RU2669411C2 - Композиция, используемая для выполнения скважинных операций в нефтяных и газовых скважинах - Google Patents
Композиция, используемая для выполнения скважинных операций в нефтяных и газовых скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669411C2 RU2669411C2 RU2016105471A RU2016105471A RU2669411C2 RU 2669411 C2 RU2669411 C2 RU 2669411C2 RU 2016105471 A RU2016105471 A RU 2016105471A RU 2016105471 A RU2016105471 A RU 2016105471A RU 2669411 C2 RU2669411 C2 RU 2669411C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aforementioned
- present
- amount
- glycerol carbonate
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 53
- JFMGYULNQJPJCY-UHFFFAOYSA-N 4-(hydroxymethyl)-1,3-dioxolan-2-one Chemical compound OCC1COC(=O)O1 JFMGYULNQJPJCY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 31
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 10
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 42
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 42
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 36
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 6
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 claims description 6
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- VNSBYDPZHCQWNB-UHFFFAOYSA-N calcium;aluminum;dioxido(oxo)silane;sodium;hydrate Chemical compound O.[Na].[Al].[Ca+2].[O-][Si]([O-])=O VNSBYDPZHCQWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 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 3
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910000273 nontronite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 229910000275 saponite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 18
- -1 glycol ethers Chemical class 0.000 description 8
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 150000002892 organic cations Chemical group 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 2
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000002619 bicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001767 cationic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004040 coloring Methods 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000002537 cosmetic Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 125000004855 decalinyl group Chemical group C1(CCCC2CCCCC12)* 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 125000006182 dimethyl benzyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001411 inorganic cation Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 125000006178 methyl benzyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 125000002950 monocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002927 oxygen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005498 polishing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000011775 sodium fluoride Substances 0.000 description 1
- 235000013024 sodium fluoride Nutrition 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003475 thallium Chemical class 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/34—Organic liquids
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
-
- 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
- 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу:,в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру:,в которой Rпредставляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, Rпредставляет собой H или CH, Rпредставляет собой H или CH, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12. Технический результат - повышение вязкости скважинных текучих сред. Изобретение также относится к составу скважинной текучей среды и к способу обработки скважин. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл., 8 пр.
Description
Перекрестная ссылка на родственную заявку
Настоящая заявка испрашивает приоритет патентной заявки США № 61/856200, поданной 19 июля 2013 г., описание которой включается в настоящий документ посредством ссылки для всех целей.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение предлагает повышение вязкости неводных текучих сред и, более конкретно, повышение вязкости скважинных текучих сред. В частности, настоящее изобретение предлагает активаторы для использования в отслаивании органофильных глин, которые применяются в разнообразных приложениях, включая, например, скважинные текучие среды.
Уровень техники, к которой относится изобретение
Органофильные глины широко используются в качестве регулирующих реологические свойства материалов в широком разнообразии систем растворителей. В частности, органофильные глины находят широкое применение в скважинных текучих средах, используемых в операциях, связанных с разработкой, заканчиванием и эксплуатацией природных источников углеводородов. Типичные операции включают бурение, гидравлический разрыв подземных пластов, изменение проницаемости подземных пластов, геофизические исследования, предотвращения выноса песка, пакерные жидкости и т.д.
В частности, при бурении глубоких скважин использование органофильных глин в буровых растворах на углеводородной основе имеет определенные преимущества, несмотря на их значительно более высокую начальную стоимость. Преимущества текучих сред на углеводородной основе являются очевидными в чувствительных к воде пластах, таких как, например, набухающие сланцы, нерастворимые соляные пласты, а также в условиях высоких температур. Эти текучие среды используются для смазки бурильной колонны, в частности, при бурении искривленных или наклонных скважин и для защиты от коррозии, причем они имеют дополнительное преимущество возможности повторного использования.
Одна из основных функций органофильных глин, содержащихся в скважинных текучих средах на углеводородной основе, а также в текучих средах на другой неводной основе (такой как простые эфиры гликолей), заключается в том, чтобы действовать как повышающие вязкость вещества. Однако, как хорошо известно, что для того чтобы органофильные глины набухали в неводной скважинной текучей среде или повышали ее вязкость, как правило, необходимо использовать в небольших количествах полярные вещества в качестве активаторов. В типичных активаторах для использования с тиксотропным повышающим вязкость материалом типа глины, такой как органофильная глина, содержатся вода, этанол, метанол, гликоли, силикат натрия, фторид натрия, фторсиликат магния, кальция карбонат, полярные апротонные соединения и т. д. Пропиленкарбонат представляет собой особенно предпочтительный и широко используемый активатор.
Сущность изобретения
Согласно одному аспекту настоящего изобретения, предлагается отслаивающий материал для использования в неводных текучих средах, в частности, в неводных скважинных текучих средах.
Согласно еще одному аспекту настоящего изобретения, предлагается повышающий вязкость наполнитель для использования в неводных текучих средах.
Согласно следующему аспекту настоящего изобретения, предлагается скважинная текучая среда, которую составляют неводная текучая среда, например, углеводородная текучая основа, органофильная глина и отслаивающий материал.
Согласно следующему аспекту настоящего изобретения, предлагается скважинная текучая среда, которую составляют текучая среда на углеводородной основе, имеющая значительное содержание нафтенов и/или разветвленных углеводородов, органофильная глина и отслаивающий материал.
Эти и другие отличительные особенности и преимущества настоящего изобретения становятся очевидными из следующего подробного описания, в котором содержатся ссылки на графики на сопровождающих чертежах.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления
Термином "скважинная текучая среда" или аналогичными терминами обозначается любая текучая среда, которая используется на любой стадии исследования, бурения или добычи нефти и газа из подземных пластов.
В композициях согласно настоящему изобретению, как будет показано далее, может быть использована углеводородная основа, в том числе чистая углеводородная смесь, а также смесь углеводородов с кислородсодержащими соединениями. Как правило, углеводородная основа, которая является пригодной для использования в композициях согласно настоящему изобретению, представляет собой углеводородную основу, имеющую значительное содержание нафтенов и/или высокоразветвленных парафинов. В качестве общего правила, углеводородная основа может содержать от приблизительно 20% до приблизительно 99% или более нафтенов, изопарафинов или их смеси. В частности, углеводородная основа, имеющая такой состав, содержит углеводороды от приблизительно C8 до приблизительно C30. В представленной ниже таблице приводятся неограничительные примеры широкого разнообразия углеводородных основ, которые могут быть использованы в композиции согласно настоящему изобретению.
Таблица 1
| LPA | LPA-142 | LPA-170 | LPA-210 | Дизельное топливо | HF-1000 | ODC-15 | |
| Неразветвленные углеводороды | - | - | - | - | 41,31 | 20,9 | - |
| Изопарафины(мол.%) | 25 | 21 | 28 | 30 | 14 | 25 | |
| Олефины | - | - | - | - | - | 24,89 | - |
| Нафтены (моноциклические) (мол.%) | 62 | 64 | 60 | 69 | 22,12 | 30 | 47 |
| Декалины (бициклические) (мол.%) | 13 | 15 | 12 | 1 | 11,93 | - | 10 |
| Ароматические углеводороды | - | - | - | - | 24,7 | - | 15 |
| Кислородсодержащие соединения | - | - | - | - | - | 3,84 | - |
| Интервал длины углеродной цепи | C10-C16 | C-11-C12 | C12-C14 | C14-C16 | C10-C20 | C12-C22 | |
| 1 Зависит от конкретного дизельного топлива 2 Также содержит 2,3% трициклических соединений 3 Спирты, сложные эфиры |
|||||||
Как можно видеть из приведенной выше таблицы 1, в углеводородной основе могут содержаться жидкие углеводороды, в том числе от приблизительно 10% до приблизительно 35% изопарафинов, от приблизительно 30% до приблизительно 73% нафтенов, которые имеют длину углеродной цепи, составляющую от приблизительно C8 до приблизительно C30. Как можно также видеть в таблице 1, некоторые углеводородные основы могут содержать в значительных количествах неразветвленные парафины, в то время как другие углеводородные основы могут содержать в небольших количествах кислородсодержащие соединения, такие как спирты, сложные эфиры и т. д. Кроме того, как четко показывает таблица 1, некоторые углеводородные основы могут содержать олефины, в то время как другие углеводородные основы, такие как, например, дизельное топливо, могут содержать в значительных количествах ароматические соединения. Таблица 1 демонстрирует, что композиции согласно настоящему изобретению можно использовать, имея преимущество широкого разнообразия углеводородных основ, все из которых имеют значительное содержание углеводородов, хотя и другие соединения могут присутствовать в определенных случаях.
Органофильные глины, которые можно использовать в композициях согласно настоящему изобретению, включают любую глину, в которой неорганические катионы, связанные с глиной, замещаются органическими катионами, такими как четвертичные аммониевые катионы. Подходящие органофильные глины включают продукты реакции глин типа смектита, гекторита или другие глины и органические катионы, т. е. четвертичные аммониевые катионы (иногда упоминаются как гелеобразователи органофильной глины); глины типа смектита; каолиновые глины и т. д. Предпочтительные органофильные глины, используемые в качестве тиксотропного повышающего вязкость материала, в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения, представляют собой глины типа смектита, выбранные из группы, которую составляют бентонит, гекторит, монтмориллонит, нонтронит, бейделлит, сапонит, стевенсит и их смеси, наиболее предпочтительно бентонит или гекторит. В том случае, если используемая глина представляет собой продукт реакции глины и четвертичного аммониевого соединения, предпочтительные четвертичные аммониевые катионы выбираются из группы, которую составляют метил(тригидрированный талло)аммоний, диметил(дегидрированный талло)аммоний, диметилбензил (гидрированный талло)аммоний, метилбензил(дегидрированный талло)аммоний и их смеси. Примерные органоглины и гелеобразователи глины, подходящие для использования в композициях, описанных в настоящем документе, представлены в следующих патентах США, все из которых в соответствующей части включаются в настоящий документ посредством ссылки: патент США № 2531427, патент США № 2966506, патент США № 4105578 и патент США № 4208218.
Примерные имеющиеся в продаже органофильные глины, подходящие для использования в композициях описанных в настоящем документе, представляют собой CLAYTONE.RTM.IMG 400 Claytone ER, Claytone EM, и Claytone II, которые поставляет компания Southern Clay Products, Inc. (Гонзалес, штат Техас, США), или Bentone 34, Bentone 150 и BENTONE.RTM. 38 Organoclay (товарный продукт на основе гекторита, который поступает от нескольких поставщиков).
Отслаивающие материалы согласно настоящему изобретению, как правило, включают глицеринкарбонат в смеси с определенными алкоксилированными спиртами. Алкоксилированные спирты, пригодные для использования в настоящем изобретении, имеют общую формулу:
в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру:
в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода,
R2 представляет собой H или CH3,
R3 представляет собой H или CH3,
a составляет от 0 до 12, и
b составляет от 1 до 12.
Отслаивающий материал согласно настоящему изобретению, как правило, содержит от приблизительно 10% до приблизительно 100% глицеринкарбонат и от приблизительно 0% до приблизительно 90% алкоксилированного спирта, причем все данные количества представляют собой массовое процентное содержание по отношению к суммарной массе глицеринкарбоната и алкоксилированного спирта. Однако следует понимать, что различные отслаивающие материалы имеют различные эффективности в различных углеводородных основах. Таким образом, состав отслаивающего материала должен быть отрегулирован для соответствия рассматриваемой углеводородной основе.
Отслаивающий материал можно вводить в скважинную текучую среду любым из многочисленных способов, представляющих собой отдельное или предварительное добавление в углеводородную основу и/или глину или смешивание с углеводородной основой, глиной и другими компонентами во время изготовления скважинной текучей среды. В определенных случаях может быть использована "свая", которую составляют отслаивающий материал и органофильная глина, в чистом виде или вместе с другими компонентами, причем данная свая вводится в скважину в желательное время.
Алкоксилированные спирты, используемые в примерах, которые приведены ниже, представляют собой этоксилированные спирты, продаваемые под товарным наименованием NOVEL® компанией Sasol North America, Inc. Как хорошо известно специалистам в данной области техники, этоксилированные спирты образуются, когда реагируют разнообразные спирты и этиленоксид в подходящих условиях реакции. Таким образом, получаемый в результате этоксилированный спирт имеет остаточную алкильную цепь спирта и желательное число этоксильных групп. В качестве примера, этоксилированный спирт под наименованием NOVEL® 1012-9 представляет собой этоксилированный спирт, который имеет алкильную цепь, длина которой составляет в среднем от 10 до 12 атомов углерода, и 9 этоксильных групп. Этоксилированный спирт под наименованием NOVEL® 23E9 содержат алкильную цепь из 12 или 13 атомов углерода и 9 этоксильных групп.
Как правило, композиции согласно настоящему изобретению содержат от приблизительно 95% до приблизительно 98% углеводородной основы, от приблизительно 1% до приблизительно 5% органофильной глины и от приблизительно 0,005% до приблизительно 1% отслаивающего материала, причем все данные количества представляют собой массовое процентное содержание по отношению к полной массе композиции.
Чтобы более подробно проиллюстрировать настоящее изобретение, представлены следующие неограничительные примеры.
Пример 1
Диспергировали 3 г органофильной глины Claytone® II в 100 мл дизельного топлива, содержащего 1 мл отслаивающего материала. Отслаивающие материалы представлены ниже в таблице 2. Отслаивающие материалы, представленные в таблице 2, также используются в примерах 2-7.
Таблица 2
| Отслаивающий материал | Содержание | ||
| Материал 1 | 0% глицеринкарбоната (ГК) | 50% NOVEL® 1012-9 | 50% NOVEL® 23E9 |
| Материал 2 | 33,33% глицеринкарбоната (ГК) | 33,33% NOVEL® 1012-9 | 33,33% NOVEL® 23E9 |
| Материал 3 | 60% глицеринкарбоната (ГК) | 20% NOVEL® 1012-9 | 20% NOVEL® 23E9 |
| Материал 4 | 70% глицеринкарбоната (ГК) | 15% NOVEL® 1012-9 | 15% NOVEL® 23E9 |
| Материал 5 | 80% глицеринкарбоната (ГК) | 10% NOVEL® 1012-9 | 10% NOVEL® 23E9 |
| Материал 6 | 100% глицеринкарбоната (ГК) | - | - |
Смесь перемешивали в течение трех минут и затем обрабатывали при средней скорости (3) в течение одной минуты, используя имеющий высокую скорость сдвига смеситель TURRAX. Образцы выдерживали в течение ночи (16 часов) при комнатной температуре. После этого образцы повторно гомогенизировали в течение 30 секунд и исследовали, используя вискозиметр Grace 3600. Результаты, которые представлены на Фиг.1, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 100% глицеринкарбоната.
Пример 2
Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой ODC-15. Результаты, которые представлены на Фиг.2, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 80% глицеринкарбоната и 20% алкоксилированных спиртов.
Пример 3
Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой LPA. Результаты, которые представлены на Фиг.3, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 80% глицеринкарбоната и 20% алкоксилированных спиртов.
Пример 4
Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой LPA-142. Результаты, которые представлены на Фиг.4, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 70% глицеринкарбоната и 30% алкоксилированных спиртов.
Пример 5
Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой LPA-170. Результаты, которые представлены на Фиг.5, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 70% глицеринкарбоната и 30% алкоксилированных спиртов.
Пример 6
Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой LPA-210. Результаты, которые представлены на Фиг.6, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 80% глицеринкарбоната и 20% алкоксилированных спиртов.
Пример 7
Повторяли эксперимент согласно примеру 1, но использовали углеводородную основу, которая представляла собой 10 HF-1000. Результаты, которые представлены на Фиг.7, показывают, что максимальная вязкость была достигнута при использовании 80% глицеринкарбоната и 20% алкоксилированных спиртов.
Краткое описание примеров 1-7 представлено ниже в таблице 3.
Таблица 3
| Растворитель | Число атомов углерода | Интервал числа атомов углерода | Отслаивающий материал | Справочная вязкость при скорости сдвига 0,017 с-1 (сП) |
| Дизельное топливо | 17 | 10-24 | Материал 6 (100% глицеринкарбоната) | 311,300 |
| ODC-15 | 13 | 10-16 | Материал 5 (80% глицеринкарбоната) | 164,500 |
| LPA | 13 | 10-16 | Материал 5 (80% глицеринкарбоната) | 41,100 |
| LPA-142 | 11 | 10-12 | Материал 4 (70% глицеринкарбоната) | 105,700 |
| LPA-170 | 13 | 12-14 | Материал 4 (70% глицеринкарбоната) | 88,100 |
| LPA-210 | 15 | 14-16 | Материал 5 (80% глицеринкарбоната) | 176,200 |
| HF-1000 | 14 | 12-16 | Материал 5 (80% глицеринкарбоната) | 111,600 |
Как можно видеть по данным в таблице 3, отслаивающие материалы согласно настоящему изобретению проявляют превосходную способность с большинством углеводородных основ повышать вязкость композиций.
Сравнительный пример 8
Чтобы более подробно продемонстрировать эффективность отслаивающих материалов согласно настоящему изобретению, осуществляли процедуру согласно примеру 1, используя четыре из углеводородных основ, которые представлены в таблице 1. Как отмечено выше, пропиленкарбонат представляет собой один из наиболее широко используемых отслаивающих материалов, с которыми используются буровые текучие среды на углеводородной основе, содержащие органофильные глины. Сравнивая данные, приведенные выше в таблице 3 и ниже в таблице 4, можно легко видеть, что отслаивающий материал согласно настоящему изобретению заметно превосходит пропиленкарбонат в отношении отслаивания органофильной глины.
Таблица 4
| Растворитель | Число атомов углерода | Интервал числа атомов углерода | Отслаивающий материал | Справочная вязкость при скорости сдвига 0,017 с-1 (сП) |
| Дизельное топливо | 17 | 10-24 | 100% пропиленкарбоната | 0,0 |
| ODC-15 | 13 | 10-16 | 100% пропиленкарбоната | 11,748 |
| LPA-170 | 13 | 12-14 | 100% пропиленкарбоната | 0 |
| HF-1000 | 14 | 12-16 | 100% пропиленкарбоната | 0 |
Одно из преимуществ настоящего изобретения заключается в том, что вода не обязательно должна присутствовать в композиции, содержащей отслаивающий материал и глину. Как хорошо известно, вода, помимо реагирования с органофильной глиной, может также взаимодействовать с другими добавками, такими как гуаровая камедь, ксантановая камедь и т.д. Тем не менее, следует понимать, что в определенных случаях добавление небольшого количества воды в качестве вспомогательного активатора может дополнительно улучшать суспендирующие характеристики получаемой в результате среды, в которой суспендируются органофильная глина. В случае использования воды она, как правило, присутствует в композиции в количестве, составляющем от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 50 мас.% по отношению к массе органофильной глины.
Хотя в представленном выше описании упоминается использование отслаивающих материалов согласно настоящему изобретению в сочетании с органофильными глинами, которые используются в скважинных текучих средах, следует понимать, что настоящее изобретение не ограничивается этим. Как хорошо известно специалистам в данной области техники, активированные органофильные глины хорошо известны своими способностями гелеобразования и повышения вязкости органических жидкостей многих типов. Таким образом, помимо скважинных текучих сред, например, бурового раствора, они находят широкое применение в красящих составах, смазочных материалах и смолах со стекловолоконным наполнителем. Их можно также использовать, чтобы изготавливать косметические средства, краски и полировальные материалы.
Следует отметить, что при использовании в скважинной текучей среде композиция согласно настоящему изобретению может содержать определенные ингредиенты, приспособленные для конкретного применения скважинной текучей среды. Таким образом, например, если скважинная текучая среда представляет собой герметизирующую композицию, которая герметизирует подземные зоны, то можно также использовать растворимые в воде глины, сшивающие реагенты, диспергирующие вещества, цементы, наполнители и т. д. В случае вязкой текучей композиции для обработки скважин, подходящей для использования в бурении при регулируемом давлении (MPD), в композиции могут также содержаться эмульгаторы, смачивающие вещества, уменьшающие потери текучей среды добавки и утяжелители. Кроме того, как хорошо известно, текучие среды для заканчивания скважин, как правило, содержат прозрачные концентрированные солевые растворы, содержащие такой материал, как хлорид аммония, хлорид натрия, бромид натрия и т.д. Композиции согласно настоящему изобретению можно использовать для улучшения диспергирования добавок в получаемых в результате текучих средах для заканчивания скважин, таким образом, что суспендированные частицы оставались суспендированными в течение более продолжительных периодов времени или при более высоких температурах перед введением в текучие среды для заканчивания скважин. В текучих средах для гидравлического разрыва согласно настоящему изобретению, помимо повышающего вязкость наполнителя, могут содержаться расклинивающие наполнители, определенные полимерные материалы и другие ингредиенты. Способы использования разнообразных скважинных текучих сред для определенных целей хорошо известны специалистам в данной области техники и также предусматриваются настоящим изобретением. Как правило, в скважинных текучих средах согласно настоящему изобретению может содержаться добавка, выбранная из группы, которую составляют эмульгаторы, смачивающие вещества, повышающие вязкость вещества, утяжелители, ограничивающие потерю текучей среды вещества, расклинивающие наполнители и твердые частицы для образования гравийных фильтров.
Хотя в настоящем документе описываются некоторые подробности конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, это описание приводится исключительно для целей разъяснения разнообразных аспектов настоящего изобретения и не предназначается для ограничения объема настоящего изобретения, который определяется в следующей формуле изобретения. Специалисты в данной области техники понимают, что представленный и описанный вариант осуществления является примерным, и другие разнообразные замены, изменения и модификации, включая, но не ограничиваясь ими, те проектные альтернативы, которые конкретно обсуждаются в настоящем документе, можно осуществлять на практике согласно настоящему изобретению без выхода за пределы его объема.
Claims (45)
1. Применение отслаивающего материала для повышения вязкости неводной текучей основы, содержащей органофильную глину, при этом отслаивающий материал содержит:
глицеринкарбонат и
алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу:
в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру:
в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода,
R2 представляет собой H или CH3,
R3 представляет собой H или CH3,
a составляет от 0 до 12 и
b составляет от 1 до 12.
2. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве по меньшей мере 10 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве до 90 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.
3. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 80 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 20 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.
4. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 70 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 30 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.
5. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 60 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 40 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.
6. Применение по п. 1, в котором вышеупомянутая органофильная глина представляет собой глину типа смектита, выбранную из группы, которую составляют бентонит, гекторит, монтмориллонит, нонтронит, бейделлит, сапонит, стевенсит и их смеси.
7. Скважинная текучая среда, которая содержит:
углеводородную основу;
органофильную глину;
отслаивающий материал, включающий глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу:
в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру:
в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода,
R2 представляет собой H или CH3,
R3 представляет собой H или CH3,
a составляет от 0 до 12 и
b составляет от 1 до 12.
8. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутая углеводородная основа содержит более чем 20% нафтенов.
9. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутая углеводородная основа содержит от 10% до 35% изопарафинов.
10. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве по меньшей мере 10 мас.%, и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве до 90 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.
11. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 80 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 20 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.
12. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 70 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 30 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.
13. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутый глицеринкарбонат присутствует в количестве 60 мас.% и вышеупомянутый алкоксилированный спирт присутствует в количестве 40 мас.% по отношению к полной массе отслаивающего материала.
14. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутая органофильная глина представляет собой глину типа смектита, выбранную из группы, которую составляют бентонит, гекторит, монтмориллонит, нонтронит, бейделлит, сапонит, стевенсит и их смеси.
15. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой вышеупомянутая органофильная глина присутствует в количестве от 1 мас.% до 5 мас.% и вышеупомянутый отслаивающий материал присутствует в количестве от 0,005 мас.% до 1 мас.% по отношению к полной массе композиции.
16. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой дополнительно содержится:
вода в количестве от 30 до 50 мас.% по отношению к массе вышеупомянутой органофильной глины.
17. Скважинная текучая среда по п. 7, в которой дополнительно содержится:
добавка, включающая по меньшей мере одно из веществ, представляющих собой эмульгаторы, смачивающие вещества, повышающие вязкость вещества, утяжелители, ограничивающие потерю текучей среды вещества, расклинивающие наполнители и твердые частицы для образования гравийных фильтров.
18. Способ обработки скважин, включающий:
введение в скважину скважинной текучей среды по п. 7 и добавки, включающей по меньшей мере одно из веществ, представляющих собой эмульгаторы, смачивающие вещества, повышающие вязкость вещества, утяжелители, ограничивающие потерю текучей среды вещества, расклинивающие наполнители и твердые частицы для образования гравийных фильтров.
19. Способ по п. 18, в котором вышеупомянутая обработка включает бурение скважины.
20. Способ по п. 18, в котором вышеупомянутая обработка включает гидравлический разрыв скважины.
21. Способ по п. 18, в котором вышеупомянутая обработка включает образование гравийного фильтра.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361856200P | 2013-07-19 | 2013-07-19 | |
| US61/856,200 | 2013-07-19 | ||
| PCT/US2014/047182 WO2015010011A1 (en) | 2013-07-19 | 2014-07-18 | Composition for use in conducting downhole operations in oil and gas wells |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016105471A RU2016105471A (ru) | 2017-08-24 |
| RU2016105471A3 RU2016105471A3 (ru) | 2018-03-27 |
| RU2669411C2 true RU2669411C2 (ru) | 2018-10-11 |
Family
ID=52346749
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016105471A RU2669411C2 (ru) | 2013-07-19 | 2014-07-18 | Композиция, используемая для выполнения скважинных операций в нефтяных и газовых скважинах |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9988570B2 (ru) |
| EP (1) | EP3022390B1 (ru) |
| CN (1) | CN105531442B (ru) |
| AU (1) | AU2014290532B2 (ru) |
| CA (1) | CA2917622C (ru) |
| DK (1) | DK3022390T3 (ru) |
| MX (1) | MX2016000744A (ru) |
| RU (1) | RU2669411C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015010011A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201600232B (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2912135B1 (en) * | 2012-10-29 | 2019-05-01 | Sasol Performance Chemicals GmbH | Use of activators for the viscosification of non-aqueous fluids |
| CN103637579A (zh) * | 2013-12-24 | 2014-03-19 | 黄小卫 | 一种活动沙发电动机械伸展装置 |
| MY193992A (en) | 2016-06-16 | 2022-11-04 | Halliburton Energy Services Inc | Drilling fluid for downhole electrocrushing drilling |
| BR112018073478A2 (pt) | 2016-06-16 | 2019-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | fluido de perfuração de eletroesmagamento, sistema de perfuração de eletroesmagamento, e, método de perfuração de eletroesmagamento |
| EP3436542A4 (en) * | 2016-06-16 | 2019-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | DRILLING FLUID FOR ELECTRIC CUTTING DRILLING IN A DRILLING HOLE |
| US10717915B2 (en) | 2016-06-16 | 2020-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid for downhole electrocrushing drilling |
| US10557073B2 (en) | 2016-06-16 | 2020-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid for downhole electrocrushing drilling |
| WO2018187463A1 (en) * | 2017-04-04 | 2018-10-11 | Harcros Chemicals, Inc. | Surfactants having non-conventional hydrophobes |
| PL3741812T3 (pl) | 2019-05-20 | 2022-10-03 | Henkel Ag & Co. Kgaa | Sposób wytwarzania co najmniej częściowo eksfoliowanej glinki z użyciem środka eksfoliującego obejmującego częściowy ester (met)akrylanu poli(tlenku alkilenu), cykliczny węglan i wodę |
| CN111548778B (zh) * | 2020-05-20 | 2023-06-02 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种液体悬浮液形式的提粘剂及其制备方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4828723A (en) * | 1987-07-15 | 1989-05-09 | Colgate-Palmolive Company | Stable non-aqueous suspension containing organophilic clay and low density filler |
| US20020192267A1 (en) * | 2001-04-26 | 2002-12-19 | Huntsman Petrochemical Corporation | Advances in towelettes |
| US6620769B1 (en) * | 2000-11-21 | 2003-09-16 | Hercules Incorporated | Environmentally acceptable fluid polymer suspension for oil field services |
| US20070071703A1 (en) * | 2005-09-28 | 2007-03-29 | Lin Samuel Qcheng S | High efficiency master gels for thickening oil based compositions |
| WO2010058161A1 (en) * | 2008-11-19 | 2010-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Density-matched suspensions and associated methods |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2531427A (en) | 1946-05-03 | 1950-11-28 | Ernst A Hauser | Modified gel-forming clay and process of producing same |
| BE582883A (ru) | 1958-10-28 | |||
| US4105578A (en) | 1976-12-10 | 1978-08-08 | N L Industries, Inc. | Organophilic clay having enhanced dispersibility |
| US4208218A (en) | 1978-03-27 | 1980-06-17 | Nl Industries, Inc. | Viscosity increasing additive for non-aqueous fluid systems |
| US4439328A (en) * | 1981-12-28 | 1984-03-27 | Moity Randolph M | Well servicing fluid additive |
| US5298070A (en) * | 1990-11-09 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Cement fluid loss reduction |
| EP1316577B1 (en) * | 2001-11-30 | 2005-02-23 | Akzo Nobel N.V. | Method for preparing polymers of glycerol with a saponite catalyst |
| US8691733B2 (en) * | 2009-09-01 | 2014-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Suspension characteristics in invert emulsions |
| US9816025B2 (en) * | 2012-07-09 | 2017-11-14 | Tucc Technology, Llc | Methods and compositions for the controlled crosslinking and viscosifying of well servicing fluids utilizing mixed borate hydrocarbon-based suspensions |
| US20140110115A1 (en) * | 2012-10-18 | 2014-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelling Agents and Methods of Using the Same |
-
2014
- 2014-07-18 US US14/902,865 patent/US9988570B2/en active Active
- 2014-07-18 DK DK14826402.1T patent/DK3022390T3/da active
- 2014-07-18 AU AU2014290532A patent/AU2014290532B2/en active Active
- 2014-07-18 RU RU2016105471A patent/RU2669411C2/ru active
- 2014-07-18 CN CN201480041005.7A patent/CN105531442B/zh active Active
- 2014-07-18 CA CA2917622A patent/CA2917622C/en active Active
- 2014-07-18 WO PCT/US2014/047182 patent/WO2015010011A1/en active Application Filing
- 2014-07-18 EP EP14826402.1A patent/EP3022390B1/en active Active
- 2014-07-18 MX MX2016000744A patent/MX2016000744A/es unknown
-
2016
- 2016-01-12 ZA ZA2016/00232A patent/ZA201600232B/en unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4828723A (en) * | 1987-07-15 | 1989-05-09 | Colgate-Palmolive Company | Stable non-aqueous suspension containing organophilic clay and low density filler |
| US6620769B1 (en) * | 2000-11-21 | 2003-09-16 | Hercules Incorporated | Environmentally acceptable fluid polymer suspension for oil field services |
| US20020192267A1 (en) * | 2001-04-26 | 2002-12-19 | Huntsman Petrochemical Corporation | Advances in towelettes |
| US20070071703A1 (en) * | 2005-09-28 | 2007-03-29 | Lin Samuel Qcheng S | High efficiency master gels for thickening oil based compositions |
| WO2010058161A1 (en) * | 2008-11-19 | 2010-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Density-matched suspensions and associated methods |
| US20130172450A1 (en) * | 2008-11-19 | 2013-07-04 | Sam Lewis | Density-matched suspensions and associated methods |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016105471A (ru) | 2017-08-24 |
| CN105531442A (zh) | 2016-04-27 |
| CA2917622A1 (en) | 2015-01-22 |
| EP3022390A4 (en) | 2017-02-22 |
| CN105531442B (zh) | 2018-12-21 |
| ZA201600232B (en) | 2017-04-26 |
| WO2015010011A1 (en) | 2015-01-22 |
| EP3022390A1 (en) | 2016-05-25 |
| MX2016000744A (es) | 2016-04-13 |
| EP3022390B1 (en) | 2021-11-17 |
| US20160152883A1 (en) | 2016-06-02 |
| AU2014290532A1 (en) | 2016-02-11 |
| CA2917622C (en) | 2021-07-13 |
| US9988570B2 (en) | 2018-06-05 |
| AU2014290532B2 (en) | 2018-08-02 |
| RU2016105471A3 (ru) | 2018-03-27 |
| DK3022390T3 (da) | 2022-02-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2669411C2 (ru) | Композиция, используемая для выполнения скважинных операций в нефтяных и газовых скважинах | |
| US11078396B2 (en) | Spacer fluid compositions, methods, and systems for aqueous based drilling mud removal | |
| EP2809742B1 (en) | Cellulose nanowhiskers in well services | |
| AU2014293246B2 (en) | Poly(alkyenylamide)-polysaccharide hydrogels for treatment of subterranean formations | |
| AU2013323545B2 (en) | Method for improving high temperature rheology in drilling fluids | |
| EA026143B1 (ru) | Материал на основе графена для стабилизации сланцев и способ применения | |
| US10308866B2 (en) | Synergistic effect of cosurfactants on the rheological performance of drilling, completion and fracturing fluids | |
| CA2594173C (en) | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods | |
| AU2014382640C1 (en) | Viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| RU2649707C2 (ru) | Активаторы для повышения вязкости неводных текучих сред | |
| CA2594208C (en) | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods | |
| DK2714835T3 (en) | Methods for Modifying Drilling Fluids to Improve Circulation Loss Management | |
| US20210131201A1 (en) | Oil swellable material for low temperature lost circulation material application | |
| EP3577188A1 (en) | Spacer fluid compositions, methods, and systems for aqueous based drilling mud removal |