EA015666B1 - Скважинный флюид и способ его составления - Google Patents
Скважинный флюид и способ его составления Download PDFInfo
- Publication number
- EA015666B1 EA015666B1 EA200970272A EA200970272A EA015666B1 EA 015666 B1 EA015666 B1 EA 015666B1 EA 200970272 A EA200970272 A EA 200970272A EA 200970272 A EA200970272 A EA 200970272A EA 015666 B1 EA015666 B1 EA 015666B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- weighting agent
- carbonate
- less
- iron
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 191
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 103
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 70
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 58
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 24
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 20
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 18
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 17
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 15
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- -1 alkali metal salt Chemical class 0.000 claims description 14
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 12
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 12
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 11
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 11
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 claims description 9
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 8
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 7
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 6
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 6
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 4
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 4
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 3
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims description 3
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N butyl acrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C=C CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 2
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 2
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000005234 chemical deposition Methods 0.000 claims 4
- 229910052919 magnesium silicate Inorganic materials 0.000 claims 4
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 claims 4
- 235000019792 magnesium silicate Nutrition 0.000 claims 4
- ZADYMNAVLSWLEQ-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Mg+2].[Si+4] ZADYMNAVLSWLEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims 1
- HMZGPNHSPWNGEP-UHFFFAOYSA-N octadecyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCOC(=O)C(C)=C HMZGPNHSPWNGEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 13
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 10
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 10
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 10
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 8
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 8
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 8
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 7
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 7
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 5
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 5
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 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 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000007580 dry-mixing Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 3
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 229920001567 vinyl ester resin Polymers 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 238000009388 chemical precipitation Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000014380 magnesium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 1-palmitoyl-2-arachidonoyl-sn-glycero-3-phosphocholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)OC(=O)CCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCC IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 0.000 description 1
- 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
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M Chlorate Chemical class [O-]Cl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000503 Na-aluminosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001514 alkali metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052936 alkali metal sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 238000010936 aqueous wash Methods 0.000 description 1
- WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L barium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ba+2] WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001626 barium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- RQPZNWPYLFFXCP-UHFFFAOYSA-L barium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ba+2] RQPZNWPYLFFXCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001863 barium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000009 barium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M bromate Chemical class [O-]Br(=O)=O SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 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
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000010696 ester oil Substances 0.000 description 1
- IZRICFNDFRWBBG-UHFFFAOYSA-N ethenesulfonic acid;3-hydroxypropyl prop-2-enoate Chemical compound OS(=O)(=O)C=C.OCCCOC(=O)C=C IZRICFNDFRWBBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BNKAXGCRDYRABM-UHFFFAOYSA-N ethenyl dihydrogen phosphate Chemical compound OP(O)(=O)OC=C BNKAXGCRDYRABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003906 humectant Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 150000004694 iodide salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000002505 iron Chemical class 0.000 description 1
- 239000000787 lecithin Substances 0.000 description 1
- 229940067606 lecithin Drugs 0.000 description 1
- 235000010445 lecithin Nutrition 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000007885 magnetic separation Methods 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 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
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910021382 natural graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000004533 oil dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000010450 olivine Substances 0.000 description 1
- 229910052609 olivine Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005375 organosiloxane group Chemical group 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 150000003904 phospholipids Chemical class 0.000 description 1
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- FBKBIOOBMXQNBA-UHFFFAOYSA-N propane-2-sulfonic acid;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.CC(C)S(O)(=O)=O FBKBIOOBMXQNBA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000429 sodium aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- 235000012217 sodium aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000000527 sonication Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012719 thermal polymerization Methods 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/032—Inorganic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Pigments, Carbon Blacks, Or Wood Stains (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Disintegrating Or Milling (AREA)
Abstract
Раскрыт способ составления скважинного флюида, который включает осаждение утяжелителя бурового раствора из раствора и добавление осажденного утяжелителя к базовой жидкости для образования скважинного флюида. Также раскрыты флюиды и способы составления скважинных флюидов, которые содержат покрытые диспергатором осажденные утяжелители бурового раствора.
Description
Варианты осуществления изобретения, раскрытые в данном описании, относятся в целом к скважинным флюидам. В особенности, варианты осуществления изобретения, раскрытые в данном описании, относятся к осажденным утяжелителям буровых растворов для применения в скважинном флюиде.
Предшествующий уровень техники
При бурении или освоении скважин в формациях различные промывные жидкости (флюиды) обычно применяются в скважине по ряду причин. Обычные применения скважинных флюидов включают смазку и охлаждение поверхностей бурового долота при бурении в целом или добуривании (т.е. бурении в целевом нефтеносном пласте (формации), транспортировку обрезков (кусочков пласта, отбитых режущим действием зубца на буровом долоте) к поверхности, контроль давления флюида в формации для предотвращения выбросов, поддержание стабильности скважины, суспендирование твердых веществ в скважине, минимизацию поглощения промывочной жидкости и стабилизацию пласта, через который бурят скважину, разлом формации под скважиной, вытеснение бурового раствора в скважине другим флюидом, очистку скважины, тестирование скважины, передачу гидравлической мощности буровому долоту, флюид, применяемый для установки пакера (уплотнителя), ликвидацию скважины или подготовку скважины для ликвидации, и иным образом обработку скважины или формации.
В целом, буровые растворы должны поддаваться насосной перекачке под давлением, вниз через шнуры бурильной трубы, затем через и вокруг головки бурового долота глубоко в землю и, далее, возвращаться назад к поверхности земли через кольцевое пространство между наружной стороной бурильной колонны и стенкой шурфа или обсадной трубы. Помимо обеспечения смазки бурения и эффективно сти, и замедления истирания, буровые растворы должны суспендировать и транспортировать твердые частицы к поверхности для просеивания и удаления. Кроме того, флюиды должны обладать способностью к суспендированию дополнительных утяжелителей (для увеличения удельного веса бурового раствора), в общем случае, мелкоизмельченных баритов (рудного минерала сульфата бария) и транспортной глины и других веществ, способных к прилипанию к и покрытию поверхности скважины.
Буровые растворы в целом характеризуются как тиксотропные системы с текучими средами. Это значит, что они проявляют низкую вязкость в условиях сдвига, таким образом, как в условиях циркуляции (как происходит при перекачке насосом или контакте с движущейся головкой бура). Однако, когда действие сдвига останавливают, флюид должен обладать способностью к суспендированию твердых веществ, которые он содержит, для предотвращения гравитационного разделения. Кроме того, когда буровой раствор находится в условиях сдвига и является свободнотекущей средой, близкой к жидкости, он должен поддерживать достаточно высокую вязкость для уноса всего нежелательного материала в виде частиц со дна ствола скважины к поверхности. Состав бурового раствора должен также обеспечить удаление обрезков и другого нежелательного материала в виде частиц или иначе оседание из жидкой фракции.
Существует возрастающая потребность в буровых растворах, имеющих реологические профили, которые обеспечивают более простое бурение таких скважин. Буровые растворы, имеющие адаптированные реологические свойства, обеспечивают настолько эффективное удаление обрезков из ствола скважины, насколько возможно, чтобы избежать образования скоплений шлама в скважине, которые могут вызвать прихват бурильной колонны, среди других случаев. С точки зрения перспективной гидравлики бурового раствора (эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора) существует также необходимость снижения давлений, требуемых для циркуляции флюида, что поможет избежать приложения к формации избыточных усилий, которые могут вызвать разлом формации, что приводит к потере флюида и, возможно, скважины. Кроме того, усиленный профиль является необходимым для предотвращения осаждения или осадки утяжелителя во флюиде, если это происходит, то может привести к неоднородному профилю плотности в циркулирующей системе текучей среды, что в результате может приводить к проблемам контроля скважины (поступление газа/жидкости) и стабильности скважины (образование каверн/разломы).
Для получения характеристик флюида, требуемых для решения этих сложных задач, перекачка флюида насосом должна быть легкой, так как она требует минимальной величины давления для продавливания ее через ограничения в циркулирующей системе текучей среды, такие как сопла долота или инструменты наклонной скважины. Или, другими словами, флюид должен обладать наименьшей возможной вязкостью в условиях высокого сдвига. Напротив, в зонах скважины, где область для потока флюида является большой и линейная скорость флюида является медленной, или где существуют условия низкого сдвига, необходимо, чтобы вязкость флюида была настолько высокой, насколько возможно, для суспендирования и транспорта бурового шлама. Это также применимо к периодам, когда флюид остается статическим в стволе скважины, где необходимо, чтобы как обрезки, так и утяжелители поддерживались
- 1 015666 суспендированными для предотвращения осаждения. Однако следует также отметить, что вязкость флюида не должна продолжать увеличиваться в статических условиях до неприемлемых уровней. В противном случае, когда необходима повторная циркуляция флюида, это может привести к избыточным давлениям, которые могут вызвать разлом формации, или, альтернативно, это может привести к потере времени, если усилие, требуемое для восстановления полностью циркулирующей системы текучей среды, находится вне пределов возможностей насосов.
Скважинные флюиды должны также вносить вклад в устойчивость буровой скважины и регулировать поток газа, нефти или воды из пор формации, чтобы предотвратить, например, истечение или выброс текучих сред формации или разрушение сдавленных формаций. Столб жидкости в стволе скважины оказывает гидростатическое давление, пропорциональное глубине скважины и плотности флюида. Для пластов высокого давления может потребоваться флюид с удельным весом до 3,0.
В настоящее время применяют разнообразные материалы для увеличения плотности скважинных флюидов. Они включают растворенные соли, такие как хлорид натрия, хлорид кальция и бромид кальция. Альтернативно, порошкообразные минералы, такие как барит, кальцит и гематит, добавляют к флюиду для образования суспензии с повышенной плотностью. Также описано применение мелкоизмельченного металла, такого как железо, в качестве утяжелителя в буровом растворе, где утяжелитель включает железные/стальные шарообразные частицы, имеющие диаметр меньше чем 250 мкм и предпочтительно между 15 и 75 мкм. Также предложено применение тонкоизмельченного порошкообразного карбоната кальция или железа; однако пластическая вязкость таких флюидов быстро увеличивается по мере того, как уменьшается размер частиц, что ограничивает применимость этих материалов.
Одно требование к этим добавкам к скважинному флюиду состоит в том, что они образуют устойчивую суспензию и легко не оседают. Второе требование состоит в том, что суспензия проявляет низкую вязкость, чтобы облегчить перекачку насосом и минимизировать генерацию высоких давлений. Наконец, суспензия скважинного флюида должна также проявлять низкое поглощение промывочной жидкости.
Общепринятые утяжелители буровых растворов, такие как порошкообразный барит, имеют средний диаметр частиц (ά50) в интервале 10-30 мкм. Для суспендирования в достаточной мере этих материалов требуется добавление загустителя, такого как бентонит, для флюидов на водной основе или органически модифицированного бентонита для флюидов на масляной основе.
Подходящий растворимый полимерный модификатор вязкости (загуститель), такой как ксантановая камедь, может также быть добавлен для замедления скорости седиментации утяжелителя. Однако, по мере увеличения количества добавленного загустителя для увеличения устойчивости суспензии, вязкость флюида (пластическая вязкость и/или динамическое напряжение сдвига) возрастает нежелательным образом, что приводит к пониженной способности к перекачке насосом. Это также относится к случаю, если загуститель применяется для поддержания желательного уровня суспендирования твердых веществ.
Седиментация (или осадка) утяжелителей в виде частиц становится более критически важной в стволах скважины, которые бурят при высоких углах отклонения от вертикали, осадка, например, равная одному дюйму (2,54 см), может привести в результате к непрерывному столбу флюида пониженной плотности вдоль верхней части стенки скважины. Такие шурфы с высоким углом часто бурят на больших расстояниях друг от друга, чтобы оценить, например, удаленные части нефтяного пласта. В таких случаях важно минимизировать пластическую вязкость бурового флюида, чтобы снизить потери давления вдоль длины буровой скважины. В то же время высокая плотность также должна поддерживаться для предотвращения выброса из скважины. Дополнительно, как отмечалось выше для утяжелителей в виде частиц, решение осадки становится все более важным, чтобы избежать дифференциального прихвата или оседания утяжелителей в виде частиц на нижней стороне скважины.
Способность к составлению бурового раствора, имеющего высокую плотность и низкую пластическую вязкость, является также важной для глубоких шурфов высокого давления, где требуются скважинные флюиды с высокой плотностью. Высокие значения вязкости могут приводить в результате к возрастанию давления на дне ствола скважины в условиях перекачки насосом. Это увеличение эквивалентной плотности бурового раствора (ЕСЭ) может приводить в результате к открытию разрывов в формации и серьезным потерям скважинного флюида в пласт, подвергнутый разрыву. Повторно устойчивость суспензии является важной для поддержания гидростатического напора, чтобы избежать выброса. Цель получения флюидов с высокой плотностью плюс минимальной осадкой утяжелителя продолжает быть трудной задачей.
Соответственно, существует постоянная необходимость усовершенствования скважинных флюидов.
Краткое изложение сущности изобретения
В одном аспекте варианты осуществления изобретения, раскрытые в данном описании, относятся к способу составления скважинного флюида, который включает осаждение утяжелителя бурового раствора из раствора и добавление осажденного утяжелителя к базовой жидкости для образования скважинного флюида.
В еще одном аспекте варианты осуществления изобретения, раскрытые в данном описании, относятся к способу составления скважинного флюида, который включает осаждение утяжелителя бурового
- 2 015666 раствора из раствора; покрытие утяжелителя диспергатором и добавление осажденного утяжелителя к базовой жидкости для образования скважинного флюида.
В еще одном аспекте варианты осуществления изобретения, раскрытые в данном описании, относятся к скважинному флюиду, который включает базовую жидкость и осажденный утяжелитель бурового раствора.
В еще одном аспекте варианты осуществления изобретения, раскрытые в данном описании, относятся к скважинному флюиду, который включает скважинный флюид, который включает базовую жидкость и осажденный утяжелитель бурового раствора, покрытый диспергатором.
Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидными, исходя из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Подробное описание изобретения
В одном аспекте варианты осуществления изобретения, раскрытые в данном описании, относятся к осажденным утяжелителям бурового раствора для применения в скважинном флюиде. Дополнительно в данном описании также раскрыты способы составления и применения промывных жидкостей, содержащих осажденные утяжелители.
Источником общепринятых утяжелителей буровых растворов, таких как барит, является добытая руда, которая может быть подвергнута процессам измельчения (дробления) для получения частиц, имеющих желательный размер частицы. Различные размеры частиц, применяемые в операциях по добыче, могут находиться в интервале, например, от барита по шкале ΑΡΙ (Американского нефтяного института) (б90 ~70 мкм) до микронизированного барита (б90 ~1-25 мкм). Дополнительно, как обсуждается в публикациях патентных заявок США № 20040127366, 20050101493, 20060188651, патентах США № 6586372 и 7176165 и предварительной заявке США серийный № 11/741199, каждая из которых принадлежит настоящему патентообладателю и, таким образом, включена посредством ссылки, микронизированные утяжелители буровых растворов могут обеспечить улучшенные эксплуатационные показатели при осадке, реологии и/или потере флюида.
Однако варианты осуществления настоящего раскрытия предоставляют альтернативный источник таких утяжелителей посредством осаждения, которое может также обеспечить более широкий диапазон достижимых размеров частиц. Как использован здесь, термин осажденные утяжелители буровых растворов относится к утяжелителям, образованным синтетически из раствора посредством химического осаждения, по сравнению с общепринятыми утяжелителями, образованными в природе и добытыми в виде сырьевого материала, который может быть отнесен к первичному минералу. Термин первичные минералы, такой как первичный барит, относится к первому сбываемому на рынке продукту, который включает сырьевые минералы, а также продукты простых способов обогащения, таких как промывка, обогащение в отсадочных машинах, разделение в тяжелой среде, обогащение на столах, флотацию и магнитное разделение. Однако для применения в скважинах минералы также дробятся/измельчаются и просеиваются.
Осажденные утяжелители бурового раствора, применяемые в некоторых вариантах осуществления, раскрытых в данном описании, могут включать разнообразные осажденные формы типовых соединений утяжелителя, известных специалисту в данной области, которые могут включать, например, сульфат бария (барит), карбонат кальция (кальцит), карбонат магния (магнезит), карбонат кальция и магния (доломит), оксид железа (гематит), силикат магния и железа (оливин), карбонат железа (сидерит) и сульфат стронция (целестин). Дополнительно, поскольку утяжелители настоящего описания получают синтетически, рядовой специалист в данной области сможет оценить, что соединения, отличные от таковых, образованных в природе в виде минеральных руд, могут быть образованы посредством осаждения и использованы в качестве утяжелителей бурового раствора во флюидах настоящего описания. Таким образом, в одном варианте осуществления могут применяться различные сульфаты, карбонаты, силикаты, фосфаты, алюмосиликаты и т. д. Дополнительно, в то время как многие соли щелочных металлов, таких как натрий, являются хорошо растворимыми, другие, такие как алюмосиликат натрия и/или алюмосиликат натрия-магния, являются почти нерастворимыми и, таким образом, могут применяться в качестве альтернативных осажденных утяжелителей бурового раствора во флюидах настоящего описания.
Специалист, имеющий обычную квалификацию в данной области, сможет распознать, что выбор материала конкретного утяжелителя может зависеть в значительной степени от плотности материала, поскольку в типовом случае минимальную вязкость скважинного флюида при любой конкретной плотности получают при использовании частиц с максимальной плотностью. Однако на выбор продукта могут влиять другие факторы, такие как стоимость, местная доступность и возможность легкого удаления из скважины остаточных твердых веществ или фильтрационной корки бурового раствора.
В некоторых вариантах осуществления осажденный утяжелитель бурового раствора может быть образован из частиц, которые составлены из материала с удельным весом, равным по меньшей мере 1,8; по меньшей мере 2,3 в других вариантах осуществления; по меньшей мере 2,4 в других вариантах осуществления; по меньшей мере 2,5 в других вариантах осуществления; по меньшей мере 2,6 в других вариантах осуществления; и по меньшей мере 2,68 в еще других вариантах осуществления. Например, утяжелитель, образованный из частиц, имеющих удельный вес, равный по меньшей мере 2,68, может обеспе
- 3 015666 чить составление скважинного флюида таким образом, чтобы удовлетворить большинству требований к плотности и чтобы объем фракции частиц был все еще достаточно низким для осуществления перекачки насосом.
В некоторых вариантах осуществления средний размер частиц (650) утяжелителей может находиться в интервале от нижнего предела, составляющего более чем 5, 10, 30, 50, 100, 200, 500, 700 нм, 1, 1,2, 1,5 мкм, до верхнего предела, составляющего менее чем 10, 5, 2,5, 1,5, 1 мкм, 700, 500, 100 нм, где частицы могут находиться в интервале от любого значения нижнего предела до любого значения верхнего предела. В других вариантах осуществления 690 (размер, при котором 90% частиц являются более мелкими) утяжелителей может находиться в интервале от нижнего предела, составляющего более чем 20, 50, 100, 200, 500, 700 нм, 1, 1,2, 1,5, 3, 5 мкм, до верхнего предела, составляющего менее чем 25, 15, 10, 5, 2,5, 1,5, 1 мкм, 700, 500 нм, где частицы могут находиться в интервале от любого значения нижнего предела до любого значения верхнего предела.
Дополнительно специалист, имеющий обычную квалификацию в данной области, признает, что утяжелитель может иметь распределение по размерам частиц, отличное от мономодального распределения. Это означает, что утяжелитель может иметь распределение по размерам частиц, которое в различных вариантах осуществления может быть мономодальным, которое может быть или не может быть Гауссовским, бимодальным или полимодальным.
Частицы, имеющие эти средние размеры частиц, могут быть получены химическим осаждением, при котором нерастворимые твердые утяжелители получают в результате химической реакции между химическими агентами в растворе. Осаждение происходит после смешивания по меньшей мере двух химических агентов в растворе. Специалист, имеющий обычную квалификацию в данной области, признает, что химическая идентичность этих смешанных химикатов будет зависеть от желательного результирующего соединения для применения в качестве утяжелителя. Например, когда желательным является утяжелитель на основе сульфата бария, раствор соли бария (например, гидроксид бария, хлорид бария и т.д.) может быть смешан с раствором сульфатной соли щелочного металла (например, сульфата натрия, серной кислоты) для осаждения сульфата бария. Однако когда желательным является карбонат, такой как карбонат кальция, раствор гидроксида кальция, соединенный с диоксидом углерода, дает в результате карбонат кальция. Другие сульфаты и карбонаты могут быть сходным образом образованы посредством замены раствора соли щелочного металла на еще один раствор соли щелочного металла (или другого металла), в то время как силикаты могут быть образованы путем замены раствора сульфатной соли на раствор силикатной соли, такой как силикат натрия. Дополнительно, для осаждения других соединений, таких как оксид железа, оксид железа может быть осажден из раствора соли железа путем воздействия на раствор повышенных температур и давлений для гидролиза железа в растворе и высаждения.
Смешивание может осуществляться, например, в перемешиваемых корпусных реакторах (периодических или непрерывных), статических или роторно-статорных смесителях. Устройства, в которых ротор вращается при высокой скорости (такой, как по меньшей мере 120000 об/мин), являются особенно пригодными для применения при образовании таких осажденных утяжелителей, поскольку усилия сдвига, поперечно приложенные силы и силы трения сцепленных инструментов (в сочетании с высокими скоростями) могут приводить к образованию мелкоизмельченных, диспергированных частиц. Дополнительные методы, такие как применение соударяющихся струй, микроканальные смесители, применение реактора Тзйлора-Куэтта, могут улучшить интенсивность смешивания и приводить в результате к более мелким частицам и лучшей гомогенности частиц. Альтернативно, обработка ультразвуком, которая может обеспечить более высокую энергию сдвига у перемешивания для индуцирования микросмешивания и местного рассеивания высокой мощности, может также обеспечить более мелкие частицы и лучшую гомогенность частиц посредством обеспечения контроля различных параметров, таких как, независимо, потребляемая мощность, конструкция реактора, время пребывания, концентрация частиц или реагента. После того как раствор прошел через смеситель, полученные в результате осажденные утяжелители могут быть разделены и высушены для более позднего применения в скважинном флюиде. Конкретный смеситель, который может применяться, когда желательными являются наноразмерные утяжелители, обсуждается в патенте США № 7238331, который включен в данное описание посредством ссылки во всей своей полноте.
Как обсуждается выше, флюиды, применяемые в вариантах осуществления, раскрытых здесь, могут включать осажденные утяжелители. В некоторых вариантах осуществления осажденные утяжелители могут быть непокрытыми. В других вариантах осуществления осажденные утяжелители могут быть покрыты диспергатором или увлажнителем. Например, флюиды, применяемые в некоторых вариантах осуществления, раскрытых здесь, могут включать покрытые диспергатором осажденные утяжелители. Покрытие поверхности осажденных утяжелителей может осуществляться во время осаждения, после осаждения или как во время, так и после осаждения. Включение такого покрытия может быть желательным для предотвращения агломерации частиц и может также обеспечить желательные реологические воздействия на скважинный флюид, в котором применяются частицы. Поскольку этот термин применяется в данном описании, подразумевают, что покрытие поверхности означает, что достаточное количество молекул диспергатора абсорбируется (физически или химически) или иным образом прочно ассо
- 4 015666 циировано с поверхностью частиц, таким образом, что мелкие частицы материала не вызывают быстрого возрастания вязкости, наблюдаемого в предшествующем уровне техники. Применяя такое определение, специалист в данной области должен понять и оценить, что молекулы диспергатора могут в действительности не полностью покрывать поверхность частицы и то, что количественная оценка числа молекул является очень трудной. Следовательно, по необходимости, делают расчет на определение, ориентированное на результаты. В результате процесса можно регулировать коллоидные взаимодействия мелкодисперсных частиц посредством покрытия частицы диспергаторами перед добавлением к буровому раствору. Делая так, возможно систематически контролировать реологические свойства флюидов, содержащих добавку, а также устойчивость к загрязнениям во флюиде в дополнение к увеличению свойств поглощения промывочной жидкости (фильтрации) флюида.
В некоторых вариантах осуществления осажденные утяжелители включают твердые коллоидные частицы, имеющие дефлокулянт или диспергатор, нанесенные на поверхность частицы. Размер осажденной частицы может предоставить суспензии или взвеси с высокой плотностью, которые проявляют сниженную тенденцию к осаждению или осадке, в то время как диспергатор на поверхности частицы регулирует взаимодействия между частицами, что приводит в результате к более низким реологическим профилям. Таким образом, сочетание высокой плотности, мелкого размера частиц и регулирования коллоидных взаимодействий посредством покрытия частиц диспергатором совмещает задачи высокой плотности, более низкой вязкости и минимальной осадки.
В некоторых вариантах осуществления утяжелители включают диспергированные твердые коллоидные частицы со среднемассовым диаметром частицы (650) менее 10 мкм, которые покрыты полимерным дефлокулянтом или диспергатором. В других вариантах осуществления утяжелители включают диспергированные твердые коллоидные частицы со среднемассовым диаметром частицы (650) менее 8 мкм, которые покрыты полимерным дефлокулянтом или диспергатором; менее 4 мкм в других вариантах осуществления и менее 2 мкм в еще других вариантах осуществления. Маленький размер частиц будет генерировать суспензии или взвеси, которые будут проявлять сниженную тенденцию к осаждению или осадке, и полимерный диспергатор на поверхности частицы может регулировать взаимодействия между частицами и, таким образом, будет продуцировать более низкие реологические профили. Сочетание мелкого размера частиц и регулирования коллоидных взаимодействий совмещает две задачи более низкой вязкости и минимальной осадки.
Покрытие осажденного утяжелителя диспергатором может быть достигнуто посредством добавления диспергатора к раствору перед смешиванием. Таким образом, по мере того, как происходят смешивание и осаждение, частицы покрываются. Присутствие диспергатора в процессе смешивания и перемешивания может также обеспечивать ингибирование роста зерен частиц, если желательными являются ультрамелкие или наноразмерные утяжелители, а также предотвращение агломерации частиц.
Покрытие осажденного утяжелителя диспергатором может также осуществляться в процессе сухого смешивания вслед за осаждением так, чтобы процесс, по существу, был без растворителя. Процесс включает смешивание осажденного утяжелителя и диспергатора при желательном соотношении для образования смешанного материала. Смешанный материал может затем подаваться в теплообменную систему, такую как система термодесорбции. Смесь может быть направлена через теплообменник с использованием смесителя, такого как шнековый конвейер. При охлаждении полимер может оставаться связанным с утяжелителем. Смесь полимер/утяжелитель может быть далее разделена на утяжелитель, покрытый полимером, несвязанный полимер и любые агломераты, которые могут образоваться. Несвязанный полимер может необязательно быть возвращен в начало процесса, если это желательно. В еще одном варианте осуществления процесс сухого смешивания по отдельности может служить для покрытия утяжелителя без нагрева.
Альтернативно, осажденный утяжелитель может быть покрыт посредством термоадсорбции, как описано выше, в отсутствие процесса сухого смешивания. В этом варианте осуществления процесс получения покрытого субстрата может включать нагрев осажденного утяжелителя до температуры, достаточной для реакции мономерного диспергатора на утяжелителе для образования покрытого полимером выдержанного по размеру утяжелителя и извлечение покрытого полимером утяжелителя. В еще одном варианте осуществления можно использовать катализируемый процесс для образования полимера в присутствии выдержанного по размеру утяжелителя. В еще одном варианте осуществления полимер может быть предварительно отформован и может термически адсорбироваться на выдержанный по размеру утяжелитель.
Как упомянуто выше, варианты осуществления микронизированного утяжелителя могут включать дефлокулянт или диспергатор. В одном варианте осуществления диспергатор может быть выбран из карбоновых кислот с молекулярной массой, равной по меньшей мере 150 Да, таких как олеиновая кислота и многоосновные жирные кислоты, алкилбензолсульфоновых кислот, алкансульфоновых кислот, линейных альфа-олефинсульфоновых кислот, фосфолипидов, таких как лецитин, эфирсульфонатов, полиэфиров, включая их соли и включая их смеси. Могут также применяться синтетические полимеры, такие как НУРЕВМЕК. ОМ-1 (1трепа1 С11стюа1 1п6и51пс5. РЬС, Ьоибоп, иийеб Ктдбот) или полиакрилатные сложные эфиры, например. Такие полиакрилатные сложные эфиры могут включать полимеры стеарил
- 5 015666 метакрилата и/или бутилакрилата. В еще одном варианте осуществления могут применяться соответствующие кислоты, метакриловая кислота и/или акриловая кислота. Специалист в данной области признает, что другие акрилатные или другие мономеры из ненасыщенных карбоновых кислот (или их сложных эфиров) могут применяться для достижения, по существу, тех же результатов, как раскрыто в данном описании.
Когда покрытый диспергатором микронизированный утяжелитель должен применяться во флюидах на водной основе, в конкретном варианте осуществления может быть использован водорастворимый полимер с молекулярной массой, равной по меньшей мере 2000 Да. Примеры таких водорастворимых полимеров могут включать гомополимер или сополимер любого мономера, выбранного из акриловой кислоты, итаконовой кислоты, малеиновых кислоты или ангидрида, гидроксипропилакрилатвинилсульфоновой кислоты, акриламидо-2-пропансульфоновой кислоты, акриламида, стиролсульфоновой кислоты, акриловых фосфатных сложных эфиров, метилвинилэфира и винилацетата или их солей.
Полимерный диспергатор может иметь среднюю молекулярную массу от приблизительно 10000 до приблизительно 300000 Да в одном варианте осуществления, от приблизительно 17000 до приблизительно 40000 Да в еще одном варианте осуществления и от приблизительно 200000 до приблизительно 300000 Да в еще одном варианте осуществления. Средний специалист в данной области знает, что когда диспергатор добавляют к утяжелителю во время процесса размола, могут применяться полимеры с промежуточной молекулярной массой (10000-300000 Да).
Кроме того, в особенности в пределах объема вариантов осуществления, раскрытых здесь, полимерный диспергатор должен быть полимеризован перед или одновременно с процессами влажного или сухого смешивания, раскрытых здесь. Такая полимеризация может включать, например, термическую полимеризацию, катализируемую полимеризацию, инициированную полимеризацию или их сочетание.
Принимая во внимание состоящую из частиц природу осажденных и покрытых диспергатором осажденных утяжелителей, раскрытых здесь, специалист в данной области оценит, что дополнительные компоненты могут быть смешаны с утяжелителем для модификации различных макроскопических свойств. Например, могут быть включены средства, предотвращающие слипание, смазки и средства, применяемые для подавления нарастания влажности. Альтернативно, твердые вещества, которые усиливают маслянистость или помогают регулировать поглощение промывочной жидкости, могут быть добавлены к утяжелителям и буровому раствору, раскрытым здесь. В одном иллюстративном примере мелко размолотый натуральный графит, нефтяной кокс, графитированный углерод или их смеси добавляют для увеличения маслянистости, скорости проходки и поглощения промывочной жидкости, а также других свойств бурового раствора. В еще одном иллюстративном варианте осуществления применяют мелко размолотые полимерные материалы для придания различных характеристик буровому раствору. В случаях, когда добавляют такие материалы, важно отметить, что объем добавленного материала не должен оказывать существенного неблагоприятного воздействия на свойства и рабочие характеристики буровых растворов. В одном иллюстративном варианте осуществления полимерные материалы поглощения промывочной жидкости, содержащие менее 5 мас.%, добавляют для улучшения свойств бурового раствора. Альтернативно, менее 5 мас.% подходящего по размерам графита и нефтяного кокса добавляют для улучшения свойств маслянистости и поглощения промывочной жидкости флюида. Наконец, в еще одном иллюстративном варианте осуществления менее 5 мас.% общепринятого средства против слипания добавляют, чтобы способствовать хранению утяжелителей в резервуарах.
Зернистые материалы, как описано здесь (т.е. покрытые и/или непокрытые осажденные утяжелители), могут быть добавлены к буровому раствору в качестве утяжелителя в сухом виде или концентрированными в виде взвеси либо в водной среде или в виде органической жидкости. Как известно, органическая жидкость должна иметь необходимые характеристики окружающей среды для добавок к буровым растворам на масляной основе. С учетом этого маслянистая жидкость может обладать кинематической вязкостью, меньшей чем 10 сантистокс (10 мм2/с) при 40°С и, по причинам безопасности, температурой воспламенения, большей чем 60°С. Подходящие маслянистые жидкости представляют собой, например, дизельное топливо, минеральные или белые масла, н-алканы или синтетические масла, такие как альфаолефиновые масла, сложноэфирные масла, смеси этих жидких сред, а также другие сходные жидкие среды, известные специалисту в области бурения или другого составления скважинных флюидов.
Составление скважинного флюида
Осажденные частицы, описанные выше, могут применяться в любом скважинном флюиде, таком как для бурения, цементирования, заканчивания набивки, подземного ремонта (ремонта), возбуждения скважины, задавки скважины, вытесняющих жидкостях и других областях применения флюидов с высокой плотностью, таких как разделение в тяжелой среде или балластные жидкости кораблей или других транспортных средств. Такие альтернативные применения, а также другие применения настоящего флюида будут очевидными для специалиста в данной области из настоящего описания. В соответствии с одним вариантом осуществления утяжелители могут применяться в составлении скважинного флюида. Скважинный флюид может представлять собой буровой раствор на водной основе, прямую эмульсию, обращенную эмульсию или буровой раствор на масляной основе.
Скважинные флюиды на водной основе могут иметь водный буровой раствор в качестве базовой
- 6 015666 жидкости и осажденный утяжелитель бурового раствора (покрытый или непокрытый). Скважинные флюиды на водной основе могут иметь водный буровой раствор в качестве базового бурового раствора и осажденный утяжелитель бурового раствора. Водный буровой раствор может включать по меньшей мере один компонент из свежей воды, морской воды, насыщенного солевого раствора, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Например, водный буровой раствор может быть составлен из смесей с желательными солями в свежей воде. Такие соли могут включать, но без ограничений, например, хлориды, гидроксиды или карбоксилаты щелочных металлов. В различных вариантах осуществления бурового раствора, раскрытых здесь, насыщенный солевой раствор может включать морскую воду, водные растворы, в которых концентрация соли меньше концентрации соли в морской воде, или водные растворы, в которых концентрация соли больше концентрации соли в морской воде. Соли, которые могут быть обнаружены в морской воде, включают, но без ограничения, натрий, кальций, серу, алюминий, магний, калий, стронций, кремний, литий и фосфорные соли хлоридов, бромидов, карбонатов, йодидов, хлоратов, броматов, форматов, нитратов, оксидов и фторидов. Соли, которые могут быть включены в насыщенный солевой раствор, включают любую или более из солей, присутствующих в природной морской воде или любые другие органические или неорганические растворенные соли.
Дополнительно, насыщенные солевые растворы, которые могут применяться в буровых растворах, раскрытых здесь, могут являться природными или синтетическими, причем синтетические насыщенные солевые растворы имеют тенденцию к значительно более простому строению. В одном варианте осуществления плотность бурового раствора может контролироваться посредством увеличения концентрации соли в насыщенном солевом растворе (вплоть до насыщения). В конкретном варианте осуществления насыщенный солевой раствор может включать галогенидные или карбоксилатные соли моно- или дивалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий.
Скваженные флюиды на масляной основе/обращенная эмульсия могут включать масляную дисперсионную среду, немасляную дисперсную среду и осажденный утяжелитель. Рядовой специалист в данной области сможет оценить, что микроосажденные утяжелители, описанные выше, могут быть модифицированы в соответствии с желательным применением. Например, модификации могут включать гидрофильную/гидрофобную природу диспергатора.
Масляный буровой раствор может представлять собой жидкость, более предпочтительно природное или синтетическое масло и более предпочтительно масляный буровой раствор выбирают из группы, включающей дизельное топливо; минеральное масло; синтетическое масло, такое как гидрированные и негидрированные олефины, включая поли-альфа-олефины, линейные или разветвленные олефины и т.п., полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры жирных кислот, конкретно, линейные, разветвленные и циклические алкиловые эфиры жирных кислот; сходные соединения, известные специалисту в данной области; и их смеси. Концентрация масляного бурового раствора должна быть достаточной, так чтобы образовалась обращенная эмульсия, и может составлять меньше, чем приблизительно 99 об.% от обращенной эмульсии. В одном варианте осуществления количество масляного бурового раствора составляет приблизительно от 30 до 95 об.% и более предпочтительно приблизительно от 40 до 90 об.% от бурового раствора в виде обращенной эмульсии. Масляный буровой раствор в одном варианте осуществления может включать по меньшей мере 5 об.% материала, выбранного из группы, включающей сложные эфиры, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их сочетания.
Немасляный буровой раствор, применяемый в составлении флюида в виде обращенной эмульсии, раскрытого здесь, представляет собой жидкость и может быть водной жидкостью. В одном варианте осуществления немасляная жидкость может быть выбрана из группы, включающей морскую воду, насыщенный солевой раствор, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие смешиваемые с водой органические соединения и их сочетания. Количество немасляного бурового раствора в типичном случае меньше, чем теоретический предел, необходимый для образования обращенной эмульсии. Таким образом, в одном варианте осуществления количество немасляного бурового раствора составляет меньше чем приблизительно 70 об.% и предпочтительно приблизительно от 1 до 70 об.%. В еще одном варианте осуществления немасляный буровой раствор составляет предпочтительно приблизительно от 5 до 60 об.% от флюида в виде обращенной эмульсии. Текучая фаза может включать либо водную промывочную жидкость, либо масляную промывочную жидкость, либо их смеси. В конкретном варианте осуществления покрытый барит или другие микронизированные утяжелители могут быть включены в скважинный флюид, который включает по меньшей мере одно из свежей воды, морской воды, насыщенного солевого раствора и их сочетаний.
Для получения буровых растворов, раскрытых здесь, могут применяться общепринятые способы, аналогично обычно используемым способам, чтобы получить общепринятые буровые растворы на водной и масляной основе. В одном варианте осуществления желательное количество промывочной жидкости на водной основе и подходящее количество одного или более осажденных утяжелителей, как описано выше, смешивают вместе и оставшиеся компоненты бурового раствора добавляют последовательно при непрерывном смешивании. В еще одном варианте осуществления желательное количество масляной текучей среды, такой как базовое масло, немасляная текучая среда и подходящее количество одного или
- 7 015666 более осажденных утяжелителей смешивают вместе и оставшиеся компоненты добавляют последовательно при непрерывном смешивании. Обращенная эмульсия может быть образована посредством энергичного встряхивания, смешивания или сдвига масляной текучей среды и немасляной текучей среды.
В еще одном варианте осуществления осажденные продукты настоящего описания могут применяться по отдельности или в сочетании с общепринятыми размолотыми механически утяжелителями. Другие добавки, которые могут быть включены в скважинные флюиды, раскрытые здесь, включают, например, смачивающие агенты, органофильные глины, загустители, средства контроля поглощения промывочной жидкости, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, средства, снижающие межфазное напряжение, рН буферы, взаимные растворители, разбавители, разжижители и моющие средства. Добавление таких средств будет хорошо известно среднему специалисту в области составления буровых растворов и буровых глинистых растворов.
Преимущественно варианты осуществления настоящего описания раскрыты для скважинных флюидов, которые могут обладать высокой плотностью без ущерба для реологии и/или риска осадки. Одной характеристикой флюидов, применяемых в некоторых вариантах осуществления, раскрытых здесь, является то, что частицы образуют устойчивую суспензию и легко не осаждаются. Дополнительной желательной характеристикой флюидов, применяемых в некоторых вариантах осуществления, раскрытых здесь, является то, что суспензия проявляет низкую вязкость при сдвиге, облегчающую перекачку насосом и минимизирующую генерацию высоких давлений и шансы на поглощения промывочной жидкости или притоки жидкости в скважину. Дополнительно посредством метода восходящего проектирования по сравнению с традиционным методом нисходящего проектирования можно достичь мелкодисперсных частиц без требования энергоемкого подхода с размельчением и, в особенности, могут быть получены наноразмерные утяжелители, которые иным образом реально недостижимы. Дополнительно там, где некоторые минеральные руды могут быть редкими, дорогими или с риском истощения, способы настоящего описания могут предоставить составление скважинного флюида независимо от таких факторов. Дополнительно, также отмечается, что поскольку сырьевая минеральная руда может содержать примеси, которые могут снижать удельный вес утяжелителей, снижение примесей (и, таким образом, повышение реального удельного веса) может происходить в результате синтетического образования утяжелителей в более контролируемом окружении.
В то время как изобретение описано по отношению к ограниченному числу вариантов осуществления, средний специалист в данной области на основании преимуществ настоящего описания оценит, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не будут отходом от объема притязаний изобретения, как раскрыто в данном документе. Соответственно, объем притязаний изобретения должен быть ограничен только приложенной формулой изобретения.
Claims (23)
1. Способ составления скважинного флюида, в котором осуществляют химическое осаждение утяжелителя из раствора с б50 меньше чем 1 мкм, но больше чем 5 нм; и добавление химически осажденного утяжелителя к базовой жидкости для образования скважинного флюида.
2. Способ по п.1, в котором химическое осаждение включает смешивание раствора соли металла или щелочного металла по меньшей мере с одним из раствора сульфатной соли, диоксида углерода или растворов фосфата или силиката.
3. Способ по п.1, в котором химически осажденный утяжелитель содержит по меньшей мере один из сульфата бария, карбоната кальция, карбоната магния, карбоната кальция и магния, оксида железа, силиката магния, силиката железа, карбоната железа и сульфата стронция.
4. Способ по п.1, в котором химически осажденный утяжелитель имеет средний размер частиц меньше чем 100 нм.
5. Способ по п.4, в котором осажденный утяжелитель имеет средний размер частиц меньше чем 30 нм.
6. Способ по п.1, в котором базовая жидкость является жидкостью, выбранной из жидкости на водной основе, жидкости на масляной основе и обращенной эмульсии.
7. Способ бурения скважины, в котором бурение осуществляют с помощью скважинного флюида, полученного по п.1.
8. Способ составления скважинного флюида, в котором осуществляют химическое осаждение утяжелителя из раствора с ά50 меньше чем 1 мкм, но больше чем 5 нм; покрытие утяжелителя диспергатором и добавление химически осажденного утяжелителя к базовой жидкости для образования скважинного флюида.
9. Способ по п.8, в котором химическое осаждение и покрытие осуществляют одновременно.
10. Способ по п.8, в котором химическое осаждение и покрытие осуществляют последовательно.
11. Способ по п.8, в котором диспергатор содержит по меньшей мере одно вещество, выбранное из олеиновой кислоты, полиосновных жирных кислот, алкилбензолсульфоновых кислот, алкансульфоновых кислот, линейных альфа-олефинсульфоновых кислот, их солей с щелочно-земельными металлами и фос
- 8 015666 фолипидов.
12. Способ по п.8, в котором диспергатор содержит полиакрилатные сложные эфиры.
13. Способ по п.10, в котором полиакрилатный сложный эфир представляет собой по меньшей мере один, выбранный из полимеров стеарилметакрилата, бутилакрилата и акриловой кислоты.
14. Способ по п.8, в котором химическое осаждение включает смешивание раствора соли щелочного металла по меньшей мере с одним из раствора сульфатной соли и диоксида углерода.
15. Способ по п.8, в котором химически осажденный утяжелитель содержит по меньшей мере один из сульфата бария, карбоната кальция, карбоната магния, карбоната кальция и магния, оксида железа, силиката магния, силиката железа, карбоната железа и сульфата стронция.
16. Способ по п.8, в котором химически осажденный утяжелитель имеет средний размер частиц меньше чем 100 нм.
17. Способ по п.16, в котором утяжелитель имеет средний размер частиц меньше чем 30 нм.
18. Скважинный флюид, содержащий базовую жидкость и химически осажденный утяжелитель, имеющий 650 меньше чем 1 мкм, но больше чем 5 нм.
19. Флюид п.18, в котором химически осажденный утяжелитель содержит по меньшей мере один из сульфата бария, карбоната кальция, карбоната магния, карбоната кальция и магния, оксида железа, силиката магния, силиката железа, карбоната железа и сульфата стронция.
20. Флюид по п.18, в котором химически осажденный утяжелитель имеет средний размер частиц меньше чем 100 нм.
21. Скважинный флюид, содержащий базовую жидкость и химически осажденный утяжелитель, имеющий 650 меньше чем 1 мкм, но больше чем 5 нм, покрытый диспергатором.
22. Флюид по п.21, в котором химически осажденный утяжелитель содержит по меньшей мере один из сульфата бария, карбоната кальция, карбоната магния, карбоната кальция и магния, оксида железа, силиката магния, силиката железа, карбоната железа и сульфата стронция.
23. Флюид по п.21, в котором химически осажденный утяжелитель имеет средний размер частиц меньше чем 100 нм.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US82515606P | 2006-09-11 | 2006-09-11 | |
| PCT/US2007/078159 WO2008033838A2 (en) | 2006-09-11 | 2007-09-11 | Precipitated weighting agents for use in wellbore fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200970272A1 EA200970272A1 (ru) | 2009-10-30 |
| EA015666B1 true EA015666B1 (ru) | 2011-10-31 |
Family
ID=38820321
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200701191A EA012144B1 (ru) | 2006-09-11 | 2007-06-15 | Утяжелители с покрытием из диспергатора |
| EA200970272A EA015666B1 (ru) | 2006-09-11 | 2007-09-11 | Скважинный флюид и способ его составления |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200701191A EA012144B1 (ru) | 2006-09-11 | 2007-06-15 | Утяжелители с покрытием из диспергатора |
Country Status (16)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US20080064613A1 (ru) |
| EP (2) | EP1987112A4 (ru) |
| CN (3) | CN101511968B (ru) |
| AR (2) | AR062747A1 (ru) |
| AT (1) | ATE518933T1 (ru) |
| AU (2) | AU2007294625B2 (ru) |
| BR (2) | BRPI0716793A2 (ru) |
| CA (2) | CA2661918C (ru) |
| DK (1) | DK2066759T3 (ru) |
| EA (2) | EA012144B1 (ru) |
| GB (1) | GB2447393B (ru) |
| MX (2) | MX2009002464A (ru) |
| MY (2) | MY157936A (ru) |
| NO (2) | NO20083088L (ru) |
| NZ (2) | NZ575007A (ru) |
| WO (1) | WO2008033838A2 (ru) |
Families Citing this family (77)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7267291B2 (en) * | 1996-07-24 | 2007-09-11 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| GB2315505B (en) * | 1996-07-24 | 1998-07-22 | Sofitech Nv | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
| US7918289B2 (en) * | 1996-07-24 | 2011-04-05 | M-I L.L.C. | Method of completing a well with sand screens |
| US20080064613A1 (en) * | 2006-09-11 | 2008-03-13 | M-I Llc | Dispersant coated weighting agents |
| US6786153B2 (en) * | 2002-09-19 | 2004-09-07 | Interflex Laser Engravers, Llc | Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves |
| US20030203822A1 (en) * | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
| US20080108528A1 (en) * | 2006-11-03 | 2008-05-08 | M-I Llc | Methods to enhance the pneumatic handling characteristics of weighting agents |
| US20080169130A1 (en) | 2007-01-12 | 2008-07-17 | M-I Llc | Wellbore fluids for casing drilling |
| US8357639B2 (en) | 2007-07-03 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Nanoemulsions |
| US20090082230A1 (en) * | 2007-09-21 | 2009-03-26 | Bj Services Company | Well Treatment Fluids Containing Nanoparticles and Methods of Using Same |
| US8252729B2 (en) * | 2008-01-17 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services Inc. | High performance drilling fluids with submicron-size particles as the weighting agent |
| US20090186781A1 (en) * | 2008-01-17 | 2009-07-23 | Hallibruton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation | Drilling fluids comprising sub-micron precipitated barite as a component of the weighting agent and associated methods |
| US7740070B2 (en) * | 2008-06-16 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a density segregation inhibiting composite and methods of making and using same |
| DK2318469T3 (da) * | 2008-08-22 | 2014-07-28 | Schlumberger Norge As | Højtydende vandbaserede væsker |
| US20100236784A1 (en) * | 2009-03-20 | 2010-09-23 | Horton Robert L | Miscible stimulation and flooding of petroliferous formations utilizing viscosified oil-based fluids |
| US20110237467A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Nanoparticle-densified completion fluids |
| EP2441815A1 (en) * | 2010-10-13 | 2012-04-18 | Imerys Oilfield Minerals, Inc. | Ferrosilicon weighting agents for wellbore fluids |
| HUE027345T2 (en) | 2010-12-18 | 2016-10-28 | Schlumberger Technology Bv | Preparations and procedures for making holes |
| US8476201B2 (en) * | 2010-12-23 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids having reduced sag potential and related methods |
| GB201109446D0 (en) * | 2011-06-06 | 2011-07-20 | M I Drilling Fluids Uk Ltd | Methods for reducing permeability of subterranean reservoirs |
| NL2006407C2 (en) * | 2011-03-16 | 2012-09-18 | Heerema Marine Contractors Nl | Method for removing a hydrocarbon production platform from sea. |
| GB2490166B (en) * | 2011-04-21 | 2015-11-25 | Fumi Minerals Ltd | Weighting agent for use in subterranean wells |
| BR112013029919A2 (pt) | 2011-05-20 | 2020-11-10 | M-I L.L.C | fluidos de furo de poço utilizado com elementos intumescentes |
| WO2013040427A2 (en) | 2011-09-15 | 2013-03-21 | M-I L.L.C. | Methods of using oleaginous fluids for completion operations |
| BR112014018383B1 (pt) * | 2012-01-25 | 2021-09-08 | M-I L.L.C | Método para completar um poço, método para ativar um sistema obturador expansível em óleo, e fluido de poço |
| CA2861396A1 (en) | 2012-01-27 | 2013-10-31 | William Marsh Rice University | Synthesis of magnetic carbon nanoribbons and magnetic functionalized carbon nanoribbons |
| US20160009979A1 (en) * | 2012-02-09 | 2016-01-14 | Maen Moh'd Husein | Novel nanoparticle-containing drilling fluids to mitigate fluid loss |
| US20130217603A1 (en) * | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of neutral-density particles to enhance barite sag resistance and fluid suspension transport |
| US20130220608A1 (en) * | 2012-02-23 | 2013-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modified particulate weighting agents and methods of using the same |
| GB2504209B (en) * | 2012-06-18 | 2014-10-15 | Mi Llc | Methods and systems of increasing signal strength of oilfield tools |
| WO2014011592A1 (en) | 2012-07-09 | 2014-01-16 | M-I L.L.C. | Reservoir wellbore fluid |
| US20150175871A1 (en) * | 2012-07-09 | 2015-06-25 | M-I, L.L.C. | Breaker fluid |
| WO2014011549A2 (en) | 2012-07-09 | 2014-01-16 | M-I L.L.C. | Insulating annular fluid |
| GB2520849B (en) * | 2012-07-09 | 2016-01-20 | Mi Llc | Wellbore fluid used with oil-swellable elements |
| AU2013289816B2 (en) | 2012-07-13 | 2016-11-17 | Nfluids Inc. | Drilling fluids with nano and granular particles and their use for wellbore strengthening |
| US20140087974A1 (en) * | 2012-09-27 | 2014-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate Weighting Agents Comprising Removable Coatings and Methods of Using the Same |
| US20140094394A1 (en) * | 2012-10-02 | 2014-04-03 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | High Density Weight Materials for Oil Field Servicing Operations |
| WO2014066295A1 (en) | 2012-10-22 | 2014-05-01 | M-I L.L.C. | Electrically conductive wellbore fluids and methods of use |
| US20140116695A1 (en) * | 2012-10-30 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsified acid with hydrophobic nanoparticles for well stimulation |
| WO2014085770A1 (en) * | 2012-11-29 | 2014-06-05 | M-I L.L.C. | Colloidal silica and polymer system for insulating packer fluids |
| CN104936888A (zh) | 2012-12-04 | 2015-09-23 | 威廉马歇莱思大学 | 用于井眼流体电导率的碳纳米颗粒添加剂 |
| US8517103B1 (en) * | 2012-12-04 | 2013-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil or gas treatment fluid containing a chelate or coordination complex that sets |
| US20140209390A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US20140209393A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated Particles and Wellbore Fluids and Methods Relating Thereto |
| US9410065B2 (en) * | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
| US10407988B2 (en) | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US20140209391A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US20140209307A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US20140209387A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US9322231B2 (en) * | 2013-01-29 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| GB2528218B (en) * | 2013-05-03 | 2021-02-24 | M I Drilling Fluids Uk Ltd | Method for reducing the rheology of high internal-phase-ratio emulsion wellbore fluids |
| WO2014189586A1 (en) * | 2013-05-21 | 2014-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| CN104371673A (zh) * | 2013-08-12 | 2015-02-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于高密度钻井液的加重剂及其制法和含有该加重剂的钻井液 |
| WO2015057244A1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-04-23 | Halliburton Energy Srrvices, Inc. | Surface treated lost circulation material |
| WO2015187138A1 (en) * | 2014-06-04 | 2015-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | An invert emulsion drilling fluid containing an internal phase of a polyol and salt-water solution |
| WO2016044046A1 (en) * | 2014-09-16 | 2016-03-24 | Temple University Of The Common Wealth System Of Higher Education | Removal of iron contaminants from hydrocarbon oils and aqueous by-products of oil and gas recovery/production |
| BR112017007864A2 (pt) * | 2014-12-17 | 2018-01-23 | Halliburton Energy Services Inc | método e sistema de tratamento de uma formação subterrânea, sistema para realizar um método, composição de peso aumentado, e, método de preparo de uma composição de peso aumentado. |
| CN104610937B (zh) * | 2015-01-15 | 2017-07-21 | 成都西油华巍科技有限公司 | 一种环保型高密度无固相加重剂及制备方法 |
| CN105112026B (zh) * | 2015-03-07 | 2018-07-17 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种钻井液用超高密度微粉体加重剂的制备方法和用途 |
| US20180187063A1 (en) * | 2015-06-09 | 2018-07-05 | M-I L.L.C. | Conductive Weighting Agents and Fluids Incorporating The Same |
| CA2991780A1 (en) | 2015-08-26 | 2017-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sol-gel modified particulates for wellbore fluids |
| CN106479464A (zh) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于低渗透油藏的暂堵型高温压井液及制备方法 |
| MX2018001608A (es) | 2015-09-17 | 2018-05-22 | Halliburton Energy Services Inc | Composicion densificada para el tratamiento de una formacion subterranea. |
| US10723935B2 (en) | 2015-11-05 | 2020-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calcium carbonate lost circulation material morphologies for use in subterranean formation operations |
| US10202531B2 (en) | 2015-11-05 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore methods employing precipitated particles |
| US11591505B2 (en) | 2017-10-16 | 2023-02-28 | Terves, Llc | High density fluid for completion applications |
| WO2019079144A1 (en) | 2017-10-16 | 2019-04-25 | Terves Inc. | NON-TOXIC HIGH DENSITY FLUID FOR COMPLETION APPLICATIONS |
| WO2019217613A1 (en) * | 2018-05-11 | 2019-11-14 | M-I L.L.C. | Insulating barrier fluid and methods thereof |
| US11859478B2 (en) | 2018-12-07 | 2024-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calcium carbonate / fiber additives for use in subterranean operations |
| CN110257023A (zh) * | 2019-05-20 | 2019-09-20 | 西南石油大学 | 一种钻井液用多功能加重剂及其制备方法以及水基钻井液和其应用 |
| WO2020242885A1 (en) * | 2019-05-24 | 2020-12-03 | M-I L.L.C. | Nano-scale weighting agents for use in wellbore fluids, wellbore fluids containing said nano-scale weight agents and methods for precipitating said nano-scale weighting agents |
| CN114206955B (zh) * | 2019-07-23 | 2024-01-30 | 能源解决方案(美国)有限责任公司 | 控制油气井中过量水和水性流体的产生的方法 |
| US11248174B2 (en) * | 2019-12-27 | 2022-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Process to remove asphaltene from heavy oil by solvent |
| CN111117578A (zh) * | 2020-01-17 | 2020-05-08 | 山东盛海科贸有限公司 | 可酸溶复合加重粉及其在钻井液中的应用 |
| CA3187169A1 (en) | 2020-06-28 | 2022-01-06 | China Petroleum & Chemical Corporation | Thermal recovery construction method |
| RU2748794C1 (ru) * | 2020-12-29 | 2021-05-31 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Иркутский национальный исследовательский технический университет" (ФГБОУ ВО "ИРНИТУ") | Утяжелитель для обработки буровых растворов |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB605173A (en) * | 1945-12-17 | 1948-07-16 | Nat Lead Co | Treatment of well-drilling fluids |
| US3057797A (en) * | 1960-01-04 | 1962-10-09 | Pan American Petroleum Corp | Low cost emusion drilling fluid |
| US20040127366A1 (en) * | 1996-07-24 | 2004-07-01 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| WO2005118742A2 (en) * | 2004-06-03 | 2005-12-15 | M-I L.L.C. | The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
| US20070281867A1 (en) * | 1996-07-24 | 2007-12-06 | M-I Llc | Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids |
Family Cites Families (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1685A (en) * | 1840-07-10 | Truss-frame for bridges | ||
| US3675717A (en) * | 1971-01-13 | 1972-07-11 | Gulf Research Development Co | Method of gravel packing wells |
| RO61289A (ru) * | 1971-08-10 | 1976-10-15 | ||
| US3880764A (en) | 1972-11-06 | 1975-04-29 | Amoco Prod Co | Polymer non-dispersed drilling fluids |
| US4217229A (en) * | 1976-09-20 | 1980-08-12 | Halliburton Company | Oil well spacer fluids |
| US4141843A (en) | 1976-09-20 | 1979-02-27 | Halliburton Company | Oil well spacer fluids |
| GB1599632A (en) | 1977-01-19 | 1981-10-07 | English Clays Lovering Pochin | Comminution of solid materials |
| US4646834A (en) * | 1980-09-22 | 1987-03-03 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous treatment fluid and method of use |
| US4476029A (en) * | 1982-05-26 | 1984-10-09 | W. R. Grace & Co. | High temperature dispersant |
| EP0127388B1 (en) | 1983-05-20 | 1986-12-30 | Ciba Specialty Chemicals Water Treatments Limited | Water soluble polymers |
| GB8410393D0 (en) | 1984-04-24 | 1984-05-31 | Ici Plc | Fluid compositions |
| US4770795A (en) * | 1987-08-24 | 1988-09-13 | Nalco Chemical Company | Calcium tolerant deflocculant for drilling fluids |
| US5346011A (en) | 1993-04-01 | 1994-09-13 | Halliburton Company | Methods of displacing liquids through pipes |
| USH1685H (en) | 1995-07-07 | 1997-10-07 | Shell Oil Company | Drilling fluid |
| US6820691B2 (en) | 1996-03-11 | 2004-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Cementing tool and method |
| US6786153B2 (en) * | 2002-09-19 | 2004-09-07 | Interflex Laser Engravers, Llc | Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves |
| US7651983B2 (en) * | 1996-07-24 | 2010-01-26 | M-I L.L.C. | Reduced abrasiveness with micronized weighting material |
| GB2315505B (en) | 1996-07-24 | 1998-07-22 | Sofitech Nv | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
| US20080064613A1 (en) | 2006-09-11 | 2008-03-13 | M-I Llc | Dispersant coated weighting agents |
| US20030203822A1 (en) * | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
| US6218342B1 (en) * | 1996-08-02 | 2001-04-17 | M-I Llc | Oil-based drilling fluid |
| CN1075544C (zh) * | 1997-04-25 | 2001-11-28 | 李长水 | 一种石油钻井液用的加重剂 |
| US6004717A (en) * | 1997-06-13 | 1999-12-21 | Xerox Corporation | Carrier coating processes |
| US6180573B1 (en) | 1997-11-20 | 2001-01-30 | Dresser Industries, Inc. | Weight material for drilling fluids and method of creating and maintaining the desired weight |
| WO2000061108A1 (en) * | 1999-04-14 | 2000-10-19 | Glaxo Group Limited | Pharmaceutical aerosol formulation |
| US6857485B2 (en) * | 2000-02-11 | 2005-02-22 | M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| DE10026791A1 (de) * | 2000-05-31 | 2001-12-06 | Solvay Barium Strontium Gmbh | Mikronisiertes Bariumsulfat |
| ATE427521T1 (de) | 2001-07-26 | 2009-04-15 | Freescale Semiconductor Inc | Uhrensynchronisation in einem verteilten system |
| CN1166448C (zh) * | 2001-07-27 | 2004-09-15 | 鞍山钢铁学院 | 液相纳米粉体及纳米粒子聚集结构材料的制备方法 |
| US20030153646A1 (en) | 2001-11-13 | 2003-08-14 | Matteo Loizzo | Spacer fluids for well cementing operations |
| US6817414B2 (en) * | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
| JP2005025844A (ja) * | 2003-07-01 | 2005-01-27 | Pioneer Electronic Corp | データ記録装置及びその制御方法 |
| CN1236007C (zh) * | 2003-10-27 | 2006-01-11 | 大庆石油管理局 | 对油层具有保护作用的钻井液用加重剂 |
| US20050118742A1 (en) * | 2003-11-17 | 2005-06-02 | Frank Henning | Method for reducing the adhesive properties of MEMS and anti-adhesion-coated device |
| US20050139394A1 (en) | 2003-12-29 | 2005-06-30 | Noble Drilling Services Inc. | Expandable screen utilizing near neutrally-buoyant particles outside of the screen |
| GB2421038B (en) * | 2004-11-23 | 2006-11-01 | Mi Llc | Emulsifier-free wellbore fluid |
| US20070197403A1 (en) * | 2006-02-22 | 2007-08-23 | David Dino | Organophilic clay additives and oil well drilling fluids with less temperature dependent rheological properties |
| US9890319B2 (en) * | 2009-11-18 | 2018-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and systems for combatting lost circulation and methods of using the same |
-
2007
- 2007-04-27 US US11/741,199 patent/US20080064613A1/en not_active Abandoned
- 2007-06-15 MY MYPI20090636A patent/MY157936A/en unknown
- 2007-06-15 EP EP07784448A patent/EP1987112A4/en not_active Withdrawn
- 2007-06-15 BR BRPI0716793-8A patent/BRPI0716793A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2007-06-15 NZ NZ575007A patent/NZ575007A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-06-15 GB GB0812577A patent/GB2447393B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-06-15 MX MX2009002464A patent/MX2009002464A/es active IP Right Grant
- 2007-06-15 CN CN200780033635.XA patent/CN101511968B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-06-15 CA CA2661918A patent/CA2661918C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-06-15 AU AU2007294625A patent/AU2007294625B2/en not_active Ceased
- 2007-06-15 EA EA200701191A patent/EA012144B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-09-11 CA CA2663192A patent/CA2663192C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-09-11 DK DK07842243.3T patent/DK2066759T3/da active
- 2007-09-11 EA EA200970272A patent/EA015666B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-09-11 WO PCT/US2007/078159 patent/WO2008033838A2/en active Application Filing
- 2007-09-11 CN CN201310725930.9A patent/CN103725264B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-09-11 CN CN200780041191.4A patent/CN101595197B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-09-11 NZ NZ575494A patent/NZ575494A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-11 AR ARP070104016A patent/AR062747A1/es active IP Right Grant
- 2007-09-11 AU AU2007296539A patent/AU2007296539B2/en not_active Ceased
- 2007-09-11 MX MX2009002615A patent/MX2009002615A/es active IP Right Grant
- 2007-09-11 US US12/440,706 patent/US8168569B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-09-11 MY MYPI20090978A patent/MY150058A/en unknown
- 2007-09-11 AR ARP070104021A patent/AR062751A1/es not_active Application Discontinuation
- 2007-09-11 EP EP07842243A patent/EP2066759B1/en not_active Not-in-force
- 2007-09-11 BR BRPI0716975-2A2A patent/BRPI0716975A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2007-09-11 AT AT07842243T patent/ATE518933T1/de active
-
2008
- 2008-07-09 NO NO20083088A patent/NO20083088L/no not_active Application Discontinuation
-
2009
- 2009-04-01 NO NO20091355A patent/NO341110B1/no not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-04-16 US US13/447,729 patent/US8598096B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2013
- 2013-10-29 US US14/066,125 patent/US20140162909A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB605173A (en) * | 1945-12-17 | 1948-07-16 | Nat Lead Co | Treatment of well-drilling fluids |
| US3057797A (en) * | 1960-01-04 | 1962-10-09 | Pan American Petroleum Corp | Low cost emusion drilling fluid |
| US20040127366A1 (en) * | 1996-07-24 | 2004-07-01 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| US20070184987A1 (en) * | 1996-07-24 | 2007-08-09 | Brandbury Andrew J | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| US20070281867A1 (en) * | 1996-07-24 | 2007-12-06 | M-I Llc | Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids |
| US20070287637A1 (en) * | 1996-07-24 | 2007-12-13 | Bradbury Andrew J | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| WO2005118742A2 (en) * | 2004-06-03 | 2005-12-15 | M-I L.L.C. | The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| S. W. BLOUNT: "Synthesis of barite, celestite, anglesite, witherite and strontianite from aqueous solutions", AMERICAN MINERALOGIST, vol. 59, 1974, pages 1209-1219, XP002466250, the whole document * |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015666B1 (ru) | Скважинный флюид и способ его составления | |
| US7618927B2 (en) | Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids | |
| CA2617155C (en) | Wellbore fluids for casing drilling | |
| US7651983B2 (en) | Reduced abrasiveness with micronized weighting material | |
| US20090258799A1 (en) | Wellbore fluids possessing improved rheological and anti-sag properties | |
| CA2663117C (en) | Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids | |
| WO2008033591A1 (en) | Dispersant coated weighting agents | |
| AU2011202933B2 (en) | Dispersant coated weighting agents | |
| NO341922B1 (no) | Økt penetrasjonsrate fra borehullsfluider med lav reologi |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |