RU2605469C2 - Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения - Google Patents
Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2605469C2 RU2605469C2 RU2014114388/03A RU2014114388A RU2605469C2 RU 2605469 C2 RU2605469 C2 RU 2605469C2 RU 2014114388/03 A RU2014114388/03 A RU 2014114388/03A RU 2014114388 A RU2014114388 A RU 2014114388A RU 2605469 C2 RU2605469 C2 RU 2605469C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- fluid
- acid
- fatty acid
- functional polymer
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 4
- 229920001002 functional polymer Polymers 0.000 claims abstract description 38
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 37
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 37
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 37
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 28
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 19
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 59
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims description 36
- KYXHKHDZJSDWEF-LHLOQNFPSA-N CCCCCCC1=C(CCCCCC)C(\C=C\CCCCCCCC(O)=O)C(CCCCCCCC(O)=O)CC1 Chemical compound CCCCCCC1=C(CCCCCC)C(\C=C\CCCCCCCC(O)=O)C(CCCCCCCC(O)=O)CC1 KYXHKHDZJSDWEF-LHLOQNFPSA-N 0.000 claims description 30
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 claims description 24
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims description 24
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 22
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 21
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 18
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 11
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 7
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 6
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N (9Z,12Z)-9,10,12,13-tetratritiooctadeca-9,12-dienoic acid Chemical compound C(CCCCCCC\C(=C(/C\C(=C(/CCCCC)\[3H])\[3H])\[3H])\[3H])(=O)O OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N 0.000 claims description 4
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000019485 Safflower oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000019486 Sunflower oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 claims description 4
- DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N alpha-linolenic acid Chemical compound CC\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O DTOSIQBPPRVQHS-PDBXOOCHSA-N 0.000 claims description 4
- 235000020661 alpha-linolenic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000000828 canola oil Substances 0.000 claims description 4
- 235000019519 canola oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 claims description 4
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000005687 corn oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000002285 corn oil Substances 0.000 claims description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 4
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 4
- OYHQOLUKZRVURQ-AVQMFFATSA-N linoelaidic acid Chemical compound CCCCC\C=C\C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-AVQMFFATSA-N 0.000 claims description 4
- 229960004488 linolenic acid Drugs 0.000 claims description 4
- KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N linolenic acid Natural products CC=CCCC=CCC=CCCCCCCCC(O)=O KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 4
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004006 olive oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000003346 palm kernel oil Substances 0.000 claims description 4
- 235000019865 palm kernel oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 4
- 235000005713 safflower oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000003813 safflower oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 claims description 4
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000002600 sunflower oil Substances 0.000 claims description 4
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 claims description 3
- ZMKDEQUXYDZSNN-UHFFFAOYSA-N linolelaidic acid Natural products CCCCCCCCC=CCC=CCCCCC(O)=O ZMKDEQUXYDZSNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 6
- 229920013620 Pliolite Polymers 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 4
- -1 for example Substances 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- WSNMPAVSZJSIMT-UHFFFAOYSA-N COc1c(C)c2COC(=O)c2c(O)c1CC(O)C1(C)CCC(=O)O1 Chemical compound COc1c(C)c2COC(=O)c2c(O)c1CC(O)C1(C)CCC(=O)O1 WSNMPAVSZJSIMT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 2
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 2
- 150000008064 anhydrides Chemical group 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- CCCMONHAUSKTEQ-UHFFFAOYSA-N octadec-1-ene Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCC=C CCCMONHAUSKTEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000008390 olive oil Nutrition 0.000 description 2
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 2
- 0 C*C(*)CC1C2([C@](C)[C@]2C)[C@](O)OC1O Chemical compound C*C(*)CC1C2([C@](C)[C@]2C)[C@](O)OC1O 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G61/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
- C08G61/02—Macromolecular compounds containing only carbon atoms in the main chain of the macromolecule, e.g. polyxylylenes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- 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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
- C08G2261/10—Definition of the polymer structure
- C08G2261/12—Copolymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
- C08G2261/30—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain
- C08G2261/32—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating heteroaromatic structural elements in the main chain
- C08G2261/322—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating heteroaromatic structural elements in the main chain non-condensed
- C08G2261/3222—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating heteroaromatic structural elements in the main chain non-condensed containing one or more oxygen atoms as the only heteroatom, e.g. furan
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
- C08G2261/30—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain
- C08G2261/33—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating non-aromatic structural elements in the main chain
- C08G2261/332—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating non-aromatic structural elements in the main chain containing only carbon atoms
- C08G2261/3327—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating non-aromatic structural elements in the main chain containing only carbon atoms alkene-based
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
- C08G2261/70—Post-treatment
- C08G2261/72—Derivatisation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/14—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using liquids and gases, e.g. foams
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания ствола скважины. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты. Способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, где указанная жидкость содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности снижения потери жидкостей для обслуживания ствола скважины. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 4 табл.
.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания ствола скважины. В частности, настоящее изобретение относится к неводным жидкостям для обслуживания ствола скважины.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Как правило, подземные отложения природных ресурсов, таких как газ, вода и сырая нефть, извлекают путем бурения скважин для вскрытия подземных формаций или зон, содержащих такие залежи. Различные жидкости используют при бурении скважин и подготовки скважины и прилегающей подземной формации для извлечения из нее материала. Например, буровой раствор или шлам обычно циркулирует через ствол скважины, поскольку его используют с целью охлаждения бура, удержания отложений в их соответствующих формациях в ходе процесса бурения и поднятия выбуренной породы на поверхность.
[0003] Одна из трудностей при извлечении природных ресурсов из подземных формаций заключается в проницаемости формации, в которой эти месторождения находятся. В частности, в связи с наличием проницаемых зон, могут наблюдаться потери по меньшей мере части жидкостей, вводимых в подземную формацию в ходе обслуживания скважины, в проницаемых зонах пласта. Потеря указанных жидкостей для обслуживания ствола скважины в подземной формации может вызывать множество проблем, таких как затраты на восполнение потерянных жидкостей для обслуживания ствола скважины; воздействие жидкостей для обслуживания ствола скважины на формацию, окружающую скважину; и потенциальная утрата функции вследствие присутствия количества жидкости в скважине меньшего, чем необходимо для процесса. Следовательно, по-прежнему существует потребность в материалах для снижения потери жидкостей для обслуживания ствола скважины в окружающей формации.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0004] В настоящем изобретении описана неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, причем добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.
[0005] Также в настоящем документе описан способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, причем указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0006] В настоящем документе описаны жидкости для обслуживания ствола скважины, содержащие добавку для снижения водоотдачи (FLA), причем указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) олигомерной жирной кислоты и (ii) функционального полимера. В настоящем документе «жидкость для обслуживания ствола скважины» (WSF) относится к жидкости, которую можно использовать для подготовки скважины или подземной формации, пронизанной скважиной, для извлечения материала из формации, для размещения материала в формации, или того и другого. Таким образом, WSF может служит в качестве, например, буровой жидкости, жидкости для ремонта скважин, жидкости для гидроразрыва или вытесняющей жидкости. В одном из вариантов реализации WSF представляет собой буровую жидкость, например, неводную буровую жидкость. Следует понимать, что «подземная формация» охватывает как области ниже открытой земли, так и области ниже земли, покрытой водой, например, морской или океанической водой. WSF, описанные в настоящем документе, могут демонстрировать сниженную водооотдачу при введении в ствол скважины.
[0007] В одном из вариантов реализации FLA содержит продукт взаимодействия функционального полимера. В настоящем документе функциональный полимер относится к полимеру, содержащему функциональные группы, которые могут выступать в качестве места присоединения олигомерной жирной кислоты к скелету функционального полимера. В одном из вариантов реализации любой функциональный полимер, содержащий функциональные группы, которые могут выступать в качестве места присоединения олигомерной жирной кислоты к скелету функционального полимера, подходит для использования в настоящем изобретении. В одном из вариантов реализации указанный функциональный полимер представляет собой сополимер одного или более альфа-олефиновых мономеров и ангидрида кислоты; в качестве альтернативы, указанный функциональный полимер представляет собой сополимер одного или более виниловых мономеров и ангидрида кислоты; в качестве альтернативы, указанный функциональный полимер представляет собой сополимер малеинового ангидрида. Настоящее изобретение будут описано в отношении применения сополимера малеинового ангидрида в качестве указанного функционального полимера, однако следует понимать, что другие функциональные полимеры этого типа, описанные в настоящем документе, также подходят для использования в настоящем изобретении.
[0008] В одном из вариантов реализации функциональный полимер, подходящий для использования в настоящем изобретении, имеет среднюю молекулярную массу от около 10000 Дальтон до около 500000 Дальтон; альтернативно, от около 40000 Дальтон до около 450000 Дальтон, или, альтернативно, от около 50000 Дальтон до около 400000 Дальтон. В одном из вариантов реализации указанный функциональный полимер представляет собой сополимер малеинового ангидрида, который имеет содержание малеинового ангидрида от около 10% до около 90% от общей массы полимера; альтернативно, от около 25% до около 75%; или около 50%. Неограничивающие примеры сополимеров малеинового ангидрида, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают сополимер полистирола и малеинового ангидрида (в общем представлен структурой I), сополимер полиэтилена и малеинового ангидрида (в общем представлен структурой II), сополимер поли-1-октадецена и малеинового ангидрида (в общем представлен структурой III), или их комбинации. На Структуре I, Структуре II, и Структуре III, x, y, m или n могут принимать любые значения, обеспечивающие молекулярную массу сополимера в пределах описанных диапазонов. Например, x, y, m или n могут составлять от около 50 до около 5000; альтернативно, от около 500 до около 4500, или, альтернативно, от около 1000 до около 4000.
[0009] В одном из вариантов реализации, FLA содержит продукт взаимодействия олигомерной жирной кислоты, альтернативно димерной кислоты. В настоящем документе термин димерная кислота является синонимом термина двухосновная кислота и относится к продукту олигомерной жирной кислоты, полученному в результате самоконденсации двух ненасыщенных жирных кислот. В одном из вариантов реализации указанные две ненасыщенные жирные кислоты, участвующие в самоконденсации с образованием димерной кислоты, являются одинаковыми; альтернативно, указанные две ненасыщенные жирные кислоты, участвующие в самоконденсации с образованием димерной кислоты, являются разными.
[0010] В одном из вариантов реализации, каждая ненасыщенная жирная кислота, участвующая в реакции самоконденсации, содержит любое количество атомов углерода. Альтернативно, ненасыщенные жирные кислоты, подходящие для использования в настоящем изобретении, после самоконденсации приводят к получению продукта - олигомерной жирной кислоты, который находится в жидком виде или способен легко солюбилизироваться. В настоящем документе «легко солюбилизироваться» относится к способности олигомерной жирной кислоты солюбилизироваться в органической среде, совместимой с указанным функциональным полимером, предназначенным для модификации. В одном из вариантов реализации ненасыщенная жирная кислота содержит С12-С24 ненасыщенную жирную кислоту; альтернативно, С14-С22 ненасыщенную жирную кислоту, или, альтернативно, С14-С18 ненасыщенную жирную кислоту. В одном из вариантов реализации, ненасыщенная жирная кислота содержит С14-18 ненасыщенную жирную кислоту.
[0011] Ненасыщенные жирные кислоты, используемые для образования димерной кислоты, могут быть получены из любого подходящего источника. В одном из вариантов реализации указанные ненасыщенные жирные кислоты, используемые для получения димерной кислоты, представляют собой С14-С18 ненасыщенные жирные кислоты, полученные из таллового масла; например, жирные кислоты таллового масла, такие как абиетиновые кислоты и/или пимаровые кислоты. Согласно альтернативному варианту реализации С14-С18 ненасыщенные жирные кислоты, используемые для получения димерной кислоты, включают, без ограничения, линолевую кислоту, линолелаидиновую кислоту, линоленовую кислоту или их комбинации. С14-С18 ненасыщенные жирные кислоты могут быть получены из растительных масел, например, соевого масла, кукурузного масла, подсолнечного масла или рапсового масла. Другие растительные масла, которые могут обеспечить ненасыщенные жирные кислоты, которые можно использовать для получения димерных кислот согласно настоящему изобретению, включают, без ограничения, каноловое масло, сафлоровое масло, масло куфеи, кокосовое масло, косточковое пальмовое масло, оливковое масло или их комбинации.
[0012] В одном из вариантов реализации димерная кислота типа, описанного в настоящем документе, может быть получена путем приведения первой С14-С18 ненасыщенной жирной кислоты в контакт со второй С14-С18 ненасыщенной жирной кислотой в условиях, подходящих для самоконденсации первой и второй ненасыщенных жирных кислот и образования продукта, представляющего собой олигомерную жирную кислоту. Реакцию можно проводить в присутствии катализатора или системы катализаторов. Любой катализатор или система катализаторов, совместимая с компонентами реакции, описанными в настоящем документе, могут быть использованы. В одном из вариантов реализации указанный катализатор представляет собой глину и присутствует в количестве, достаточном для катализа получения продукта, представляющего собой олигомерную жирную кислоту. В настоящем документе термин «глина» относится к группе породообразующего водного алюмосиликата. В одном из вариантов реализации указанную реакцию получения димерной кислоты проводят в присутствии монтмориллонита, который выступает в качестве катализатора в указанной реакции.
[0013] Специалистам в данной области техники будет понятно, что различные особенности продукта взаимодействия, такие как выход олигомерной жирной кислоты и степень олигомеризации ненасыщенных жирных кислот, будут зависеть от различных условий реакции, таких как соотношении первой С14-С18 ненасыщенной жирной кислоты ко второй С14-С18 ненасыщенной жирной кислоте, природы С14-С18 ненасыщенных жирных кислот, температуры реакции и времени реакции. Полагают, что специалист в данной области техники с помощью настоящего описания сможет изменять условия реакции образования димерной кислоты с учетом одной или более потребностей пользователя и/или процесса.
[0014] В одном из вариантов реализации способ получения FLA включает приведение в контакт сополимер малеинового ангидрида и димерной кислоты, оба типа которых описаны в настоящем документе, с получением реакционной смеси; воздействие на указанную реакционную смесь условиями, подходящими для получения продукта взаимодействия, и извлечение указанного продукт взаимодействия.
[0015] В одном из вариантов реализации указанный сополимер малеинового ангидрида присутствует в реакционной смеси в количестве, составляющем от около 20% до около 80% от массы реакционной смеси, а указанная димерная кислота присутствует в количестве, составляющем от около 80% до около 20% от массы реакционной смеси. Альтернативно, указанный сополимер малеинового ангидрида присутствует в реакционной смеси в количестве, составляющем от около 40% до около 60% от массы реакционной смеси а димерная кислота присутствует в количестве, составляющем от около 60% до около 40% от массы реакционной смеси. Альтернативно, указанный сополимер малеинового ангидрида присутствует в реакционной смеси в количестве, составляющем около 50% от массы реакционной смеси, а указанная димерная кислота присутствует в количестве, составляющем около 50% от массы реакционной смеси. В одном из вариантов реализации соотношение сополимера малеинового ангидрида к димерной кислоте может составлять от около 1:4 до около 4:1; альтернативно - от около 3:2 до около 2:3, или альтернативно - около 1:1. Условия реакции, подходящие для получения продукта взаимодействия из реакционной смеси, содержащей описанные количества сополимера малеинового ангидрида и димерной кислоты, представляют собой температуру от около 100°C до около 225°C, альтернативно - от около 150°C до около 200°C, или альтернативно - от около 170°C до около 190°C в течение периода времени от около 1 часа до около 6 часов, альтернативно - от около 2 часов до около 5 часов, или альтернативно -от около 3 часов до около 4 часов.
[0016] Не будучи связанными теорией, полагают, что условия реакции, описанные в настоящем документе, приводят к получению продукта взаимодействия, в котором димерная кислота привита на скелет указанного сополимера малеинового ангидрида по функциональным группам (например, ангидридным фрагментам малеиновой кислоты) полимера, которые выступают в качестве места присоединения. Хотя конкретная структура продукта взаимодействия подлежит дальнейшему изучению, полагают, что продукт взаимодействия содержит продукт конденсации димерной кислоты и сополимера малеинового ангидрида, где происходит раскрытие ангидридных колец указанного функционального полимера и их ковалентное связывание с димерной кислотой. Согласно некоторым вариантам реализации продукт взаимодействия димерной кислоты и функционального сополимера малеинового ангидрида, приведенных в контакт в условиях, описанных в настоящем документе, содержит алифатический ангидрид, полученный в результате раскрытия кольца ангидридных функциональных групп, присутствующих в указанном функциональном полимере. Специалисту в данной области техники будет понятно, что выбор альтернативных условий реакции может привести к образованию различных продуктов взаимодействия, которые могут проявлять особые свойства FLA типа, описанного в настоящем документе. Таким образом, степень присутствия алифатического ангидрида в указанном продукте взаимодействия может варьироваться, и полагают, что FLA содержит продукт взаимодействия димерной кислоты и функционального полимера, полученный в результате взаимодействия в описанных условиях, независимо от природы или структуры полученного продукта(-ов) взаимодействия.
[0017] Согласно некоторым вариантам реализации способ получения FLA типа, описанного в настоящем документе, дополнительно включает отделение составляющих продукта взаимодействия димерной кислоты и сополимера малеинового ангидрида и оценку способности указанных составляющих продукта взаимодействия действовать в качестве добавки для снижения водоотдачи. Согласно такому варианту реализации указанные составляющие продукта взаимодействия можно разделять с использованием любого подходящего метода, и степень очистки отдельных составляющих продукта взаимодействия может варьироваться. Согласно некоторым вариантам реализации один или более отдельных составляющих продукта взаимодействия характеризуют как FLA, имеющие способность ингибировать потерю жидкости для обслуживания ствола скважины в формацию.
[0018] В одном из вариантов реализации, WSF представляет собой неводную WSF. В настоящем документе неводная WSF включает жидкости, состоящие полностью или по существу из неводных жидкостей и/или обратных эмульсий, причем указанная непрерывная фаза представляет собой неводную жидкость. В одном из вариантов реализации неводная WSF содержит менее около 30%, 25%, 20%, 16%, 10% или 1% воды от массы WSF. Альтернативно, после учета других компонентов композиции жидкости композиция WSF может содержать неводную жидкость по остатку.
[0019] В одном из вариантов реализации WSF содержит маслянистую жидкость. Альтернативно, WSF после учета других компонентов композиции жидкости может состоять по существу из маслянистой жидкости. Альтернативно, WSF после учета других компонентов композиции жидкости может состоять из маслянистой жидкости. В настоящем документе маслянистые жидкости относятся к жидкостям, по существу не содержащим водный компонент. Примеры маслянистых жидкостей, подходящих для использования в WSF, включают, без ограничения, углеводороды, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, нефтяное топливо, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные или их комбинации.
[0020] В одном из вариантов реализации WSF представляет собой буровой шлам (раствор) на нефтяной основе. Согласно некоторым вариантам реализации WSF может содержать дополнительные добавки, которые считают подходящими для улучшения свойств жидкости. Такие добавки могут изменяться в зависимости от предполагаемого использования жидкости в скважине. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются ими, утяжелители, стекловолокна, углеродные волокна, суспендирующие агенты, кондиционирующие агенты, диспергаторы, смягчители воды, ингибиторы окисления и коррозии, бактерициды, разбавители и их комбинации. Эти добавки могут быть введены отдельно или в комбинации с использованием любой подходящей методики и в количествах, эффективных для получения желаемых улучшений в свойствах жидкости.
[0021] В одном из вариантов реализации FLA присутствует в WSF в количестве от около 0,3 процента по массе (мас.%) от общей массы WSF до около 10 мас.%, альтернативно от около 0,4 мас.% до около 8 мас.%, или альтернативно - от около 0,6 мас.% до около 5 мас.%.
[0022] WSF, содержащую FLA, можно использовать при любой подходящей эксплуатации месторождения нефти. В частности, WSF, содержащую FLA, можно вносить в скважину и использовать для обслуживания скважины в соответствии с соответствующими процедурами. Например, когда предполагаемое использование WSF представляет собой использование в качестве буровой жидкости, указанную жидкость можно направить вниз через полую буровую штангу и вывести через присоединенное к ней буровое долото при вращении буровой штанги, и таким образом бурить скважину. Буровой раствор можно вывести на поверхность по циркулирующему повторяющемуся пути, например, путем отложения отфильтрованного осадка на стенках скважины и непрерывного выведения выбуренной породы на поверхность. FLA можно добавлять в WSF до введения жидкости внутрь скважины в однопоточном варианте реализации. Альтернативно, FLA можно смешивать с другими компонентами WSF во время введения в скважину, например, в двухпоточном процессе, причем один поток содержит FLA, а второй поток содержит другие компоненты WSF. В одном из вариантов реализации WSF, содержащую FLA, получают в месте расположения скважины. Например, FLA можно смешивать с другими компонентами WSF и затем вносить внутрь скважины. Альтернативно, WSF, содержащую FLA, получают за пределами площадки и транспортируют к месту использования до введения внутрь скважины.
[0023] В одном из вариантов реализации WSF, содержащая буровой раствор на нефтяной основе и FLA типа, описанного в настоящем документе, приводит к снижению водоотдачи WSF, причем водоотдача может быть определена с использованием высокотемпературного теста под высоким давлением для определения водоотдачи (НТНР), проводимого в соответствии с Specification for Drilling Fluids Materials, ANSI/API Specification 13A, Eighteenth Edition, February 2010. В одном из вариантов реализации WSF, содержащая FLA, описанную в настоящем документе, может проявлять снижение водоотдачи более чем на около 40%, альтернативно - более чем на около 75%, или альтернативно - более чем на около 85% при температурах от около 200°F до около 375°F, альтернативно - от около 250°F до около 325°F, или альтернативно - от около 275°F до около 300°F, по сравнению с аналогичной WSF, не содержащей FLA.
ПРИМЕР 1
[0024] FLA типа, описанного в настоящем документе, получали путем взаимодействия 60 грамм сополимера 1-октадецена и малеинового ангидрида и 40 грамм UNIDYME™ 22 при температуре 190°C в течение 3 часов. SOLTROL™ 170 (100 грамм изопарафинового растворителя) использовали в качестве растворителя таким образом, чтобы поддерживать передачу тепла. UNIDYME™ 22 представляет собой димеризованную жирную кислоту, коммерчески доступную от Arizona Chemicals. Продукт взаимодействия использовали в качестве FLA в следующих примерах.
ПРИМЕР 2
[0025] Определяли влияние добавления FLA типа, описанного в настоящем документе, к буровому раствору на нефтяной основе (ОВМ) на водоотдачу. Три основных раствора получали и обозначали как раствор 1, раствор 2 и раствор 3. Раствор 1 представлял собой раствор 14 фунт на галлон (ppg) на основе дизельного топлива, содержащий 2120 г дизельного топлива, полученный при соотношении вода-нефть (OWR), составляющем 75:25. Раствор 2 представлял собой 14 ppg раствор на нефтяной основе - на основе ESCAID™ 110, полученный с содержанием 2120 г ESCAID 110 при 75:25 OWR. Углеводородная жидкость ESCAID 110 представляет собой нефтяной дистиллят, коммерчески доступный от EXXON-MOBIL Corp.Раствор 1 и Раствор 2 дополнительно содержали 75 г извести, 87,5 г глины VG-69™, 75 г первичного эмульгатора INVERMUL™, 75 г эмульгатора EZMUL™ и 815 г 30% солевого раствора CaCl2. VG-69 представляет собой органофильную глину, коммерчески доступную от Mi SWACO. Эмульгатор EZ MUL представляет собой полиаминированную жирную кислоту, и INVERMUL представляет собой смесь окисленного таллового масла и полиаминированной жирной кислоты, оба коммерчески доступны от Baroid Chemicals. Раствор 3 представлял собой 13,0 ppg раствор на основе изомеризованного олефина (IO) 1518, содержащий 1548 г IO 1518, полученный при 70:30 OWR. Раствор 3 дополнительно содержал 60 г извести, 60 г глины VG-69, 80 г SUREMUL™, 20 г SUREMOD™ и 944 г 30% солевого раствора CaCl2. SUREMUL представляет собой первичный эмульгатор, и жидкий модификатор реологии SUREMOD представляет собой органический гелеобразующий агент, оба коммерчески доступны от Mi SWACO. Получали три контрольных образца, обозначали Контроль А, Контроль В и Контроль С, которые содержали Раствор 1, Раствор 2, и Раствор 3, соответственно, при отсутствии FLA. Образцы 1А, 1 В и 1С содержали Раствор 1 и PLIOLITE™ DF02, Раствор 2 и PLIOLITE DF02 и Раствор 3 и PLIOLITE DF02, соответственно. Полимеры PLIOLITE DF02 представляют собой добавки для снижения водоотдачи, коммерчески доступные от ELIOKEM. Образцы 2-8 содержали ОВМ (как указано обозначениями А, В или С) и FLA из Примера 1. В частности, Образцы 2А-8А содержали Раствор 1 и FLA из Примера 1, Образцы 2 В-8 В содержали Раствор 2 и FLA из Примера 1, и Образцы 2С-8С содержали Раствор 3 и FLA из Примера 1. За исключением образца 7, продукт взаимодействия, содержащий FLA, добавляемый к указанному ОВМ, содержал 50% твердых веществ (т.е., 50% активного полимера или FLA в SOLTROL 170). В образце 7 продукт взаимодействия, содержащий FLA, содержал 40% твердых веществ (т.е., 40% активного полимера или FLA в SOLTROL 170). Измерения вязкости по Брукфильду с использованием шпинделя 3LV, при 1,5 об/мин при 120°F для Образцов 2-8 приведены в Таблице 1. Образец 1, который содержал PLIOLITE DF02, представлял собой гранулированный продукт, содержащий 100% твердых веществ (т.е., 100% активного полимера).
[0026] Образцы получали путем сдвиговой деформации образцов в MULTIMIXER™ в течение 30 минут с использованием импеллера 9В29Х при 11500 об/мин, перемешивания в течение 16 часов при 300°F и затем охлаждения до комнатной температуры (RT). НТНР водоотдачу для каждого образца определяли как описано ранее в настоящем документе, и результаты образцов, содержащих дизельный ОВМ, ESCAID ОВМ и IO ОВМ, приведены в Таблицах 1А, 1В и 1С, соответственно.
[0027] В некоторых случаях для одного образца приведены несколько значений, и они представляют собой повторные измерения для одного образца. Результаты иллюстрируют способность FLA типа, описанного в настоящем документе, действовать в качестве FLA в широком диапазоне ОВМ.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ВАРИАНТЫ РЕАЛИЗАЦИИ
[0028] Следующие перечисленные варианты реализации приведены в качестве неограничивающих примеров:
1. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.
2. Способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий:
введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, причем указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.
3. Жидкость или способ согласно варианту реализации 1 или 2, где указанная добавка для снижения водоотдачи присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,3 мас.% до около 10 мас.% от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины.
4. Жидкость или способ согласно варианту реализации 1, 2 или 3, где указанный функциональный полимер содержит сополимер малеинового ангидрида.
5. Жидкость или способ согласно варианту реализации 4, где указанный сополимер малеинового ангидрида содержит малеиновый ангидрид, присутствующий в количестве от около 10% до около 90% от общей массы сополимера.
6. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанная олигомерная жирная кислота содержит димерную кислоту.
7. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С12-С24 ненасыщенных жирных кислот.
8. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С14-С18 ненасыщенных жирных кислот.
9. Жидкость или способ согласно варианту реализации 7, где указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты выделены из таллового масла, соевого масла, кукурузного масла, подсолнечного масла, рапсового масла, канолового масла, сафлорового масла, масла куфеи, кокосового масла, косточкового пальмового масла, оливкового масла или их комбинаций.
10. Жидкость или способ согласно варианту реализации 7, где указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты включают абиетиновые кислоты, пимаровые кислоты, линолевую кислоту, 9t12t-октадекадиеновую кислоту (linelaidic acid), линоленовую кислоту или их комбинации.
11. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где высокотемпературная водоотдача под высоким давлением при 300°F, которая снижена более чем на 40% по сравнению с другой аналогичной жидкостью для обслуживания ствола скважины, не содержащей добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.
12. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 1:4 до около 4:1.
13. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 3:2 до около 2:3.
14. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит углеводороды, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, нефтяное топливо, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные или их комбинации.
15. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанный продукт взаимодействия получают путем приведения в контакт функционального полимера и олигомерной жирной кислоты с образованием реакционной смеси и воздействие на указанную реакционную смесь температурой от около 100°C до около 225°C в течение периода времени от около 1 часа до около 6 часов.
[0029] Без дальнейших уточнений полагают, что специалист в данной области может, используя приведенное в настоящем документе описание, применять настоящее изобретение в его полном объеме. В то время как предпочтительные аспекты изобретения были показаны и описаны, их модификации могут быть осуществлены специалистом в данной области техники без отклонения от сущности и концепции изобретения. Варианты реализации и примеры, описанные в настоящем документе, являются только примерами и не предназначены в качестве ограничивающих. Возможны многие варианты и модификации изобретения, описанного в настоящем документе, и они находятся в рамках объема настоящего изобретения. Там, где численные диапазоны или ограничения специально оговорены, такие точные диапазоны или ограничения следует понимать как включающие итерационные диапазоны или ограничения, как величины, подпадающие под специально оговоренные диапазоны или ограничения (например, от около 1 до около 10 включает 2, 3, 4 и т.д.; более 0,10 включает 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Использование термина "необязательно" в отношении любого элемента пункта формулы означает, что данный элемент требуется, или альтернативно, не требуется. Оба варианта предназначены для включения в объем формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как содержит, включает, имеющий и т.д. следует понимать как основание для более узких терминов, таких как состоящий из, состоящий по существу из, по существу состоит из и т.д.
[0030] Соответственно, объем защиты не ограничивается описанием, изложенным выше, но ограничивается только нижеследующей формулой изобретения, в объем которой включены все эквиваленты предмета изобретения согласно формуле изобретения. Каждый пункт формулы включен в описание в качестве варианта реализации настоящего изобретения. Таким образом, формула изобретения представляет собой дополнительное описание и является дополнением к предпочтительным вариантам реализации настоящего изобретения. Описания всех патентов, патентных заявок и публикаций, цитируемых в настоящем документе, включены посредством ссылки в такой степени, чтобы они обеспечивали иллюстративные, процедурные или другие детали, дополняющие указанные в настоящем документе.
Claims (24)
1. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты.
2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что указанная добавка для снижения водоотдачи присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,3 мас.% до около 10 мас.% от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины.
3. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что указанная олигомерная жирная кислота содержит димерную кислоту.
4. Жидкость по п. 3, отличающаяся тем, что указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С12-С24 ненасыщенных жирных кислот.
5. Жидкость по п. 4, отличающаяся тем, что указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С14-С18 ненасыщенных жирных кислот.
6. Жидкость по п. 4, отличающаяся тем, что указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты выделены из таллового масла, соевого масла, кукурузного масла, подсолнечного масла, рапсового масла, канолового масла, сафлорового масла, масла куфеи, кокосового масла, косточкового пальмового масла, оливкового масла или их комбинаций.
7. Жидкость по п. 4, отличающаяся тем, что указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты включают абиетиновые кислоты, пимаровые кислоты, линолевую кислоту, линолелаидиновую кислоту, линоленовую кислоту или их комбинации.
8. Жидкость по п. 1, обладающая высокотемпературной водоотдачей под высоким давлением при 300°F, которая снижена более чем на 40% по сравнению с другой аналогичной жидкостью для обслуживания ствола скважины, не содержащей добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.
9. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 1:4 до около 4:1.
10. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 3:2 до около 2:3.
11. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит углеводороды, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, нефтяное топливо, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные или их комбинации.
12. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что указанный продукт взаимодействия получен путем приведения в контакт функционального полимера и олигомерной жирной кислоты с образованием реакционной смеси и воздействия на указанную реакционную смесь температурой от около 100°C до около 225°C в течение периода времени от около 1 часа до около 6 часов.
13. Способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий:
введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, причем указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты.
введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, причем указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанная добавка для снижения водоотдачи присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,3 мас.% до около 10 мас.% от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины.
15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанная олигомерная жирная кислота содержит димерную кислоту.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С12-С24 ненасыщенных жирных кислот.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С14-С18 ненасыщенных жирных кислот.
18. Способ по п. 16, отличающийся тем, что указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты выделены из таллового масла, соевого масла, кукурузного масла, подсолнечного масла, рапсового масла, канолового масла, сафлорового масла, масла куфеи, кокосового масла, косточкового пальмового масла, оливкового масла или их комбинаций.
19. Способ по п. 16, отличающийся тем, что указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты включают абиетиновые кислоты, пимаровые кислоты, линолевую кислоту, линолелаидиновую кислоту, линоленовую кислоту или их комбинации.
20. Способ по п. 13, в котором высокотемпературная водоотдача под высоким давлением при 300°F снижается более чем на 40% по сравнению с другой аналогичной жидкостью для обслуживания ствола скважины, не содержащей добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.
21. Способ по п. 13, отличающийся тем, что соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 1:4 до около 4:1.
22. Способ по п. 13, отличающийся тем, что соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 3:2 до около 2:3.
23. Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит углеводороды, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, нефтяное топливо, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные или их комбинации.
24. Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанный продукт взаимодействия получают путем приведения в контакт функционального полимера и олигомерной жирной кислоты с образованием реакционной смеси и воздействия на указанную реакционную смесь температурой от около 100°C до около 225°C в течение периода времени от около 1 часа до около 6 часов.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/248,715 US8575072B2 (en) | 2011-09-29 | 2011-09-29 | Fluid loss additives and methods of making and using same |
| US13/248,715 | 2011-09-29 | ||
| US13/250,882 US9034800B2 (en) | 2011-09-29 | 2011-09-30 | Fluid loss additives and methods of making and using same |
| US13/250,882 | 2011-09-30 | ||
| PCT/US2012/052674 WO2013048653A1 (en) | 2011-09-29 | 2012-08-28 | Fluid loss additives and methods of making and using same |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014114388A RU2014114388A (ru) | 2015-11-10 |
| RU2605469C2 true RU2605469C2 (ru) | 2016-12-20 |
Family
ID=46934674
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014114388/03A RU2605469C2 (ru) | 2011-09-29 | 2012-08-28 | Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US9034800B2 (ru) |
| CN (1) | CN103827250B (ru) |
| AU (1) | AU2012316673B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014006911A2 (ru) |
| CA (1) | CA2850062A1 (ru) |
| MY (1) | MY163307A (ru) |
| NO (1) | NO20140381A1 (ru) |
| RU (1) | RU2605469C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013048653A1 (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9034800B2 (en) * | 2011-09-29 | 2015-05-19 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Fluid loss additives and methods of making and using same |
| US20140305651A1 (en) * | 2012-11-29 | 2014-10-16 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Hydraulic Fracturing Composition |
| CA2931283C (en) | 2013-11-19 | 2021-08-03 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Modified hydrocarbon resins as fluid loss additives |
| US10351750B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluid compositions with enhanced rheology and methods of using same |
| US11708519B2 (en) | 2017-02-26 | 2023-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids |
| BR112019017731A8 (pt) | 2017-02-26 | 2023-02-07 | Mi Llc | Composição aditiva, método para modificar a estabilidade de temperatura fria de um modificador de reologia e método para modificar um fluido de furo de poço |
| BR112021008937A2 (pt) * | 2018-11-09 | 2021-08-10 | Schlumberger Technology B.V. | fluidos de poço de reologia plana para gerar poços limpos |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3346489A (en) * | 1966-03-04 | 1967-10-10 | Petrolite Corp | Drilling fluids |
| US20040110642A1 (en) * | 2002-11-27 | 2004-06-10 | Elementis Specialties, Inc. | Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions |
| US20070265172A1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-15 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Wellbore servicing fluids comprising grafted homopolymers and methods of using same |
| EP2154224A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-02-17 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of carrying out a wellbore operation |
| US20110024129A1 (en) * | 2008-04-17 | 2011-02-03 | Rajesh Turakhia | Powder coated proppant and method of making the same |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2763612A (en) | 1953-05-18 | 1956-09-18 | Shell Dev | Natural hydrocarbon production method |
| US2977334A (en) | 1956-10-04 | 1961-03-28 | Monsanto Chemicals | Derivatives of ethylene/maleic anhydride copolymers |
| US2979454A (en) | 1957-03-20 | 1961-04-11 | Monsanto Chemicals | Drilling mud |
| US2994660A (en) * | 1957-05-27 | 1961-08-01 | Magnet Cove Barium Corp | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US3708555A (en) | 1970-02-24 | 1973-01-02 | Gaylord Ass | Grafting of a mixture of styrene and maleic anhydride onto backbone polymers containing active or labile hydrogen atoms |
| US3910856A (en) | 1972-04-10 | 1975-10-07 | Shell Oil Co | Process of reducing friction loss in flowing hydrocarbon liquids and compositions thereof |
| US4444817A (en) | 1981-03-04 | 1984-04-24 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Laminar articles of polyolefin and a condensation polymer |
| US4436636A (en) | 1981-12-21 | 1984-03-13 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well servicing fluids |
| US4544756A (en) * | 1983-11-17 | 1985-10-01 | Dresser Industries, Inc. | Zwiterionic 2-alkyl imidazolines as emulsifying agents for oil based drilling fluids |
| GB8410393D0 (en) | 1984-04-24 | 1984-05-31 | Ici Plc | Fluid compositions |
| US4816551A (en) | 1985-11-19 | 1989-03-28 | Mi Drilling Fluids Company | Oil based drilling fluids |
| US5032296A (en) | 1988-12-05 | 1991-07-16 | Phillips Petroleum Company | Well treating fluids and additives therefor |
| GB8913820D0 (en) * | 1989-06-15 | 1989-08-02 | Sandoz Products Ltd | Improvements in or relating to organic compounds |
| GB9306517D0 (en) | 1993-03-29 | 1993-05-19 | Polyphalt Inc | Stabilized bitumen compositions |
| US5510452A (en) * | 1994-07-11 | 1996-04-23 | Rheox, Inc. | Pourable liquid polyesteramide rheological additives and the use thererof |
| KR100490071B1 (ko) | 1996-03-08 | 2005-08-12 | 이.아이,듀우판드네모아앤드캄파니 | 점도지수향상제또는겔화제로서의실질적으로선형인에틸렌/알파-올레핀중합체 |
| US6063737A (en) * | 1997-06-12 | 2000-05-16 | Shell Oil Company | Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores |
| US6159906A (en) | 1997-10-01 | 2000-12-12 | Rheox, Inc. | Oil well drilling fluids with improved anti-settling properties and methods of providing anti-settling properties to oil well drilling fluids |
| US6169134B1 (en) | 1997-12-12 | 2001-01-02 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Viscosifying hydrocarbon liquids |
| US6849581B1 (en) * | 1999-03-30 | 2005-02-01 | Bj Services Company | Gelled hydrocarbon compositions and methods for use thereof |
| FR2792997B1 (fr) * | 1999-04-29 | 2001-06-29 | Inst Francais Du Petrole | Formulation d'additifs pour ameliorer le transport d'effluents petroliers susceptibles de contenir des hydrates et procede utilisant cette formulation |
| US6767869B2 (en) * | 2000-02-29 | 2004-07-27 | Bj Services Company | Well service fluid and method of making and using the same |
| US6514916B1 (en) | 2000-09-12 | 2003-02-04 | R. L. Clampitt & Associates, Inc. | Process for making sulfonated uintaite and well fluid additives including sulfonated uintaite |
| US6908888B2 (en) * | 2001-04-04 | 2005-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US7008907B2 (en) | 2001-10-31 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
| US20090163386A1 (en) * | 2002-11-27 | 2009-06-25 | Elementis Specialties, Inc. | Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions |
| US6730637B1 (en) | 2002-12-06 | 2004-05-04 | Chevron Phillips Chemical Company, Lp | Reducing fluid loss in a drilling fluid |
| EP1431368A1 (en) | 2002-12-18 | 2004-06-23 | Eliokem | Fluid loss reducer for high temperature high pressure water-based mud application |
| US6800594B2 (en) | 2003-01-24 | 2004-10-05 | Cortec Corporation | Corrosion inhibitor barrier for ferrous and non-ferrous metals |
| US7341106B2 (en) | 2005-07-21 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss |
| WO2007033477A1 (en) * | 2005-09-21 | 2007-03-29 | Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. | Fluid with asphaltene control |
| ITMI20060326A1 (it) | 2006-02-23 | 2007-08-24 | Intercos Italiana | Composizione cosmetica comprendente polimeri funzionalizzati |
| EP2038365A1 (en) | 2006-06-26 | 2009-03-25 | Bp Exploration Operating Company Limited | Wellbore fluid |
| WO2009005503A1 (en) | 2007-07-05 | 2009-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diesel oil-based invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes |
| US7740070B2 (en) * | 2008-06-16 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a density segregation inhibiting composite and methods of making and using same |
| US9034800B2 (en) * | 2011-09-29 | 2015-05-19 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Fluid loss additives and methods of making and using same |
| US8575072B2 (en) * | 2011-09-29 | 2013-11-05 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Fluid loss additives and methods of making and using same |
-
2011
- 2011-09-30 US US13/250,882 patent/US9034800B2/en active Active
-
2012
- 2012-08-28 CA CA2850062A patent/CA2850062A1/en not_active Abandoned
- 2012-08-28 RU RU2014114388/03A patent/RU2605469C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-08-28 WO PCT/US2012/052674 patent/WO2013048653A1/en active Application Filing
- 2012-08-28 MY MYPI2014000809A patent/MY163307A/en unknown
- 2012-08-28 CN CN201280045780.0A patent/CN103827250B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-08-28 AU AU2012316673A patent/AU2012316673B2/en not_active Ceased
- 2012-08-28 BR BR112014006911A patent/BR112014006911A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2014
- 2014-03-25 NO NO20140381A patent/NO20140381A1/no not_active Application Discontinuation
-
2015
- 2015-04-27 US US14/697,294 patent/US9598627B2/en active Active
-
2017
- 2017-02-08 US US15/427,644 patent/US20170145287A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3346489A (en) * | 1966-03-04 | 1967-10-10 | Petrolite Corp | Drilling fluids |
| US20040110642A1 (en) * | 2002-11-27 | 2004-06-10 | Elementis Specialties, Inc. | Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions |
| US20070265172A1 (en) * | 2006-05-11 | 2007-11-15 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Wellbore servicing fluids comprising grafted homopolymers and methods of using same |
| US20110024129A1 (en) * | 2008-04-17 | 2011-02-03 | Rajesh Turakhia | Powder coated proppant and method of making the same |
| EP2154224A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-02-17 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of carrying out a wellbore operation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2850062A1 (en) | 2013-04-04 |
| AU2012316673B2 (en) | 2015-09-17 |
| MY163307A (en) | 2017-09-15 |
| US20150225638A1 (en) | 2015-08-13 |
| US20130085086A1 (en) | 2013-04-04 |
| WO2013048653A1 (en) | 2013-04-04 |
| US20170145287A1 (en) | 2017-05-25 |
| US9598627B2 (en) | 2017-03-21 |
| BR112014006911A2 (pt) | 2017-04-04 |
| NO20140381A1 (no) | 2014-04-07 |
| US9034800B2 (en) | 2015-05-19 |
| CN103827250A (zh) | 2014-05-28 |
| RU2014114388A (ru) | 2015-11-10 |
| AU2012316673A1 (en) | 2014-04-17 |
| CN103827250B (zh) | 2017-02-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2605469C2 (ru) | Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения | |
| US11098231B2 (en) | Spacer fluid compositions that include surfactants | |
| AU2013338505B2 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| NO176360B (no) | Oljebasert borevæske med kontinuerlig oljefase | |
| AU2010331833B2 (en) | Biodegradable lubricating composition and use thereof in a drilling fluid, in particular for very deep reservoirs | |
| NO343900B1 (no) | Oppløsning, fremgangsmåte for rensing av et borehull, og fremgangsmåte for fremstilling av et hydrokarbon fra en formasjon | |
| BRPI0610458A2 (pt) | método de limpeza de um furo de poço, método de produção de um hidrocarboneto a partir de uma formação e solução | |
| MX2015002836A (es) | Fluidos de perforacion de emulsion inversa libres de sal y metodos para perforar pozos. | |
| CA2807700C (en) | Drilling fluid composition | |
| AU2014382643B2 (en) | Temperature-triggered viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| Zhao et al. | Flat-rheology oil-based drilling fluid for deepwater drilling | |
| NO20161092A1 (en) | Viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| EP2823013A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| US8575072B2 (en) | Fluid loss additives and methods of making and using same | |
| NO20171495A1 (en) | Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180829 |