RU2816934C1 - Wellbore servicing fluid, methods of manufacture and use thereof - Google Patents
Wellbore servicing fluid, methods of manufacture and use thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2816934C1 RU2816934C1 RU2022127838A RU2022127838A RU2816934C1 RU 2816934 C1 RU2816934 C1 RU 2816934C1 RU 2022127838 A RU2022127838 A RU 2022127838A RU 2022127838 A RU2022127838 A RU 2022127838A RU 2816934 C1 RU2816934 C1 RU 2816934C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- fluid
- wellbore
- wellbore servicing
- alternatively
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 184
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 58
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 57
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 14
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 13
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 6
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 claims description 3
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000003225 biodiesel Substances 0.000 claims description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 3
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 claims description 3
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical class [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 3
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims description 3
- 125000005375 organosiloxane group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims description 3
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 claims description 3
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 claims description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 60
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 30
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 30
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 29
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 14
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 5
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 abstract description 5
- 238000010790 dilution Methods 0.000 abstract description 4
- 239000012895 dilution Substances 0.000 abstract description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000002386 leaching Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 18
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 16
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 12
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 11
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 11
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- 239000013074 reference sample Substances 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 8
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 8
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 8
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 6
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 125000006588 heterocycloalkylene group Chemical group 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 5
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 125000004169 (C1-C6) alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- QENRKQYUEGJNNZ-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-1-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(C)C(S(O)(=O)=O)NC(=O)C=C QENRKQYUEGJNNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000882 C2-C6 alkenyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000005915 C6-C14 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 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
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 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 2
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 125000001072 heteroaryl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000000592 heterocycloalkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- AMXOYNBUYSYVKV-UHFFFAOYSA-M lithium bromide Chemical compound [Li+].[Br-] AMXOYNBUYSYVKV-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M lithium chloride Chemical compound [Li+].[Cl-] KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- LLYCMZGLHLKPPU-UHFFFAOYSA-M perbromate Chemical compound [O-]Br(=O)(=O)=O LLYCMZGLHLKPPU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019355 sepiolite Nutrition 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
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 238000012384 transportation and delivery Methods 0.000 description 2
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000416162 Astragalus gummifer Species 0.000 description 1
- 125000003601 C2-C6 alkynyl group Chemical group 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 description 1
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 229920000569 Gum karaya Polymers 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 1
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000934878 Sterculia Species 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 229920001615 Tragacanth Polymers 0.000 description 1
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000000304 alkynyl group Chemical group 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- WYTGDNHDOZPMIW-RCBQFDQVSA-N alstonine Natural products C1=CC2=C3C=CC=CC3=NC2=C2N1C[C@H]1[C@H](C)OC=C(C(=O)OC)[C@H]1C2 WYTGDNHDOZPMIW-RCBQFDQVSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940092782 bentonite Drugs 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 230000002599 biostatic effect Effects 0.000 description 1
- SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M bromate Inorganic materials [O-]Br(=O)=O SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-N bromic acid Chemical compound OBr(=O)=O SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 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 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M choline chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCO SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960003178 choline chloride Drugs 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000013527 degreasing agent Substances 0.000 description 1
- ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N dialuminum;disodium;oxygen(2-);silicon(4+);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Na+].[Na+].[Al+3].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[Si+4] ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 239000007884 disintegrant Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 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
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 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 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 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 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010494 karaya gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000231 karaya gum Substances 0.000 description 1
- 229940039371 karaya gum Drugs 0.000 description 1
- 229940094522 laponite Drugs 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B lithium magnesium sodium silicate Chemical compound [Li+].[Li+].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Na+].[Na+].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3 XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- XKPJKVVZOOEMPK-UHFFFAOYSA-M lithium;formate Chemical compound [Li+].[O-]C=O XKPJKVVZOOEMPK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000711 locust bean gum Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000002557 mineral fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000273 nontronite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 239000001814 pectin Substances 0.000 description 1
- 229920001277 pectin Polymers 0.000 description 1
- 235000010987 pectin Nutrition 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003961 penetration enhancing agent Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L peroxydisulfate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229910000275 saponite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 description 1
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 239000013008 thixotropic agent Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИTECHNICAL FIELD
Данная заявка относится к композиции, и, более конкретно, данная заявка относится к жидкости для обслуживания ствола скважины, которую можно использовать при добыче природных ресурсов из ствола скважины, проникающего в подземный пласт.This application relates to a composition, and more particularly, this application relates to a wellbore servicing fluid that can be used in the extraction of natural resources from a wellbore penetrating a subterranean formation.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE ART
Данное раскрытие в целом относится к композиции. Более конкретно, оно относится к жидкости для обслуживания ствола скважины и способам ее получения и применения для обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, например, во время операции бурения.This disclosure generally relates to the composition. More specifically, it relates to a wellbore servicing fluid and methods for producing and using it to treat a wellbore penetrating a subterranean formation, such as during a drilling operation.
Углеводороды, такие как нефть и газ, находящиеся в подземном пласте или зоне, обычно извлекаются путем бурения ствола скважины вниз до подземного пласта при циркуляции бурового раствора в стволе скважины. Буровой раствор обычно циркулирует вниз через внутреннюю часть бурильной трубы и вверх через затрубное пространство, которое расположено между внешней стороной бурильной трубы и внутренней стенкой ствола скважины. Среди других функций буровой раствор может служить для транспортировки бурового шлама на поверхность, охлаждения бурового долота и обеспечения гидростатического давления на стенки пробуренного ствола скважины.Hydrocarbons, such as oil and gas, located in a subterranean formation or zone are typically recovered by drilling a wellbore down to the subterranean formation while circulating drilling fluid through the wellbore. The drilling fluid typically circulates down through the inside of the drill pipe and up through the annulus, which is located between the outside of the drill pipe and the inside wall of the wellbore. Among other functions, drilling fluid can serve to transport drill cuttings to the surface, cool the drill bit, and provide hydrostatic pressure to the walls of the drilled wellbore.
Плотность бурового раствора может быть важным фактором для контроля во время буровых работ, поскольку гидростатическое давление, оказываемое буровым раствором, прямо пропорционально плотности бурового раствора. Гидростатическое давление будет увеличиваться с увеличением плотности бурового раствора и высоты столба жидкости. Избыточное гидростатическое давление выше градиента гидроразрыва пласта может привести к преждевременному гидроразрыву пласта и, как следствие, к повреждению пласта и водоотдаче. Чтобы устранить эти и другие проблемы, в водный буровой раствор можно добавить масло для снижения плотности, но эти системы могут быть нестабильными в статических условиях. Такие масляно-водяные системы могут быстро расслаиваться даже при использовании эмульгатора. Кроме того, эти системы могут становиться все более нестабильными при более высокой минерализации, например, в буровых растворах на основе солевого раствора, которые могут не подходить для хранения в течение длительного периода и могут потребовать дополнительного наземного оборудования для подготовки и использования.The density of the drilling fluid can be an important factor to control during drilling operations because the hydrostatic pressure exerted by the drilling fluid is directly proportional to the density of the drilling fluid. Hydrostatic pressure will increase with increasing drilling fluid density and fluid column height. Excess hydrostatic pressure above the formation hydraulic fracturing gradient can lead to premature hydraulic fracturing of the formation and, as a result, formation damage and fluid loss. To overcome these and other problems, oil can be added to aqueous drilling fluid to reduce density, but these systems may be unstable under static conditions. Such oil-water systems can quickly separate even when an emulsifier is used. Additionally, these systems may become increasingly unstable at higher salinities, such as in brine-based drilling fluids, which may not be suitable for long-term storage and may require additional surface equipment for preparation and use.
Следовательно, существует постоянная потребность в буровом растворе с меньшей плотностью и повышенной стабильностью, особенно когда буровой раствор содержит соли.Consequently, there is a constant need for drilling fluid with lower density and increased stability, especially when the drilling fluid contains salts.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHIC MATERIALS
Для более полного понимания данного изобретения далее приведена ссылка на следующее краткое описание, рассматриваемое в связи с прилагаемыми графическими материалами и подробным описанием, в которых одинаковые ссылочные позиции представляют собой одинаковые детали.To provide a more complete understanding of the present invention, reference is made to the following brief description when taken in conjunction with the accompanying drawings and detailed description, in which like reference numerals represent like parts.
На Фиг. 1 изображено схематическое изображение примерной буровой компоновки.In FIG. 1 is a schematic representation of an exemplary drilling assembly.
На Фиг. 2А и 2В изображены фотографии образцов после горячей прокатки в соответствии с некоторыми аспектами раскрытия.In FIG. 2A and 2B are photographs of samples after hot rolling in accordance with certain aspects of the disclosure.
На Фиг. 3А и 3В изображены фотографии образцов после статического старения в соответствии с некоторыми аспектами раскрытия.In FIG. 3A and 3B are photographs of samples after static aging in accordance with certain aspects of the disclosure.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕDETAILED DESCRIPTION
С самого начала следует понимать, что хотя ниже приведено иллюстративное применение одного или более вариантов реализации, раскрытые системы и/или способы могут быть применены с использованием любого количества методик, известных или существующих в настоящее время. Данное изобретение никоим образом не должно ограничиваться иллюстративными применениями, графическими материалами и методиками, проиллюстрированными ниже, включая иллюстративные конструкции и осуществления, проиллюстрированные и описанные в данном документе, но может быть модифицировано в пределах объема прилагаемой формулы изобретения вместе с полным объемом ее эквивалентов.It should be understood at the outset that while the following is an illustrative application of one or more embodiments, the disclosed systems and/or methods can be implemented using any number of techniques currently known or existing. This invention is not to be limited in any way to the illustrative applications, drawings and techniques illustrated below, including the illustrative designs and implementations illustrated and described herein, but may be modified within the scope of the appended claims along with their full scope of equivalents.
Следует понимать, что «подземный пласт» охватывает как участки под открытой землей, так и участки под землей, покрытые водой, такой как океан или пресная вода. В данном раскрытии термин «верх» означает скважину на поверхности (например, устье скважины, которое может быть расположено на суше или под водой, например, устье подводной скважины), а направление вдоль ствола скважины к поверхности скважины обозначается как «вверх»; «дно» означает конец ствола скважины, удаленный от поверхности, а направление вдоль ствола скважины от поверхности ствола скважины именуется «вниз». Например, в горизонтальном стволе скважины два места могут находиться на одном уровне (т.е. на глубине подземного пласта), место ближе к поверхности скважины (путем сравнения длин вдоль ствола скважины от поверхности ствола скважины до этих мест) именуется «выше», а другое место, расположенное дальше от поверхности скважины (путем сравнения длин вдоль ствола скважины от поверхности ствола скважины до мест), именуется «ниже» или «ниже чем» другое место.It should be understood that "subterranean formation" includes both areas under open earth and areas under the earth covered by water, such as ocean or fresh water. In this disclosure, the term "up" means a well at the surface (eg, a wellhead that may be located on land or underwater, such as a subsea wellhead), and the direction along the wellbore toward the surface of the well is referred to as "up"; "bottom" means the end of the wellbore away from the surface, and the direction along the wellbore from the surface of the wellbore is referred to as "down". For example, in a horizontal wellbore, two locations may be at the same level (i.e., at the depth of an underground formation), the location closer to the wellbore surface (by comparing the lengths along the wellbore from the wellbore surface to these locations) is referred to as "above", and another location further from the wellbore surface (by comparing lengths along the wellbore from the wellbore surface to locations) is referred to as "below" or "lower than" the other location.
В данном документе раскрыта жидкость для обслуживания ствола скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины может представлять собой такую жидкость, как прямая эмульсия, которая также может именоваться эмульсией масло-в-воде. Характеристикой такой жидкости, как прямая эмульсия, может быть то, что водная фаза эмульсии является внешней фазой или непрерывной фазой, тогда как масляная фаза является внутренней фазой или дисперсной фазой. Такая жидкость, как прямая эмульсия, может быть использована во время операции бурения ствола скважины, чтобы способствовать созданию и углублению ствола скважины сквозь подземный пласт. Как правило, может быть желательным поддерживать подземный пласт в водонасыщенном состоянии, когда тонкая пленка воды может покрывать поверхность матрицы подземного пласта. Водонасыщенное состояние может обеспечить более эффективный перенос углеводородов, чем когда подземный пласт находится в смачиваемом нефтью состоянии. Такая жидкость, как прямая эмульсия, может обеспечить определенные преимущества при бурении пластов, в которых желателен буровой раствор с относительно низкой плотностью. Такая жидкость, как прямая эмульсия, может быть смешана до различных плотностей, подходящих для конкретного применения.Disclosed herein is a wellbore servicing fluid. The wellbore service fluid may be a fluid such as a direct emulsion, which may also be referred to as an oil-in-water emulsion. A characteristic of a liquid such as a direct emulsion may be that the aqueous phase of the emulsion is the external phase or continuous phase, while the oil phase is the internal phase or dispersed phase. A fluid such as a direct emulsion may be used during a wellbore drilling operation to help create and deepen a wellbore through a subterranean formation. In general, it may be desirable to maintain the subterranean formation in a water-saturated state, where a thin film of water can cover the surface of the subterranean formation matrix. A water-saturated state can provide more efficient hydrocarbon transport than when the subsurface formation is in an oil-wet state. A fluid such as a direct emulsion can provide certain advantages when drilling formations in which a relatively low density drilling fluid is desired. A liquid such as a direct emulsion can be mixed to various densities suitable for a particular application.
Жидкость для обслуживания ствола скважины, описанная в данном документе, может содержать водную жидкость, масло и соединение Структуры I или Структуры II:The wellbore servicing fluid described herein may contain an aqueous fluid, an oil, and a Structure I or Structure II compound:
Структура I: Structure I:
Структура II: Structure II:
В аспектах R1, R2 и R3 независимо выбраны из группы, включающей -NH2, -NR7R8, -Н, -ОН, галоген, линейный или разветвленный (С1-С6)алкил, линейный или разветвленный (С2-С6)алкенил, линейный или разветвленный (С2-Сб)алкинил, (С6-С14)арил, (С3-С14)-циклоалкил, (С6-С14)арил-(С1-С6)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(С1-С6)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил, (3-14-членный)гетероциклоалкил, (3-14-членный)гетероциклоалкил-(С1-С6алкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (С6-С14)арил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (С6-С14)арил-(С1-С6)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(С1-С6)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен- и (3-14-членный)гетероциклоалкил-(С1-С6)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-.In aspects, R 1 , R 2 and R 3 are independently selected from the group consisting of -NH 2 , -NR 7 R 8 , -H, -OH, halogen, linear or branched (C 1 -C 6 )alkyl, linear or branched ( C 2 -C 6 )alkenyl, linear or branched (C 2 -C b )alkynyl, (C 6 -C 14 )aryl, (C 3 -C 14 )-cycloalkyl, (C 6 -C 14 )aryl-(C 1 -C 6 )alkylene-, (5-14-membered) heteroaryl-(C 1 -C 6 )alkylene-, (5-14-membered) heteroaryl, (3-14-membered) heterocycloalkyl, (3-14- membered)heterocycloalkyl-(C 1 -C 6 alkylene-, (5-14-membered)heteroaryl-(3-14-membered)heterocycloalkylene-, (C 6 -C 14 )aryl-(3-14-membered)heterocycloalkylene- , (C 6 -C 14 )aryl-(C 1 -C 6 )alkyl-(3-14-membered)heterocycloalkylene-, (5-14-membered)heteroaryl-(C 1 -C 6 )alkyl-(3- 14-membered) heterocycloalkylene- and (3-14-membered) heterocycloalkyl-(C 1 -C 6 )alkyl-(3-14-membered) heterocycloalkylene-.
R7 и R8 могут быть независимо выбраны из группы, включающей линейный или разветвленный (С1-С6)алкил, линейный или разветвленный (С2-С6)алкенил, линейный или разветвленный (С2-С6)алкинил, (С6-С14)арил, (С3-С14)-циклоалкил, (C6-C14)арил-(C1-С6)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(С1-С6)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил, (3-14-членный)гетероциклоалкил, (3-14-членный)гетероциклоалкил-(С1-С6)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (C6-C14)арил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (С6-С14)арил-(С1-С6)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(С1-С6)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен- и (3- 14-членный)гетероциклоалкил-(С1-С6)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-.R 7 and R 8 may be independently selected from the group consisting of linear or branched (C 1 -C 6 )alkyl, linear or branched (C 2 -C 6 )alkenyl, linear or branched (C 2 -C 6 )alkynyl, ( C 6 -C 14 )aryl, (C 3 -C 14 )-cycloalkyl, (C 6 -C 14 )aryl-(C 1 -C 6 )alkylene-, (5-14-membered) heteroaryl-(C 1 - C 6 )alkylene-, (5-14-membered) heteroaryl, (3-14 membered) heterocycloalkyl, (3-14 membered) heterocycloalkyl-(C 1 -C 6 )alkylene-, (5-14 membered) heteroaryl-(3-14-membered)heterocycloalkylene-, (C 6 -C 14 )aryl-(3-14-membered)heterocycloalkylene-, (C 6 -C 14 )aryl-(C 1 -C 6 )alkyl-( 3-14-membered)heterocycloalkylene-, (5-14-membered)heteroaryl-(C 1 -C 6 )alkyl-(3-14-membered)heterocycloalkylene- and (3-14-membered)heterocycloalkyl-(C 1 - C 6 )alkyl-(3-14-membered) heterocycloalkylene-.
В некоторых аспектах по меньшей мере один из R1, R2 и R3 представляет собой -NH2. В некоторых аспектах x+y+z составляет от около 70 до около 100, в альтернативном варианте от около 75 до около 95 или в альтернативном варианте от около 80 до около 90. В одном или более аспектах каждый из R1, R2 и R3 представляет собой -NH2, и x+y+z составляет около 85.In some aspects, at least one of R 1 , R 2 and R 3 is -NH 2 . In some aspects, x+y+z is from about 70 to about 100, in the alternative from about 75 to about 95, or in the alternative from about 80 to about 90. In one or more aspects, each of R 1 , R 2 and R 3 represents -NH 2 and x+y+z is about 85.
Соединение Структуры I может иметь молекулярную массу от около 4000 Дальтон (Да) до около 6000 Да, в альтернативном варианте от около 4500 Да до около 5500 Да или в альтернативном варианте от около 4250 Да до около 4750 Да.The Structure I compound may have a molecular weight of about 4000 Daltons (Da) to about 6000 Da, alternatively from about 4500 Da to about 5500 Da, or alternatively from about 4250 Da to about 4750 Da.
В некоторых аспектах р составляет от около 3 до около 40, в альтернативном варианте от около 3 до около 35 или в альтернативном варианте от около 3 до около 30. Соединение Структуры II может иметь молекулярную массу от около 220 Да до около 2000 Да, в альтернативном варианте от около 250 Да до около 1800 Да или в альтернативном варианте от около 250 Да до около 1750 Да.In some aspects, p is from about 3 to about 40, in the alternative from about 3 to about 35, or in the alternative from about 3 to about 30. The compound of Structure II may have a molecular weight from about 220 Da to about 2000 Da, in the alternative alternatively from about 250 Da to about 1800 Da or in the alternative from about 250 Da to about 1750 Da.
Соединение может быть в форме жидкости. В некоторых аспектах соединение присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,5 фунтов на баррель (фунт/баррель) до около 10 фунтов/баррель, в альтернативном варианте, от около 0,5 фунтов/баррель до около 8 фунтов/баррель, в альтернативном варианте, от около 0,5 фунтов/баррель до около 6 фунтов/баррель или, в альтернативном варианте, от около 0,5 фунтов/баррель до около 4 фунтов/баррель.The compound may be in the form of a liquid. In some aspects, the compound is present in the wellbore service fluid in an amount of from about 0.5 pounds per barrel (lb/bbl) to about 10 lb/bbl, alternatively, from about 0.5 lb/bbl to about 8 lb/bbl. barrel, alternatively from about 0.5 pounds/barrel to about 6 pounds/barrel or, alternatively, from about 0.5 pounds/barrel to about 4 pounds/barrel.
Соединение может быть многофункциональным. В некоторых аспектах соединение действует как эмульгатор, который повышает стабильность такой жидкости, как прямая эмульсия (например, жидкости для обслуживания ствола скважины), за счет снижения межфазного натяжения между водой и маслом. В одном или более аспектах соединение действует как ингибитор коррозии и/или ингибитор глинистых сланцев. Ингибитор коррозии предназначен для защиты металлических (например, из железа и стали) компонентов в стволе скважины и обрабатывающего оборудования от жидкости. Ингибитор глинистых сланцев может уменьшить набухание чувствительных глинистых сланцев и бурового шлама, подвергающихся воздействию буровых растворов.The connection can be multifunctional. In some aspects, the compound acts as an emulsifier that improves the stability of a fluid such as a direct emulsion (eg, a wellbore service fluid) by reducing the interfacial tension between water and oil. In one or more aspects, the compound acts as a corrosion inhibitor and/or a shale inhibitor. A corrosion inhibitor is designed to protect metal (such as iron and steel) components in the wellbore and processing equipment from fluid. A shale inhibitor can reduce the swelling of sensitive shale and drill cuttings exposed to drilling fluids.
В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины содержит масло. Примеры подходящих масел, которые могут быть включены в состав жидкости для обслуживания ствола скважины, могут включать, но не ограничиваться ими, по меньшей мере одно масло, выбранное из группы, включающей алканы, олефины, алкины, ароматические углеводороды, талловое масло, сырую нефть, легкий газойль, сложноэфирное синтетическое масло, дизельное топливо, циклоалкан, сжиженный нефтяной газ, керосин, газойль, мазут, парафиновое масло, минеральное масло, рафинированное масло, низкотоксичное минеральное масло, сложный эфир, амид, синтетическое масло, полидиорганосилоксан, силоксан, органосилоксан, эфир, диалкилкарбонат, растительное масло, биодизель, возобновляемое дизельное топливо и их комбинации. В одном или более аспектах масло включает синтетическое масло.In one or more aspects, the wellbore servicing fluid comprises an oil. Examples of suitable oils that may be included in the wellbore servicing fluid may include, but are not limited to, at least one oil selected from the group consisting of alkanes, olefins, alkynes, aromatic hydrocarbons, tall oil, crude oil, light gas oil, ester synthetic oil, diesel fuel, cycloalkane, liquefied petroleum gas, kerosene, gas oil, fuel oil, paraffin oil, mineral oil, refined oil, low toxicity mineral oil, ester, amide, synthetic oil, polydiorganosiloxane, siloxane, organosiloxane, ether , dialkyl carbonate, vegetable oil, biodiesel, renewable diesel fuel and combinations thereof. In one or more aspects, the oil includes a synthetic oil.
В некоторых аспектах масло присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 1% об. до около 40% об. от общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины, в альтернативном варианте от около 5% об. до около 40% об. или в альтернативном варианте от около 5% об. до около 35% об.In some aspects, the oil is present in the wellbore service fluid in an amount of about 1% vol. up to about 40% vol. of the total volume of wellbore servicing fluid, alternatively from about 5% vol. up to about 40% vol. or alternatively from about 5% vol. up to about 35% vol.
Жидкость для обслуживания ствола скважины может содержать водную жидкость. Как правило, водная жидкость может быть из любого источника при условии, что она не содержит компонентов в количестве, которое может нежелательным образом воздействовать на другие компоненты жидкости для обслуживания ствола скважины. Например, водная жидкость может быть выбрана из группы, включающей по существу пресную воду, поверхностные воды, подземные воды, пластовую воду, соленую воду, морскую воду, солевой раствор (например, подземный природный солевой раствор, приготовленный солевой раствор и т.д.) и их комбинации. В некоторых аспектах водная жидкость содержит солевой рассол. В одном или более аспектах солевой рассол содержит одновалентные или двухвалентные соли, такие как, без ограничения, по меньшей мере одну соль, выбранную из группы, включающей хлорид натрия, бромид натрия, бромид калия, хлорид калия, хлорид магния, хлорид кальция, бромид кальция, бромид калия, формиат калия, формиат цезия, хлорид лития, бромид лития, формиат натрия, формиат лития, хлорид аммония, хлорид тетраметиламмония, хлорид холина, ацетат калия и их комбинации. Приготовленный солевой раствор можно приготовить путем растворения одной или более растворимых солей в воде, природном солевом растворе или морской воде.The wellbore servicing fluid may comprise an aqueous fluid. In general, the aqueous fluid can be from any source as long as it does not contain components in an amount that would adversely affect other components of the wellbore fluid. For example, the aqueous liquid may be selected from the group consisting of substantially fresh water, surface water, ground water, produced water, salt water, sea water, brine (e.g., underground natural brine, prepared brine, etc.) and their combinations. In some aspects, the aqueous liquid comprises a saline brine. In one or more aspects, the brine contains monovalent or divalent salts, such as, without limitation, at least one salt selected from the group consisting of sodium chloride, sodium bromide, potassium bromide, potassium chloride, magnesium chloride, calcium chloride, calcium bromide , potassium bromide, potassium formate, cesium formate, lithium chloride, lithium bromide, sodium formate, lithium formate, ammonium chloride, tetramethylammonium chloride, choline chloride, potassium acetate and combinations thereof. A prepared saline solution can be prepared by dissolving one or more soluble salts in water, natural brine, or seawater.
Солевой раствор может представлять собой насыщенный или ненасыщенный солевой раствор. Соль может присутствовать в солевом растворе в любом количестве для образования насыщенного раствора или перенасыщенного раствора. Например, соль может быть включена в количестве от около 1% до около 50% по массе солевого рассола. В альтернативном варианте от около 1% до около 5% по массе, от около 5% до около 10% по массе, от около 10% до около 15% по массе, от около 15% до около 20% по массе, от около 20% до около 25% по массе, от около 25% до около 30% по массе, от около 30% до около 35% по массе, от около 35% до около 40% по массе, от около 40% до около 45% по массе, от около 45% до около 50% по массе, или от около 10% до около 30% по массе. Солевой раствор может уменьшить разбавление и/или объем жидкости для обслуживания ствола скважины, тем самым уменьшая объемы отходов.The saline solution may be a saturated or unsaturated saline solution. Salt may be present in the brine solution in any amount to form a saturated solution or a supersaturated solution. For example, salt may be included in an amount from about 1% to about 50% by weight of the salt brine. Alternatively, from about 1% to about 5% by weight, from about 5% to about 10% by weight, from about 10% to about 15% by weight, from about 15% to about 20% by weight, from about 20 % to about 25% by weight, from about 25% to about 30% by weight, from about 30% to about 35% by weight, from about 35% to about 40% by weight, from about 40% to about 45% by weight by weight, from about 45% to about 50% by weight, or from about 10% to about 30% by weight. The brine solution can reduce the dilution and/or volume of wellbore service fluid, thereby reducing waste volumes.
Водная жидкость может присутствовать в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве, эффективном для получения перекачиваемой суспензии, такой как суспензия, обладающая целевыми (например, специфическими для работы или обслуживания) реологическими свойствами. В аспектах водная жидкость присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 50% об. до около 99% об. от общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины, в альтернативном варианте от около 50% об. до около 95% об. или в альтернативном варианте от около 50% об. до около 90% об.The aqueous liquid may be present in the wellbore service fluid in an amount effective to provide a pumpable slurry, such as a slurry having desired (eg, operation- or service-specific) rheological properties. In aspects, the aqueous fluid is present in the wellbore service fluid in an amount of about 50% vol. up to about 99% vol. of the total volume of fluid for servicing the wellbore, alternatively from about 50% vol. up to about 95% vol. or alternatively from about 50% vol. up to about 90% vol.
На плотность конкретной жидкости для обслуживания ствола скважины может непосредственно влиять объемное отношение масла к водной жидкости, обычно именуемое в данном документе как масло-к-воде или «М/В», в жидкости для обслуживания ствола скважины. Водная жидкость может присутствовать в виде непрерывной фазы, в то время как масло может находиться в дисперсной фазе. Любое подходящее соотношение масла-к-воде может быть использовано для образования жидкости для обслуживания ствола скважины для достижения любой целевой плотности. Например, соотношение М/В может составлять от 90:10 до 20:80. В альтернативном варианте, соотношение М/В может составлять от 90:10 до 80:20, от 80:20 до 70:30, от 70:30 до 60:40, от 60:40 до 50:50, от 50:50 до 40:60, от 40:60 до 30:70 или от 30:70 до 20:80.The density of a particular wellbore servicing fluid can be directly affected by the volumetric ratio of oil to aqueous fluid, commonly referred to herein as oil-to-water or "O/W", in the wellbore servicing fluid. The aqueous liquid may be present as a continuous phase, while the oil may be present in a dispersed phase. Any suitable oil-to-water ratio can be used to formulate a wellbore service fluid to achieve any target density. For example, the O/W ratio can range from 90:10 to 20:80. Alternatively, the O/W ratio may be from 90:10 to 80:20, from 80:20 to 70:30, from 70:30 to 60:40, from 60:40 to 50:50, from 50:50 to 40:60, from 40:60 to 30:70 or from 30:70 to 20:80.
Для объемов масла выше 50% жидкость для обслуживания ствола скважины все еще может считаться прямой эмульсией, даже если объем масла может присутствовать в количестве, превышающем количество воды, потому что соединение позволяет воде оставаться в непрерывной фазе, тем самым сохраняя жидкость для обслуживания ствола скважины водонасыщенной.For oil volumes above 50%, the wellbore service fluid can still be considered a direct emulsion, even though the volume of oil may be present in an amount greater than the amount of water, because the compound allows the water to remain in a continuous phase, thereby keeping the wellbore service fluid water-saturated .
В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины дополнительно содержит загуститель. Загуститель может включать биополимер, синтетический полимер, минералы или их комбинацию. Минералы могут включать сепиолит, аттапульгит, бентонит, бентонит натрия, монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, гекторит, самонит, смектит, каолинит, серпентин, иллит, хлорит, монтмориллонит, сапонит, фуллерову землю, аттапульгит, лапонит или их комбинации. В некоторых аспектах загуститель включает гидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар, модифицированные полисахариды, частично гидролизованный полиакриламид (ЧГПА), карбоксиметилцеллюлозу, полианионную целлюлозу, гуаровую камедь, камедь рожкового дерева, камедь карайи, трагакантовую камедь, гидрофобно модифицированные гуары, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из таких Сахаров, как манноза и галактоза, гетерополисахариды, полученные ферментацией полученных из крахмала Сахаров, ксантан, пектины, диутан, велан, геллан, склероглюкан, хитозан, декстран, замещенные или незамещенные галактоманнаны, крахмал, целлюлозу, простые эфиры целлюлозы, карбоксицеллюлозы, гидроксипропилцеллюлозу, карбоксиалкилгидроксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу, метилцеллюлозу, полиакрилат натрия, полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид, полиметакриламид, поли(акриламидо-2-метилпропансульфонат), поли(натрий-2-акриламид-3-пропилсульфонат), сополимеры акриламида и акриламидо-2-метилпропансульфонат, терполимеры акриламидо-2-метилпропансульфоната, акриламида и винилпирролидона или итаконовой кислоты, сепиолит, аттапульгит или их комбинации.In one or more aspects, the wellbore service fluid further comprises a thickener. The thickener may include a biopolymer, a synthetic polymer, minerals, or a combination thereof. The minerals may include sepiolite, attapulgite, bentonite, sodium bentonite, montmorillonite, beidellite, nontronite, hectorite, samonite, smectite, kaolinite, serpentine, illite, chlorite, montmorillonite, saponite, fuller's earth, attapulgite, laponite, or combinations thereof. In some aspects, the thickener includes hydroxyethylcellulose, hydroxypropylguar, carboxymethylhydroxypropylguar, modified polysaccharides, partially hydrolyzed polyacrylamide (PHPA), carboxymethylcellulose, polyanionic cellulose, guar gum, locust bean gum, karaya gum, gum tragacanth, hydrophobically modified guar, high molecular weight polysaccharides consisting of such Sakharov as mannose and galactose, heteropolysaccharides obtained by fermentation of sugars derived from starch, xanthan, pectins, diutan, welan, gellan, scleroglucan, chitosan, dextran, substituted or unsubstituted galactomannans, starch, cellulose, cellulose ethers, carboxycellulose, hydroxypropylcellulose, carboxyalkylhydroxyethylcellulose, carboxymethylhydroxyethylcellulose, methylcellulose, sodium polyacrylate, polyacrylamide, partially hydrolyzed polyacrylamide, polymethacrylamide, poly(acrylamido-2-methylpropanesulfonate), poly(sodium 2-acrylamide-3-propylsulfonate), copolymers of acrylamide and acrylamido-2-methylpropanesulfonate, terpolymers of acrylamido-2 -methylpropanesulfonate, acrylamide and vinylpyrrolidone or itaconic acid, sepiolite, attapulgite or combinations thereof.
В аспектах загуститель имеет сред нечисловую молекулярную массу в диапазоне от около 1,2 млн Да до около 5 млн Да, в альтернативном варианте от около 1,5 млн Да до около 4,5 млн Да, или в альтернативном варианте от около 2 млн Да до около 4 млн Да.In aspects, the thickener has a number average molecular weight ranging from about 1.2 million Da to about 5 million Da, alternatively from about 1.5 million Da to about 4.5 million Da, or in an alternative from about 2 million Da up to about 4 million Yes.
В одном или более аспектах загуститель содержится в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,001% мас. до около 3% мас. от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины, в альтернативном варианте от около 0,01% мас. до около 2,5% мас. или в альтернативном варианте от около 0,1% мас. до около 2,0% мас.In one or more aspects, the thickener is contained in the wellbore service fluid in an amount of from about 0.001% by weight. up to about 3% wt. of the total mass of the wellbore servicing fluid, alternatively from about 0.01% wt. up to about 2.5% wt. or alternatively from about 0.1% wt. up to about 2.0% wt.
В аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины дополнительно содержит одну или более добавок. Одна или более добавок могут включать усилитель скорости проникновения, жидкость для освобождения прихваченной колонны, очищающий агент, дефлокулянт, обезжириватель, рН-буфер, смачивающий агент, смазку, ингибитор глинистых сланцев, понизитель трения, агент, стабилизирующий прочность, эмульгатор, расширяющий агент, соль, агент, понижающий водоотдачу, стекловидный глинистый сланец, тиксотропный агент, диспергирующий агент, добавку, снижающую массу (например, полые стеклянные или керамические шарики), утяжеляющую добавку, поверхностно-активное вещество, ингибитор образования отложений, стабилизатор глины, агент для контроля силикатов, биоцид, биостатический агент, стабилизатор хранения, добавку для контроля фильтрации, суспендирующий агент, пенообразующее поверхностно-активное вещество, латексные эмульсии, агент для кондиционирования пласта, эластомеры, материалы, абсорбирующие газ/жидкость, смолы, суперабсорбенты, добавки, модифицирующие механические свойства (т.е. углеродные волокна, стекловолокна, металлические волокна, минеральные волокна, полимерные эластомеры, латексы и т.д.), инертные частицы, биополимер, полимер, пирогенный диоксид кремния, добавку для контроля свободной жидкости, дисперсные материалы, кислоты, основания, взаимные растворители, ингибиторы коррозии, обычные разрыхляющие агенты, модификаторы относительной проницаемости, известь, агенты для контроля глины, добавки для контроля водоотдачи, флокулянты, умягчители воды, пенообразующие агенты, ингибиторы окисления, разбавители, поглотители, поглотители газов, смазочные материалы, кольматанты, стабилизатор пены, катализаторы, диспергаторы, разрыхлители, разбавитель эмульсии, загуститель эмульсии, добавку для контроля рН, добавки для борьбы с поглощением, буферы, стабилизаторы, хелатирующие агенты, окислители, глину, восстановители, уплотняющий агент, комплексообразующий агент, хелатирующий агент, контролирующий агент, окислительный разрыхлитель и т.п. или их комбинации. Агент, разрушающий продукты окисления, может включать, например, бромат, персульфат, перборат и пербромат. С помощью данного раскрытия специалист в данной области должен быть в состоянии распознать и выбрать одну или более подходящих необязательных добавок для применения в жидкости для обслуживания ствола скважины.In aspects, the wellbore servicing fluid further contains one or more additives. The one or more additives may include a penetration enhancer, a stuck column release fluid, a cleaning agent, a deflocculant, a degreaser, a pH buffer, a wetting agent, a lubricant, a shale inhibitor, a friction reducer, a strength stabilizing agent, an emulsifier, an expanding agent, and salt. , fluid loss agent, glassy shale, thixotropic agent, dispersing agent, mass reducing agent (e.g. hollow glass or ceramic beads), weighting agent, surfactant, scale inhibitor, clay stabilizer, silicate control agent, biocide, biostatic agent, storage stabilizer, filtration control additive, suspending agent, foaming surfactant, latex emulsions, formation conditioning agent, elastomers, gas/liquid absorbent materials, resins, superabsorbents, mechanical properties modifying additives (t i.e. carbon fibers, glass fibers, metal fibers, mineral fibers, polymer elastomers, latexes, etc.), inert particles, biopolymer, polymer, pyrogenic silica, free liquid control additive, particulate materials, acids, bases, mutual Solvents, corrosion inhibitors, general disintegrating agents, relative permeability modifiers, lime, clay control agents, fluid loss control additives, flocculants, water softeners, foaming agents, oxidation inhibitors, diluents, scavengers, gas absorbers, lubricants, bridging agents, foam stabilizer , catalysts, dispersants, disintegrants, emulsion thinner, emulsion thickener, pH control additive, absorption control additives, buffers, stabilizers, chelating agents, oxidizing agents, clay, reducing agents, thickening agent, complexing agent, chelating agent, control agent, oxidizing agent baking powder, etc. or combinations thereof. The oxidation product destroying agent may include, for example, bromate, persulfate, perborate and perbromate. With the aid of this disclosure, one of ordinary skill in the art should be able to recognize and select one or more suitable optional additives for use in the wellbore servicing fluid.
В аспектах одна или более добавок присутствуют в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,001% мас. до около 50% мас. от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины, в альтернативном варианте от около 0,1% мас. до около 50% мас. или в альтернативном варианте от около 1% мас. до около 40% мас.In aspects, one or more additives are present in the wellbore servicing fluid in an amount of about 0.001% by weight. up to about 50% wt. of the total mass of the wellbore servicing fluid, alternatively from about 0.1% wt. up to about 50% wt. or alternatively from about 1% wt. up to about 40% wt.
Пластическая вязкость представляет собой вязкость, экстраполированную на бесконечную скорость сдвига, например, наклон линии напряжения сдвига/скорости сдвига выше предела текучести. Предел текучести относится к сопротивлению жидкости начальному течению или представляет собой напряжение, необходимое для начала движения жидкости. Раскрытая в данном документе жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь любую подходящую пластическую вязкость и предел текучести. При температуре от около 30°F до около 180°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь пластическую вязкость от около 1 сП до около 500 сП, в альтернативном варианте от около 1 сП до около 400 сП или в альтернативном варианте от около 1 сП до около 300 сП. При температуре около 120°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь пластическую вязкость от около 1 сП до около 80 сП, в альтернативном варианте от около 1 сП до около 70 сП или в альтернативном варианте от около 1 сП до около 60 сП. При температуре от около 30°F до около 180°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь предел текучести от около 1 фунта/100 футов2 до около 100 фунтов/100 футов2, в альтернативном варианте от около 2 фунтов/100 футов2 до около 90 фунтов/100 футов2, в альтернативном варианте от около 3 фунтов/100 футов2 до около 80 фунтов/100 футов2 или в альтернативном варианте от около 5 фунтов/100 футов2 до около 70 фунтов/100 футов. Пластическая вязкость и предел текучести могут быть рассчитаны с использованием модели пластичности Бингама.Plastic viscosity is viscosity extrapolated to infinite shear rate, such as the slope of the shear stress/shear rate line above the yield stress. Yield strength refers to a fluid's resistance to initial flow or represents the stress required to initiate fluid movement. The wellbore servicing fluid disclosed herein may have any suitable plastic viscosity and yield strength. At temperatures from about 30°F to about 180°F, the wellbore service fluid may have a plastic viscosity of from about 1 cP to about 500 cP, alternatively from about 1 cP to about 400 cP, or alternatively from about 1 cP to about 300 cP. At a temperature of about 120°F, the wellbore service fluid may have a plastic viscosity of about 1 cP to about 80 cP, alternatively from about 1 cP to about 70 cP, or alternatively from about 1 cP to about 60 cP. At temperatures from about 30°F to about 180°F, the wellbore service fluid may have a yield strength of about 1 lb/100 ft 2 to about 100 lb/100 ft 2 , alternatively from about 2 lb/100 ft 2 to about 90 lbs/100 ft 2 , alternatively about 3 lbs/100 ft 2 to about 80 lbs/100 ft 2 or alternatively about 5 lbs/100 ft 2 to about 70 lbs/100 ft 2 . Plastic viscosity and yield stress can be calculated using the Bingham plasticity model.
При температуре от около 30°F до около 180°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь 10-секундную прочность геля от около 1 фунта/100 футов2 до около 50 фунтов/100 футов2, в альтернативном варианте от около 2 фунтов/100 футов2 до около 50 фунтов/100 футов2, в альтернативном варианте от около 3 фунтов/100 футов2 до около 40 фунтов/100 футов2 или в альтернативном варианте от около 5 фунтов/100 футов2 до около 40 фунтов/100 футов. При температуре от около 30°F до около 180°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь 10-минутную прочность геля от около 1 фунта/100 футов2 до около 50 фунтов/100 футов2, в альтернативном варианте от около 2 унтов/100 футов2 до около 50 фунтов/100 футов2, в альтернативном варианте от около 3 фунтов/100 футов2 до около 40 фунтов/100 футов2 или в альтернативном варианте от около 5 фунтов/100 футов2 до около 40 фунтов/100 футов2.At temperatures from about 30°F to about 180°F, the wellbore service fluid may have a 10 second gel strength of about 1 lb/100 ft 2 to about 50 lb/100 ft 2 , alternatively from about 2 lb/100 ft 2 to about 50 lbs/100 ft 2 , alternatively from about 3 lbs/100 ft 2 to about 40 lbs/100 ft 2 or alternatively from about 5 lbs/100 ft 2 to about 40 lbs/100 ft 2 . At temperatures from about 30°F to about 180°F, the wellbore service fluid may have a 10 minute gel strength of about 1 lb/100 ft 2 to about 50 lb/100 ft 2 , alternatively from about 2 oz/100 ft 2 to about 50 lbs/100 ft 2 , alternatively from about 3 lbs/100 ft 2 to about 40 lbs/100 ft 2 or alternatively from about 5 lbs/100 ft 2 to about 40 lbs/100 ft 2 .
Раскрытая в данном документе жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь любое подходящее значение рН. В аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины имеет рН от около 7 до около 11 при комнатной температуре (около 70°F), в альтернативном варианте от около 7 до около 10,5 или в альтернативном варианте от около 8 до около 10.The wellbore servicing fluid disclosed herein may have any suitable pH value. In aspects, the wellbore service fluid has a pH of from about 7 to about 11 at room temperature (about 70°F), alternatively from about 7 to about 10.5, or alternatively from about 8 to about 10.
Жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь общую водоотдачу от около 0 мл до около 20 мл за 30 минут при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-10B-2. В альтернативном варианте общая водоотдача составляет от около 0 мл до около 15 мл за 30 минут, в альтернативном варианте от около 0 мл до около 10 мл за 30 минут или в альтернативном варианте от около 0 мл до около 7 мл за 30 минут.The wellbore service fluid may have a total fluid loss of about 0 ml to about 20 ml in 30 minutes when measured according to the API-RP-10B-2 test standard. In an alternative embodiment, the total fluid loss is from about 0 ml to about 15 ml in 30 minutes, in an alternative embodiment from about 0 ml to about 10 ml in 30 minutes, or in an alternative embodiment from about 0 ml to about 7 ml in 30 minutes.
В некоторых аспектах общая водоотдача включает масляный слой в количестве от около 0 мл до около 10 мл за 30 минут, в альтернативном варианте от около 0 мл до около 7 мл за 30 минут или в альтернативном варианте от около 0 мл до около 5 мл за 30 минут. Масляный слой содержит масло, которое отделяется от жидкости для обслуживания ствола скважины при испытании на водоотдачу. Масляный слой также может именоваться в данном документе «маслом в фильтрате API».In some aspects, the total fluid loss includes the oil layer in an amount of from about 0 ml to about 10 ml per 30 minutes, alternatively from about 0 ml to about 7 ml per 30 minutes, or alternatively from about 0 ml to about 5 ml per 30 minutes. The oil layer contains oil that is separated from the wellbore servicing fluid during a fluid loss test. The oil layer may also be referred to herein as "oil in API filtrate".
В некоторых аспектах горячую прокатку проводят с жидкостью для обслуживания ствола скважины при температуре около 160°F в течение от около 16 часов до около 24 часов. В некоторых других аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины подвергается статическому старению при температуре около 160°F в течение около 24 часов. Жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь реологические показатели от около 3 до около 200 при температуре от около 120°F до около 150°F, атмосферном давлении и скорости вращения от 3 об/мин до 600 об/мин, в альтернативном варианте от около 3 до около 150, в альтернативном варианте от около 4 до около 100 или в альтернативном варианте от около 5 до около 90 при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-10B-2 до и после горячей прокатки и после статического старения. В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины имеет реологические показатели от около 3 до около 20 при температуре от около 120°F до около 150°F, атмосферном давлении и скорости вращения от 3 об/мин до 6 об/мин, в альтернативном варианте от около 3 до около 15, в альтернативном варианте от около 4 до около 15 или в альтернативном варианте от около 5 до около 15 при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-10B-2 до и после горячей прокатки и после статического старения.In some aspects, hot rolling is conducted with a wellbore service fluid at a temperature of about 160°F for about 16 hours to about 24 hours. In some other aspects, the wellbore servicing fluid is statically aged at about 160°F for about 24 hours. The wellbore service fluid may have a rheology of from about 3 to about 200 at a temperature of about 120°F to about 150°F, atmospheric pressure and a rotation speed of from 3 rpm to 600 rpm, alternatively from about 3 to about 150, alternatively from about 4 to about 100, or alternatively from about 5 to about 90 when measured in accordance with the API-RP-10B-2 test standard before and after hot rolling and after static aging. In one or more aspects, the wellbore service fluid has a rheology of about 3 to about 20 at a temperature of about 120°F to about 150°F, atmospheric pressure, and a rotation speed of 3 rpm to 6 rpm, in an alternative alternatively from about 3 to about 15, alternatively from about 4 to about 15, or alternatively from about 5 to about 15 when measured in accordance with the API-RP-10B-2 test standard before and after hot rolling and after static aging .
В жидкости или суспензии оседание частиц именуют «оседанием». Испытание на оседание может быть выполнено для определения коэффициента оседания жидкости или суспензии. Меньший коэффициент оседания указывает на повышенную устойчивость жидкости к осаждению частиц. В некоторых аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины имеет коэффициент оседания от около 0,50 до около 0,53 при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-13B-2, в альтернативном варианте от около 0,50 до около 0,52 или в альтернативном варианте от около 0,50 до около 0,515.In a liquid or suspension, the settling of particles is called “settling.” A slump test can be performed to determine the slump rate of a liquid or slurry. A lower settling coefficient indicates a fluid's increased resistance to particle settling. In some aspects, the wellbore servicing fluid has a slump factor of from about 0.50 to about 0.53 when measured in accordance with the API-RP-13B-2 test standard, alternatively from about 0.50 to about 0.52, or alternatively from about 0.50 to about 0.515.
В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины характеризуется отделением масла в верхней части, равным или менее около 4%, исходя из общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины в испытании на оседание после статического старения в течение около 24 часов при температуре около 160°F при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-13B-2. В альтернативном варианте отделение масла в верхней части равно или меньше около 3%, в альтернативном варианте равно или меньше около 2% или в альтернативном варианте равно или меньше около 1%.In one or more aspects, the wellbore service fluid is characterized by a top oil separation equal to or less than about 4%, based on the total volume of the wellbore service fluid in a slump test after static aging for about 24 hours at a temperature of about 160° F when measured according to test standard API-RP-13B-2. Alternatively, the overhead oil separation is equal to or less than about 3%, alternatively equal to or less than about 2%, or alternatively equal to or less than about 1%.
Жидкость для обслуживания ствола скважины, раскрытая в данном документе, может иметь любую подходящую плотность, включая, но не ограничиваясь этим, в диапазоне от около 4 фунтов на галлон (фунт/галлон) до около 25 фунтов/галлон, в альтернативном варианте от около 7 фунтов/галлон до около 20 фунтов/галлон, в альтернативном варианте от около от 10 фунтов/галлон до около 20 фунтов/галлон или в альтернативном варианте от около 12 фунтов/галлон до около 18 фунтов/галлон. В одном или более аспектах плотность может быть снижена различными способами, такими как добавление полых микросфер, эластичных шариков низкой плотности или других снижающих плотность добавок, известных в данной области техники. В некоторых аспектах плотность может быть снижена во время получения жидкости для обслуживания ствола скважины перед помещением в подземный пласт.The wellbore servicing fluid disclosed herein may have any suitable density, including, but not limited to, a range of from about 4 pounds per gallon (lb/gal) to about 25 lb/gal, alternatively from about 7 lbs/gallon to about 20 lbs/gallon, alternatively from about 10 lbs/gallon to about 20 lbs/gallon, or alternatively from about 12 lbs/gallon to about 18 lbs/gallon. In one or more aspects, density can be reduced by various means, such as the addition of hollow microspheres, low density elastic beads, or other density reducing additives known in the art. In some aspects, the density may be reduced during production of the wellbore servicing fluid prior to placement into the subterranean formation.
В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины имеет показатели электрической стабильности от около 0 вольт до около 5 вольт, в альтернативном варианте от около 1 вольта до около 4 вольт или в альтернативном варианте от около 1 вольта до около 3 вольт. Электрическая стабильность указывает на свойства эмульсии и маслонасыщение суспензии и может быть измерена в соответствии со стандартом испытаний API-RP-13B-2.In one or more aspects, the wellbore service fluid has an electrical stability rating of from about 0 volts to about 5 volts, alternatively from about 1 volt to about 4 volts, or alternatively from about 1 volt to about 3 volts. Electrical stability indicates the emulsion properties and oil saturation of the suspension and can be measured according to the API-RP-13B-2 test standard.
Жидкость для обслуживания ствола скважины описанного в данном документе типа может быть получена любым подходящим способом, таким как периодическое смешивание или непрерывное смешивание. В одном или более аспектах способ включает смешивание компонентов (например, водной жидкости, масла, соединения и необязательно одной или более добавок) жидкости для обслуживания ствола скважины с использованием смесительного оборудования (например, струйного смесителя, рециркуляционного смесителя, смеситель периодического действия, гомогенизатора, смесительной головки системы подачи твердых материалов) для образования перекачиваемой суспензии (например, однородной жидкости). Например, все компоненты жидкости для обслуживания ствола скважины можно добавлять в смеситель периодического действия и перемешивать до тех пор, пока не будет достигнута целевая степень смешивания. В альтернативном варианте жидкость для обслуживания ствола скважины может быть добавлена в смеситель непрерывного действия, в котором компоненты дозируются, а продукт жидкости для обслуживания ствола скважины непрерывно отводится. Соединение может быть добавлено в виде отдельного компонента, выполняющего одну или более функций (например, эмульгатора, ингибитора коррозии), что сокращает время приготовления жидкости для обслуживания ствола скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины можно смешивать при повышенных температурах, чтобы облегчить смешивание компонентов и получить жидкость для обслуживания ствола скважины с целевой вязкостью и другими свойствами жидкости. Например, жидкость для обслуживания ствола скважины может быть получена при температуре от около 150°F до около 200°F, от около 150°F до около 165°F, от около 165°F до около 175°F или от 175°F до около 200°F.A wellbore service fluid of the type described herein may be produced by any suitable method, such as batch mixing or continuous mixing. In one or more aspects, the method includes mixing components (e.g., an aqueous fluid, an oil, a compound, and optionally one or more additives) of a wellbore service fluid using mixing equipment (e.g., a jet mixer, a recirculating mixer, a batch mixer, a homogenizer, a mixing heads of the solids supply system) to form a pumpable suspension (for example, a homogeneous liquid). For example, all components of a wellbore service fluid can be added to a batch mixer and mixed until the target degree of mixing is achieved. Alternatively, the wellbore service fluid may be added to a continuous mixer in which components are dosed and the wellbore service fluid product is continuously withdrawn. The compound may be added as a separate component that performs one or more functions (e.g., emulsifier, corrosion inhibitor), thereby reducing the preparation time of the wellbore servicing fluid. The wellbore service fluid can be mixed at elevated temperatures to facilitate mixing of the components and produce a wellbore service fluid with target viscosity and other fluid properties. For example, the wellbore service fluid may be produced at a temperature of from about 150°F to about 200°F, from about 150°F to about 165°F, from about 165°F to about 175°F, or from 175°F to about 200°F.
В некоторых аспектах часть компонентов жидкости для обслуживания ствола скважины получена из существующей обрабатывающей жидкости, такой как обрабатывающая жидкость, добытая из той же или другой скважины. Дополнительные компоненты (например, водная жидкость, масло, соединение, одна или более добавок) могут быть добавлены к извлеченной обрабатывающей жидкости для получения жидкости для обслуживания ствола скважины, описанной в данном документе.In some aspects, a portion of the components of the wellbore service fluid are derived from an existing treatment fluid, such as a treatment fluid produced from the same or another well. Additional components (eg, an aqueous fluid, an oil, a compound, one or more additives) may be added to the recovered treatment fluid to produce the wellbore servicing fluid described herein.
В аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины используется в качестве бурового раствора. При операциях бурения жидкость для обслуживания ствола скважины может быть помещена (например, закачана) в ствол скважины. Способ обслуживания ствола скважины, проникающего в подземный пласт, может включать подачу жидкости для обслуживания ствола скважины типа, раскрытого в данном документе, и циркуляцию жидкости для обслуживания ствола скважины с поверхности (например, буровой площадки) через ствол скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины может циркулировать обратно на поверхность. В одном или более аспектах способ дополнительно включает углубление ствола скважины в подземном пласте при циркуляции жидкости для обслуживания ствола скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины может циркулировать через бурильную колонну и компоновку низа бурильной колонны. Жидкость для обслуживания ствола скважины может передавать кинетическую энергию забойному двигателю для привода бурового долота на конце компоновки низа бурильной колонны, тем самым углубляя ствол скважины.In aspects, the wellbore servicing fluid is used as a drilling fluid. During drilling operations, a wellbore servicing fluid may be placed (eg, pumped) into the wellbore. A method for servicing a wellbore penetrating a subterranean formation may include supplying a wellbore servicing fluid of the type disclosed herein and circulating a wellbore servicing fluid from a surface (eg, a well site) through the wellbore. Wellbore maintenance fluid can be circulated back to the surface. In one or more aspects, the method further includes deepening a wellbore in a subterranean formation while circulating a fluid to service the wellbore. The wellbore servicing fluid may circulate through the drill string and the bottom hole assembly. The wellbore servicing fluid can transfer kinetic energy to the downhole motor to drive the drill bit at the end of the bottom hole assembly, thereby deepening the wellbore.
В одном или более аспектах ствол скважины имеет статическую температуру на забое скважины (СТЗС) от около 50°F до около 300°F, в альтернативном варианте от около 50°F до около 275°F, в альтернативном варианте от около 50°F до около 250°F, в альтернативном варианте от около 50°F до около 225°F или в альтернативном варианте от около 50°F до около 200°F.In one or more aspects, the wellbore has a static bottom hole temperature (SBST) of about 50°F to about 300°F, alternatively from about 50°F to about 275°F, alternatively from about 50°F to about 250°F, alternatively about 50°F to about 225°F, or alternatively about 50°F to about 200°F.
Как будет дополнительно описано на Фиг. 1 ниже, жидкость для обслуживания ствола скважины, как правило, может быть очищена и повторно использована во время операции бурения. Жидкость для обслуживания ствола скважины может быть очищена от твердых частиц и бурового шлама и повторно использована в буровой колонне. Дополнительное масло или водная жидкость могут быть добавлены в любое время в процессе обработки жидкости для увеличения или уменьшения плотности. Например, без ограничений, дополнительное количество масла или водной жидкости может быть добавлено во встроенный смеситель, в резервуары для хранения, содержащие жидкость для обслуживания ствола скважины, в буровой колодец или в любую другую точку системы обработки жидкости.As will be further described in FIG. 1 below, wellbore maintenance fluid can generally be cleaned up and reused during the drilling operation. Wellbore service fluid can be cleaned of solids and drill cuttings and reused in the drill string. Additional oil or aqueous liquid can be added at any time during the fluid processing process to increase or decrease density. For example, without limitation, additional oil or aqueous fluid may be added to the in-line mixer, to storage tanks containing wellbore service fluid, to the wellbore, or at any other point in the fluid handling system.
Выбуренные твердые частицы, увлекаемые жидкостью, могут быть удалены различными способами, хорошо известными в данной области техники. Вибросита с выбранным размером ячейки сетки часто являются наиболее широко используемыми инструментами разделения. Их можно дополнить центрифугами с барабанами/чашами разного размера и скоростью вращения для дальнейшего удаления мелких твердых частиц. Отделение твердых частиц с помощью этих средств позволит дополнительно использовать данную жидкость с меньшими требованиями к разбавлению жидкости для поддержания постоянной плотности.Drilled solids entrained in the fluid can be removed by various methods well known in the art. Vibrating screens with a selected mesh size are often the most widely used separation tools. They can be complemented by centrifuges with different bowl/drum sizes and rotation speeds to further remove fine solids. Separation of solids by these means will allow for further use of the fluid with less need for dilution of the fluid to maintain constant density.
На Фиг. 1 изображен пример буровой компоновки 100, в которой может использоваться буровой раствор 122, такой как описанная в данном документе жидкость для обслуживания ствола скважины. Следует отметить, что хотя на Фиг. 1 в целом изображена наземная буровая компоновка, принципы, описанные в данном документе, в равной степени применимы к операциям подводного бурения, в которых используются плавучие или морские платформы и буровые установки, без отклонения от объема раскрытия.In FIG. 1 depicts an example of a drilling assembly 100 that may use a drilling fluid 122, such as the wellbore service fluid described herein. It should be noted that although in FIG. 1 generally depicts a land-based drilling assembly, the principles described herein are equally applicable to subsea drilling operations involving floating or offshore platforms and drilling rigs, without deviating from the scope of disclosure.
Как изображено, буровая компоновка 100 может включать буровую платформу 102, которая может поддерживать буровую вышку 104, имеющую подвижный блок 106 для подъема и опускания бурильной колонны 108, при этом бурильная колонна 108 может иметь проксимальный конец 113 и дистальный конец 111. Бурильная колонна 108 может включать, но не ограничиваться ими, бурильную трубу и гибкую трубу, как это обычно известно специалистам в данной области техники. Ведущая бурильная труба 110 может поддерживать бурильную колонну 108 по мере ее опускания через поворотный стол 112. Буровое долото 114 может быть прикреплено к дистальному концу 111 бурильной колонны 108, при этом буровое долото 114 может приводиться в движение забойным двигателем и/или вращением бурильной колонны 108 с поверхности скважины. Буровое долото 114 может включать, но не ограничиваться ими, шарошечное долото, долото их поликристаллического алмаза (ПАД), долото из природного алмаза, любые раздвижные расширители, расширители, колонковые буровые долота и т.д. Когда буровое долото 114 вращается, оно может создавать ствол скважины 116, который может проникать в различные подземные пласты 118.As depicted, the drilling assembly 100 may include a drilling platform 102 that may support a drilling derrick 104 having a movable block 106 for raising and lowering a drill string 108, wherein the drill string 108 may have a proximal end 113 and a distal end 111. The drill string 108 may include, but are not limited to, drill pipe and coiled tubing, as is generally known to those skilled in the art. The kelly 110 may support the drill string 108 as it is lowered through the rotary table 112. A drill bit 114 may be attached to a distal end 111 of the drill string 108, wherein the drill bit 114 may be driven by a mud motor and/or rotation of the drill string 108 from the well surface. The drill bit 114 may include, but is not limited to, a roller bit, a polycrystalline diamond (PDA) bit, a natural diamond bit, any expandable reamer, reamer, core drill bit, etc. As the drill bit 114 rotates, it may create a borehole 116 that may penetrate various subterranean formations 118.
Буровой раствор 122 может быть получен. Насос 120, такой как буровой насос, может циркулировать буровой раствор 122 через подающую трубу 124 и к ведущей буровой трубе 110, которая подает буровой раствор 122 в скважину через внутреннюю часть бурильной колонны 108 и через одно или более отверстий в буровом долоте 114. Затем буровой раствор 122 может циркулировать обратно на поверхность через затрубное пространство 126, образованное между бурильной колонной 108 и стенками ствола скважины 116. На поверхности рециркулируемый или отработанный буровой раствор 122 может выходить из затрубного пространства 126 и может подаваться в одну или более установок для обработки жидкости 128 через соединительный трубопровод 130. Установка(и) для обработки жидкости 128 может содержать, но не ограничиваться ими, один или более встряхивающих аппаратов, при этом встряхивающий аппарат может представлять собой вибросито, например, центрифугу, гидроциклон, сепаратор (например, магнитный и электрический сепараторы), шламоотделитель, пескоотделитель, фильтр, причем фильтр может представлять собой фильтр из диатомовой земли, например, теплообменник, и/или любое оборудование для регенерации жидкости. Установка(и) для обработки жидкости 128 может дополнительно содержать один или более датчиков, манометров, насосов, компрессоров и т.п., используемых для хранения, контроля, регулирования и/или восстановления бурового раствора 122.Drilling fluid 122 can be produced. A pump 120, such as a mud pump, may circulate drilling fluid 122 through supply pipe 124 and to a kelly 110, which delivers drilling mud 122 into the wellbore through the interior of the drill string 108 and through one or more holes in the drill bit 114. mud 122 may circulate back to the surface through annular space 126 formed between the drill string 108 and the walls of the wellbore 116. At the surface, recirculated or spent drilling mud 122 may exit the annulus 126 and may be supplied to one or more fluid processing units 128 through connecting conduit 130. Liquid treatment unit(s) 128 may include, but is not limited to, one or more shakers, wherein the shaker may be a vibrating screen, e.g., a centrifuge, a hydrocyclone, a separator (e.g., magnetic and electrical separators) , a sludge separator, a sand separator, a filter, the filter may be a diatomaceous earth filter, such as a heat exchanger, and/or any liquid recovery equipment. The fluid handling unit(s) 128 may further include one or more sensors, gauges, pumps, compressors, and the like used to store, monitor, regulate, and/or recover the drilling fluid 122.
После прохождения через установку(и) для обработки жидкости 128 «очищенный» буровой раствор 122 может быть помещен в ближайший накопительный колодец 132, при этом накопительный колодец может быть, например, резервуаром для бурового раствора. Несмотря на то, что проиллюстрировано расположение на выходе из ствола скважины 116 через затрубное пространство 126, специалистам в данной области техники будет понятно, что установка(и) для обработки жидкости 128 может быть расположена в любом другом месте буровой компоновки 100 для облегчения ее надлежащего функционирования, не выходя за рамки объема раскрытия. Одна или более добавок к буровому раствору могут быть добавлены к буровому раствору 122 через смесительный бункер 134, сообщающийся с накопительным колодцем 132 или иным образом гидравлически сообщающийся с ним. Смесительный бункер 134 может включать, но не ограничиваться ими, смесители и соответствующее смесительное оборудование, известное специалистам в данной области техники. В альтернативном варианте добавки к буровому раствору могут быть добавлены к буровому раствору 122 в любом другом месте буровой компоновки 100. В то время как на Фиг. 1 изображен только один накопительный колодец 132, может быть более одного накопительного колодца 132, например, несколько накопительных колодцев 132 последовательно. Кроме того, накопительный колодец 132 может представлять собой одно или более устройств для хранения жидкости и/или установок, в которых добавки к буровому раствору могут храниться, восстанавливаться и/или регулироваться перед добавлением в буровой раствор 122.After passing through the fluid treatment unit(s) 128, the “cleaned” drilling fluid 122 may be placed in a nearby storage well 132, where the storage well may be, for example, a reservoir for the drilling fluid. Although a location is illustrated at the exit of the wellbore 116 through the annulus 126, those skilled in the art will appreciate that fluid treatment unit(s) 128 may be located at any other location of the drilling assembly 100 to facilitate its proper operation. , without going beyond the scope of disclosure. One or more drilling fluid additives may be added to the drilling fluid 122 through a mixing hopper 134 in communication with or otherwise in hydraulic communication with the storage well 132. Mixing hopper 134 may include, but is not limited to, mixers and related mixing equipment known to those skilled in the art. Alternatively, drilling fluid additives may be added to the drilling fluid 122 at any other location in the drilling assembly 100. While in FIG. 1 shows only one storage well 132, there may be more than one storage well 132, for example, several storage wells 132 in series. In addition, the storage well 132 may be one or more fluid storage devices and/or units in which drilling fluid additives can be stored, reconstituted, and/or adjusted before being added to the drilling fluid 122.
Типичные жидкости для обслуживания ствола скважины, раскрытые в данном документе, могут прямо или косвенно воздействовать на один или более компонентов или частей оборудования, связанных с подготовкой, доставкой, возвращением, рециркуляцией, повторным использованием и/или утилизацией раскрытых жидкостей для обслуживания ствола скважины. Например, раскрытые жидкости для обслуживания ствола скважины могут прямо или косвенно воздействовать на один или более смесителей, соответствующего смесительного оборудования, резервуаров для бурового раствора, устройств для хранения или установок, сепараторов состава, теплообменников, датчиков, манометров, насосов, компрессоров и т.п., используемых для создания, хранения, контроля, регулировки и/или восстановления типичных жидкостей для обслуживания ствола скважины. Кроме того, раскрытые жидкости для обслуживания ствола скважины могут также прямо или косвенно воздействовать на любое оборудование для транспортировки и доставки, используемое для транспортировки жидкостей для обслуживания ствола скважины на буровую площадку или в скважину, такое как, например, любые транспортные емкости, трубы, трубопроводы, грузовые автомобили, трубные изделия и/или трубки, используемые для перемещения композиций жидкостей для обслуживания ствола скважины из одного места в другое, любые насосы, компрессоры или двигатели, при этом двигатели могут быть верхними или забойными двигателями, например, используемые для приведения в движение жидкостей для обслуживания ствола скважины, любые клапаны или соответствующие соединения, используемые для регулирования давления или расхода жидкости для обслуживания ствола скважины, и любые датчики, такие как датчики давления или датчики температуры, манометры и/или их комбинации и т.п. Раскрытые жидкости для обслуживания ствола скважины могут также прямо или косвенно воздействовать на различное скважинное оборудование и инструменты, которые могут вступать в контакт с жидкостями для обслуживания ствола скважины, такие как, но не ограничиваясь ими, обсадная колонна ствола скважины, хвостовик скважины, колонна заканчивания, вставные колонны, бурильная колонна, гибкая труба, трос, канат, бурильная труба, утяжеленные бурильные трубы, забойные двигатели, погружные двигатели и/или насосы, цементные насосы, двигатели и/или насосы, смонтированные на поверхности, центраторы, турболизаторы, скребки, поплавки, такие как башмаки, муфты или арматура, например, каротажное оборудование и сопутствующее телеметрическое оборудование, исполнительные механизмы, такие как электромеханические устройства, например, гидромеханические устройства и т.д., скользящие муфты, эксплуатационные муфты, заглушки, экраны, фильтры, устройства регулирования расхода, например устройства регулирования притока, автономные устройства управления притоком или устройства управления оттоком, например, муфты, при этом муфты могут включать электрогидравлическое жидкостное соединение, сухое соединение или индуктивную муфту, например, линии управления, такие как электрические линии, волоконно-оптические линии или гидравлические линии, например, линии наблюдения, буровые долота и расширители, датчики или распределенные датчики, скважинные теплообменники, клапаны и соответствующие исполнительные устройства, уплотнения инструментов, пакеры, цементировочные пробки, мостовые пробки и другие устройства или компоненты изоляции ствола скважины и т.п.Typical wellbore servicing fluids disclosed herein may directly or indirectly affect one or more components or pieces of equipment associated with the preparation, delivery, return, recycling, reuse and/or disposal of the disclosed wellbore servicing fluids. For example, the disclosed wellbore service fluids may directly or indirectly act on one or more mixers, associated mixing equipment, mud tanks, storage devices or installations, composition separators, heat exchangers, sensors, pressure gauges, pumps, compressors, and the like. ., used to create, store, control, regulate and/or recover typical wellbore servicing fluids. In addition, the disclosed wellbore servicing fluids may also directly or indirectly affect any transportation and delivery equipment used to transport wellbore servicing fluids to the well site or well, such as, for example, any transport containers, pipes, conduits , trucks, tubulars and/or tubes used to move compositions of wellbore servicing fluids from one location to another, any pumps, compressors or motors, the motors being top motors or downhole motors, such as those used for propulsion wellbore servicing fluids, any valves or related connections used to regulate the pressure or flow of wellbore servicing fluid, and any sensors such as pressure sensors or temperature sensors, pressure gauges and/or combinations thereof, and the like. The disclosed wellbore servicing fluids may also directly or indirectly affect various downhole equipment and tools that may come into contact with the wellbore servicing fluids, such as, but not limited to, wellbore casing, well liner, completion string, insert strings, drill string, coiled tubing, cable, rope, drill pipe, drill collars, downhole motors, submersible motors and/or pumps, cement pumps, surface mounted motors and/or pumps, centralizers, turboizers, scrapers, floats , such as shoes, couplings or fittings, e.g. logging equipment and associated telemetry equipment, actuators such as electromechanical devices, e.g. hydromechanical devices, etc., sliding couplings, production couplings, plugs, screens, filters, control devices flow control devices, such as inflow control devices, self-contained inflow control devices, or outflow control devices, such as couplings, where the couplings may include an electro-hydraulic fluid connection, a dry connection or an inductive coupling, for example, control lines such as electrical lines, fiber optic lines or hydraulic lines, such as observation lines, drill bits and reamers, sensors or distributed sensors, downhole heat exchangers, valves and related actuators, tool seals, packers, cement plugs, bridge plugs and other wellbore isolation devices or components, and the like.
В некоторых аспектах ствол скважины проходит через соляной купол. Раскрытая жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь особые преимущества при бурении через определенные подземные пласты, такие как соляные купола. Соляной купол представляет собой диапир из соли, обычно с покрывающей его скалой. Соляные купола образуются в результате относительной плавучести соли, когда она погребена под другими типами отложений, а углеводороды обычно обнаруживаются вокруг соляных куполов. При бурении соляных куполов может возникнуть несколько проблем, включая эрозию ствола скважины и/или повреждение пласта при бурении через соляной купол и/или через глинистые сланцы выше или ниже соляного купола. Повреждение пласта может включать любой диапазон повреждений от небольшого количества вымывания или удаления материала поверхности ствола скважины, выходящего за пределы размера бурового долота, до обрушения ствола скважины включительно. Например, проблема углубления ствола скважины сквозь подземный пласт (например, соляной купол), содержащий относительно большое количество водорастворимых частиц, заключается в том, что буровой раствор на водной основе может сольватировать растворимые частицы и удалять их из пласта и поверхности ствола скважины. Затем водорастворимые вещества могут быть перемещены из ствола скважины по мере того, как буровой раствор течет обратно к поверхности ствола скважины. Соляные купола также могут вызывать катастрофические потери бурового раствора, что может помешать использованию бурового раствора на масляной или синтетической основе. Водоотдача в соляной купол может помешать дополнительной проходке, поскольку шлам не может быть эффективно удален, а из-за недостаточного охлаждения происходит чрезмерный износ долота. Потеря бурового раствора может быть дорогостоящей, поскольку для компенсации потери необходимо обеспечить дополнительный буровой раствор. В частности, в морских областях применения дополнительный буровой раствор может быть недоступен. Дополнительные проблемы существуют в глубоких скважинах, в которых гидростатическое давление бурового раствора может стать выше, чем градиент гидроразрыва подземного пласта, что приводит к преждевременному гидроразрыву подземного пласта. Как будет понятно специалисту в данной области техники, эти и другие проблемы могут быть решены с помощью описанной в данном документе жидкости для обслуживания ствола скважины. Например, жидкость для обслуживания ствола скважины может уменьшить количество удаленной соли (например, вымывание соли) и/или водоотдачу.In some aspects, the wellbore extends through a salt dome. The disclosed wellbore servicing fluid may have particular advantages when drilling through certain underground formations, such as salt domes. A salt dome is a diapir of salt, usually with an overlying rock. Salt domes form as a result of the relative buoyancy of salt when it is buried under other types of sediment, and hydrocarbons are commonly found around salt domes. Several problems can occur when drilling in salt domes, including wellbore erosion and/or formation damage when drilling through the salt dome and/or through the shales above or below the salt dome. Formation damage can include any range of damage from a small amount of washout or removal of wellbore surface material beyond the size of the drill bit, up to and including wellbore collapse. For example, a problem with deepening a wellbore through a subterranean formation (eg, a salt dome) containing a relatively large amount of water-soluble particles is that the water-based drilling fluid can solvate the soluble particles and remove them from the formation and the surface of the wellbore. Water-soluble substances can then be moved out of the wellbore as the drilling fluid flows back to the surface of the wellbore. Salt domes can also cause catastrophic drilling fluid losses, which can prevent the use of oil-based or synthetic-based drilling fluids. Water loss into the salt dome can prevent additional penetration because cuttings cannot be effectively removed and excessive bit wear occurs due to insufficient cooling. Losing drilling fluid can be costly because additional drilling fluid must be provided to compensate for the loss. Particularly in offshore applications, additional drilling fluid may not be available. Additional problems exist in deep wells where the hydrostatic pressure of the drilling fluid can become higher than the fracturing gradient of the subterranean formation, resulting in premature fracturing of the subterranean formation. As one skilled in the art will appreciate, these and other problems can be solved by using the wellbore servicing fluid described herein. For example, a wellbore maintenance fluid may reduce the amount of salt removed (eg, salt washout) and/or fluid loss.
Также в данном документе раскрыт способ обслуживания ствола скважины, проходящего через подземный пласт. Способ может включать обеспечение жидкости для обслуживания ствола скважины, содержащей водную жидкость, масло и соединение Структуры III:Also disclosed herein is a method for servicing a wellbore passing through a subterranean formation. The method may include providing a wellbore servicing fluid containing an aqueous fluid, an oil, and a Structure III compound:
Структура III: ,Structure III: ,
где x+y+z составляет около 85, и соединение имеет молекулярную массу от около 4500 Да до около 5500 Да. Способ может дополнительно включать циркуляцию жидкости для обслуживания ствола скважины с поверхности через ствол скважины и обратно на поверхность, и углубление ствола скважины в подземный пласт при циркуляции жидкости для обслуживания ствола скважины. В некоторых аспектах водная жидкость содержит солевой раствор, масло содержит синтетическое масло, а ствол скважины углубляется сквозь соляной купол.where x+y+z is about 85 and the compound has a molecular weight of about 4500 Da to about 5500 Da. The method may further include circulating a wellbore servicing fluid from the surface through the wellbore and back to the surface, and deepening the wellbore into a subterranean formation while circulating the wellbore servicing fluid. In some aspects, the aqueous fluid contains a brine solution, the oil contains a synthetic oil, and the wellbore extends through a salt dome.
Различные преимущества могут быть реализованы путем использования раскрытых далее способов и композиций. Путем введения соединения в жидкость для обслуживания ствола скважины, как описано в данном документе, можно повысить стабильность эмульсионной жидкости для обслуживания ствола скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь меньшую стоимость за счет уменьшения разбавления и объема отходов. Жидкость для обслуживания ствола скважины также имеет преимущества при бурении некоторых подземных пластов, таких как соляные купола, за счет снижения водоотдачи и/или вымывания солей.Various advantages can be realized by using the methods and compositions disclosed below. By introducing the compound into the wellbore service fluid as described herein, the stability of the emulsion wellbore service fluid can be improved. Wellbore servicing fluid may have lower cost due to reduced dilution and waste volume. Wellbore maintenance fluid also has benefits when drilling certain underground formations, such as salt domes, by reducing fluid loss and/or leaching salts.
ПРИМЕРЫEXAMPLES
Аспекты были описаны в общем; следующие примеры даны как частные аспекты раскрытия и для демонстрации практической реализации и его преимуществ. Понятно, что примеры даны в качестве иллюстрации и никоим образом не предназначены для ограничения описания или формулы изобретения.The aspects were described in general terms; The following examples are given as specific aspects of the disclosure and to demonstrate the practical implementation and its advantages. It is understood that the examples are given by way of illustration and are in no way intended to limit the description or claims.
ПРИМЕР 1EXAMPLE 1
Четыре образца жидкости для обслуживания ствола скважины были приготовлены в соответствии с составом, приведенным в Таблицах 1 и 2. Компоненты добавляли в определенном порядке и в определенных количествах для получения концентраций (конц.) в фунтах на баррель (фунт/баррель) как в Таблицах 1 и 2. Существующий эмульгатор, который использовался в буровом растворе, применялся для образования контрольного/эталонного образца. Образцы 1, 2 и 3 имели тот же состав, что и эталонный образец, за исключением того, что существующий эмульгатор был заменен возрастающими количествами раскрытого в данном документе соединения. Четыре образца имели плотность 9 фунтов на галлон (фунт/галлон).Four samples of wellbore service fluid were prepared according to the composition given in Tables 1 and 2. The components were added in a specific order and in specified quantities to obtain concentrations (conc.) in pounds per barrel (lb/bbl) as in Tables 1 and 2. An existing emulsifier that was used in the drilling fluid was used to form the control/reference sample. Samples 1, 2 and 3 had the same composition as the reference sample, except that the existing emulsifier was replaced by increasing amounts of a compound disclosed herein. Four samples had a density of 9 pounds per gallon (lb/gal).
После приготовления в соответствии с Таблицей 1 каждую из первой части эталонного образца и первой части образца 1 перемешивали с помощью смесителя (перемешивание ДТП в Таблице 1, где ДГП означает «до горячей прокатки»), а затем подвергали горячей прокатке при 160°F в течение 16 часов с последующим динамическим старением. Вторая часть эталонного образца и вторая часть образца 1 подвергались статическому старению при 160°F в течение 24 часов, а затем каждая из них перемешивалась с помощью смесителя (перемешивание ПГП в Таблице 1, где ПГП означает «после горячей прокатки»).After being prepared in accordance with Table 1, each of the first part of the reference sample and the first part of sample 1 was mixed using a mixer (DHT mixing in Table 1, where DHR means "before hot rolling"), and then hot rolled at 160°F for 16 hours followed by dynamic aging. The second part of the reference sample and the second part of sample 1 were subjected to static aging at 160°F for 24 hours, and then each of them was mixed using a mixer (mixing HRP in Table 1, where HRP means “after hot rolling”).
После приготовления в соответствии с Таблицей 2 каждую из первой порции образца 2 и первой порции образца 3 перемешивали с помощью смесителя (перемешивание ДГП в Таблице 2), измеряли свойства, включая реологию, пластическую вязкость (ПВ), предел текучести (ПТ), 10-секундную прочность геля, 10-минутную прочность геля и рН, а затем подвергали горячей прокатке при 160°F в течение 16 часов с последующим динамическим старением, а затем каждую из них перемешивался с помощью смесителя Silverson® (перемешивание ПГП в Таблице 2). После перемешивания в смесителе Silverson в течение 15 минут (перемешивание ПГП в Таблице 2) каждая из первых порций образцов 2 и 3 была однородной. Вторая часть образца 2 и вторая часть образца 3 подвергались статическому старению при 160°F в течение 24 часов, а затем каждая из них перемешивалась с помощью универсального смесителя (перемешивание ПГП в Таблице 2). На Фиг. 2А и 2В изображены фотографии образцов 2 и 3 после горячей прокатки и изображено полное отделение масла, соответственно. На Фиг. 3А и 3В изображены фотографии образцов 2 и 3 после статического старения (ПСС) и изображено отсутствие отделения масла в верхней части.After preparation in accordance with Table 2, each of the first portion of sample 2 and the first portion of sample 3 was mixed using a mixer (DHP mixing in Table 2), properties were measured, including rheology, plastic viscosity (PV), yield stress (TS), 10- second gel strength, 10 minute gel strength and pH, and then hot rolled at 160°F for 16 hours followed by dynamic aging, and then each was mixed using a Silverson® mixer (GGP mixing in Table 2). After mixing in a Silverson mixer for 15 minutes (GGP mixing in Table 2), each of the first batches of samples 2 and 3 was homogeneous. The second part of sample 2 and the second part of sample 3 were subjected to static aging at 160°F for 24 hours, and then each of them was mixed using a universal mixer (mixing GGP in Table 2). In FIG. 2A and 2B are photographs of samples 2 and 3 after hot rolling and show complete separation of oil, respectively. In FIG. 3A and 3B are photographs of samples 2 and 3 after static aging (SAA) and show no oil separation at the top.
Свойства, включая реологию, пластическую вязкость (ПВ), предел текучести (ПТ), 10-секундную прочность геля, 10-минутную прочность геля и рН, затем измеряли для каждой из частей эталонного образца и образцов 1-3. Для частей образцов, подвергшихся динамическому старению и статическому старению, соответственно, были проведены испытание на водоотдачу по API и испытание на оседание. Результаты в Таблицах 1 и 2 продемонстрировали, что соединение по данному описанию может работать в качестве эмульгатора для образцов 1-3 жидкости для обслуживания ствола скважины. Показатели реологии при 3 и 6 об/мин и предел текучести образцов 1-3 были равны или превышали показатели эталонного образца, соответственно. Объемы масла в фильтрате по API (т.е. объем фильтрата в миллилитрах через 30 минут в испытании на водоотдачу (ВО) по API) образцов 1-3 были меньше, чем у эталонного образца. Объемы и проценты отделения масла в верхней части образцов 1-3 были меньше, чем у эталонного образца, соответственно. Каждый из образцов 1-3 имел коэффициент оседания меньше, чем у эталонного образца. Технические условия для пластической вязкости составляют как можно ниже (КМН). Таблица 3 является кратким изложением сравнения, рассмотренного выше.Properties including rheology, plastic viscosity (PV), yield stress (TS), 10 second gel strength, 10 minute gel strength and pH were then measured for each of the reference sample and samples 1-3. API fluid loss test and slump test were carried out on the parts of the samples subjected to dynamic aging and static aging, respectively. The results in Tables 1 and 2 demonstrated that the compound of this disclosure can function as an emulsifier for wellbore service fluid samples 1-3. The rheology values at 3 and 6 rpm and the yield strength of samples 1-3 were equal to or higher than those of the reference sample, respectively. The API oil filtrate volumes (i.e., filtrate volume in milliliters after 30 minutes in the API Fluid Loss Test) of Samples 1-3 were less than that of the reference sample. The oil separation volumes and percentages at the top of samples 1-3 were less than those of the reference sample, respectively. Each of samples 1-3 had a settling coefficient less than that of the reference sample. The specifications for plastic viscosity are as low as possible (KMN). Table 3 is a summary of the comparison discussed above.
ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ РАСКРЫТИЕADDITIONAL DISCLOSURE
Следующее предоставлено в качестве дополнительного раскрытия для комбинаций признаков и вариантов реализации данного раскрытия.The following is provided as additional disclosure for combinations of features and embodiments of this disclosure.
Первый вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины, представляющей собой эмульсию масло-в-воде, содержащую водную жидкость, масло в количестве от 1 до 40 об. % от общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины и в качестве эмульгатора и ингибитора коррозии и/или сланцев в количестве от 0,5 до 10 фунтов на баррель соединение Структуры III:The first embodiment relates to a wellbore servicing fluid that is an oil-in-water emulsion containing an aqueous fluid, oil in an amount of from 1 to 40 vol. % of total wellbore servicing fluid and as an emulsifier and corrosion and/or shale inhibitor at 0.5 to 10 lbs per barrel Structure III compound:
Структура III: ,Structure III: ,
где x+y+z составляет 85, и соединение имеет молекулярную массу от 4500 Да до 5500 Да.where x+y+z is 85 and the compound has a molecular weight of 4500 Da to 5500 Da.
Второй вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, где масло выбрано из группы, состоящей из алканов, олефинов, алкинов, ароматических углеводородов, таллового масла, сырой нефти, легкого газойля, сложноэфирного синтетического масла, дизельного топлива, циклоалкана, сжиженного нефтяного газа, керосина, газойля, мазута, парафинового масла, минерального масла, рафинированного масла, низкотоксичного минерального масла, сложного эфира, амида, синтетического масла, полидиорганосилоксана, силоксана, органосилоксана, эфира, диалкилкарбоната, растительного масла, биодизеля, возобновляемого дизельного топлива и их комбинаций.The second embodiment relates to the wellbore service fluid of the first embodiment, wherein the oil is selected from the group consisting of alkanes, olefins, alkynes, aromatic hydrocarbons, tall oil, crude oil, light gas oil, ester synthetic oil, diesel fuel, cycloalkane, liquefied petroleum gas, kerosene, gas oil, fuel oil, paraffin oil, mineral oil, refined oil, low toxic mineral oil, ester, amide, synthetic oil, polydiorganosiloxane, siloxane, organosiloxane, ether, dialkyl carbonate, vegetable oil, biodiesel, renewable diesel and their combinations.
Третий вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, имеющей общую водоотдачу от 0 до 20 мл за 30 минут.The third embodiment relates to the wellbore servicing fluid of the first embodiment having a total fluid loss of 0 to 20 ml in 30 minutes.
Четвертый вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по третьему варианту реализации, где общая водоотдача включает слой масла в количестве от 0 до 10 мл за 30 минут.The fourth embodiment relates to the wellbore servicing fluid of the third embodiment, where the total fluid loss includes a layer of oil in an amount of 0 to 10 ml in 30 minutes.
Пятый вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, имеющей коэффициент оседания от 0,50 до 0,53.The fifth embodiment relates to the wellbore servicing fluid of the first embodiment having a slump coefficient of 0.50 to 0.53.
Шестой вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, имеющей отделение масла в верхней части, равное или менее 4%, исходя из общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины в испытании на оседание после статического старения в течение около 24 часов при температуре около 160°F.The sixth embodiment relates to the wellbore servicing fluid of the first embodiment having an oil separation at the top equal to or less than 4% based on the total volume of the wellbore servicing fluid in a slump test after static aging for about 24 hours at temperature around 160°F.
Седьмой вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, имеющей показатели электрической стабильности от 0 вольт до 5 вольт.The seventh embodiment relates to the wellbore servicing fluid of the first embodiment having an electrical stability rating of 0 volts to 5 volts.
Хотя были показаны и описаны варианты реализации, их модификации могут быть выполнены специалистом в данной области техники без отклонения от сущности и идей данного изобретения. Описанные в данном документе варианты реализации приведены только в качестве примера и не предназначены для ограничения. Возможны многие варианты и модификации раскрытого в данном документе раскрытия, которые находятся в пределах объема данного изобретения. Если числовые диапазоны или ограничения указаны явно, следует понимать, что такие явные диапазоны или ограничения включают повторяющиеся диапазоны или ограничения аналогичной величины, попадающие в явно указанные диапазоны или ограничения (например, диапазон 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.). Например, всякий раз, когда раскрывается числовой диапазон с нижним пределом, RL, и верхним пределом, RU, конкретно раскрывается любое число, попадающее в данный диапазон. В частности, конкретно раскрываются следующие числа в пределах диапазона: R=RL+k* (RU-RL), где k представляет собой переменную в диапазоне от 1 процента до 100 процентов с шагом 1 процент, т.е. k составляет 1 процент, 2 процента, 3 процента, 4 процента, 5 процентов, …, 50 процентов, 51 процент, 52 процента, …, 95 процентов, 96 процентов, 97 процентов, 98 процентов, 99 процентов или 100 процентов. Кроме того, также конкретно раскрывается любой числовой диапазон, определяемый двумя числами R, как определено выше. Когда признак описывается как «необязательный», раскрываются как варианты реализации с этим признаком, так и варианты реализации без этого признака. Аналогично, в данном раскрытии рассматриваются варианты реализации, в которых этот признак требуется, и варианты реализации, в которых этот признак специально исключен. Предполагается, что обе альтернативы входят в объем формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как «содержит», «включает», «имеющий» и т.д., следует понимать как поддержку более узких терминов, таких как «состоящий из», «состоящий по существу из», «составленный по существу из» и т.д.Although embodiments have been shown and described, modifications thereof may be made by one skilled in the art without departing from the spirit and teachings of the present invention. The embodiments described herein are provided by way of example only and are not intended to be limiting. Many variations and modifications of the disclosure disclosed herein are possible and are within the scope of the present invention. Where numerical ranges or limits are stated explicitly, it is understood that such explicit ranges or limits include repeating ranges or limits of similar magnitude falling within the explicitly stated ranges or limits (e.g., a range of about 1 to about 10 includes 2, 3, 4, etc. .d.; more than 0.10 includes 0.11, 0.12, 0.13, etc.). For example, whenever a numeric range with a lower limit, R L , and an upper limit, R U , is disclosed, specifically any number falling within that range is disclosed. In particular, the following numbers within the range are specifically disclosed: R=R L +k* (R U -R L ), where k is a variable ranging from 1 percent to 100 percent in 1 percent increments, i.e. k is 1 percent, 2 percent, 3 percent, 4 percent, 5 percent, ..., 50 percent, 51 percent, 52 percent, ..., 95 percent, 96 percent, 97 percent, 98 percent, 99 percent, or 100 percent. In addition, any numerical range defined by two R numbers, as defined above, is also specifically disclosed. When a feature is described as “optional,” both implementations with that feature and embodiments without that feature are disclosed. Likewise, this disclosure discusses embodiments in which this feature is required and embodiments in which this feature is specifically excluded. Both alternatives are intended to be within the scope of the claims. The use of broader terms such as “comprises”, “includes”, “having”, etc. should be understood as support for narrower terms such as “consisting of”, “consisting essentially of”, “consisting essentially of” from" etc.
Соответственно, объем защиты не ограничивается приведенным выше описанием, а ограничивается только нижеследующей формулой изобретения, которая включает все эквиваленты объекта формулы изобретения. Все без исключения пункты формулы изобретения включены в описание как вариант реализации данного изобретения. Таким образом, формула изобретения является дополнительным описанием и дополнением к вариантам реализации данного изобретения.Accordingly, the scope of protection is not limited by the above description, but is limited only by the following claims, which include all equivalents of the subject matter of the claims. Without exception, all claims are included in the description as an embodiment of this invention. Thus, the claims are intended to further describe and complement the embodiments of the present invention.
Claims (9)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US17/537,085 | 2021-11-29 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2816934C1 true RU2816934C1 (en) | 2024-04-08 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009073411A2 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-11 | M-I Llc | Emulsifier blend |
| RU2468056C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Additive to drill fluid on optibur water base |
| WO2013078374A1 (en) * | 2011-11-21 | 2013-05-30 | Texas United Chemical Company, Llc | Dissipative surfactant aqueous-based drilling system for use in hydrocarbon recovery operations from heavy oil and tar sands |
| WO2013191776A1 (en) * | 2012-06-20 | 2013-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil absorbent oilfield materials as additives in oil-based drilling fluid applications |
| WO2014070340A1 (en) * | 2012-10-30 | 2014-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| RU2625683C2 (en) * | 2012-02-20 | 2017-07-18 | Сасол Олефинс Унд Сурфактантс Гмбх | Composition including the connection of alcohoxylated amine and the connection of carbonic acid, its application in the drilling fluids of the type "water in the oil" and to improve the properties of fluidity of the raw oil in the cold |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009073411A2 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-11 | M-I Llc | Emulsifier blend |
| RU2468056C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Additive to drill fluid on optibur water base |
| WO2013078374A1 (en) * | 2011-11-21 | 2013-05-30 | Texas United Chemical Company, Llc | Dissipative surfactant aqueous-based drilling system for use in hydrocarbon recovery operations from heavy oil and tar sands |
| RU2625683C2 (en) * | 2012-02-20 | 2017-07-18 | Сасол Олефинс Унд Сурфактантс Гмбх | Composition including the connection of alcohoxylated amine and the connection of carbonic acid, its application in the drilling fluids of the type "water in the oil" and to improve the properties of fluidity of the raw oil in the cold |
| WO2013191776A1 (en) * | 2012-06-20 | 2013-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil absorbent oilfield materials as additives in oil-based drilling fluid applications |
| WO2014070340A1 (en) * | 2012-10-30 | 2014-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9926481B2 (en) | Polymeric viscosifiers for use in water-based drilling fluids | |
| US11155743B2 (en) | De-oiled lost circulation materials | |
| AU2015391021B2 (en) | Viscosifiers and filtration control agents for use in high temperature subterranean operations | |
| AU2014389541B2 (en) | Organic water scavenging additives for use in drilling fluids | |
| AU2017433191B2 (en) | Stable emulsion drilling fluids | |
| US11578248B2 (en) | Emulsifiers for direct emulsion drilling fluids | |
| US10988672B2 (en) | Defoaming composition comprising a tall-oil-derived surfactant | |
| US11034877B2 (en) | Emulsifiers for direct emulsion drilling fluids | |
| US11591508B2 (en) | Oil-based drill-in fluid with enhanced fluid loss properties | |
| AU2014268988B2 (en) | Methods for use of oil-soluble weighting agents in subterranean formation treatment fluids | |
| RU2816934C1 (en) | Wellbore servicing fluid, methods of manufacture and use thereof | |
| US20230167349A1 (en) | Wellbore Servicing Fluid and Methods of Making and Using Same | |
| US20230416595A1 (en) | Wellbore cleaning compositions and methods of making and using same | |
| AU2014275234B2 (en) | Lubricants for oil-based and water-based fluids for use in subterranean formation operations | |
| AU2013408755B2 (en) | Lubricant for high pH water based mud system | |
| US11773705B1 (en) | Changing calcium carbonate particle size with starch for reservoir fluids | |
| US20230383164A1 (en) | Methods of making and using a lubricant composition | |
| WO2024096936A1 (en) | Sustainable solid lubricant for drilling fluid | |
| CA3144998A1 (en) | Subterranean drilling and completion in geothermal wells | |
| WO2023195984A1 (en) | Lubricant for monovalent and divalent brines |