RU2114149C1 - Уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, способ заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, уплотняющая жидкость на эмульсионной основе для контроля скважины, способ получения уплотняющей жидкости - Google Patents
Уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, способ заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, уплотняющая жидкость на эмульсионной основе для контроля скважины, способ получения уплотняющей жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2114149C1 RU2114149C1 RU95122643A RU95122643A RU2114149C1 RU 2114149 C1 RU2114149 C1 RU 2114149C1 RU 95122643 A RU95122643 A RU 95122643A RU 95122643 A RU95122643 A RU 95122643A RU 2114149 C1 RU2114149 C1 RU 2114149C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sealing
- polysaccharide
- water
- paragraphs
- emulsion
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims description 43
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract description 48
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract description 48
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 51
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 30
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 20
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 19
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 17
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 17
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 14
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical group C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 9
- 239000011358 absorbing material Substances 0.000 claims description 8
- 238000013019 agitation Methods 0.000 claims description 8
- UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N triformin Chemical compound O=COCC(OC=O)COC=O UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 6
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 5
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims description 5
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 5
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FHVDTGUDJYJELY-UHFFFAOYSA-N 6-{[2-carboxy-4,5-dihydroxy-6-(phosphanyloxy)oxan-3-yl]oxy}-4,5-dihydroxy-3-phosphanyloxane-2-carboxylic acid Chemical compound O1C(C(O)=O)C(P)C(O)C(O)C1OC1C(C(O)=O)OC(OP)C(O)C1O FHVDTGUDJYJELY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 claims description 4
- 229940072056 alginate Drugs 0.000 claims description 4
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 claims description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 4
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 claims description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000002485 formyl group Chemical group [H]C(*)=O 0.000 claims description 4
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 4
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 3
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 3
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims description 3
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 3
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims 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 claims description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- -1 fatty acid ester Chemical class 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 125000005457 triglyceride group Chemical group 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
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5756—Macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Cartons (AREA)
- Vending Machines For Individual Products (AREA)
Abstract
Сущность: уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, состоящая из эмульсии, включающей (а) однородную фазу, содержащую гидрофобную жидкость, эмульгатор и поперечно-связывающий агент для полисахарида, и (в) дисперсную фазу, содержащую воду и полисахарид. Вариант уплотняющей композиции содержит в дополнение утяжеляющий материал в дисперсной фазе. Описан также способ получения уплотняющей жидкости и способ тромбования зоны подземной формации, в которой проходит буровая скважина и жидкость, в которой сообщается с зоной, в соответствии с которым новая уплотняющая жидкость нагнетается в зону через буровую скважину и подвергается силам высокого сдвига в скважине, в результате чего полисахарид и поперечно-связывающий агент приводятся в контакт друг с другом с последующим инициированием поперечного связывания полисахарида и схватыванием уплотняющей жидкости. Изобретение позволяет получить улучшенную по свойствам уплотняющую жидкость и ослабить или предотвратить нежелательный выброс в скважине или из нее. 4 с. и 24 з. п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к уплотняющей жидкости на эмульсионной основе, способу ее получения и способу заделки зоны подземной формации, через которую проходит буровая скважина.
В области техники известно множество гелеобразующих композиций для использования в качестве жидкостей контроля скважин при бурении скважин для добычи нефти и газа, например, в случаях, когда скважинные жидкости уходят в формацию или в скважину из формации течет жидкость или газ. В таких известных гелеобразующих композициях известно использование полисахаридов в целях сгущения, см. например, патенты Норвегии N 116667 и N 161625, патент США N 4634538 и патент Великобритании N 1406513.
Известно также использование в качестве уплотняющих жидкостей так называемых реотропных жидкостей. Эти жидкости сгущаются, когда подвергаются высокому сдвигающему напряжению. Реотропная жидкость должна иметь физические характеристики, которые позволяли бы ее легко закачивать через систему бурового раствора (состояние 1) к буровой головке, когда происходит просачивание в формацию. Сдвигающее напряжение создается, когда жидкость форсируется через форсунки буровой головки, где падение давления будет составлять в пределах от около 50 до 120 бар, и в результате этого напряжения происходит сгущение жидкости (состояние 2). Однако нужно, чтобы было достаточно времени для того, чтобы жидкость вошла в формацию и уплотнила ее до того, как она загустеет.
Патент США N 4663366 (Carr Corporation) раскрывает реотропную жидкость такого характера и эмульсионную технологию для контроля сгущения жидкости. В соответствии с патентом используется эмульсия вода - в масле с содержанием поликарбоновой кислоты, в которой:
масляная фаза включает диспергированную в ней гидратируемую водонабухаемую гидрофильную глину, такую, как бентонит, и дополнительно содержит растворяющееся ПАВ, состоящее из производного полиамина, и
водная фаза включает растворенные в ней полиакриламид и поликарбоновую кислоту.
масляная фаза включает диспергированную в ней гидратируемую водонабухаемую гидрофильную глину, такую, как бентонит, и дополнительно содержит растворяющееся ПАВ, состоящее из производного полиамина, и
водная фаза включает растворенные в ней полиакриламид и поликарбоновую кислоту.
Важно, чтобы бентонит держался отдельно от воды до начала нужного сгущения жидкости. Для этой цели каждая капля диспергированной водной фазы покрывается мембраной или пленкой полимерного материала, который образуется как следствие диспергирования или эмульгирования водной фазы в масляной фазе эмульсии. Пленка или мембрана образуется как результат взаимодействия поверхности раздела между производным полиамина в масляной фазе и полиакриламида и поликарбоновой кислоты в диспергированной водной фазе. Когда эмульсия подвергается большим силам сдвига, защитная пленка вокруг диспергированных капель и эмульсии разрывается и бентонит приходит в контакт с водой, с последующим набуханием бентонита и, следовательно, сгущением жидкости. Однако для реотропной жидкости патента США N 4663366 достигаемое соотношение вязкости жидкости в состоянии 2 и вязкости жидкости в состоянии 1 меньше, чем желательно.
Известна уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, содержащая полисахарид, воду и сшивающий агент для полисахарида (US, патент N 4783492, кл. C 09 K 7/02, 1988). Известен также способ заделки подземной формации вокруг буровой скважины, включающей нагнетание в указанную зону через буровую скважину уплотняющей жидкости, содержащей воду и полисахарид, при воздействии сдвигающих усилий в буровой скважине, например, при пропускании жидкости через форсунки буровой головки (US, патент N 3986964, кл. C 09 K 7/02, 1976).
Известно, что контроль за состоянием скважины можно осуществлять за счет использования в составе уплотняющей жидкости утяжеляющего материала, что предотвращает внезапные выбросы (US, патент N 4519922, кл. C 09 K 7/00, 1985).
Известна уплотняющая жидкость на эмульсионной основе для контроля скважины, содержащая утяжеляющий материал.
Известен также способ получения уплотняющей жидкости, включающий смешение гидрофобной жидкости, утяжеляющего материала, эмульгатора, полимерного реагента и воды (SU, авторское свидетельство N 933695, кл. C 09 K 7/02, 1982).
Изобретение решает задачу получения уплотняющей жидкости, проявляющей значительно улучшенные свойства в сравнении с уплотняющими жидкостями, известными на сегодняшний день.
Поставленная задача решается за счет того, что уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, содержащая полисахарид, воду и сшивающий агент для полисахарида, представляет собой эмульсию, объем которой составляет 5 - 50% непрерывной фазы, содержащей 800 - 998,5 мл/л гидрофобной жидкости, 0,5 - 100 мл/л эмульгатора и 1 - 100 г/л поперечно-сшивающего агента для полисахарида, и 50 - 95% - объем дисперсной фазы, содержащей 3 - 50 г/л полисахарида и 950 - 997 мл/л воды.
Эмульсия может включать 20 - 40% объема непрерывной фазы, содержащей 900 - 997 мл/л гидрофобной жидкости, 1 - 50 мл/л эмульгатора и 2 - 50% поперечно-сшивающего агента для полисахарида, и 60 - 80% объема дисперсной фазы, содержащей 5 - 30 г/л полисахарида и 970 - 995 мл/г воды.
Причем гидрофобная жидкость выбирается из минеральных масел, растительных масел, сложных и простых эфиров, а поперечно-сшивающий агент для поперечного связывания полисахарида содержит двухвалентные или трехвалентные ионы металла в активной форме, при этом поперечно- сшивающим агентом является альдегид, а полисахаридом является ксантан, алгинат или склероглюкан.
Гидрофобная жидкость может содержать водоабсорбирующий материал, который представляет собой минерал глины, в частности бентонит.
Используемый эмульгатор обладает устойчивостью к щелочам и стабилен при pH 11 - 13, и эмульгатор является на основе триглицерида.
Уплотняющая жидкость может быть представлена эмульсией вода - в масле, состоящей из около 25% по объему непрерывной масляной фазы, содержащей около 968 мл/л низкоароматического керосина, около 12 мл/л эмульгатора на основе триглицерина, около 16 г/л бентонита и около 24 г/л гидроокиси кальция, и около 75% по объему дисперсной водной фазы, содержащей ксантана около 8 г/л и воды около 992 мл/л.
Способ заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, включающий нагнетание в указанную зону через буровую скважину уплотняющей жидкости, содержащей воду и полисахарид, при воздействии сдвигающих усилий в буровой скважине, например при пропускании жидкости через форсунки буровой головки, предусматривает использование в качестве уплотняющей жидкости эмульсии, состоящей из 5 - 50% по объему непрерывной фазы, содержащей 800 - 998,5 мл/л гидрофобной жидкости, 0,5 - 100 мл/л эмульгатора и 1 - 100 г/л поперечно-сшивающего агента, для полисахарида и 50 - 95% по объему из дисперсной фазы, содержащей 3 - 50 г/л полисахарида и 950 - 997 мл/л воды, причем в результате воздействия на эмульсию сдвигающих усилий полисахарид и поперечно-сшивающий агент приводятся в контакт друг с другом, вследствие чего инициируется поперечное связывание полисахарида и схватывание уплотняющей жидкости.
Уплотняющая жидкость на эмульсионной основе для контроля скважины, содержащая утяжеляющий материал, представляет собой эмульсию, состоящую из 5 - 50 об.% непрерывной фазы, содержащей 800 - 998,5 мл/л гидрофобной жидкости, 0,5 - 100 мл/л эмульгатора, 1 - 100 г/л поперечно-сшивающего агента для полисахарида и 50 - 95 об.% дисперсной фазы, содержащий 600 - 983 мл/л воды, 3 - 50 г/л полисахарида, 100 - 2500 г/л утяжеляющего материала.
Уплотняющая жидкость может быть представлена эмульсией, содержащей 20 - 40 об.% непрерывной фазы, содержащей 900 - 997 мл/л гидрофобной жидкости, 1 - 50 мл/л эмульгатора, и 2 - 50 г/л поперечно-сшивающего агента для полисахарида, и 60 - 80 об.%, дисперсной фазы, содержащей 5 - 30 г/л полисахарида, 1000 - 2500 г/л утяжеляющего материала, причем гидрофобная жидкость выбирается из минеральных масел, растительных масел, сложных и простых эфиров.
Используемый поперечно-сшивающий агент для поперечного связывания полисахарида содержит двухвалентные или трехвалентные ионы металла в активной форме, при этом поперечно-сшивающим агентом является альдегид, а полисахаридом является ксантан, алгинат или склероглюкан, эмульгатор является на основе триглицерида.
Используемая гидрофобная жидкость содержит водоабсорбирующий материал, водоабсорбирующим материалом является минерал глины, в частности бентонит, используемый утяжеляющий материал выбирается из барита, илменита, гематита, стальных шариков и карбоната кальция.
Уплотняющая жидкость может быть представлена эмульсией вода - в масле, состоящей из около 25 об.%, масляной фазы, включающей около 968 мл/л низкоароматического керосина, около 12 мл/л эмульгатора на основе триглицерида, около 16 г/л бентонита, около 24 г/л гидроокиси кальция, около 75 об.% дисперсной водной фазы, включающей около 682 мл/л воды, около 8 г/л ксантана, и около 1300 г/л барита.
Причем эмульгатор обладает устойчивостью к щелочам и стабилен при величинах pH 11 - 13.
Способ получения уплотняющей жидкости, включающий смешение гидрофобной жидкости, утяжеляющего материала и эмульгатора, полимерного реагента и воды, предусматривает, что сначала готовят первую смесь перемешиванием гидрофобной жидкости, эмульгатора с дополнительно вводимым поперечно-сшивающим агентом, затем готовят вторую смесь перемешиванием воды, полисахарида и утяжеляющего материала, после чего постепенно при взбалтывании вводят вторую смесь в первую смесь для получения эмульсии водной дисперсной фазы в гидрофобной жидкости.
Уплотняющую жидкость можно использовать для ослабления или предотвращения нежелательных выбросов в скважине или из нее.
Пример 1. Не утяжеленная уплотняющая жидкость.
1 л эмульсии вода - в масле готовился следующим образом. 0,75 л воды и 4,0 г ксантана смешивались при взбалтывании в чаше объемом 2 л (чаша 1) и таким же образом при взбалтывании в другой чаше в 2 л (чаша 2) смешивались 0,25 л "EXXSOL D60", 3 мл "Emulsogen " (неионный сложный эфир жирной кислоты) и 5,0 г Ca(OH)2. Затем с помешиванием смесь в чаше 1 добавлялась к смеси в чаше 2.
Полученная эмульсия заканчивалась под давлением в 60 бар через форсунку и в чашу, где она застывала в течение 5 мин. После 24 ч измерялось сдвигающее напряжение, которое составило 6000 Па.
Во время схватывания эмульсии отделилось некоторое количество свободной воды. Этого отделения можно избежать введением водоабсорбентного материала, такого, как бентонит, в смесь на основе масла (чаша 2). Это было сделано в примере 2.
Пример 2. Неутяжеленная уплотняющая жидкость.
Было приготовлено 150 л эмульсии вода - в масле, состоящей из:
a/ 25 об. % масляной фазы, содержащей 968 мл/л масла "Exxsol D60", 12 мл/л "Emulsogen" α , 16 г/л бентонита, 24 г/л гидроокиси кальция,
b/ около 75 об.% водной фазы, содержащей 992 мл/л воды и 8 г/л ксантана.
a/ 25 об. % масляной фазы, содержащей 968 мл/л масла "Exxsol D60", 12 мл/л "Emulsogen" α , 16 г/л бентонита, 24 г/л гидроокиси кальция,
b/ около 75 об.% водной фазы, содержащей 992 мл/л воды и 8 г/л ксантана.
112 л воды и 900 г ксантана в виде порошка смешивались в реакторе в 2200 л (реактор 1), снабженном пропеллерной мешалкой, вращающейся со скоростью 400 об/мин, 37 л "Exxsol D60" (низкоароматический керосин), 300 мл "Emulsogen" (неионный сложный эфир жирной кислоты), 900 г измельченного Ca(OH)2 и 600 г бентонита в порошковом виде смешивались в реакторе в 1200 л объемом (реактор 2), снабженном пропеллерной мешалкой, работающей со скоростью 400 об/мин. Затем в течение 8 мин постепенно с вращением 400 об/мин ксантановая смесь в реакторе 1 переносилась при 20oC в реактор 2.
Полученная эмульсия имела плотность около 0,95 г/мл. Она не меняла свойств при заканчивании центробежным насосом в течение 2 ч, периода, когда температура поднималась с 20 до 40oC. Испытание было повторено через 24 ч с тем же результатом.
Циркулярное заканчивание центробежным насосом, вызывающее подъем температуры до 62oC, дало схватывание эмульсии в реакторе смешивания в состоянии 1. Однако сдвигающее напряжение не измерялось и таким образом было ниже 200 Па. Это предполагает, что стабильность снижается, когда температура эмульсии повышается с 40 до 60oC в эмульсии. Однако поскольку застывшая эмульсия еще оставалась в состоянии 1, ее можно было вновь взболтать до образования жидкого гомогенного состояния.
После того, как эмульсия была подвергнута падению давления в 100 бар пропусканием через игольчатый клапан, она схватывалась после 2 мин. При комнатной температуре измерялись следующие величины сдвигающего напряжения:
После 10 мин - 8000 Па
После 24 ч - 10 - 12 Па
После 2 дней (48 ч) - 10 - 12 Па
Свободной воды или масла не наблюдалось.
После 10 мин - 8000 Па
После 24 ч - 10 - 12 Па
После 2 дней (48 ч) - 10 - 12 Па
Свободной воды или масла не наблюдалось.
Пример 3. Утяжеленная уплотняющая жидкость.
1,362 л эмульсии вода - в масле готовились следующим образом. 0,75 л воды и 6,0 г ксантана смешивались при взбалтывании в чаше объемом 2 л (чаша 1). Смесь оставлялась на 1 ч, после чего к ней добавлялось 1800 г илменита. В другой 2-литровой чаше (чаша 2) со взбалтыванием смешивались 0,25 л "Exxsol D60", 1,0 мл " Safemul PE" (эмульгатор на основе триглицерида) и 8,0 г Ca(OH)2. Затем при взбалтывании смесь в чаше 1 добавлялась к смеси в чаше 2. Получалась эмульсия с плотностью в 2,0 г/см3.
Полученная эмульсия закачивалась с давлением в 60 бар через форсунку и в чашу, где она застывала в течение 1 мин. После 24 ч измерялось сдвигающее напряжение, которое было 16000 Па.
Во время схватывания эмульсии отделялось некоторое количество свободной воды. Этого можно избежать включением водоабсорбентного материала, такого, как бентонит в смесь на масляной основе (чаша 2).
Пример 4. Утяжеленная уплотняющая жидкость.
1,375 л эмульсии вода - в масле готовились следующим образом. 0,75 л воды и 6,0 г ксантана смешивались со взбалтыванием в чаше объемом 2 л (чаша 1). Смесь выстаивалась 1 ч, после чего к ней добавлялось 1500 г барита. В другой 2-литровой чаше (чаша 2) со взбалтыванием смешивались 0,25 л "Exxsol D60", 1,0 мл "Safemul PE" (эмульгатор на основе триглицерида) и 8,0 г Ca(OH)2. Затем при взбалтывании смесь в чаше 1 добавлялась к смеси в чаше 2. Получалась эмульсия с плотностью 1,80 г/см3.
Полученная эмульсия закачивалась с давлением в 60 бар через форсунку в чашу, где она застывала в течение 2 мин. После 24 ч измерялось сдвигающее напряжение, которое составило 14000 Па.
Во время схватывания эмульсии отделялось некоторое количество свободной воды. Этого можно избежать включением водоабсорбентного материала, такого, как бентонит, в смесь на масляной основе (чаша 2).
Claims (28)
1. Уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, содержащая полисахарид, воду и сшивающий агент для полисахарида, отличающаяся тем, что она представляет собой эмульсию, объем которой составляет 5 - 50% непрерывной фазы, содержащей 800 - 998,5 мл/л гидрофобной жидкости, 0,5 - 100 мл/л эмульгатора и 1 - 100 г/л поперечно-сшивающего агента для полисахарида, и 50 - 95% - объем дисперсной фазы, содержащей 3 - 50 г/л полисахарида и 950 - 997 мл/л воды.
2. Уплотняющая жидкость по п.1, отличающаяся тем, что эмульсия включает 20 - 40% объема непрерывной фазы, содержащей 900 - 997 мл/л гидрофобной жидкости, 1 - 50 мл/л эмульгатора и 2 - 50% поперечно-сшивающего агента для полисахарида, и 60 - 80% объема дисперсной фазы, содержащей 5 - 30 г/л полисахарида и 970 - 995 мл/г воды.
3. Уплотняющая жидкость по п.1 или 2, отличающаяся тем, что гидрофобная жидкость выбирается из минеральных масел, растительных масел, сложных и простых эфиров.
4. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 1 - 3, отличающаяся тем, что поперечно-сшивающий агент для поперечного связывания полисахарида содержит двухвалентные или трехвалентные ионы металла в активной форме.
5. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 1 - 3, отличающаяся тем, что поперечно-сшивающим агентом является альдегид.
6. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 1 - 5, отличающаяся тем, что полисахаридом является ксантан, алгинат или склероглюкан.
7. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 1 - 6, отличающаяся тем, что гидрофобная жидкость содержит водоабсорбирующий материал.
8. Уплотняющая жидкость по п. 7, отличающаяся тем, что водоабсорбирующий материал представляет собой минерал глины, в частности бентонит.
9. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 1 - 8, отличающаяся тем, что эмульгатор обладает устойчивостью к щелочам и стабилен при pH 11 - 13.
10. Уплотняющая жидкость по п. 9, отличающаяся тем, что используют эмульгатор на основе триглицерида.
11. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 1 - 10, отличающаяся тем, что она представляет собой эмульсию вода в масле, состоящую из около 25% по объему непрерывной масляной фазы, содержащей около 968 мл/л низкоароматического керосина, около 12 мл/л эмульгатора на основе триглицерина, около 16 г/л бентонита и около 24 г/л гидроокиси кальция, и около 75% по объему дисперсной водной фазы, содержащей ксантана около 8 г/л и воды около 992 мл/л.
12. Способ заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, включающий нагнетание в указанную зону через буровую скважину уплотняющей жидкости, содержащей воду и полисахарид, при воздействии сдвигающих усилий в буровой скважине, например, при пропускании жидкости через форсунки буровой головки, отличающийся тем, что в качестве уплотняющей жидкости используют эмульсию, состоящую из 5 - 50% по объему непрерывной фазы, содержащей 800 - 998,5 мл/л гидрофобной жидкости, 0,5 - 100 мл/л эмульгатора и 1-100 г/л поперечно-сшивающего агента для полисахарида и 50 - 95% по объему дисперсной фазы, содержащей 3 - 50 г/л полисахарида и 950 - 997 мл/л воды, причем в результате воздействия на эмульсию сдвигающих усилий полисахарид и поперечно-сшивающий агент приводятся в контакт друг с другом, вследствие чего инициируется поперечное связывание полисахарида и схватывание уплотняющей жидкости.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что в нем используется уплотняющая жидкость по любому из пп. 2 - 11.
14. Уплотняющая жидкость на эмульсионной основе для контроля скважины, содержащая утяжеляющий материал, отличающаяся тем, что она представляет собой эмульсию, состоящую из 5 - 50 об.% непрерывной фазы, содержащей 800 - 998,5 мл/л гидрофобной жидкости, 0,5 - 100 мл/л эмульгатора, 100 г/л поперечно-сшивающего агента для полисахарида и 50 - 95 об.% дисперсной фазы, содержащей 600 - 983 мл/л воды, 3 - 50 г/л полисахарида, 100 - 2500 г/л утяжеляющего материала.
15. Уплотняющая жидкость по п.14, отличающаяся тем, что эмульсия содержит 20 - 40% по объему непрерывной фазы, содержащей 900 - 997 мл/л гидрофобной жидкости, 1 - 50 мл/л эмульгатора, и 2 - 50 г/л поперечно-сшивающего агента для полисахарида, и 60 - 80 об.% дисперсной фазы, содержащей 5 - 30 г/л полисахарида, 1000 - 2500 г/л утяжеляющего материала.
16. Уплотняющая жидкость по п.14 или 15, отличающаяся тем, что гидрофобная жидкость выбирается из минеральных масел, растительных масел, сложных и простых эфиров.
17. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 14 - 16, отличающаяся тем, что поперечно-сшивающий агент для поперечного связывания полисахарида содержит двухвалентные или трехвалентные ионы металла в активной форме.
18. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 14 - 17, отличающаяся тем, что поперечно-сшивающим агентом является альдегид.
19. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 14 - 18, отличающаяся тем, что полисахаридом является ксантан, алгинат или склероглюкан.
20. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 14 - 19, отличающаяся тем, что используют эмульгатор на основе триглицерида.
21. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 14 - 20, отличающаяся тем, что гидрофобная жидкость содержит водоабсорбирующий материал.
22. Уплотняющая жидкость по п. 21, отличающаяся тем, что водоабсорбирующим материалом является минерал глины, в частности бентонит.
23. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 14 - 22, отличающаяся тем, что утяжеляющий материал выбирается из барита, илменита, гематита, стальных шариков и карбоната кальция.
24. Уплотняющая жидкость по п. 23, отличающаяся тем, что утяжеляющим материалом является барит.
25. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 19 - 24, отличающаяся тем, что она представляет собой эмульсию вода - в масле, состоящую из около 25% по объему, масляной фазы, включающей около 968 мл/л низко-ароматического керосина, около 12 мл/л эмульгатора на основе триглицерида, около 16 г/л бентонита, около 24 г/л гидроокиси кальция и около 75% по объему дисперсной водной фазы, включающей около 682 мл/л воды, около 8 г/л ксантана и около 1300 г/л барита.
26. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 14 - 25, отличающаяся тем, что эмульгатор обладает устойчивостью к щелочам и стабилен при pH 11 - 13.
27. Способ получения уплотняющей жидкости, включающий смешение гидрофобной жидкости, утяжеляющего материала и эмульгатора, полимерного реагента и воды, отличающийся тем, что сначала готовят первую смесь перемешиванием гидрофобной жидкости, эмульгатора с дополнительно вводимым поперечно-сшивающим агентом, затем готовят вторую смесь перемешиванием воды, полисахарида и утяжеляющего материала, после чего постепенно при взбалтывании вводят вторую смесь в первую смесь для получения эмульсии водной дисперсной фазы в гидрофобной жидкости.
28. Уплотняющая жидкость по любому из пп. 14 - 26, отличающаяся тем, что ее используют для ослабления или предотвращения нежелательных выбросов в скважине или из нее.
Приоритет по пунктам:
28.05.93 по пп. 1 - 14;
15.09.93 по пп. 15 - 28.
28.05.93 по пп. 1 - 14;
15.09.93 по пп. 15 - 28.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO931954A NO178266C (no) | 1993-05-28 | 1993-05-28 | Tetningsvæske og fremgangsmåte for å tette en sone av en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av et borehull |
| NO931954 | 1993-05-28 | ||
| NO933288A NO933288D0 (no) | 1993-09-15 | 1993-09-15 | Tynget tetningsvaeske paa emulsjonsbasis, fremgangsmaate fordens fremstilling og anvendelse av tetningsvaesken for aa hindre eller stoppe uoensket utblaasning fra et broennhull |
| NO933288 | 1993-09-15 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95122643A RU95122643A (ru) | 1998-02-20 |
| RU2114149C1 true RU2114149C1 (ru) | 1998-06-27 |
Family
ID=26648412
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95122643A RU2114149C1 (ru) | 1993-05-28 | 1994-05-25 | Уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, способ заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, уплотняющая жидкость на эмульсионной основе для контроля скважины, способ получения уплотняющей жидкости |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5919739A (ru) |
| EP (1) | EP0738310B1 (ru) |
| CN (1) | CN1063474C (ru) |
| AT (1) | ATE196494T1 (ru) |
| AU (1) | AU681673B2 (ru) |
| BR (1) | BR9406672A (ru) |
| CA (1) | CA2163435C (ru) |
| DE (1) | DE69425982T2 (ru) |
| DK (1) | DK0738310T3 (ru) |
| OA (1) | OA10197A (ru) |
| RU (1) | RU2114149C1 (ru) |
| WO (1) | WO1994028085A1 (ru) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO178357C (no) * | 1993-10-12 | 1996-03-06 | Statoil As | Apparatur for bruk ved testing av en skjærkraftpåvirkbar tetningsvæske |
| GB2325478A (en) * | 1997-05-24 | 1998-11-25 | Sofitech Nv | Emulsion for well and formation treatment |
| GB2325479B (en) * | 1997-05-24 | 1999-11-24 | Sofitech Nv | Plug placement method |
| NO305088B1 (no) * | 1997-06-12 | 1999-03-29 | Norske Stats Oljeselskap | FremgangsmÕte for fremstilling av en tetningsvµske pÕ polysakkaridbasis og mellomprodukt for bruk ved fremgangsmÕten |
| NO305087B1 (no) * | 1997-06-12 | 1999-03-29 | Norske Stats Oljeselskap | FremgangsmÕte for fremstilling av en tetningsvµske pÕ polysakkaridbasis og mellomprodukt for bruk ved fremgangsmÕten |
| NO305089B1 (no) * | 1997-06-12 | 1999-03-29 | Norske Stats Oljeselskap | FremgangsmÕte for fremstilling av en tetningsvµske pÕ polysakkaridbasis |
| US5996694A (en) * | 1997-11-20 | 1999-12-07 | Halliburton Energy Service, Inc. | Methods and compositions for preventing high density well completion fluid loss |
| AU4509599A (en) * | 1999-06-03 | 2000-12-28 | Sofitech N.V. | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone |
| WO2001094742A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | Sofitech N.V. | Subterranean wellbore and formation emulsion sealing compositions |
| US6613720B1 (en) | 2000-10-13 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed blending of additives in well treatment fluids |
| US6818598B2 (en) * | 2001-08-02 | 2004-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone |
| US6814145B2 (en) | 2001-08-02 | 2004-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone |
| US6938698B2 (en) | 2002-11-18 | 2005-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Shear activated inflation fluid system for inflatable packers |
| US7316275B2 (en) * | 2005-03-17 | 2008-01-08 | Bj Services Company | Well treating compositions containing water superabsorbent material and method of using the same |
| US7823642B2 (en) * | 2007-09-26 | 2010-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Control of fines migration in well treatments |
| US20090137432A1 (en) * | 2007-11-28 | 2009-05-28 | Sullivan Philp F | pH Sensitive Emulsion System |
| EP2135914A1 (en) * | 2008-06-18 | 2009-12-23 | Schlumberger Holdings Limited | Method for providing thixotropy to fluids downhole |
| US8946133B2 (en) | 2008-08-18 | 2015-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for curing lost circulation |
| US8215397B2 (en) | 2009-12-30 | 2012-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of dynamic underbalanced perforating using an isolation fluid |
| US9834719B2 (en) | 2010-11-30 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
| US9950952B2 (en) | 2010-11-30 | 2018-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
| NO333089B1 (no) * | 2011-07-11 | 2013-02-25 | Elkem As | Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmateriale |
| US20140209307A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US10087697B2 (en) | 2015-09-22 | 2018-10-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore dynamic top kill |
| US10006265B2 (en) | 2015-09-22 | 2018-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Polymer plugs for well control |
| US9631459B2 (en) | 2015-09-22 | 2017-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore dynamic top kill with inserted conduit |
| US10287849B2 (en) | 2015-10-19 | 2019-05-14 | Exxonmobil Upstream Resarch Company | Subsea well control system |
| US11035195B2 (en) | 2017-12-20 | 2021-06-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of mitigating lost circulation while drilling a wellbore |
| CN110359879B (zh) * | 2018-03-26 | 2021-11-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种废弃井封堵方法 |
| US11427746B2 (en) | 2018-11-09 | 2022-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polysaccharide lost circulation materials for wellbore operations |
| CN113416272B (zh) * | 2021-06-22 | 2022-06-07 | 西南石油大学 | 一种纳米乳液封堵剂的合成及油基钻井液 |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3243000A (en) * | 1965-06-23 | 1966-03-29 | Exxon Production Research Co | Method and composition for drilling wells and similar boreholes |
| US3741894A (en) * | 1967-06-15 | 1973-06-26 | Exxon Production Research Co | Chemically modified organic polymers |
| US3804760A (en) * | 1969-12-02 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Well completion and workover fluid |
| US3849317A (en) * | 1972-12-18 | 1974-11-19 | Texaco Inc | Additive for reducing gel strength in aqueous lime containing drilling fluids |
| US3979303A (en) * | 1974-01-21 | 1976-09-07 | Merck & Co., Inc. | Oil well drilling fluid |
| US4551513A (en) * | 1980-12-15 | 1985-11-05 | Cassella Aktiengesellschaft | Water soluble copolymers |
| US4500437A (en) * | 1980-12-15 | 1985-02-19 | Cassella Aktiengesellschaft | Water soluble copolymers for use in fracture-acidizing of wells |
| EP0128661B1 (en) * | 1983-05-17 | 1991-04-10 | Ciba Specialty Chemicals Water Treatments Limited | Polymer suspensions |
| US4663366A (en) * | 1983-07-25 | 1987-05-05 | Exxon Research & Engineering Company | Shear thickening composition with polycarboxylic acid |
| US4683953A (en) * | 1983-07-25 | 1987-08-04 | Exxon Research And Engineering Company | Shear thickening compositions containing polyacrylic acid and polyacrylamide, their preparation and use |
| DE3481625D1 (de) * | 1983-09-09 | 1990-04-19 | Shell Int Research | Biopolymerzusammensetzungen und verfahren zur herstellung derselben. |
| GB8324236D0 (en) * | 1983-09-09 | 1983-10-12 | Shell Int Research | Biopolymer formulations |
| IT1173505B (it) * | 1984-01-25 | 1987-06-24 | Agip Spa | Fluido di perforazione acquoso |
| GB8530271D0 (en) * | 1985-12-09 | 1986-01-22 | Shell Int Research | Preparation of polysaccharide in oil dispersion |
| CN1027594C (zh) * | 1990-09-22 | 1995-02-08 | 云南省地质矿产局职工大学 | 无固相钻井液及其生产方法 |
| US5211859A (en) * | 1991-11-26 | 1993-05-18 | The Western Company Of North America | Low pH fracturing compositions |
| US5407909A (en) * | 1992-07-15 | 1995-04-18 | Kb Technologies, Ltd. | Earth support fluid composition and method for its use |
| US5663123A (en) * | 1992-07-15 | 1997-09-02 | Kb Technologies Ltd. | Polymeric earth support fluid compositions and method for their use |
| NO178357C (no) * | 1993-10-12 | 1996-03-06 | Statoil As | Apparatur for bruk ved testing av en skjærkraftpåvirkbar tetningsvæske |
| US6263533B1 (en) * | 2000-06-02 | 2001-07-24 | Sealy Technology Llc | Extruded foam reinforcement structures for innerspring assemblies and mattresses |
| NL1020918C2 (nl) * | 2002-06-21 | 2004-01-06 | Leer Koninklijke Emballage | Intermediate bulk container met geringe hoogte. |
-
1994
- 1994-05-25 DK DK94917836T patent/DK0738310T3/da active
- 1994-05-25 RU RU95122643A patent/RU2114149C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1994-05-25 BR BR9406672A patent/BR9406672A/pt not_active IP Right Cessation
- 1994-05-25 CA CA002163435A patent/CA2163435C/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-05-25 DE DE69425982T patent/DE69425982T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1994-05-25 AT AT94917836T patent/ATE196494T1/de active
- 1994-05-25 CN CN94192627A patent/CN1063474C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1994-05-25 AU AU69385/94A patent/AU681673B2/en not_active Ceased
- 1994-05-25 US US08/553,285 patent/US5919739A/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-05-25 EP EP94917836A patent/EP0738310B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-05-25 WO PCT/NO1994/000097 patent/WO1994028085A1/en active IP Right Grant
-
1995
- 1995-11-27 OA OA60746A patent/OA10197A/en unknown
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| SU, авторское свидетельство , 933695, C 09 K 7/02, 1982. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU681673B2 (en) | 1997-09-04 |
| AU6938594A (en) | 1994-12-20 |
| DE69425982D1 (de) | 2000-10-26 |
| ATE196494T1 (de) | 2000-10-15 |
| WO1994028085A1 (en) | 1994-12-08 |
| DK0738310T3 (da) | 2001-01-22 |
| EP0738310B1 (en) | 2000-09-20 |
| OA10197A (en) | 1996-12-18 |
| CN1126486A (zh) | 1996-07-10 |
| DE69425982T2 (de) | 2001-04-26 |
| US5919739A (en) | 1999-07-06 |
| CA2163435A1 (en) | 1994-12-08 |
| BR9406672A (pt) | 1996-01-30 |
| CN1063474C (zh) | 2001-03-21 |
| EP0738310A1 (en) | 1996-10-23 |
| CA2163435C (en) | 2005-07-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2114149C1 (ru) | Уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, способ заделки зоны подземной формации вокруг буровой скважины, уплотняющая жидкость на эмульсионной основе для контроля скважины, способ получения уплотняющей жидкости | |
| DE60036380T2 (de) | Wässrige bohrflüssigkeit | |
| CA2455994C (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
| US4391925A (en) | Shear thickening well control fluid | |
| US4397354A (en) | Method of using a well treating fluid | |
| US6364020B1 (en) | Emulsion for well and formation treatment | |
| CA1255028A (en) | Thickening agents and the manufacture and use thereof | |
| RU95122643A (ru) | Уплотняющая жидкость для заделки зоны подземной формации | |
| US6818598B2 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
| US5701955A (en) | Downhole fluid control processes | |
| US6815399B1 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
| US4568392A (en) | Well treating fluid | |
| EP0037418B1 (en) | Shear thickening fluid | |
| EP0038817B1 (en) | Shear thickening well control fluid | |
| AU2018342586B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| WO1998056870A1 (en) | A method for producing a plugging liquid on a polysaccharide basis | |
| WO1998056869A1 (en) | A method for producing a plugging liquid on a polysaccharide basis | |
| NO178266B (no) | Tetningsvæske og fremgangsmåte for å tette en sone av en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av et borehull |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060526 |