EA029897B1 - Способ улучшения реологии буровых растворов при высокой температуре - Google Patents
Способ улучшения реологии буровых растворов при высокой температуре Download PDFInfo
- Publication number
- EA029897B1 EA029897B1 EA201590484A EA201590484A EA029897B1 EA 029897 B1 EA029897 B1 EA 029897B1 EA 201590484 A EA201590484 A EA 201590484A EA 201590484 A EA201590484 A EA 201590484A EA 029897 B1 EA029897 B1 EA 029897B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling
- drilling fluid
- oil
- rheological additive
- silicone oil
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 187
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 137
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- -1 polydimethylsiloxane Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 claims description 50
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 claims description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 12
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 8
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 4
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 4
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 3
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims 2
- 229920004449 Halon® Polymers 0.000 claims 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims 1
- PXBRQCKWGAHEHS-UHFFFAOYSA-N dichlorodifluoromethane Chemical compound FC(F)(Cl)Cl PXBRQCKWGAHEHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000341 volatile oil Substances 0.000 claims 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 239000010703 silicon Substances 0.000 abstract description 4
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- HNBKNDFZJLEZLZ-UHFFFAOYSA-N 2-[methyl-[3-[4-(4-methylbenzoyl)phenoxy]-3-phenylpropyl]amino]acetic acid Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(CCN(C)CC(O)=O)OC(C=C1)=CC=C1C(=O)C1=CC=C(C)C=C1 HNBKNDFZJLEZLZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 5
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 5
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 5
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 5
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 235000013870 dimethyl polysiloxane Nutrition 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 3
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 3
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000208818 Helianthus Species 0.000 description 1
- 235000003222 Helianthus annuus Nutrition 0.000 description 1
- 241000408782 Lepomis microlophus Species 0.000 description 1
- 241001327682 Oncorhynchus mykiss irideus Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical class [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 231100000697 ecotoxicological study Toxicity 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/34—Organic liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L83/00—Compositions of macromolecular compounds obtained by reactions forming in the main chain of the macromolecule a linkage containing silicon with or without sulfur, nitrogen, oxygen or carbon only; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L83/04—Polysiloxanes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Способ повышения реологических качеств буровых растворов, который эффективен для безглинистого инвертного эмульсионного бурового раствора любой плотности даже при бурении в условиях высоких температур. Улучшенную реологию получают путем добавления к буровому раствору силиконового масла. Неограничивающий пример такой реологической добавки включает полидиметилсилоксан.
Description
изобретение относится к композициям и способам для бурения, цементирования и крепления обсадной колонной скважин в подземных пластах, в частности в углеводородосодержащих пластах. Более конкретно, настоящее изобретение относится к инвертным эмульсионным буровым растворам на основе масла или синтетической жидкости, которые сочетают в себе высокую экологичность с хорошей стабильностью и надлежащими эксплуатационными качествами. Более конкретно, настоящее изобретение относится к безглинистым инвертным эмульсионным буровым растворам.
Предшествующий уровень техники
Буровой раствор или промывочная жидкость представляет собой специально разработанную жидкость, которая циркулирует через ствол скважины в процессе бурения этого ствола скважины для того, чтобы облегчить операцию бурения. Различные функции бурового раствора включают удаление бурового шлама из скважины, охлаждение и смазку бурового долота, содействие технической поддержке бурильных труб и бурового долота и обеспечение гидростатического напора для того, чтобы сохранить целостность стенки скважины и предотвратить неконтролируемые выбросы из скважины. Конкретные системы буровых растворов выбираются так, чтобы оптимизировать процесс бурения в соответствии с характеристиками отдельного геологического пласта. Для того чтобы буровой раствор выполнял свои функций, необходимо контролировать оптимальный уровень его химических и реологических свойств.
Помывочные жидкости на основе масла или синтетической жидкости, как правило, используются для бурения вспучивающихся или осыпающихся сланцевых, соляных, гипсовых, ангидритовых или других выветривающихся пластов, сероводородсодержащих пластов, и горячих (более 300°Р) (149°С) стволов, но могут применяться и в других стволах, проникающих в подземный пласт в виде скважины. Если не указано иное толкование, термины "маслосодержащая промывочная жидкость" или "промывочная жидкость или буровой раствор на основе масла" следует понимать, как включающие синтетические масла или другие синтетические жидкости, а также природные или традиционные масла, и при этом такие масла следует истолковывать как включающие инвертные эмульсии.
Промывочные жидкости на основе масла, используемые при бурении обычно содержат базовое масло (или синтетическую жидкость), включающее внешнюю фазу инвертной эмульсии; солевой раствор, водный раствор (как правило, раствор, содержащий около 30% кальция хлорида), включающий внутреннюю фазу инвертной эмульсии; эмульгаторы на поверхности контакта внутренней и внешней фаз; и другие агенты или добавки для образования суспензии, утяжеления или увеличения плотности, гидрофобизации, контроля водоотдачи или регулирования фильтрации и реологического контроля. Такие добавки обычно включают в себя органофильные глины и органофильные лигниты. Об этом см. статью Н.С.Н. Эаг1еу аиб Оеогде К. Огау, Сотрокйюи аиб Рторейек о£ Ότίΐΐίη^ аиб Сотр1еДои Р1шбк 66-67, 561562 (5ΐΠ еб. 1988). Буровой раствор на основе масла или инвертной эмульсии обычно может содержать масло или масляную фазу в соотношении к воде или водной фазе от примерно 50:50 до примерно 95:5 по объему.
Современные технологии, описанные, например, Кикиет е1 а1. в патентах США № 7462580 и 7488704, ввели в употребление "безглинистые" буровые растворы на основе инвертных эмульсий, которые дают значительные преимущества по сравнению с буровыми растворами, содержащими органофильные глины. В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "безглинистый" (или "не содержащий глину") означает буровой раствор, приготовленный без добавления каких-либо органофильных глин или лигнитов в состав этого бурового раствора.
При использовании в процессе бурения "безглинистые" инвертные эмульсионные буровые растворы показали снижение потерь бурового раствора в скважине, уменьшение колебаний и резких подъемов давления и снижение осаждения барита по сравнению с обычными буровыми растворами, содержащими органофильные глины и лигниты. Бурение скважины при использовании "безглинистых" инвертных эмульсионных буровых растворов происходит быстрее, а продуктивность пластового резервуара часто бывает больше.
Ограничивающим фактором при бурении отдельной части скважины является плотность промывочной жидкости (плотность бурового раствора), которая может быть применена. Если применяется слишком высокая плотность бурового раствора, то в пласте создаются трещины, приводящие к утечке бурового раствора и другим технологическим осложнениям. Если используется слишком низкая плотность бурового раствора, то пластовые флюиды могут вторгнуться в скважину, может произойти обрушение скважины из-за недостаточного гидростатического равновесия, а в крайних случаях может быть нарушена безопасность ввиду возможности неконтролируемого выброса из скважины. Во многих случаях, прежде чем будет достигнута потенциальная продуктивная зона, бурение скважины производят через слабые или склонные к поглощению бурового раствора зоны, требующие использования бурового раствора с низкой плотностью и установки последовательно скрепленных обсадных труб для защиты более слабых зон выше потенциальной продуктивной зоны. Особенно опасным сценарием бурения является такой, при котором комбинируются глубоководные и маломощные вскрышные породы, что является типичным для сверхглубоководных месторождений в Бразилии. Этот сценарий характеризуется высоким поровым давлением флюида, низкими действующими напряжениями, низкими градиентами давления
- 1 029897
гидроразрыва пласта и узкими диапазонами плотности бурового раствора. Доступные для приобретения "безглинистые" инвертные эмульсионные буровые растворы могут иметь реологические свойства ниже предпочтительного уровня при низких плотностях бурового раствора, т.е. плотностях бурового раствора, находящихся в диапазоне от примерно 9 фунтов на галлон (1078,4 кг/м3) до примерно 12 фунтов на галлон (1437,9 кг/м3) при температуре вплоть до примерно 375°Р (190,5°С) или выше. Добавление инертных твердых веществ может улучшить реологические свойства, но приводит к снижению механической скорости проходки при бурении и потере или снижению других преимуществ, наблюдаемых в безглинистой системе. Такие инертные твердые вещества включают, например, мелкозернистый кальция карбонат и в том значении, в котором этот термин используется в настоящем изобретении, он не должны быть понят как включающий или имеющий отношение к буровому шламу. Безглинистые инвертные эмульсионные буровые растворы на масляной основе с низкой или пониженной плотностью также могут показывать снижение заданных характеристик прочности "хрупкого геля" безглинистых инвертных эмульсионных буровых растворов. Прочность "хрупкого геля" относится, главным образом, к способности бурового раствора суспендировать буровой шлам в состоянии покоя и при этом показывать отсутствие резкого скачка давления после возобновления бурения. Твердые вещества, добавленные в инвертному эмульсионному буровому раствору, могут быть трудно удаляемыми на более поздних этапах процесса бурения и в итоге способны привести к плохому контролю над реологией системы бурового раствора и к снижению механической скорости проходки (МСП).
Минеральные масла часто используются в приготовлении инвертных эмульсионных буровых растворов, причем такие масла включают н-парафины, смеси н-парафинов, изопарафины, циклические алканы и алканы с разветвленной цепью. Эти базовые масла придают экологичность и низкую плотность бурового раствора. Однако они также имеют низкую вязкость и инвертные эмульсионные буровые растворы, полученные с их применением, как правило, нуждаются в добавках для придания адекватных реологических свойств.
Промывочные жидкости или буровые растворы на основе инвертных эмульсий (также называемые инвертными буровыми промывочными жидкостями или инвертными промывочными жидкостями или инвертными буровыми растворами) составляют ключевой сегмент производства буровых растворов, но они все чаще подвергаются возрастающим ограничениям по экологическим, эксплуатационным и стоимостным требованиям. Сложность и непредсказуемость поведения и взаимодействия компонентов жидкостей друг с другом и с условиями, с которыми они сталкиваются в процессе бурения, делает выполнение этих требований сложной задачей. Таким образом, существует постоянная потребность и непрекращающийся всеотраслевой интерес к новым буровым растворам, которые обеспечивают улучшенные эксплуатационные качества и в то же время остаются экологически и экономически приемлемыми.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение обеспечивает способ повышения реологических свойств буровых растворов, особенно при высоких температурах, и способ бурения стволов скважин, в котором применяются такие улучшенные буровые растворы. Изобретение является эффективным для "безглинистых" инвертных эмульсионных буровых растворов с низкой плотностью бурового раствора, так же как для "безглинистых" инвертных эмульсионных буровых растворов со средней и большой плотностью, а также буровых растворов с использованием глины. Буровой раствор является "безглинистым", в том значении, в котором этот термин используется в настоящем изобретении, т.е. композиция этого бурового раствора приготовлена без добавления каких-либо органофильных глин или лигнитов, поэтому во время бурения буровой раствор не зависит от органофильных глин (также называемых "органоглинами") при образовании суспензии бурового шлама или других твердых частиц в состоянии покоя и не имеет значительного (если таковой имеется) скачка давления после возобновления бурения. В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "бурение" или "бурение стволов скважин" следует понимать в широком смысле как буровые работы, которые включают операции по креплению обсадными трубами и цементированию, а также бурению, если специально не указано иное толкование.
В способе по настоящему изобретению силиконовое масло добавляется в буровой раствор для того, чтобы улучшить реологию бурового раствора без добавления инертных твердых веществ в широком диапазоне температур и давлений. Изобретение является эффективным и, следовательно, особенно предпочтительным даже при высоких температурах и давлениях, таких как температуры от примерно 100°Р (37,8°С) до примерно 375°Р (190,6°С) или выше и давлении от примерно 14 фунтов/кв.дюйм (96,5 кПа) до примерно 30000 фунтов/кв.дюйм (206800 кПа) или выше.
Добавление силиконового масла к "безглинистым" инвертным эмульсионным буровым растворам по настоящему изобретению улучшает реологию буровых растворов, даже в том случае, когда эти растворы имеют низкую плотность. Необходимость в добавлении глины и/или инертных твердых веществ отсутствует и предпочтительно, чтобы их не добавляли к данным растворам для того, чтобы обеспечить плотность или реологический контроль. Таким образом, настоящее изобретение удовлетворяет потребность в повышении реологических свойств "безглинистых" инвертных эмульсионных буровых растворов с низкой плотностью и улучшает методы бурения скважин в подземных пластах путем применения таких
- 2 029897
инвертных эмульсионных буровых растворов.
Инвертный эмульсионный буровой раствор, использующийся в способах по настоящему изобретению, имеет соотношение масло:вода предпочтительно в диапазоне от 50:50 до 95:5 и предпочтительно содержит в качестве масляной фазы либо природный нефтепродукт, такой как, например, без ограничения, дизельное топливо или минеральное масло, либо синтетическую основу, а в качестве водной фазы содержит воду, включающую соли, такие как кальция хлорид. Реологическая добавка силиконового масла по настоящему изобретению включена для реологической стабильности и не мешает поведению бурового раствора как "хрупкого геля", если этот буровой раствор является "безглинистым". Хотя некоторое количество органофильной глины может поступить в раствор в условиях эксплуатации, например, из-за смешивания рециркулирующих текучих сред с буровым раствором по настоящему изобретению, буровой раствор с силиконовым маслом устойчив к таким несущественным количествам глины, т.е. к количествам меньше чем примерно три фунта на баррель. Однако этот раствор ведет себя более похоже на обычный буровой раствор, когда органоглины присутствуют в количестве более чем примерно три фунта на баррель. Аналогичным образом, этот раствор устойчив к твердым веществам с низкой плотностью, которые могут попасть в данный раствор в несущественных количествах.
Прибавление реологической добавки силиконового масла к инвертному эмульсионному буровому раствору по настоящему изобретению увеличивает нижний предел текучести при сдвиге (НПТС), предел текучести (ПТ) и статическое напряжение сдвига после 10 мин покоя, но ограничивает увеличение пластической вязкости (ПВ) до примерно 50% или менее по сравнению с буровым раствором, не содержащим этой добавки, при измерении при 120°Р (48,9°С). В условиях высокого давления и высокой температуры (НРНТ) инвертный эмульсионный буровой раствор, к которому добавлена реологическая добавка силиконового масла по настоящему изобретению, показывает увеличенные значения НПТС, ПТ и статического напряжения сдвига после 10 мин покоя по сравнению с буровым раствором без реологической добавки силиконового масла по настоящему изобретению. ПВ имеет тенденцию давать в условиях НТНР одинаковые значения для буровых растворов с добавлением силиконовых масел и без этих масел.
Краткое описание фигур
Фиг. 1 представляет собой график, показывающий реологические свойства безглинистого инвертного эмульсионного бурового раствора, к которому не была добавлена реологическая добавка силиконового масла (раствор 1 в табл. 2).
Фиг. 2 представляет собой график, показывающий реологические свойства безглинистого инвертного эмульсионного бурового раствора, к которому была добавлена реологическая добавка силиконового масла в соответствии с изобретением (раствор 3 в табл. 2).
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к способу повышения реологических свойств буровых растворов и, в частности, буровых растворов на масляной основе. Преимущества изобретения особенно очевидны для безглинистых инвертных эмульсионных буровых растворов в условиях промысла, с плотностью от примерно 9 фунтов на галлон (1078,4 кг/м3) до примерно 15 фунтов на галлон (1797,4 кг/м3) и даже выше чем примерно 20 фунтов на галлон (2396,5 кг/м3). Настоящее изобретение также относится к способу бурения с использованием такого инвертного эмульсионного бурового раствора, содержащего реологическую добавку, прибавленную к буровому раствору согласно изобретению.
Масляная основа для инвертных эмульсионных буровых растворов, используемая в настоящем изобретении, может представлять собой природный нефтепродукт, такой как, например, минеральное масло или дизельное топливо, или синтетическую основу, такую как, например, основа ВАК.ОГО АЬКАЫЕ® доступная для приобретения от компании НаШЪийоп Епегду 8сгуюс5. 1пс. (ΗοιίδΙοη. Техак и Эипсап. ОЫайота) и основа ЕЭС 99Ω\ν. доступная для приобретения от компании ТОТАЬ. Следует отметить, что минеральное масло может быть успешно использовано в качестве масляной основы по настоящему изобретению, хотя на предшествующем уровне техники испытывались некоторые трудности в получении заданных реологических свойств при использовании минеральных масел в определенных условиях, таких как низкая плотность бурового раствора, т.е. плотность бурового раствора от примерно 9 фунтов на галлон (1078,4 кг/м3) до примерно 12 фунтов на галлон (1437,9 кг/м3), особенно при высоких температурах (выше 225°Р (107,2°С)). Минеральные масла, особенно хорошо подходящие для использования в настоящем изобретении, являются выбранными из группы, состоящей из н-парафинов, изопарафинов, циклических алканов, разветвленных алканов и их смесей.
Водный раствор, содержащий соединение, композицию или материал, снижающие активность воды, включает внутреннюю фазу обратной эмульсии. Такой раствор предпочтительно представляет собой солевой раствор, содержащий кальция хлорид (обычно от примерно 25 до примерно 30%, в зависимости от солености или активности воды подземного пласта), хотя в качестве альтернативы или дополнительно могут быть использованы другие соли или материалы, снижающие активность воды, такие как, например, глицерин или сахар, известный в данной области техники. Эти другие соли могут включать, в качестве неограничивающего примера, натрия хлорид, натрия бромид, кальция бромид и формиаты. Предпочтительно, чтобы вода содержала менее чем 50% или примерно 50% бурового раствора, а соотноше- 3 029897
ние масло:вода находилось предпочтительно в диапазоне от примерно 50:50 до примерно 95:5.
Как будет описано ниже, буровые растворы, используемые в настоящем изобретении, включают в качестве модификатора реологии исключительно добавку силиконового масла по настоящему изобретению. Кроме того, буровые растворы, используемые в настоящем изобретении, содержат другие, обязательно входящие в состав полных буровых растворов, жидкости или материалы, добавленные к ним или смешанные с их инвертной эмульсионной масляной основой. Если буровые растворы предназначены для того, чтобы быть "безглинистыми", вышеупомянутые другие жидкости или материалы не должны разрушать характер и состав таких "безглинистых" буровых растворов. Эти другие материалы могут необязательно включать, например, добавки для повышения вязкости, в частности добавку, имеющую торговое название ΚΗΕΜΟΌ Ь™ (модифицированную жирную кислоту); добавки для обеспечения временно повышенной вязкости при транспортировке (перевозки к буровой площадке) и для применения при очистке скважины методом циркуляции высоковязкой жидкости, например, добавку, имеющую торговое наименование ΤΕΜΡΕΚυδ™ (модифицированная жирная кислота); добавки для контроля фильтрации, например, добавки, имеющие торговые названия ΛΌΆΡΤΆ® и ΒΌΡ-366™; эмульгирующий реагент, такой как, например, известь; добавки для контроля фильтрации при высокой температуре и высоком давлении (НТНР) и стабильности эмульсии, такие как, например, добавки, имеющие торговое наименование РАСТЛЯТ™ (высококонцентрированное производное талового масла); и добавки для эмульгирования, например, добавку, имеющую торговое название ΕΖ МиЬ® ΝΤ (полиаминированная жирная кислота). Все продукты с вышеупомянутыми торговыми наименованиями доступны для приобретения от компании НаШЪийои Бпсгду §етуюе8, 1пс. (ΗοιίδΙοη. Техак, аиб Эипсап. ОЫайота, υδΑ). Так же, как у всех буровых растворов, точные составы жидкостей по изобретению варьируют в зависимости от конкретных требований для подземного пласта.
Примером предпочтительной доступной для приобретения системы бурового раствора для использования в настоящем изобретении является имеющая основу парафин/минеральное масло система бурового раствора ΙΝΝΟνΕΚΤ®, доступная для приобретения от компании Ватой, НаШЪийои Сотраиу (Ноиδΐοη, Τеxа8 и Эиисап, ОЫайота). Система бурового раствора ΙΝΝΟνΕΚΤ® в дополнение к парафину/минеральному маслу и рассолу, как правило, для применения в качестве инвертного эмульсионного бурового раствора включает в себя следующие добавки: модифицированную суспензию жирных кислот ΚΗΕΜΟΌ™ Ь и добавку для повышения вязкости ΒΌΡ-366™ или сополимер ΑΌΑΡΤΑ™ для контроля фильтрации при НРНТ, особенно для использования при высоких температурах, и ΕΖ МиЬ® ΝΤ эмульгатор на основе полиаминированной жирной кислоты/гидрофобизатор, также в основном для использования при высоких температурах. Доступные для приобретения системы буровых растворов ΙΝΝΟνΕΚΤ® обычно включают аморфный/волокнистый материал ΤΑυ-ΜΟΌ™ в качестве добавки для повышения вязкости и суспендирующего агента. Однако, для настоящего изобретения, где в систему бурового раствора в качестве модификатора реологии добавляют только силиконовое масло, материал ΤΑυ-ΜΟΌ™ является необязательным.
"Безглинистые" инвертные эмульсионные буровые растворы для применения в настоящем изобретении, содержащие добавку силиконового масла, по изобретению сохраняют приемлемые и даже предпочтительные реологические параметры при низких плотностях бурового раствора и не испытывают пониженной механической скорости проходки или снижения требуемой прочности хрупкого геля при использовании в процессе бурения, даже при высоких температурах и давлениях (НТНР). В условиях НТНР используемые в настоящем изобретении "безглинистые" инвертные эмульсионные буровые растворы, включающие реологическую добавку силиконового масла, которая добавлена к таким растворам в соответствии с изобретением, имели увеличенные значения НПТС, ПТ и статического напряжения сдвига после 10 мин покоя, но обладали такой же величиной ПВ, как у буровых растворов без реологической добавки силиконового масла. Эти преимущества объясняются добавлением к буровым растворам реологической добавки силиконового масла в соответствии с настоящим изобретением. Преимущества настоящего изобретения особенно ощутимы, когда буровой раствор имеет низкую плотность, поскольку ввиду реологических проблем, весьма распространенных на предшествующем уровне техники для инвертных эмульсионных буровых растворов с низкой плотностью.
Реологическая добавка, используемая в настоящем изобретении, содержит силиконовое масло. Силиконовые масла (полимеризованные силоксаны с органическими боковыми цепями) являются кремниевыми аналогами органических соединений на основе углерода и могут образовывать (относительно) длинные и сложные молекулы на основе кремния, а не углерода. Вместо атомов углерода (... С-С-С-С ...), их цепи образуются из чередующихся атомов кремния и кислорода (... δί-Ο-δί-Ο-δί ...) или силоксана. Другие химические группы присоединены к атомам четырехвалентного кремния, а не к двухвалентным атомам кислорода, которые целиком участвуют в образовании силоксановой цепи.
В одной форме осуществления настоящего изобретения реологическая добавка силиконового масла обладает химическими свойствами полидиметилсилоксана, в котором две метильные группы присоединены к каждому атому кремния с образованием (Η^)[δί(ΕΗ3)2Ο]ηδί(ΕΗ3)3, где и представляет собой число повторяющихся звеньев [δί(ΕΗ3)2Ο], предпочтительно в диапазоне от 2 до нескольких сотен, что
- 4 029897
является достаточным для того, чтобы получить заданные реологические свойства. Химическая структура для предпочтительных полидиметилсилоксанов по настоящему изобретению следует ниже:
Полидиметилсилоксаны, имеющие параметры опасности по ΝΡΡΑ (Ναΐίοηαΐ Иге РгоЮсбоп Лззоааΐίοη, ΝΡΡΆ - Национальная ассоциация противопожарной защиты), равные 0 1 0 (безопасность для здоровья 0, воспламеняемость 1, нестабильность/реактивность 0), являются нетоксичными и разлагаются в почве абиотически с образованием более мелких молекул. Они либо подвергаются биоразложению в почве, либо испаряются в воздух, где они, в свою очередь, разрушаются под действием солнечного света. При соответствующих условиях конечными продуктами разложения являются неорганические соединения: диоксид кремния, диоксид углерода и пары воды. Экотоксикологические исследования полидиметилсилоксанов дают значение ЛК50 больше чем 10000 мг/л для радужной форели и ЛК50 за 96 ч выше 10000 мг/л для синежаберного солнечника/солнечного окуня.
Количество реологической добавки силиконового масла, которое должно быть добавлено по настоящему изобретению в "безглинистые" инвертные эмульсионные буровые растворы для того, чтобы регулировать или усиливать реологические свойства этих растворов, будет варьировать в зависимости от состава этих растворов и условий эксплуатации. Однако обычно увеличение количества силиконового масла, добавленного к такому раствору, вызывает повышение реологических свойств этого раствора.
Лабораторные испытания демонстрируют эффективность настоящего изобретения. В экспериментах, результаты которых представлены на фиг. 1 и 2, "безглинистый" инвертный эмульсионный буровой раствор ΙΝΝΟνΕΚΤ® с плотностью 12 фунтов на галлон (1437,9 кг/м3), доступный для приобретения от компании НаШЬийоп Епегду Бетуюез, 1пс. (НоизЮп, Техаз и Эппсам. ОЫайоша), приготовляли с использованием основы парафин/минеральное масло ΕδΟΛΙΌ® 110, доступной для приобретения от компании ЕххопМоЬП СНенисаР (НоизЮп, Техаз), с соотношением масло:вода, равным 70:30, и с добавлением рассола хлорида кальция, имеющим соленость водной фазы 250000 частей на миллион (ч./млн). К полученному буровому раствору добавляли силиконовые масла различной вязкости (10, 200, 500, 1000 и 60000 сП) и смешивали с буровым раствором, содержащим компоненты, как указано в табл. 1 и 2 ниже, с целью испытания реологических свойств и сравнения с таким же буровым раствором в отсутствие какихлибо добавок силиконового масла. Для таких испытаний, композиции, приведенные в табл. 1 и 2 подвергали горячей прокатке при 250°Ρ (121,1°С) в течение 16 ч. Затем буровые растворы дополнительно перемешивали в течение 5 мин и оценивали с помощью реометра ΡΑΝΝ 35 при 120°Ρ (48,9°С), определяя пластическую вязкость (ПВ), предел текучести (ПТ) и нижний предел текучести при сдвиге (НПТС).
Реометр ΡΑΝΝ 35 является реометром с непосредственным отсчётом, работающим от электродвигателя. Реометр состоит из двух концентрических цилиндров, внутренний цилиндр называется балансир, а внешний цилиндр называется муфта ротора. Для испытания с помощью реометра ΡΑΝΝ 35 образец бурового раствора помещают в термостатируемый стакан и температуру раствора доводят до 120(48,9°С) (±2)°Ρ. Затем буровой раствор в термостатируемом стакане помещают в кольцевое пространство между двумя концентрическими цилиндрами реометра ΡΑΝΝ 35. Наружный цилиндр или муфта ротора вращается с постоянной угловой скоростью. Вращение муфты ротора в жидкости производит вращающий момент на внутреннем цилиндре или балансире. Торсионная пружина ограничивает движение балансира, а круговая шкала, прикрепленная к балансиру, показывает смещение последнего. Показания шкалы снимают при разных скоростях вращения муфты ротора, равных 3, 6, 100, 200, 300 и 600 оборотов в минуту (об/мин).
В общем случае предел текучести (ПТ) определяют, как значение, полученное из реологической модели Бингама при экстраполяции скорости сдвига к нулю. Он может быть рассчитан при показаниях скорости сдвига 300 и 600 об/мин, как отмечалось выше, полученных на стандартном нефтепромысловом реометре, таком как реометр ΡΑΝΝ 35 или ΡΑΝΝ 75. Пластическую вязкость (ПВ) получают из реологической модели Бингама, и она представляет собой вязкость жидкости при экстраполяции скорости сдвига в бесконечность. ПВ получают при показаниях 600 и 300 об/мин, как указано ниже в уравнении 1. Низкая ПВ может означать, что жидкость применима в процессе быстрого бурения, потому что, кроме всего прочего, эта жидкость имеет низкую вязкость при выходе из бурового долота и имеет повышенную скорость потока. Высокая ПВ может быть вызвана вязкой базовой жидкостью, избытком коллоидных твердых веществ или обоими этими свойствами. ПВ и ПТ рассчитываются по следующей ниже системе уравнений:
ПВ = (показание при 600 об/мин) - (показание при 300 об/мин) (Уравнение 1)
ПТ = (показание при 300 об/мин) - ПВ (Уравнение 2)
Более конкретно, каждое из этих испытаний проводили для тестирования настоящего изобретения в соответствии со стандартными процедурами, изложенными в руководстве Кесоштеибеб Ртасйсе 13В-2,
- 5 029897
"Кесоттепбеб Ргасйсе Гог Ρίβΐά Текйпд оГ ОП-Ъакеб Όή11ίη§ Р1шбк", РошТй Εάίΐίοη, Лтепсап Рс1го1сит Ιηδίίΐιιΐο. Магсй 1, 2005, содержание которого включено в настоящее изобретение посредством ссылки.
Все продукты с торговыми наименованиями, приведенными ниже в таблицах, доступны для приобретения от компании НаШЪийоп Епегду §егуюек, 1пс. (Ноийоп, Техак и Эппсаи Ок1айоша), за исключением КЕУ ΌυδΤ, который представляет собой искусственный буровой шлам, доступный для приобретения от компании МП\у1Ше 1пс (Ноик(оп, Техак) и Е8СЛГО® 110, который является основой парафин/минеральное масло, доступной для приобретения от компании ЕххопМоЪй Сйетюа1к (Ноийоп, Техак).
Таблица 1
Влияние силиконового масла с вязкостью 500 сП на реологию инвертных эмульсионных буровых растворов с плотностью 12 фунтов на галлон (1437,9 кг/м3) (соотношение масло:вода равно 70:30, солёность водной фазы 250000 ч./млн)
| Соотношение масло:еода 70:30 | Время, мин | 1 (Основа) | 2 |
| Е5САЮ®110, 4,/млрд. | 144,4 | ||
| 90 масс,% ЕЗСАЮ® 110 + 10 масс.% силиконового масла с вязкостью 500 сП, ч./млрд. | 144,4 | ||
| ΕΖ М1Л- ΝΤ®, ч./млрд. | 5 | 11 | 11 |
| Известь, ч./млрд. | 5 | 1,3 | 1,3 |
| ΚΗΕΜΟϋ ί®, ч./млрд. | 2 | 2 | |
| ΑϋΑΡΤΑ®, ч./млрд. | 5 | 2 | 2 |
| раствор СаС12, ч./млрд. | 5 | 113,7 | 113,8 |
| ΚβνάιΐΒΐ, ч./млрд. | 5 | 20 | 20 |
| ΒϋΡ™ 570, ч./млрд. | 5 | 2,5 | 2,5 |
| ВАПОЮ®, 4,/млрд, | 5 | 207,7 | 207,7 |
| Горячая прокатка при 2505Р (121,1°С),16 часов | |||
| 600 об/мин | @120еР (48,9°С) | 77 | 146 |
| 300 об/мин | @1206Р | 47 | 105 |
| 200 об/мин | @120'Р | 37 | 88 |
| 100 об/мин | @120'Р | 24 | 66 |
| 6 об/мин | @120еР | 8 | 32 |
| 3 об/мин | @120'Р | 7 | 30 |
| ПВ | @120еР | 30 | 43 |
| ПТ | @1206Р | 17 | 54 |
| нптс | @120'Р | 6 | 28 |
| Статическое напряжение сдвига после 10 сек покоя | @120еР | 8 | 29 |
| Статическое напряжение сдвига после 10 мин покоя | @120еР | 13 | 36 |
- 6 029897
Таблица 2
Влияние силиконовых масел с вязкостью 10, 200, 1000 и 60000 сП на инвертный эмульсионный буровой раствор ΙΝΝΟνΕΚΤ® с плотностью 12 фунтов на галлон (1437,9 кг/м3) (соотношение масло:вода равно 70:30; солёность водной фазы 250К ч./млн). Горячая прокатка в течение 16 ч при 250°Р (121,1 °С)
| Соотношение масло:вода 70:30 | Время, мин | 1 (Основа 1} | 2 | 3 | 4 (Основа 2) | 5 | 6 |
| Е8САЮ“110, ч./млрд. | 145,9 | - | - | 149,1 | - | - | |
| 90 масс.% ЕЗСАЮ® 110 + 10 масс.% силиконового масла с вязкостью 10 сП, чУмлрд. | - | 145,9 | - | - | - | - | |
| 90 масс.% ЕЗСАЮ® 110 + 10 масс.% силиконового масла с вязкостью 200 сП, Ч./МЛРД. | - | - | 145,9 | - | - | - | |
| 90 масс.% ЕЗСАЮ® 110 + 10 масс.% силиконового масла с вязкостью 1000 сП, чУмлрд. | - | - | - | - | 149,1 | - | |
| 90 масс.% ЕЗСАЮ® 110 + 10 масс.% силиконового масла с вязкостью 60000 сП, чУмлрд. | - | - | - | - | - | 149,1 | |
| ΕΖ МШ ΝΤ®, ч./млрд. | 2 | 11 | 11 | 11 | 11 | 11 | 11 |
| Известь, ч./млрд. | 5 | 1,3 | 1,3 | 1,3 | 1,3 | 1,3 | 1,3 |
| ПНЕМСЮ 1_®, ч./млрд. | 5 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |
| АЦАРТА®. ч./млрд. | 5 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |
| ВОР 570™, чУмлрд. | 5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | - | - | - |
| Раствор СаС12, (250К чУмлн.) ч./млрд. | 5 | 114,2 | 114,2 | 114,2 | 115,3 | 115,3 | 115,3 |
| ΗβνάυΒί, чУмлрд. | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 |
| ВАНОЮ®, 4,/млрд. | 5 | 220,1 | 220,1 | 220,1 | 218,3 | 218,3 | 218,3 |
| Горячая прокатка при 250δΡ,16 часов | |||||||
| 600 об/мин | 47 | 60 | 94 | 34 | 87 | 150 | |
| 300 об/мин | 26 | 40 | 66 | 18 | 57 | 94 | |
| 200 об/мин | 20 | 32 | 55 | 12 | 47 | 75 | |
| 100 об/мин | 13 | 23 | 41 | 8 | 34 | 52 | |
| 6 об/мин | 4 | 8 | 19 | 2 | 14 | 18 | |
| 3 об/мин | 3 | 7 | 17 | 2 | 12 | 16 | |
| ПВ | 21 | 20 | 28 | 16 | 30 | 56 | |
| ПТ | 5 | 20 | 38 | 2 | 27 | 38 | |
| нптс | 2 | 6 | 15 | 2 | 10 | 14 | |
| Статическое напряжение сдвига после 10 сек покоя | 5 | 8 | 17 | 2 | 13 | 16 | |
| Статическое напряжение сдвига после 10 мин покоя | 9 | 13 | 25 | 4 | 16 | 18 |
Представленные в табл. 1 и 2 выше данные лабораторных испытаний, с использованием силиконовых масел различной вязкости (10, 200, 500, 1000 и 60000 сП) в качестве модификаторов реологических свойств, показывают, что добавление силиконового масла по изобретению к "безглинистым" инвертным эмульсионным буровым растворам ΙΝΝΟνΕΚΤ® обеспечивало в буровых растворах, которые имели низкую плотность (12 фунтов на галлон (1437,9 кг/м3)), требующийся нижний предел реологических свойств. Применения силиконового масла с вязкостью 500 сП в концентрации 10 мас.% от количества базового масла (Е8СЛГО® 110), или 14 частей на миллиард (ч./млрд), было достаточно для того, чтобы
- 7 029897
достичь высокого нижнего предела реологических свойств в "безглинистом" инвертном эмульсионном буровом растворе с плотностью 12 фунт/галлон (1437,9 кг/м3) по сравнению с базовой композицией, как показано в табл. 1.
Добавление силиконового масла к буровым растворам по настоящему изобретению также обеспечивало нижний предел реологических свойств, даже в отсутствие твёрдых частиц малой плотности, таких как добавка для повышения вязкости ΤΆυ-ΜΘΌ™ и утяжелитель ВАКАСАКБ® в виде сортированного по размерам измельченного мрамора; оба доступны для приобретения от компании НаШЪийоп Епегду §егу1сек, 1пс. (НоиЧоп. Техак и Эипсап. ОЫайоша). Добавление силиконового масла по настоящему изобретению также было эффективно, когда использовались низкие концентрации бурового шлама (5
ч./млрд добавки Кеубик!) (табл. 2), а также при использовании загустителя ΒΌΡ-570™, доступного для приобретения от компании НаШЪийоп Епегду §егу1сек, 1пс. (Ноик1оп, Техак и Оипсаи, ОЫайоша) и без включения этого загустителя. Кроме того, в табл. 2 показано, что реологические свойства "безглинистых" инвертных эмульсионных буровых растворов с плотностью 12 фунт/галлон (1437,9 кг/м3) повышаются вместе с увеличением вязкости силиконового масла. Силиконовые масла, пригодные для настоящего изобретения, обычно имеют вязкость в диапазоне от примерно 10 до около 300000 сП.
С учетом фиг. 1 и 2, может быть сделано сравнение реологических свойств, из которых показаны пластическая вязкость (ПВ), предел текучести (ПТ) и нижний предел текучести при сдвиге (НПТС), "безглинистого" инвертного эмульсионного бурового раствора без добавления силиконового масла (фиг. 1) и с добавлением силиконового масла по настоящему изобретению (фиг. 2). В частности, фиг. 1 отражает в графическом виде реологические данные композиции раствора 1 из приведенной выше табл. 2, а фиг. 2 отражает в графическом виде реологические данные композиции раствора 3 из приведенной выше табл.
2. Фиг. 2 показывает, что "безглинистый" инвертный эмульсионный буровой раствор с низкой плотностью (12 фунтов на галлон), к которому добавляли силиконовое масло (с вязкостью 200 сП) по настоящему изобретению, демонстрирует адекватный и оптимально плоский реологический профиль в смоделированных условиях ствола скважины при испытании с помощью реометра Рапп 75 для реологии при высокой температуре и высоком давлении. Фиг. 2 также показывает, что этот раствор, приготовленный в соответствии с настоящим изобретением, также сохраняет существенно высокие ПТ и НПТС в широком диапазоне температуры и давления, по сравнению с базовым буровым раствором, реологические данные которого представлены на фиг. 1.
Преимущества настоящего изобретения могут быть получены путем использования "безглинистого" инвертного эмульсионного бурового раствора, к которому было добавлено силиконовое масло по настоящему изобретению в процессе буровых работ. Буровые работы, будь то буровые бурение вертикальной, или направленной, или горизонтальной скважины, проведение очистки скважины (методом циркуляции высоковязкой жидкости) или спуск обсадной колонны и цементирование, можно проводить так, как известно специалистам в данной области техники с использованием других буровых растворов. Т.е. силиконовое масло добавляется в качестве модификатора реологии к буровому раствору до или во время его циркуляции через ствол скважины, в процессе бурения ствола скважины (или очистки, или цементирования и спуска обсадной колонны) для облегчения операции бурения. Буровой раствор удаляет буровой шлам из скважины, охлаждает и смазывает буровое долото, помогает в технической поддержке бурильных труб и бурового долота и обеспечивает гидростатический напор для того, чтобы сохранить целостность стенки скважины и предотвратить неконтролируемые выбросы из скважины. Конкретный состав бурового раствора оптимизируют для определенной операции бурения и для конкретных характеристик и условий (например, температуры) подземного пласта. Например, раствор загущают соответствующим образом для каких-либо пластовых давлений и разбавляют так, как положено для какихлибо пластовых температур. Так же, как в случае другого "безглинистого" бурового раствора, буровые растворы, используемые в изобретении, позволяют проводить мониторинг в реальном времени и быстрое регулирование бурового раствора с учетом изменений в условиях подземного пласта. Поэтому по мере необходимости в целях дальнейшего повышения реологических свойств бурового раствора к буровому раствору может быть добавлено больше силиконового масла и/или может быть добавлено силиконовое масло более высокой вязкости. Кроме того, буровые растворы, используемые в изобретении, могут подвергаться рециркуляции во время операции бурения так, что эти растворы, циркулирующие в стволе скважины, могут рециркулировать в стволе скважины после возвращения их на поверхность, например, для удаления бурового шлама. Буровые растворы могут даже быть выбраны с целью применения их в операции бурения для того, чтобы уменьшить потери бурового раствора во время операции бурения и/или соответствовать нормам природоохранного законодательства, регулирующим буровые работы в определенном подземном пласте.
Приведенное выше описание изобретения предназначено для того, чтобы служить описанием предпочтительных форм осуществления настоящего изобретения. Различные изменения в деталях описанных растворов и методов их использования могут быть сделаны без отступлений за пределы предполагаемого объема настоящего изобретения, определяющегося прилагаемой формулой изобретения.
- 8 029897
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ бурения подземного пласта, включающий обеспечение или использование в процессе бурения инвертного эмульсионного бурового раствора, имеющего масляную непрерывную фазу, немасляную дисперсную фазу и реологическую добавку, содержащую силиконовое масло, где указанный инвертный эмульсионный буровой раствор является безглинистым, где буровой раствор с реологической добавкой по сравнению с буровым раствором без реологической добавки имеет ограничение на увеличение пластической вязкости до 50% или менее и обладает повышенным пределом текучести и/или повышенным нижним пределом текучести при сдвиге.
- 2. Способ по п.1, в котором силиконовое масло представляет собой полидиметилсилоксан.
- 3. Способ по п.1, в котором масляная фаза включает синтетическое масло, содержащее сложный эфир или олефин; дизельное масло или минеральное масло, выбранное из группы, состоящей из нпарафинов, изопарафинов, циклических алканов, разветвленных алканов и их смесей.
- 4. Способ по п.1, в котором буровой раствор имеет плотность бурового раствора от 1078,4 до 2396,5 кг/м3 (от 9 до 20 фунтов на галлон).
- 5. Способ по п.4, в котором буровой раствор имеет плотность бурового раствора от 1078,4 до 1437,9 кг/м3 (от 9 до 12 фунтов на галлон).
- 6. Способ по п.1, в котором буровой раствор включает от 0,1 до 40 ч./млрд реологической добавки.
- 7. Способ по п.1, в котором реологическая добавка содержит от 5 до 30 ч./млрд силиконового масла.
- 8. Способ по п.1, в котором силиконовое масло имеет вязкость от 10 до 300000 сП.
- 9. Способ по п.1, в котором буровой раствор имеет соотношение масло:вода от 50:50 до 95:5.
- 10. Способ по п.1, в котором немасляная дисперсная фаза содержит материал, понижающий активность воды, выбранный из группы, состоящей из сахара; глицерина, солей, выбранных из группы, включающей кальция хлорид, кальция бромид, натрия хлорид, натрия бромид и формиаты; а также их комбинации.
- 11. Способ по п.1, где безглинистый инвертный эмульсионный буровой раствор дополнительно содержит по меньшей мере одну добавку из группы, состоящей из утяжелителей, инертных твердых веществ, понизителей водоотдачи, эмульгаторов, солей, диспергирующих средств, ингибиторов коррозии, разбавителей эмульсии, загустителей эмульсии, добавок для увеличения вязкости бурового раствора, средств для контроля фильтрации при высокой температуре и высоком давлении (НТНР) и стабильности эмульсии и любой их комбинации.
- 12. Способ по п.1, дополнительно включающий бурение, спуск обсадной колонны и/или цементирование скважины в подземном пласте.
- 13. Способ бурения подземного пласта, включающий обеспечение или использование в процессе бурения безглинистого инвертного эмульсионного бурового раствора, имеющего плотность бурового раствора от 1078,4 кг/м3 (9 фунтов на галон) до 1437,9 кг/м3 (12 фунтов на галлон), причем буровой раствор содержит масляную непрерывную фазу и немасляную дисперсную фазу при соотношении масло:вода, составляющем от 50:50 до 95:5, и от 5 до 30 ч./млрд реологической добавки, включающей силиконовое масло, причем буровой раствор с реологической добавкой по сравнению с буровым раствором без реологической добавки имеет ограничение на увеличение пластической вязкости до 50% или менее и обладает характеристикой, выбранной из группы, состоящей из повышенного предела текучести; повышенного нижнего предела текучести при сдвиге; повышенного статического напряжения сдвига и любой их комбинации.
- 14. Способ по п.13, в котором буровой раствор имеет масляную фазу, выбранную из группы масел, включающей дизельные масла; эфирные масла; олефины и минеральные масла, выбранные из группы, состоящей из н-парафинов, изопарафинов, циклических алканов, разветвленных алканов и их смесей.
- 15. Способ бурения подземного пласта, включающий обеспечение или использование в процессе бурения безглинистого инвертного эмульсионного бурового раствора, имеющего масляную непрерывную фазу, немасляную дисперсную фазу и реологическую добавку, содержащую силиконовое масло, где буровой раствор включает от 0,1 до 40 ч./млрд реологической добавки, причем буровой раствор содержит масляную непрерывную фазу и немасляную дисперсную фазу в соотношении от 50:50 до 95:5, где буровой раствор с реологической добавкой по сравнению с буровым раствором без реологической добавки имеет ограничение на увеличение пластической вязкости до 50% или менее и обладает по меньшей мере одним из следующего: повышенный предел текучести и повышенный нижний предел текучести при сдвиге.- 9 029897Реология бурового раствора без добавления.....................I.........................Т.........................Ϊ.........................Ϊ.........................1..........................ί.........................т120/0 120/2500 120/5000 200/2500 200/5000 300/2500 300/5000
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/631,992 US9133385B2 (en) | 2012-09-30 | 2012-09-30 | Method for improving high temperature rheology in drilling fluids |
| PCT/US2013/061779 WO2014052510A1 (en) | 2012-09-30 | 2013-09-25 | Method for improving high temperature rheology in drilling fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201590484A1 EA201590484A1 (ru) | 2015-08-31 |
| EA029897B1 true EA029897B1 (ru) | 2018-05-31 |
Family
ID=49448250
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201590484A EA029897B1 (ru) | 2012-09-30 | 2013-09-25 | Способ улучшения реологии буровых растворов при высокой температуре |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9133385B2 (ru) |
| EP (1) | EP2900785B1 (ru) |
| AU (1) | AU2013323545B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015007065A2 (ru) |
| CA (1) | CA2884829C (ru) |
| EA (1) | EA029897B1 (ru) |
| MX (1) | MX348067B (ru) |
| WO (1) | WO2014052510A1 (ru) |
Families Citing this family (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
| US9725635B2 (en) | 2014-01-17 | 2017-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions to use shape changing polymers in subterranean formations |
| MX2016014169A (es) * | 2014-04-30 | 2017-05-01 | Radixkhem Llc | Metodos y composiciones para suspender compuestos en petroleos sin agentes de suspension. |
| GB2539151B (en) * | 2014-05-15 | 2021-11-10 | Halliburton Energy Services Inc | Organo-clay free invert emulsion fluids |
| AU2015227391B2 (en) * | 2014-09-17 | 2018-11-01 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US11174422B2 (en) | 2015-10-27 | 2021-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Salt-free invert emulsions for use in subterranean formation operations |
| EP3429963B1 (en) | 2016-03-17 | 2023-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Synthesis of transition-metal adamantane carboxylic salts and oxide nanocomposites |
| US10106482B2 (en) | 2016-03-17 | 2018-10-23 | Saudi Arabian Oil Company | Synthesis of magnesium adamantane salts and magnesium oxide nanocomposites, and systems and methods including the salts or the nanocomposites |
| US10087355B2 (en) | 2016-03-17 | 2018-10-02 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids containing an alkaline-earth diamondoid compound as rheology modifier |
| US10252245B2 (en) | 2016-03-17 | 2019-04-09 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature layered mixed-metal oxide materials with enhanced stability |
| US10138199B2 (en) | 2016-03-17 | 2018-11-27 | Saudi Arabian Oil Company | High aspect ratio layered double hydroxide materials and methods for preparation thereof |
| JP2020520880A (ja) | 2017-05-19 | 2020-07-16 | サウジ アラビアン オイル カンパニーＳａｕｄｉ Ａｒａｂｉａｎ Ｏｉｌ Ｃｏｍｐａｎｙ | 遷移金属アダマンタン塩および酸化物ナノ複合体の合成 |
| US10875092B2 (en) | 2017-05-19 | 2020-12-29 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for preparing mixed-metal oxide diamondoid nanocomposites and catalytic systems including the nanocomposites |
| EP3668940A1 (en) | 2017-08-15 | 2020-06-24 | Saudi Arabian Oil Company | Thermally stable surfactants for oil based drilling fluids |
| US10676658B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-06-09 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations |
| US10745606B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-08-18 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers |
| US10988659B2 (en) | 2017-08-15 | 2021-04-27 | Saudi Arabian Oil Company | Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids |
| US10640696B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-05-05 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations |
| US10647903B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-05-12 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers and amino amides as emulsifiers |
| US10876039B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-12-29 | Saudi Arabian Oil Company | Thermally stable surfactants for oil based drilling fluids |
| US10793762B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids |
| GB2578992B (en) * | 2017-09-29 | 2022-07-13 | Halliburton Energy Services Inc | Stable emulsion drilling fluids |
| CN114989374B (zh) * | 2022-05-12 | 2023-05-05 | 滨州学院 | 一种交联嵌段共聚物井壁稳定剂、制备方法及应用 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998005734A1 (en) * | 1996-08-02 | 1998-02-12 | M-I L.L.C. | Improved oil-based drilling fluid |
| WO2001074478A2 (en) * | 2000-04-04 | 2001-10-11 | Actisystems, Inc. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
| US7897547B1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modifier |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5707939A (en) * | 1995-09-21 | 1998-01-13 | M-I Drilling Fluids | Silicone oil-based drilling fluids |
| US5909779A (en) * | 1997-08-19 | 1999-06-08 | M-I L.L.C. | Oil-based drilling fluids suitable for drilling in the presence of acidic gases |
| US6405809B2 (en) * | 1998-01-08 | 2002-06-18 | M-I Llc | Conductive medium for openhold logging and logging while drilling |
| US6703351B2 (en) * | 2000-06-13 | 2004-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Water-based drilling fluids using latex additives |
| US7456135B2 (en) | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
| US6887832B2 (en) * | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
| US7534745B2 (en) * | 2004-05-05 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture |
-
2012
- 2012-09-30 US US13/631,992 patent/US9133385B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2013
- 2013-09-25 WO PCT/US2013/061779 patent/WO2014052510A1/en active Application Filing
- 2013-09-25 MX MX2015002406A patent/MX348067B/es active IP Right Grant
- 2013-09-25 AU AU2013323545A patent/AU2013323545B2/en not_active Ceased
- 2013-09-25 EA EA201590484A patent/EA029897B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-09-25 CA CA2884829A patent/CA2884829C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-09-25 BR BR112015007065A patent/BR112015007065A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-09-25 EP EP13779954.0A patent/EP2900785B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998005734A1 (en) * | 1996-08-02 | 1998-02-12 | M-I L.L.C. | Improved oil-based drilling fluid |
| WO2001074478A2 (en) * | 2000-04-04 | 2001-10-11 | Actisystems, Inc. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
| US7897547B1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant rheology modifier |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2884829C (en) | 2018-09-04 |
| EP2900785B1 (en) | 2019-09-04 |
| EA201590484A1 (ru) | 2015-08-31 |
| AU2013323545B2 (en) | 2016-05-05 |
| BR112015007065A2 (pt) | 2017-07-04 |
| WO2014052510A1 (en) | 2014-04-03 |
| MX2015002406A (es) | 2015-09-29 |
| US20140090896A1 (en) | 2014-04-03 |
| US9133385B2 (en) | 2015-09-15 |
| CA2884829A1 (en) | 2014-04-03 |
| AU2013323545A1 (en) | 2015-03-19 |
| EP2900785A1 (en) | 2015-08-05 |
| MX348067B (es) | 2017-05-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA029897B1 (ru) | Способ улучшения реологии буровых растворов при высокой температуре | |
| US10683447B2 (en) | Invert emulsion based drilling fluid and methods of using same | |
| US9469803B2 (en) | Invert emulsion fluids | |
| EA029452B1 (ru) | Бессолевые инвертные эмульсионные буровые растворы и способы бурения стволов скважин | |
| CA2790724A1 (en) | Invert drilling fluids having enhanced rheology and methods of drilling boreholes | |
| EA007842B1 (ru) | Буровой раствор с плоским реологическим профилем | |
| EA027423B1 (ru) | Способы бурения в подземной формации и инвертно-эмульсионный буровой раствор | |
| MX2014014452A (es) | Materiales de campos petroleros absorbentes de aceite como aditivos en aplicaciones de fluidos de perforacion basados en aceite. | |
| AU2014214891B2 (en) | Invert emulsion gravel pack fluid and method | |
| EA025173B1 (ru) | Улучшение суспендирующих характеристик инвертных эмульсий | |
| Zhao et al. | Flat-rheology oil-based drilling fluid for deepwater drilling | |
| Yang et al. | Research progress on low-temperature rheology of high-performance ocean deepwater drilling fluids: An overview | |
| AU2014249450B2 (en) | Method of drilling boreholes with invert emulsion drilling fluids characterized by flat rheology | |
| CA2871893C (en) | Rheology modifiers | |
| AU2012364697B2 (en) | Invert drilling fluids having enhanced rheology and methods of drilling boreholes | |
| AU2015395666B2 (en) | Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids | |
| US20210047553A1 (en) | Rheology drilling fluid and method | |
| Cortes | A Successful Replacement of Conventional Organophilic Clay with a New Polymer as Viscosifier and Filtration Control Agent in Mineral-Oil-Based Drilling Muds | |
| AU2013406210B2 (en) | Modeling the suspendability of fibers in a treatment fluid using equations | |
| Isvaran | Study on the Effect of Lime on Biofuel-based (Palm Fatty Acid Distillate) Drilling Fluid |
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 AZ BY KZ KG TJ 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): RU |