовые группы или оба типа этих групп. Концентрация неионогенного поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 1% и 10% по весу, предпочтительно составляет между 5% и 8% по весу. Концентрация неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 1% и 5% по весу, и более предпочтительно, примерно между 2,5% и 4,0% по весу.
Эмульгирующее поверхностно-активное вещество предпочтительно включает полисорбат, выбранный из (но не ограничиваясь этим) полиоксиэтилен (20) сорбитан монолаурата, полиоксиэтилен (20) сорбитан монопальмитата, полиоксиэтилен (20) сорбитан моноолеата и полиоксиэтилен (20) сорбитан моностеарата. Предпочтительным масло-солюбилизирующим поверхностно-активным веществом является полиоксиэтилен (20) сорбитан моноолеат. Концентрация эмульгирующего поверхностно-активного вещества в микроэмульсии предпочтительно составляет примерно между 1% и 5% по весу, и более предпочтительно, примерно между 1,5% и 3,0% по весу.
Вода или солевой раствор предпочтительно присутствуют в концентрациях примерно между 1% и 5% по весу, предпочтительно примерно между 2% и 4% по весу.
Композиция для очистки ствола скважины может дополнительно включать жидкость-носитель, такой как (но не ограничиваясь этим) стандартная буферная жидкость или очищающая суспензия на водной основе. В настоящем документе подразумевается, что стандартные буферные жидкости включают также невязкие (ньютоновские) промывочные жидкости и даже воду. Несмотря на разбавленное состояние, микроэмульсии, как ни странно, сохраняют свою целостность, а их очищающая способность не уменьшается. Такие смеси микроэмульсия/жидкость-носитель являются особенно преимущественными с точки зрения логистики.
Специалистам в данной области понятно, что стандартные буферные жидкости на водной основе не являются микроэмульсиями, и они представлены, например, буферными жидкостями MUDPUSHTM производства Schlumberger. Стандартная буферная жидкость на водной основе может быть загущена и утяжелена, или загущена и не утяжелена, или не загущена. Специалистам в данной области понятно также, что очищающие суспензии представляют собой водные суспензии твердых веществ, таких как (но не ограничиваясь этим) портландцемент, и зачастую содержат стандартные цементные добавки, такие как (но не ограничиваясь этим) замедлители схватывания, ускорители схватывания, регуляторы водоотдачи и диспергирующие вещества. Если композицию для очистки ствола скважины вводят в жидкости-носителе (например, буферной жидкости или очищающей суспензии на водной основе), то концентрация микроэмульсии в полученной жидкой смеси предпочтительно составляет примерно между 5 об.% и 20 об.%, более предпочтительно, примерно между 10 об.% и 15 об.%, и наиболее предпочтительно, примерно между 10 об.% и 12 об.%.
Композиция для очистки ствола скважины, жидкость-носитель или эта композиция и эта жидкость могут быть загущены. Не ограничивающие примеры загустителей, применимых для использования в настоящем документе, включают алюминий-фосфатный сложный эфир, четвертичного алкиламмония бентонит, четвертичного алкиламмония монтмориллонит, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину, такую как CLAYTONETM (производства Southern Clay Products, Inc.; Gonzalez, штат Техас, США).
Модификатор реологии на основе тримерной кислоты, такой как RHEFLATTM (производства M-I SWACO, Houston, штат Техас, США) также может быть добавлен к загущенной композиции для очистки ствола скважины для достижения ровного реологического профиля. Не ограничиваясь какой-либо теорией, это соединение предположительно увеличивает нижний предел вязкости и обеспечивает преимущество за счет связывания с тонкодисперсными твердыми веществами, такими как органофильная глина, и утяжеляющими твердыми веществами, такими как карбонат кальция, барит и гематит. Модификатор реологии предпочтительно присутствует в количестве от около 1 до около 5% по весу микроэмульсии.
Плотность композиции для очистки ствола скважины, жидкости-носителя или их обоих также может быть отрегулирована, например, добавлением соответствующей утяжеляющей добавки или легковесного материала. Соответствующие утяжеляющие добавки включают (но не ограничиваясь этим) барит, неорганический цемент, карбонат кальция, гематит, ильменит, тетраоксид магния и диоксид кремния. Соответствующие легковесные материалы включают (но не ограничиваясь этим) керамические микросферы, стеклянные микросферы, гильсонит, юинтаит, уголь и азот. Следует отметить, что в настоящем контексте в качестве утяжеляющих добавок также могут быть использованы утяжеляющие добавки, такие как крупнодисперсный барит, крупнодисперсный карбонат кальция или крупнодисперсный гематит. Неорганические цементы включают, но не ограничиваясь этим, портландцемент, кальциево-алюминатный цемент, известково-кремнеземистые смеси, доменный шлак, зола-унос, цемент Сореля, химически связанные фосфатные керамические материалы и геополимеры.
В следующем аспекте, варианты реализации настоящего изобретения относятся к способу очистки участка ствола скважины перед операцией цементирования, причем в стволе скважины подвешена обсадная труба, а ствол скважины содержит или обработан масляным или синтетическим буровым раствором. Указанный способ включает закачивание описанных композиций для очистки ствола скважины в указанный ствол скважины, обеспечивая посредством этого очистку и гидрофилизацию поверхностей обсадной трубы и буровой скважины. Чистая поверхность обеспечивает превосходное связывание цемента с очищенными поверхностями.
Композиции для очистки ствола скважины по настоящему описанию могут быть закачаны отдельно, перед стандартной буферной жидкостью или очищающей суспензией на водной основе и после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии на водной основе. В настоящем описании очищающие суспензии считаются типом буферной жидкости. Кроме того, как рассмотрено ранее, описанные композиции также являются эффективными при введении в жидкость-носитель, такой как (но не ограничиваясь этим) стандартная буферная жидкость или очищающая суспензия на водной основе. Если описанную в настоящем документе композицию вводят в жидкость-носитель, то концентрация микроэмульсии в полученной жидкой смеси предпочтительно составляет примерно между 5 об.% и 20 об.%, более предпочтительно, примерно между 10 об.% и 15 об.%, и наиболее предпочтительно, примерно между 10 об.% и 12 об.%.
Композиция для очистки ствола скважины, жидкость-носитель или эта композиция и эта жидкость могут быть загущены. Не ограничивающие примеры загустителей, применимых для использования в настоящем документе, включают алюминий-фосфатный сложный эфир, четвертичного алкиламмония бентонит, четвертичного алкиламмония монтмориллонит, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину, такую как CLAYTONETM (производства Southern Clay Products, Inc.; Gonzalez, штат Техас, США).
Модификатор реологии на основе тримерной кислоты, такой как RHEFLATTM (производства M-I SWACO, Houston, штат Техас, США) также может быть добавлен к загущенной композиции для очистки ствола скважины для достижения ровного реологического профиля. Не ограничиваясь какой-либо теорией, это соединение предположительно увеличивает нижний предел вязкости и обеспечивает преимущество за счет связывания с тонкодисперсными твердыми веществами, такими как органофильная глина, и утяжеляющими твердыми веществами, такими как карбонат кальция, барит и гематит. Модификатор реологии предпочтительно присутствует в количестве от около 1 до около 5% по весу микроэмульсии.
Плотность композиции для очистки ствола скважины, жидкости-носителя или их обоих также может быть отрегулирована, например, добавлением соответствующей утяжеляющей добавки или легковесного материала. Соответствующие утяжеляющие добавки включают (но не ограничиваясь этим) барит, неорганический цемент, карбонат кальция, гематит, ильменит, тетраоксид магния и диоксид кремния. Соответствующие легковесные материалы включают (но не ограничиваясь этим) керамические микросферы, стеклянные микросферы, гильсонит, юинтаит, уголь и азот. Следует отметить, что в настоящем контексте в качестве утяжеляющих добавок также могут быть использованы утяжеляющие добавки, такие как крупнодисперсный барит, крупнодисперсный карбонат кальция или крупнодисперсный гематит. Неорганические цементы включают, но не ограничиваясь этим, портландцемент, кальциево-алюминатный цемент, известково-кремнеземистые смеси, доменный шлак, зола-унос, цемент Сореля, химически связанные фосфатные керамические материалы и геополимеры.
В следующем аспекте, варианты реализации настоящего изобретения относятся к способам цементирования подземной скважины, имеющей буровое отверстие. В стволе скважины подвешена обсадная труба, а ствол скважины содержит или обработан масляным или синтетическим буровым раствором. Указанный способ включает (i) обеспечение описанной композиции для очистки ствола скважины, которая включает микроэмульсию, (ii) закачивание указанной композиции в зону между обсадной трубой и стволом скважины, (iii) обеспечение цементного раствора и (iv) закачивание цементного раствора в зону между обсадной трубой и стволом скважины. Композиция для очистки ствола скважины удаляет буровой раствор из зоны между обсадной трубой и стволом скважины, обеспечивая посредством этого чистые и гидрофильные поверхности обсадной трубы и буровой скважины.
Композиция для очистки ствола скважины по настоящему описанию может быть закачана отдельно, перед стандартной буферной жидкостью или очищающей суспензией на водной основе и после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии на водной основе. В настоящем описании очищающие суспензии считаются типом буферной жидкости. Кроме того, как рассмотрено ранее, описанные композиции также являются эффективными при введении в жидкость-носитель, такой как (но не ограничиваясь этим) стандартная буферная жидкость или очищающая суспензия на водной основе. Полученная жидкая смесь может быть закачана в качестве буферной жидкости. Такие смеси особенно выгодны с точки зрения логистики. Если описанную в настоящем документе композицию вводят в жидкость-носитель (например, в буферную жидкость или очищающую суспензию на водной основе), то концентрация микроэмульсии в полученной жидкой смеси предпочтительно составляет примерно между 5 об.% и 20 об.%, более предпочтительно, примерно между 10 об.% и 15 об.%, и наиболее предпочтительно, примерно между 10 об.% и 12 об.%.
Композиция для очистки ствола скважины, жидкость-носитель или эта композиция и эта жидкость могут быть загущены. Не ограничивающие примеры загустителей, применимых для использования в настоящем документе, включают алюминий-фосфатный сложный эфир, четвертичного алкиламмония бентонит, четвертичного алкиламмония монтмориллонит, бентонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину, такую как CLAYTONETM (производства Southern Clay Products, Inc.; Gonzalez, штат Техас, США).
Модификатор реологии на основе тримерной кислоты, такой как RHEFLATTM (производства M-I SWACO, Houston, штат Техас, США) также может быть добавлен к загущенной композиции для очистки ствола скважины для достижения ровного реологического профиля. Не ограничиваясь какой-либо теорией, это соединение предположительно увеличивает нижний предел вязкости и обеспечивает преимущество за счет связывания с тонкодисперсными твердыми веществами, такими как органофильная глина, и утяжеляющими твердыми веществами, такими как карбонат кальция, барит и гематит. Модификатор реологии предпочтительно присутствует в количестве от около 1 до около 5% по весу микроэмульсии.
Плотность композиции для очистки ствола скважины, жидкости-носителя или их обоих также может быть отрегулирована, например, добавлением соответствующей утяжеляющей добавки или легковесного материала. Соответствующие утяжеляющие добавки включают (но не ограничиваясь этим) барит, неорганический цемент, карбонат кальция, гематит, ильменит, тетраоксид магния и диоксид кремния. Соответствующие легковесные материалы включают (но не ограничиваясь этим) керамические микросферы, стеклянные микросферы, гильсонит, юинтаит, уголь и азот. Следует отметить, что в настоящем контексте в качестве утяжеляющих добавок также могут быть использованы утяжеляющие добавки, такие как крупнодисперсный барит, крупнодисперсный карбонат кальция или крупнодисперсный гематит. Неорганические цементы включают, но не ограничиваясь этим, портландцемент, кальциево-алюминатный цемент, известково-кремнеземистые смеси, доменный шлак, зола-унос, цемент Сореля, химически связанные фосфатные керамические материалы и геополимеры.
Предпочтительно, плотность буферной жидкости равна или более плотности SBM/OBM, и равна или менее плотности цементного раствора.
Во всех вариантах реализации, микроэмульсии по настоящему изобретению также могут быть использованы как «химические низковязкие промывочные жидкости», которые, собственно говоря, закачивают водный раствор, содержащий микроэмульсии, описанные в настоящем документе. Указанная операция должна быть выполнена после закачивания бурового раствора, но перед закачиванием стандартной буферной жидкости или очистителя, или она может быть выполнена после закачивания стандартной буферной жидкости или очистителя.
ПРИМЕРЫ
Следующие примеры служат для иллюстрации вариантов реализации.
Подготовка буферной жидкости
Композицию микроэмульсии составили для оптимального удаления синтетического масляного бурового раствора перед операциями первоначального цементирования. Включающая смесь растворителей, поверхностно-активных веществ и воды, полученная микроэмульсия была полупрозрачной жидкостью, с частью растворителя в качестве внешней фазы. В состав микроэмульсии вошли ингредиенты, представленные в Таблице 1.
| Таблица 1 Состав микроэмульсии |
|
| Соединения | Концентрация (вес.%) |
| С6-18 метиловый эфир | 43,24 |
| Полиалкиленгликоль | 21,62 |
| Сорбитан моноолеат 20 | 1,62 |
| Натрия лаурилсульфат | 16,22 |
| С9-11 спирта этоксилат | 5,41 |
| Алкоксилат спирта | 2,70 |
| С8-10 алкил полигликозид | 6,49 |
| Деионизированная вода | 2,70 |
| Итого | 100,0 |
Для следующих примеров микроэмульсию добавили к стандартной буферной жидкости - MUDPUSHTM II производства Schlumberger. Плотность буферной жидкости составила 1,74 кг/л (14,5 фунтов массы/галлон), а состав показан в Таблице 2. Концентрация микроэмульсии в смеси микроэмульсии и буферной жидкости составила 10 об.%.
| Таблица 2 Состав буферной жидкости |
|
| Название | Концентрация |
| Пресная вода | |
| Добавка MUDPUSHTM II | 14,2 г/л (5 фунтов массы/баррель H2O) |
| Антипенный агент полиэтиленгликоль | 0,6 мл/л (0,1 гал/баррель H2O) |
| Микроэмульсия (из Таблицы 1) | 26,3 мл/л (4,2 гал/баррель H2O) |
| Барит | 967 г/л (340,1 фунтов массы/баррель H2O) |
Базовую буферную жидкость (без микроэмульсии или барита) приготовили в смесителе WaringTM, используя 1 л смесительную емкость. Жидкость смешивали в течение 5 минут при 4000 об/мин Базовую жидкость перенесли в 1 л лабораторный стакан, и опустили в жидкость устройство для перемешивания с лопастной крыльчаткой диаметром 5 см. Скорость смешивания меняли от 500 до 600 об/мин так, чтобы она была достаточной для образования воронки в жидкости. К жидкости добавили барит и продолжали перемешивание в течение 30 минут. Затем добавили микроэмульсию и продолжали перемешивание еще 10 минут.
Состав синтетического бурового раствора
Синтетическим буровым раствором, использованным в примерах, был RHELIANTTM производства M-I SWACO, Houston, штат Техас, США. Плотность бурового раствора составила 1,52 кг/л (12,7 фунтов массы/галлон).
Методы испытаний
Испытание гидрофилизации обсадной трубы (CWWT)
Испытание гидрофилизации обсадной трубы использовали для определения эффективности удаления бурового раствора поверхностно-активным веществом. Испытание выполнили на испытательных образцах обсадной трубы размером 4 дюйма на 1 дюйм (10,2 см на 2,54 см). Методика представлена ниже.
Буферную жидкость предварительно нагревали до 150°F (65,5°C) в течение 30 минут и перенесли в чашку ротационного вискозиметра Chan 35 (производства Chandler Engineering, Broken Arrow, штат Оклахома, США).
Испытательный образец обсадной трубы статически погрузили на 10 минут в синтетический масляный буровой раствор плотностью 1,52 кг/л (12,7 фунтов массы/галлон), также предварительно нагретый до 150°F (65,5°C).
Испытательный образец вынули из масляного бурового раствора и очистили выпуклую поверхность испытательного образца бумагой.
Испытательный образец перенесли в чашку вискозиметра, содержащую буферную жидкость. Испытательный образец зафиксировали в чашке, причем покрытая буровым раствором поверхность была направлена в чашку, так чтобы нижние 2/3 образца были погружены в буферную жидкость.
Ротор вискозиметра, без балансира, поместили в буферную жидкость в чашку. Затем ротор эксплуатировали при 100 об/мин в течение 30 минут.
Испытательный образец вынули, и выполнили качественную оценку гидрофилизации. На испытательный образец поместили полоску тефлоновой ленты (поскольку она точно представляет гидрофобную поверхность). На поверхности тефлоновой ленты, на не обработанную гидрофобную часть испытательного образца и на 2/3 испытательного образца, которые были погружены в буферную жидкость, нанесли 20-микролитровую каплю дистиллированной воды. Измерили диаметры капель.
Рассчитали отношение диаметров между каплей на тефлоне (D1) и каплей на обработанной буферной жидкостью поверхности (D2). Затем использовали инструкцию, представленную в Таблице 3, для определения угла контакта и смачиваемости водой.
| Таблица 3 Инструкция для определения угла контакта и смачиваемости водой |
||
| Отношение диаметров, D2/D1 | Угол контакта (градусы) | Смачиваемость водой |
| 1 | 150 | Плохая смачиваемость >90° |
| 1,3 | 90 | 90°< Слабая смачиваемость >30° |
| 2,1 | 30 | Хорошая смачиваемость <30° |
| 2,9 | 15 | |
| 6,5 | 0 | |
Испытание с решеткой
При испытании с решеткой измеряют способность поверхностно-активного вещества удалять загущенный слой бурового раствора при слабой эрозии. Металлическую решетку с 30 отверстиями поместили на закрытый ротор вискозиметра Chan 35. Конструкцию из решетки и ротора взвесили и записали как W1. Конструкцию из решетки и ротора затем закрыли на 10 минут синтетическим масляным буровым раствором плотностью 1,52 кг/л (12,7 фунтов массы/галлон), предварительно нагретым до 150°F (65,5°С). Их вынули, взвесили и записали как W2. Конструкцию из решетки и ротора снова присоединили к вискозиметру и погрузили в буферную жидкость, также предварительно нагретую до 150°F (65,5°С), и вращали при 100 об/мин в течение 30 минут. Затем их вынули, взвесили и записали как W3. Процент удаления бурового раствора (%) рассчитали по следующему уравнению.
Испытание смачиваемости (испытание обратной эмульсии)
Буферную жидкость и буровой раствор кондиционировали при 150°F (65,5°С) в течение 20 минут атмосферных консистометрах. Затем буферную жидкость поместили в нагретую емкость гомогенизатора Уоринга, оснащенного датчиком и измерителем электропроводности. Добавили достаточное количество буферной жидкости, чтобы покрыть образец, и установили измеритель электропроводности на 3,0 мА. Из емкости смесителя удалили буферную жидкость, и в предварительно нагретый гомогенизатор Уоринга поместили 250 мл синтетического масляного бурового раствора (SBM), и встряхивали в течение 2 минут при скорости, достаточной для наблюдения видимой воронки. К SBM медленно добавили буферную жидкость с приращениями 10-20 мл. Наблюдали и записывали значение электропроводности смеси для каждого приращения. Когда общий объем бурового раствора и буферной жидкости достиг 500 мл, удалили 250 мл смеси SBM-буферной жидкости. Оставшиеся 250 мл смеси SBM-буферной жидкости встряхивали в течение 2 минут при 150°F (65,5°С), снова при скорости, достаточной для наблюдения воронки. Затем добавили дополнительное количество буферной жидкости с приращениями 10-20 мл до получения значения 3,0 мА.
Пример 1 - Смачивание обсадной трубы водой
Оценили смачивание водой обсадной трубы, а результаты представили в Таблице 4. Эти результаты показывают, что буферная жидкость, содержащая микроэмульсию, обеспечивает хорошие свойства гидрофилизации (как показано по углам контакта 15° и 23°) при очистке бурового раствора RHELIANTTM с испытательных образцов обсадной трубы.
| Таблица 4 Результаты смачивания обсадной трубы водой |
|
| Буферная жидкость и буровой раствор RHELIANTTM | |
| Капля воды на тефлоне, D1 | 0,6 |
| Капля на обработанной стороне, D2 | 1,7 |
| Отношение диаметров, D2/D1 | 2,83 |
| Результат угла контакта | 16° |
| Результат смачивания водой | Хорошее смачивание |
Пример 2 - очистка решетки
Результаты испытания с решеткой представлены на Фигуре 1, и они показывают эффективность удаления бурового раствора, составляющую около 97% бурового раствора RHELIANTTM. Основная часть урового раствора была удалена в течение около 5 минут.
Пример 4 - Смачиваемость (обратная эмульсия)
Для достижения заданной точки 3 мА с использованием образца бурового раствора RHELIANTTM потребовался объем буферной жидкости около 47%. В соответствии с этим способом, интервал подобрали так, чтобы получить значение 3 мА для неразбавленной буферной жидкости. Затем это значение использовали для буферной жидкости на водной основе, чтобы показать, когда смесь буферная жидкость/буровой раствор стала смачиваться водой. Однако при использовании буферной жидкости с масляной внешней фазой точность этого испытания не была установлена. При осторожном промывании емкости смесителя слабым потоком воды не наблюдали остатка масляной пленки. Результаты показаны на Фигуре 2.
Claims (14)
1. Композиция для очистки ствола скважины, включающая микроэмульсию, которая содержит: растворитель, включающий алкиловый сложный эфир; сорастворитель, включающий полиалкиленгликоль; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество, включающее алкилполигликозид; очищающее поверхностно-активное вещество, включающее алкилсульфат; эмульгирующее поверхностно-активное вещество, включающее полисорбат; неионогенное поверхностно-активное вещество, включающее этоксилат спирта; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество, включающее алкоксилат спирта; и водную жидкость,
причем указанные компоненты содержатся в указанной микроэмульсии в следующих количествах:
10%-45% по весу растворителя;
10%-40% по весу сорастворителя;
5%-10% по весу гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества;
5%-20% по весу очищающего поверхностно-активного вещества;
1%-10% по весу неионогенного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу эмульгирующего поверхностно-активного вещества; и
1%-5% по весу водной жидкости.
причем указанные компоненты содержатся в указанной микроэмульсии в следующих количествах:
10%-45% по весу растворителя;
10%-40% по весу сорастворителя;
5%-10% по весу гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества;
5%-20% по весу очищающего поверхностно-активного вещества;
1%-10% по весу неионогенного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу эмульгирующего поверхностно-активного вещества; и
1%-5% по весу водной жидкости.
2. Композиция по п. 1, дополнительно включающая загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.
3. Композиция по п. 1, дополнительно включающая жидкость-носитель, причем жидкость-носитель включает водную жидкость и загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.
4. Композиция по п. 3, в которой концентрация микроэмульсии в смеси жидкость-носитель/микроэмульсия составляет примерно от 5 об.% до 20 об.%.
5. Способ очистки участка ствола скважины перед операцией цементирования, причем в указанном стволе скважины подвешена обсадная труба, и ствол скважины содержит или был обработан масляным или синтетическим буровым раствором, где указанный способ включает закачивание композиции для очистки ствола скважины в ствол скважины, при этом указанная композиция включает микроэмульсию, где указанная микроэмульсия содержит: растворитель, включающий алкиловый сложный эфир; сорастворитель, включающий полиалкиленгликоль; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество, включающее алкилполигликозид; очищающее поверхностно-активное вещество, включающее алкилсульфат; эмульгирующее поверхностно-активное вещество, включающее полисорбат; неионогенное поверхностно-активное вещество, включающее этоксилат спирта; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество, включающее алкоксилат спирта; и водную жидкость, причем указанные компоненты содержатся в указанной микроэмульсии в следующих количествах:
10%-45% по весу растворителя;
10%-40% по весу сорастворителя;
5%-10% по весу гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества;
5%-20% по весу очищающего поверхностно-активного вещества;
1%-10% по весу неионогенного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу эмульгирующего поверхностно-активного вещества; и
1%-5% по весу водной жидкости.
10%-45% по весу растворителя;
10%-40% по весу сорастворителя;
5%-10% по весу гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества;
5%-20% по весу очищающего поверхностно-активного вещества;
1%-10% по весу неионогенного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу эмульгирующего поверхностно-активного вещества; и
1%-5% по весу водной жидкости.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что указанная композиция дополнительно включает загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.
7. Способ по п. 5, отличающийся тем, что указанную композицию закачивают в ствол скважины отдельно или в разбавленном водой виде, перед стандартной буферной жидкостью или очищающей суспензией, после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии, или ее вводят в жидкость-носитель и закачивают в составе полученной смеси.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что жидкость-носитель включает водную жидкость и загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.
9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что концентрация микроэмульсии в смеси жидкость-носитель/микроэмульсия составляет примерно от 5 об.% до 20 об.%.
10. Способ цементирования подземной буровой скважины, имеющей ствол скважины, где в указанном стволе скважины подвешена обсадная труба, и ствол скважины содержит или был обработан масляным или синтетическим буровым раствором, включающий:
(i) обеспечение композиции для очистки ствола скважины, которая включает микроэмульсию, причем указанная микроэмульсия содержит: растворитель, включающий алкиловый сложный эфир; сорастворитель, включающий полиалкиленгликоль; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество, включающее алкилполигликозид; очищающее поверхностно-активное вещество, включающее алкилсульфат; эмульгирующее поверхностно-активное вещество, включающее полисорбат; неионогенное поверхностно-активное вещество, включающее этоксилат спирта; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество, включающее алкоксилат спирта; и водную жидкость, и при этом указанные компоненты содержатся в указанной микроэмульсии в следующих количествах:
10%-45% по весу растворителя;
10%-40% по весу сорастворителя;
5%-10% по весу гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества;
5%-20% по весу очищающего поверхностно-активного вещества;
1%-10% по весу неионогенного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу эмульгирующего поверхностно-активного вещества; и
1%-5% по весу водной жидкости;
(ii) закачивание указанной композиции в зону между обсадной трубой и стволом скважины;
(iii) обеспечение цементного раствора; и
(iv) закачивание цементного раствора в зону между обсадной трубой и стволом скважины.
(i) обеспечение композиции для очистки ствола скважины, которая включает микроэмульсию, причем указанная микроэмульсия содержит: растворитель, включающий алкиловый сложный эфир; сорастворитель, включающий полиалкиленгликоль; гидрофилизирующее поверхностно-активное вещество, включающее алкилполигликозид; очищающее поверхностно-активное вещество, включающее алкилсульфат; эмульгирующее поверхностно-активное вещество, включающее полисорбат; неионогенное поверхностно-активное вещество, включающее этоксилат спирта; неионогенное вспомогательное поверхностно-активное вещество, включающее алкоксилат спирта; и водную жидкость, и при этом указанные компоненты содержатся в указанной микроэмульсии в следующих количествах:
10%-45% по весу растворителя;
10%-40% по весу сорастворителя;
5%-10% по весу гидрофилизирующего поверхностно-активного вещества;
5%-20% по весу очищающего поверхностно-активного вещества;
1%-10% по весу неионогенного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу неионогенного вспомогательного поверхностно-активного вещества;
1%-5% по весу эмульгирующего поверхностно-активного вещества; и
1%-5% по весу водной жидкости;
(ii) закачивание указанной композиции в зону между обсадной трубой и стволом скважины;
(iii) обеспечение цементного раствора; и
(iv) закачивание цементного раствора в зону между обсадной трубой и стволом скважины.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанная композиция дополнительно включает загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.
12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанную композицию закачивают в ствол скважины в неразбавленном или разбавленном водой виде, перед стандартной буферной жидкостью или очищающей суспензией, после стандартной буферной жидкости или очищающей суспензии, или ее вводят в жидкость-носитель и закачивают в составе полученной смеси.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что жидкость-носитель включает водную жидкость и загуститель, который включает один или несколько членов из группы, включающей: алюминий-фосфатный сложный эфир, бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-бентонит, (четвертичный алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганический цемент, ксантановую камедь, желатин, пектин, производные целлюлозы, гуммиарабик, гуаровую камедь, камедь плодов рожкового дерева, камедь тары, камедь кассии, агар, н-октенил-сукцинат крахмал, пористый крахмал, альгинаты, каррагинаты, хитозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь и органофильную глину.
14. Способ по п. 12, отличающийся тем, что концентрация микроэмульсии в смеси жидкость-носитель/микроэмульсия составляет примерно от 5 об.% до 20 об.%.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/071,867 | 2011-03-25 | ||
| US13/071,867 US8763705B2 (en) | 2011-03-25 | 2011-03-25 | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
| PCT/EP2012/054958 WO2012130678A1 (en) | 2011-03-25 | 2012-03-21 | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013147595A RU2013147595A (ru) | 2015-04-27 |
| RU2556557C2 true RU2556557C2 (ru) | 2015-07-10 |
Family
ID=45878946
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013147595/03A RU2556557C2 (ru) | 2011-03-25 | 2012-03-21 | Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8763705B2 (ru) |
| CN (1) | CN103492525B (ru) |
| BR (1) | BR112013024466A2 (ru) |
| GB (1) | GB2503403B (ru) |
| MX (1) | MX2013011066A (ru) |
| RU (1) | RU2556557C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012130678A1 (ru) |
Families Citing this family (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9222013B1 (en) | 2008-11-13 | 2015-12-29 | Cesi Chemical, Inc. | Water-in-oil microemulsions for oilfield applications |
| US20130244913A1 (en) * | 2012-03-13 | 2013-09-19 | L. Jack Maberry | Composition and method of converting a fluid from oil external to water external for cleaning a wellbore |
| US20130292121A1 (en) | 2012-04-15 | 2013-11-07 | Cesi Chemical, Inc. | Surfactant formulations for foam flooding |
| US9200192B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-01 | Cesi Chemical, Inc. | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US11407930B2 (en) | 2012-05-08 | 2022-08-09 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US9663702B2 (en) * | 2012-08-30 | 2017-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion transition fluid containing calcium aluminate cement |
| US20140096969A1 (en) * | 2012-10-04 | 2014-04-10 | Syed Afaq Ali | Compositions and methods for preventing emulsion formation |
| CN102888215B (zh) * | 2012-10-30 | 2014-11-12 | 蒋官澄 | 一种油基钻井液含油钻屑除油剂及制备方法 |
| US10053619B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-21 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US10590332B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US10717919B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10421707B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-09-24 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US10287483B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-05-14 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol |
| US9428683B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-30 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US9321955B2 (en) | 2013-06-14 | 2016-04-26 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US10941106B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-03-09 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
| US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9884988B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-02-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US11254856B2 (en) | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10577531B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-03 | Flotek Chemistry, Llc | Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells |
| US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9068108B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-06-30 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| CN103305199B (zh) * | 2013-04-03 | 2018-05-04 | 中国石油大学(华东) | 一种用于解除注水井污油堵塞的活性溶剂 |
| US9528365B2 (en) * | 2013-06-03 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatuses and methods for testing wellbore fluids |
| AU2013400729A1 (en) | 2013-09-19 | 2016-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-in-water stable, emulsified spacer fluids |
| US9890624B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material |
| US9890625B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material |
| US9505970B2 (en) | 2014-05-14 | 2016-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| CA2898770C (en) | 2014-07-28 | 2019-05-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells |
| CN104194759B (zh) * | 2014-09-23 | 2017-03-15 | 甘肃黑马石化工程有限公司 | 油田采油地层中性解堵剂组合物及其制备方法 |
| CN104449621B (zh) * | 2014-12-18 | 2017-06-06 | 中国石油大学(华东) | 一种高效固井冲洗液体系 |
| CN105001841B (zh) * | 2015-07-07 | 2017-12-05 | 西南石油大学 | 提高油基钻井液固井质量的乳化冲洗隔离液及其制备方法 |
| CN105131924B (zh) * | 2015-08-18 | 2017-11-28 | 任丘市奥源石油科技有限公司 | 自发泡洗井液用增粘剂及洗井液配置剂及洗井液 |
| US20180346789A1 (en) * | 2015-11-12 | 2018-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore |
| CN106398674B (zh) * | 2016-08-31 | 2019-02-15 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种井眼清扫液配制方法 |
| US10266745B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-04-23 | Saudi Arabian Oil Company | Anti-bit balling drilling fluids, and methods of making and use thereof |
| IT201700017880A1 (it) | 2017-02-17 | 2018-08-17 | Lamberti Spa | Procedimento per la pulizia di pozzi per l’estrazione di petrolio e gas |
| CN107057671B (zh) * | 2017-05-26 | 2019-09-27 | 山东大学 | 一种具有自修复能力的油包水乳液界面封隔体系、其制备方法及油水分离工艺与应用 |
| US10934472B2 (en) | 2017-08-18 | 2021-03-02 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods |
| WO2019108971A1 (en) | 2017-12-01 | 2019-06-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| CN108893100B (zh) * | 2018-08-22 | 2019-07-05 | 石家庄华莱鼎盛科技有限公司 | 钻井液用润滑抑制剂纳米酯基水合物及其制备方法 |
| CN111117585A (zh) * | 2018-10-30 | 2020-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 驱油用防吸附表面活性剂及其制备方法 |
| US11028311B2 (en) | 2019-04-26 | 2021-06-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Methods of cementing a wellbore |
| CN110452673A (zh) * | 2019-08-16 | 2019-11-15 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种适合油基钻井液环境下使用的高效驱油清洗液 |
| US11104843B2 (en) | 2019-10-10 | 2021-08-31 | Flotek Chemistry, Llc | Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency |
| US11242479B2 (en) | 2020-02-14 | 2022-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geopolymer cement for use in subterranean operations |
| US11332654B2 (en) * | 2020-02-14 | 2022-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well bore spacer and efficiency fluids comprising geopolymers |
| US11162015B2 (en) | 2020-02-14 | 2021-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geopolymer formulations for mitigating losses |
| US11512243B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2249682C2 (ru) * | 1999-09-24 | 2005-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Способ улучшения проницаемости подземной нефтеносной формации |
| WO2006124826A1 (en) * | 2005-05-13 | 2006-11-23 | Baker Hughes Incorporated | Clean up additive for viscoelastic surfactant based fluids |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5830831A (en) | 1995-05-11 | 1998-11-03 | Atlantic Richfield Company | Surfactant blends for well operations |
| US5904208A (en) | 1998-01-21 | 1999-05-18 | Deep South Chemical | Method of cleaning a well bore prior to cementing |
| US5874386A (en) | 1998-02-13 | 1999-02-23 | Atlantic Richfield Company | Method for cleaning drilling fluid solids from a wellbore using a surfactant composition |
| US6534449B1 (en) | 1999-05-27 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corp. | Removal of wellbore residues |
| GB9915214D0 (en) | 1999-06-29 | 1999-09-01 | Bp Exploration Operating | Microemulsions |
| US6283213B1 (en) | 1999-08-12 | 2001-09-04 | Atlantic Richfield Company | Tandem spacer fluid system and method for positioning a cement slurry in a wellbore annulus |
| WO2003074833A2 (en) * | 2002-03-01 | 2003-09-12 | Cesi Chemical, A Flotek Company | Composition and process for well cleaning |
| US20080287324A1 (en) | 2002-03-01 | 2008-11-20 | Cesi Chemical, Inc., A Flotek Company | Process for well cleaning |
| US7481273B2 (en) | 2004-09-02 | 2009-01-27 | Bj Services Company | Method of using water-in-oil emulsion to remove oil base or synthetic oil base filter cake |
| WO2006029019A2 (en) | 2004-09-03 | 2006-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing an invert emulsion filter cake after the drilling process using a single phase microemulsion |
| US7392844B2 (en) | 2004-11-10 | 2008-07-01 | Bj Services Company | Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system |
| GB0424933D0 (en) | 2004-11-12 | 2004-12-15 | Surfactant Technologies Ltd | A surfactant system |
| GB0507507D0 (en) | 2005-04-14 | 2005-05-18 | Surfactant Technologies Ltd | A surfactant system |
| US7318477B2 (en) | 2005-05-10 | 2008-01-15 | Akzo Nobel N.V. | Method and composition for cleaning a well bore prior to cementing |
| WO2007011475A1 (en) | 2005-07-15 | 2007-01-25 | Albemarle Corporation | Middle phase micro emulsions and process of making and using the same |
| WO2007121056A1 (en) | 2006-04-11 | 2007-10-25 | Baker Hughes Incorporated | Use of glycols and polyols to stabilize viscoelastic surfactant gelled fluids |
| US8871695B2 (en) | 2007-04-25 | 2014-10-28 | Baker Hughes Incorporated | In situ microemulsions used as spacer fluids |
| US8357639B2 (en) | 2007-07-03 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Nanoemulsions |
| US8091646B2 (en) | 2007-07-03 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Single phase microemulsions and in situ microemulsions for cleaning formation damage |
| US20090137432A1 (en) | 2007-11-28 | 2009-05-28 | Sullivan Philp F | pH Sensitive Emulsion System |
| US7989404B2 (en) | 2008-02-11 | 2011-08-02 | Clearwater International, Llc | Compositions and methods for gas well treatment |
| US8415279B2 (en) * | 2008-04-22 | 2013-04-09 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsions used as spacer fluids |
| US7893010B2 (en) | 2008-05-08 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for fluid recovery from well |
| US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| US8517100B2 (en) * | 2010-05-12 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
-
2011
- 2011-03-25 US US13/071,867 patent/US8763705B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-03-21 MX MX2013011066A patent/MX2013011066A/es active IP Right Grant
- 2012-03-21 WO PCT/EP2012/054958 patent/WO2012130678A1/en active Application Filing
- 2012-03-21 RU RU2013147595/03A patent/RU2556557C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-03-21 CN CN201280018014.5A patent/CN103492525B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-03-21 BR BR112013024466A patent/BR112013024466A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-03-21 GB GB1318600.2A patent/GB2503403B/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2249682C2 (ru) * | 1999-09-24 | 2005-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Способ улучшения проницаемости подземной нефтеносной формации |
| WO2006124826A1 (en) * | 2005-05-13 | 2006-11-23 | Baker Hughes Incorporated | Clean up additive for viscoelastic surfactant based fluids |
| RU2007145931A (ru) * | 2005-05-13 | 2010-01-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Очищающая добавка для жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Норман Дж. Хайн, Геология, разведка, бурение и добыча нефти, Олимп бизнес, Москва, 2004, с.388-389. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112013024466A2 (pt) | 2019-09-24 |
| CN103492525A (zh) | 2014-01-01 |
| US20120241155A1 (en) | 2012-09-27 |
| CN103492525B (zh) | 2016-11-16 |
| WO2012130678A1 (en) | 2012-10-04 |
| RU2013147595A (ru) | 2015-04-27 |
| GB201318600D0 (en) | 2013-12-04 |
| GB2503403A (en) | 2013-12-25 |
| GB2503403B (en) | 2016-09-14 |
| MX2013011066A (es) | 2014-01-31 |
| US8763705B2 (en) | 2014-07-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2556557C2 (ru) | Композиции и способы очистки ствола скважины перед цементированием | |
| EP2553043A1 (en) | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing | |
| US9884985B2 (en) | Cement oil-based mud spacer formulation | |
| US8415279B2 (en) | Microemulsions used as spacer fluids | |
| US8871695B2 (en) | In situ microemulsions used as spacer fluids | |
| US8459356B2 (en) | Cement composition containing a substituted ethoxylated phenol surfactant for use in an oil-contaminated well | |
| US20160060500A1 (en) | Composition and Methods for Completing Subterranean Wells | |
| US20150240142A1 (en) | Compositions and Methods for Completing Subterranean Wells | |
| CN107474814A (zh) | 一种乳液型油基泥浆清洗液及其制备方法 | |
| US11091686B2 (en) | Compositions and methods for completing subterranean wells | |
| Mansour et al. | An experimental study on examining the outcome of including surfactant to cement spacer design on mud removal efficiency and bonding of cement with formation | |
| CN107267131B (zh) | 一种油基钻井液固井用冲洗液及其资源再利用方法及应用 | |
| Mansour et al. | Investigating Effects of Adding Surfactant to Cement Spacer on Mud Removal Performance and Cement Bond with Formation-An Experimental Study | |
| Mahmud et al. | Effect of sodium carbonate and bicarbonate contamination on the rheological properties of water based mud | |
| WO2016018752A1 (en) | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing | |
| US20230257643A1 (en) | Surfactant Package and Methods of Making and Using Same | |
| AU2011201846B2 (en) | Microemulsions used as spacer fluids | |
| Ma et al. | Development and Application of Flushing Fluid Used for Shale Gas and Tight Gas | |
| GB2390861A (en) | Solution of ethoxylated propoxylated alcohol used in downhole cementing operations | |
| US20160060502A1 (en) | Compositions and Methods for Completing Subterranean Wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180322 |