EA009821B1 - Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта - Google Patents
Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA009821B1 EA009821B1 EA200601990A EA200601990A EA009821B1 EA 009821 B1 EA009821 B1 EA 009821B1 EA 200601990 A EA200601990 A EA 200601990A EA 200601990 A EA200601990 A EA 200601990A EA 009821 B1 EA009821 B1 EA 009821B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- weighting agent
- halide
- formate
- acetate
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 208
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 94
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 80
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 57
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 53
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 33
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 21
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 claims abstract description 21
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims abstract description 11
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 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 abstract description 11
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 11
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical class CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 40
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 claims description 40
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical class [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 39
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 38
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 36
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims description 34
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 29
- 229910002651 NO3 Chemical class 0.000 claims description 20
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical class [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 20
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims description 13
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical class [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 claims description 10
- 159000000006 cesium salts Chemical class 0.000 claims description 10
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 claims description 10
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 30
- -1 illmenite Inorganic materials 0.000 abstract description 6
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 27
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 18
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 18
- LDMRLRNXHLPZJN-UHFFFAOYSA-N 3-propoxypropan-1-ol Chemical compound CCCOCCCO LDMRLRNXHLPZJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 5
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 5
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 5
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 229910001508 alkali metal halide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 2
- LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)CO LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- ZMZINYUKVRMNTG-UHFFFAOYSA-N acetic acid;formic acid Chemical class OC=O.CC(O)=O ZMZINYUKVRMNTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003827 glycol group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012669 liquid formulation Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000003878 thermal aging Methods 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011282 treatment 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/02—Spotting, i.e. using additives for releasing a stuck drill
-
- 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
- Y10S507/94—Freeing stuck object from wellbore
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, использующий неводную промывочную жидкость с добавкой на неэмульсионной основе, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и освобождение прихваченной бурильной колонны, причем состав добавки имеет рецептуру, включающую общий растворитель, представляющий собой гликоль от С2 до С22, либо смеси, либо сочетания этих и подобных веществ, известных специалисту в этой области техники, и загуститель. Предпочтительно, общий растворитель может быть выбран из группы, состоящей из этиленгликоля и диэтиленгликоля, а загуститель - из органофильной глины. Дополнительный вариант осуществления включает твердый утяжелитель, предпочтительно твердый утяжелитель выбирают из группы: галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и смеси или сочетания этих и подобных веществ, известных специалисту в этой области техники.
Description
Эта заявка не является предварительной по отношению к рассматриваемой предварительной заявке на патент США № 60/565488, поданной 04.26.2004, приоритет которой заявлен и содержание которой включено сюда в качестве ссылки.
Уровень техники
Способы вращательного бурения, использующие буровую коронку и бурильные штанги, долго использовались для того, чтобы производить бурение скважин в подземных пластах. Промывочные жидкости или буровые растворы обычно циркулируют в скважине в процессе бурения, чтобы охлаждать и смазывать буровую установку, поднимать обломки выбуренной породы из ствола скважины и уравновешивать встречное подземное пластовое давление. Плотность жидкости в скважине обычно регулируется таким образом, чтобы давление жидкости на формацию превышало пластовое давление на скважину. В результате, растворимые компоненты жидкости в скважине нагнетаются в пласт, окружающий ее, в то время как нерастворимые компоненты оседают на стенках скважины в форме устойчивой «фильтрационной корки бурового раствора».
При бурении скважины путь, по которому следуют бурильные трубы, может преднамеренно или непреднамеренно отклоняться от вертикали. При таких последовательных отклонениях от вертикали, вращающиеся бурильные трубы могут контактировать с фильтрационной коркой бурового раствора на стенках скважины и даже со стенкой скважины. В таких случаях может происходить заедание или прихват бурильной трубы под действием перепада давлений, когда вращение бурильной трубы остановлено. Когда происходит прихват под действием перепада давлений, бурильная колонна не может быть поднята, опущена или приведена во вращение, и либо скважина должна быть ликвидирована, либо бурильная колонна должна быть освобождена от прихвата. Специалист в этой области техники знает, что заедание или прихват бурильной трубы часто является результатом того, что она прижимается к стенке скважины за счет гидростатического давления столба бурового раствора. Поверхность контакта между бурильной трубой и фильтрационной коркой бурового раствора на стенках скважины/стенкой скважины затем изолируется от давления бурового раствора. Если, как это обычно бывает, давление бурового раствора больше, чем пластовое давление, бурильная труба быстро прихватывается к стенке за счет перепада давлений. Хорошо известно, что перепад давлений увеличивается с увеличением толщины и сжимаемости фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины. Со временем даже относительно большие секции бурильной трубы могут стать быстро прихваченными, особенно при бурении скважин увеличенной протяженности или, по существу, горизонтальных.
Для того чтобы освободить прихваченную трубу, обработки по известному уровню техники предполагают введение объема освобождающего вещества и его циркуляцию через заполненную буровым раствором систему. Жидкости, освобождающие от прихвата, должны иметь хорошую смазывающую способность и возможность гарантировать хорошую смачиваемость углеводородами поверхностей бурильной трубы и стенок скважин, контактирующих с бурильной трубой. Одним обычно используемым способом освобождения прихваченной трубы является использование жидкости «освобождающей от прихвата» в стволе скважины напротив прихваченной секции трубы. Жидкость, освобождающая от прихвата, может проникать между фильтрационной коркой бурового раствора на стенках скважины и трубой, смазывая поверхность между трубой и стволом скважины, результатом чего является уменьшение трения и более быстрое освобождение. Часто, для того чтобы это произошло, необходим длительный период времени, что приводит в результате к дорогой потере времени бурения.
Специалист в этой области техники должен понять и оценить, что рецептура и использование жидкостей, освобождающих от прихвата, в промывочных жидкостях на водной основе хорошо известны. Например, смотри патенты США № 4466486; 4494610; 4614235; 4631136; 4964615; 5120708; 5141920; 5247992;5645386; 5652200; 5945386; 6435276; 6524384 и Н1000.
Этого же нельзя сказать о жидкостях, освобождающих от прихвата, для использования в промывочных жидкостях на углеводородной основе. Обычно, когда используются промывочные жидкости на углеводородной основе, прихват под действием перепада давлений создает меньше проблем. Однако при скважинах удлиненной протяженности и при обширном горизонтальном бурении, даже при промывочных жидкостях на углеводородной основе, прихват под действием перепада давлений становится проблемой. Таким образом, остается потребность в разработке благоприятных для окружающей среды жидкостей, освобождающих от прихвата, для использования в промывочных жидкостях на углеводородной основе.
Сущность изобретения
Настоящее описание в целом направлено на способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, использующий неводную промывочную жидкость. Иллюстративный способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с гомогенным составом добавки на не эмульсионной основе, эффективным для уменьшения давления в кольцевом пространстве, действующим от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и освобождение прихваченной бурильной колонны, причем состав добавки имеет рецептуру, включающую общий растворитель и загуститель. В одном иллюстративном варианте осуществления общий растворитель представляет собой гликоль от С2 до С22 или
- 1 009821 гликолевый эфир от С2 до С22, или смеси, или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно и предпочтительно, общий растворитель может быть выбран из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцеллозольва, бутилкарбитола и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Дальнейший иллюстративный вариант осуществления описываемого предмета изобретения включает состав жидкости, освобождающей от прихвата, который дополнительно включает твердый утяжелитель, предпочтительно твердый утяжелитель выбирают из группы: галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель может быть выбран из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Как дальнейшая иллюстративная альтернатива, состав жидкости, освобождающей от прихвата, может включать такой не образующий эмульсию утяжелитель, как гомогенная смесь, содержащая растворимую соль гликоля и гликоль.
Настоящее описание также включает способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, пробуренной с неводной промывочной жидкостью, причем способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с составом добавки на не эмульсионной основе, эффективным в уменьшении давления в кольцевом пространстве, действующего от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и за счет этого освобождение прихваченной бурильной колонны. В настоящем иллюстративном варианте осуществления, состав добавки имеет такую рецептуру, чтобы включать общий растворитель и утяжелитель. Как описано ранее, общий растворитель может представлять собой гликоль от С2 до С22 или гликолевый эфир от С2 до С22 и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. В одном предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления, общий растворитель выбирают из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцеллозольва, бутилкарбитола и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Утяжелитель, используемый в одном иллюстративном варианте осуществления, представляет собой предпочтительно твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель выбирают из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Также необходимо отметить, что иллюстративный способ может также включать утяжелитель, то есть не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль. В одном предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления, такой утяжелитель представляет собой гомогенную смесь диэтиленгликоля и соли галогенида щелочного металла. Иллюстративная жидкость, освобождающая от прихвата, может по выбору включать загуститель, предпочтительно органофильную глину.
Другие аспекты и преимущества заявленного предмета изобретения будут очевидны из следующего описания и прилагаемых пунктов формулы изобретения.
Описание чертежей
Фиг. 1 является графическим представлением измерений поглощения промывочной жидкости по АНИ по времени перед добавкой иллюстративной жидкости, освобождающей от прихвата, по настоящему изобретению, и после добавки.
Фиг. 2 является графическим представлением измерений поглощения промывочной жидкости по АНИ по времени перед добавкой иллюстративной жидкости, освобождающей от прихвата, по настоящему изобретению, и после добавки.
Подробное описание
Настоящее описание в целом направлено на жидкость, освобождающую от прихвата/добавку для использования в освобождении при заедании/прихвате бурильной трубы в скважинах, пробуренных с промывочными жидкостями на углеводородной основе. В настоящем описании обеспечивается новый состав и способ его использования для освобождения прихваченных бурильных труб. Состав и способ особенно полезны в освобождении трубы, прихваченной под действием перепада давлений, когда используются промывочные жидкости на углеводородной основе и/или инвертные эмульсионные промывочные жидкости.
Основная жидкость, которая является главным компонентом жидкости, освобождающей от прихвата, по настоящему изобретению, должна быть общим растворителем, как для маслянистых, так и для не маслянистых жидкостей. То есть основная жидкость должна быть, по меньшей мере, частично и пред
- 2 009821 почтительно, по существу, растворимой как в маслянистых, так и в не маслянистых жидкостях. В терминах, используемых здесь, общий растворитель имеет растворимость по меньшей мере 10% по объему как в маслянистых, так и в не маслянистых жидкостях. Предпочтительно, чтобы растворимость была больше, чем растворимость 20% по объему, как в маслянистых, так и в не маслянистых жидкостях. Выбор таких материалов может быть сделан посредством обычной очистки виброситом предлагаемой жидкости, посредством первого испытания растворимости первой пробы материала, например, в таких маслянистых жидкостях, как дизельное топливо или изомеризованный олефин С1б-С18, и затем испытания растворимости второй пробы материала, например, в такой не маслянистой жидкости, как вода. Такие испытания общей растворимости в целом проводятся при температуре и давлении окружающей среды. Авторы обнаружили, что, как общий класс соединений, гликоли и гликолевые эфиры имеют желательные свойства растворимости, чтобы квалифицировать их, как общие растворители. Как таковые, они разрушают фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины, приводя в результате к увеличенному поглощению промывочной жидкости в окружающий пласт, что уменьшает перепад давлений и приводит в результате к освобождению или высвобождению прихваченной трубы. В одном иллюстративном варианте осуществления, общий растворитель представляет собой гликоль от С2 до С22 или гликолевый эфир от С2 до С22, также как смеси и сочетания этих и подобных соединений, что должно быть очевидно для специалиста в этой области техники. В другом предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления, общий растворитель выбирают из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцеллозольва, бутилкарбитола и смесей и сочетаний этих и подобных соединений, что должно быть очевидно для специалиста в этой области техники.
Вдобавок к общему растворителю, жидкости, освобождающие от прихвата, описанные здесь, предпочтительно включают загуститель. Специалист в области техники, касающейся рецептуры промывочных жидкостей на углеводородной основе, должен знать о широком диапазоне загустителей, которые обычно могут быть использованы в промывочных жидкостях на углеводородной основе, которые будут полезны в рецептуре описанных жидкостей, освобождающих от прихвата. В одном иллюстративном варианте осуществления органофильные глины, обычно глины, обработанные амином, могут быть полезными, как загустители, в составах жидкостей по изобретению. Количество органофильной глины, используемой в составе, должно быть достаточным, чтобы достичь желательных реологических свойств жидкостей, освобождающих от прихвата, по настоящему изобретению. Однако типично диапазон от примерно 0,1% до примерно 20% по весу является достаточным для большинства применений, и предпочтительно используется загуститель от примерно 1% до примерно 10% по весу. УО-69 и УО-РЬи8 являются органоглинистыми материалами, продаваемыми М-Ι Ь.Ь.С., и Уегаа-НКР является полиамидным полимерным материалом, изготовляемым и продаваемым М-Ι Ь.Ь.С., которые могут быть использованы в описанных жидкостях, освобождающих от прихвата.
Жидкости, освобождающие от прихвата, по настоящему изобретению могут содержать широкое разнообразие добавок и компонентов, типичных для жидкостей в стволе скважины и, конкретно, жидкостей, освобождающих от прихвата. Конкретно, утяжелители, как растворимые в воде, так и нерастворимые в воде, могут быть включены в рецептуру жидкости, освобождающей от прихвата, чтобы придать требуемую плотность. Утяжелители, или добавки, повышающие плотность, подходящие для использования в описанных промывочных жидкостях, включают галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и т.п., а также смеси и сочетания, которые должны быть хорошо известны специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель может быть выбран из группы химических соединений, типично используемых для этих целей, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси и сочетания, которые должны быть хорошо известны специалисту в этой области техники.
В одном иллюстративном варианте осуществления утяжелитель на основе гомогенной жидкости имеет рецептуру с использованием гликоля и растворимой соли гликоля, конкретно, смесь диэтиленгликоля и бромистого натрия используется, как не образующий эмульсию утяжелитель. Специалист в этой области техники должен оценить, что другие сочетания гликолей и растворимых солей гликолей могут использоваться, как не образующий эмульсию жидкий утяжелитель. Количество добавленного утяжелителя, если он имеется, зависит от требуемой плотности готового состава. Типично, утяжелитель добавляется, чтобы получить в результате плотность жидкости, освобождающей от прихвата, до примерно 24 фунта на галлон. Утяжелитель предпочтительно добавляется вплоть до 21 фунта на галлон и наиболее предпочтительно вплоть до 19,5 фунтов на галлон.
Следующие примеры включены как иллюстративные предпочтительные варианты осуществления. Специалистам в этой области техники необходимо оценить, что технологии, описанные в примерах, которые следуют далее, представляют технологии, открытые изобретателями, чтобы скважина функционировала на практике так, как это заявлено, и таким образом предпочтительные режимы работы могут быть составлены на практике. Однако специалисты в этой области техники в свете настоящего описания оценят, что много изменений может быть сделано в конкретных вариантах осуществления, которые описаны
- 3 009821 и все еще получают тот же или подобный результат без выхода за границы заявленного объема.
Если не установлено иное, все исходные материалы имеются в продаже, и используются стандартные лабораторные технологии и оборудование. Испытания проводились в соответствии с процедурами по Бюллетеню АНИ КР 13В-2, 1990. Следующие аббревиатуры иногда используются при описании обсуждаемых результатов в примерах:
«РУ» представляет собой пластическую вязкость (сантипуаз), которая является одной переменной, используемой при расчете характеристик вязкости промывочной жидкости.
«ΥΡ» представляет собой предел текучести (фунты/100 футов2), который является другой переменной, используемой при расчете характеристик вязкости промывочных жидкостей.
«ГЕЛИ» (фунты/100 футов2) представляют собой меру характеристик суспензии и тиксотропных свойств промывочной жидкости.
«Е/Б» представляет собой поглощение промывочной жидкости по АНИ и меру поглощения промывочной жидкости в миллилитрах промывочной жидкости при 100 фунтах/квадратный дюйм.
«НТНР» представляет собой термин, используемый для поглощения промывочной жидкости при высокой температуре и высоком давлении, измеряемого в миллилитрах (мл) в соответствии с бюллетенем АНИ КР 13 В-2, 1990.
«Е.8.» представляет собой электрическую стабильность эмульсии, измеренную в вольтах при испытании, описанном в «Составы и свойства промывочных жидкостей и жидкостей для заканчивания скважины», 5-ое издание, Н. С. Н. Оаг1еу, Сеогде К. Сгау, Си1£ РиЬйзЫпд Сотрапу, 1988, стр. 116, содержание которого включено сюда в качестве ссылки. Вообще, чем выше число вольт, требуемых, чтобы разрушать обратную эмульсию, тем стабильнее рассматриваемая эмульсия.
Пример 1. Поглощение промывочной жидкости по стандарту АНИ было измерено для традиционной фильтрационной корки бурового раствора на углеводородной основе на стенках скважины перед добавкой разнообразных жидкостей, освобождающих от прихвата, и после добавки.
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытаниях по АНИ:
Поглощение промывочной жидкости по АНИ приблизительно 17 мл за 30 мин было получено с использованием этой рецептуры бурового раствора на фильтр-прессе АНИ.
Вышеупомянутый буровой раствор тщательно сливался с фильтр-пресса АНИ и заменялся жидкостью, освобождающей от прихвата. Поглощение промывочной жидкости по АНИ измерялось на регулярной основе в течение 100 мин.
Примерные результаты приведены в следующей таблице:
Измерение поглощения промывочной жидкости по АНИ в мл 100 фунтов на квадратный дюйм после добавки жидкости, освобождающей от прихвата
| Жидкость, освобождающая от прихвата | Время, минуты | |||||||||||||||||
| 15 | 20 | 25 | 30 | 35 | 40 | 45 | 50 | 55 . | 60 | 65 | 70 | 75 | 80 | 85 | 90 | 95 | 100 | |
| 1016-18 | 3,0 | 3,2 | 3,8 | 4,6 | 5,0 | 5,2 | 5,8 | 6,2 | 6,6 | 7,0 | 7,4 | 7,8 | 8,0 | 8,8 | 9,0 | 9,4 | 9,4 | 10,2 |
| *32516А | 3,4 | 3,6 | 4,0 | 4,6 | 5,2 | 6,8 | 9,6 | 12,6 | 17 | 21,8 | 28,2 | 33,8 | 43,8 | 54,6 | 60,0 | |||
| *32516А | 4,4 | 5,2 | 6,6 | 8,2 | 11 | 15 | 20,2 | 27,2 | 34,2 | 48,0 | 58,0 | |||||||
| 32516А | 2,4 | 3,0 | 3,6 | 4,0 | 4,4 | 5,0 | 5,6 | 7,0 | 8,6 | 10,6 | 13,2 | 16,6 | 20,6 | 25,0 | 30,4 | 36,0 | 43,0 | 51,5 |
| 32516В | 3,4 | 3,6 | 4,2 | 4,7 | 5,2 | 5,4 | 6,6 | 7,6 | 9,2 | 11,2 | 14,8 | 17,2 | 22,0 | 26,3 | 29,6 | 33,0 | 36,0 | 38,2 |
| 32516С | 3,4 | 3,6 | 4,0 | 4,2 | 4,6 | 5,0 | 6,6 | 7,8 | 9,6 | 11/4 | 14,0 | 15,2 | 18,8 | 22,2 | 27,8 | 33,6 | 41,8 | 48,0 |
| 32516ϋ | 3,0 | 3,3 | 3,8 | 3,8 | 4,0 | 4,6 | 5,4 | 5,8 | 7,2 | 8,8 | 11,0 | 12,6 | 14,0 | 15,6 | 16,4 | 19,0 | 21,6 | 23,4 |
| 52515Е | 2,0 | 2,8 | 3,2 | 3,6 | 3,8 | 4,0 | 4,2 | 4,6 | 5,0 | 5,8 | 6,8 | 7,8 | 9,2 | 10,8 | 12,6 | 14,2 | 16,0 | 18,6 |
| 32516Е | 2,0 | 2,8 | 3,2 | 3,4 | 3,8 | 4,0 | 4,2 | 4,6 | 5,0 | 5,8 | 6,6 | 7,6 | 8,8 | 10,0 | 11,6 | 13,0 | 14,6 | 17,0 |
| 325160 | 2,0 | 2,8 | 3,0 | 3,4 | 3,8 | 4,0 | 4,4 | 4,8 | 5,2 | 6,6 | 7,6 | 9,0 | 11,2 | 14,0 | 17,8 | 21,2 | 25,6 | 29,8 |
| 32516Н | 2,0 | 2,8 | 3,2 | 3,6 | 4,0 | 4,2 | 4,6 | 4,7 | 4,8 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,2 | 5,2 | 5,4 | 5,6 | 5,6 |
| *£25161 | 2,0 | 2,2 | 2,6 | 2,8 | 3,0 | 3,2 | 4,0 | 5,0 | 6,2 | 6,6 | 9, 0 | 10 | 11,0 | 12,6 | 13,9 | 15,0 | 16,4 | 17,8 |
| *3251ба | 2,2 | 2,8 | 3,4 | 4,2 | 4,8 | 5,8 | 7,0 | 8,4 | 9,6 | 10,8 | 12,6 | 13,8 | 15,8 | 17,6 | 20,0 | 22,6 | 24,8 | 27,0 |
| *32516К | 1,6 | 2,0 | 2,4 | 2,8 | 3,0 | 3,0 | 3,0 | 3,2 | 3,4 | 3,4 | 3,8 | 4,0 | 4,0 | 4,2 | 4,6 | 4,8 | 5,0 | 5,0 |
| *32516Ь | 2,0 | 2,6 | 2,8 | 3,0 | 3,0 | 3,2 | 3,2 | 3,4 | 3,8 | 4,0 | 4,2 | 4,6 | 4,6 | 5,0 | 5,0 | 5,4 | 5,4 | 5,4 |
♦Очищенная фильтрационная корка бурового раствора на стенках скважины з и. СЧСТ 543 0**1^ рисованного олефина
С16-18 перед добавкой жидкости, освобождающей от прихвата
- 4 009821
Рецептуры жидкости, освобождающей от прихвата, использованной в испытаниях по АНИ выше, приведены в следующей таблице:
| 5-2516А | Пропоксилропанол | 100% |
| 3-2516В | Бутилцеллозольв | 50% |
| Бутилкарбитол | 50% | |
| 3-2516С | Пропоксипропанол | 95% |
| Алкатердж Т-ГУ (Ангус) | 5% | |
| 3-2516Ώ | Пропоксипропанол | 95% |
| Зиг£оп1с Ν-150 | 5% | |
| 5-2516Е | Пропоксипрспанол | 95% |
| Зиг£оп1с Ν-150 | 5% | |
| 5-2516Р | Пропоксипропанол | 30% |
| Этиленгликоль | 20% | |
| 3-25160 | Гликолевый эфир ацетата (Дованол РИА) | 100% |
| 5-2516Ή | Полиэфирполиол | 50% |
| Пропоксипропанол | 25% | |
| 10 16-18 | 25% | |
| 5-25161 | Трипропиленгликолевый η-бутиловый эфир | ιοο% |
| 5-2516Д | Дипропиленгликолевый п-бутиловый эфир | 100% |
| 3-2516К | Рхре Ьах | 100% |
| 5-2516Ь | Трипролиленгликолевый η-бутиловый эфир, остатки от разгонки | 100% |
После обзора приведенных выше данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептуры определенной жидкости, освобождающей от прихвата, делают лучшую работу по разрушению фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины и созданию возможности поглощения промывочной жидкости, чем другие. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и давать возможность выравнивать перепад давлений, является важной для освобождения бурильной колонны.
Пример 2. Поглощение промывочной жидкости по стандарту АНИ было измерено для традиционной фильтрационной корки бурового раствора на углеводородной основе на стенках скважины перед добавкой разнообразных жидкостей, освобождающих от прихвата, имеющих рецептуру в соответствии с настоящим описанием, и после добавки.
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытании по поглощению промывочной жидкости по АНИ, приведена ниже:
Поглощение промывочной жидкости, измеренное по АНИ, составляло приблизительно 6 мл за 67 мин с использованием этой рецептуры бурового раствора на фильтр-прессе АНИ.
Вышеупомянутый буровой раствор тщательно сливался с фильтр-пресса АНИ, и добавлялась следующая жидкость, освобождающая от прихвата.
| Пропоксипропанол ЕМ1-56Э (огранофильная глина, продаваемая М-Ι Ь.Ь.С.) | 200 г 20 г |
Поглощение промывочной жидкости по АНИ измерялось на регулярной основе в течение 45 мин, в следующей таблице приведены примерные результаты.
Измерения поглощения промывочной жидкости по АНИ в мл @ 100 фунтов на квадратный дюйм после добавки жидкости, освобождающей от прихвата, А
- 5 009821
| Время, минуты | |||||||||||||
| 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 15 | 20 | 25 | 30 | 35 | 40 | 45 |
| 2,2 | 2,6 | 3 | 3,4 | 3,8 | 4,2 | 4,5 | 6,2 | 7,6 | 9,8 | 13 | 17 | 23 | 31 |
После обзора приведенных выше данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и создает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дать возможность выравнивать перепад давлений, является важной для освобождения бурильной колонны.
Пример 3. Поглощение промывочной жидкости в условиях высокой температуры, высокого давления (НТНР) было измерено для имеющей традиционную рецептуру промывочной жидкости на углеводородной основе с использованием стандартных и хорошо известных способов. Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено по объему жидкости, который проходил через фильтрационную корку бурового раствора при 500 фунтов на квадратный дюйм и 150°Р. Фильтрационная корка бурового раствора наращивалась на керамическом фильтровальном диске 10 мкм, в котором при отсутствии фильтрационной корки бурового раствора жидкость без твердых частиц имеет возможность легко проходить через диск.
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытаниях при НТНР, приведена ниже:
Поглощение промывочной жидкости приблизительно 8 мл за 55 мин наблюдалось при этой рецептуре бурового раствора при НТНР на фильтр-прессе (корка строительного раствора).
Вышеупомянутый буровой раствор был тщательно слит с фильтр-пресса АНИ, и следующая жидкость, освобождающая от прихвата, была добавлена.
| Пропоксипропанол ΕΜΙ-569 | 200 г 20 г |
Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено на регулярной основе в продолжение периода 20 мин, в следующей таблице приведены примерные результаты:
Поглощение промывочной жидкости при НТНР в мл @ 500 фунтов на квадратный дюйм, @ 150°Р с использованием керамического фильтровального диска 10 мкм после добавки жидкости, освобождающей от прихвата.
| Время, минуты | ||||||
| 5 | 10 | 12 | 14 | 16 | 18 | 20 |
| 3 | 9,2 | 12 | 15 | 18,5 | 22 | 25 |
После обзора приведенных выше данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и давать возможность выравнивать перепад давлений, является важной для освобождения бурильной колонны.
Пример 4. Поглощение промывочной жидкости в условиях высокой температуры, высокого давления (НТНР) было измерено для имеющей традиционную рецептуру промывочной жидкости на углеводородной основе с использованием стандартных и хорошо известных способов. Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено по объему жидкости, который проходил через фильтрационную корку бурового раствора при 500 фунтов на квадратный дюйм и 150°Р. Фильтрационная корка бурового раствора наращивалась на керамическом фильтровальном диске 10 мкм, в котором при отсутствии фильтрационной корки бурового раствора жидкость без твердых частиц имеет возможность легко проходить через диск.
- 6 009821
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытаниях при НТНР, приведена ниже:
Поглощение промывочной жидкости приблизительно 8 мл за 71 мин наблюдалось при этой рецептуре бурового раствора при НТНР на фильтр-прессе (корка строительного раствора).
Вышеупомянутый буровой раствор был тщательно слит с фильтр-пресса АНИ, и следующая жидкость, освобождающая от прихвата, была добавлена.
| Пропоксипропанол Диэтиленгликоль (ЭЕС) ЫаВг | 255 г 200 г 55 г |
Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено на регулярной основе в течение 20 мин, в следующей таблице приведены примерные результаты:
Поглощение промывочной жидкости при НТНР в мл @ 500 фунтов на квадратный дюйм, @ 150°Р с использованием керамического фильтровального диска 10 мкм после добавки жидкости, освобождающей от прихвата
| 5 | 10 | 20 | 25 | 30 | 35 | 40 | 45 | 50 | 55 | 60 |
| 10 | 18 | 33 | 38,5 | 41 | 43 | 45 | 45,5 | 49 | 49, 5 | 50 |
После обзора приведенных выше данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и давать возможность выравнивать перепад давлений, является важной для освобождения бурильной колонны.
Пример 5. Проведено испытание для того, чтобы определить, вызывает ли добавка жидкости, освобождающей от прихвата, вредные проблемы, при добавлении к промысловому буровому раствору на основе дизельного топлива, чтобы освободить прихваченную трубу. Имеющий традиционную рецептуру промысловый буровой раствор на основе дизельного топлива имел рецептуру и показал следующие свойства:
| Свойства бурового раствора | Значение |
| Вес бурового раствора, фунтов на галлон | 12,3 |
| Реологическая температура, °Р | 150 |
| 600 об/мин | 50 |
| 300 об/мин | 29 |
| 200 об/мин | 19 |
| 100 об/мин | 12 |
| 6 об/мин | 6 |
| 3 об/мин | 6 |
| РУ, сантипуаз | 21 |
| ΥΡ, фунтов/100 футов2 | 8 |
| 10 секундный гель | 15 |
| 10 минутный гель | 29 |
| НТНР @ ЗОО’Г, мл | 2,8 |
| Е. 5., Вольты | 587 |
| Избыток известняка, фунтов на баррель | 3,88 |
| Твердые частицы, % по объему | 19,0 |
| Углеводороды, % по объему | 63,5 |
| Вода, % по объему | 17,5 |
| Отношение углеводороды/вода | 78,4/21,6 |
Рецептуры жидкостей, освобождающих от прихвата, использованных в этом испытании, приведены
- 7 009821 в следующей таблице:
| Жидкость, освобождающая от прихвата, А | Пропоксипропанол | 255 г |
| Диэтиленгликоль | 200 г | |
| ИаВг | 55 г | |
| Жидкость, освобождающая от прихвата, В | Пропоксипропанол | 100¾ |
Измерения электрической стабильности (ЕЗ) проводились на исходном буровом растворе и на исходном буровом растворе после того, как были добавлены различные концентрации жидкости, освобождающей от прихвата, А, и жидкости, освобождающей от прихвата, В. Электрическая стабильность представляет собой стандартный метод, используемый, чтобы измерить относительную устойчивость буровых растворов на углеводородной основе. При испытаниях измеряется напряжение, требуемое, чтобы разрушить эмульсию между электродами стандартной конфигурации. Такие испытания должны быть хорошо известны специалисту в области техники рецептуры промывочной жидкости и испытаний. Измерения электрической стабильности были проведены на образцах, содержащих 1, 2, 3, 4 и 5% по объему испытанной жидкости, освобождающей от прихвата. Следующая таблица представляет собой примерные данные:
| 1% | 2% | 3% | 4% | 5% | |
| Исходный (Е£> = 530) | - | - | - | - | - |
| Жидкость, освобождающая от прихвата, А | 565 | 524 | 507 | 521 | 579 |
| Жидкость, освобождающая от прихвата, В | 516 | 537 | 585 | 606 | 800 |
В дополнение к проведенным выше испытаниям, проба промывочной жидкости, содержащей 5% объемные концентрации жидкостей, освобождающих от прихвата, от исходного промыслового бурового раствора, была измерена по реологии и ЕЗ в начале и после термостарения в течение 16 ч @ 150°Е. В следующих таблицах приведены примерные данные:
Начало - Реология @ 120°Е
| 600/300 | 200/100 | 6/3 | Юсек/ 10 мин | Ρν/ΥΡ | ΕΞ | |
| Исходный | 58/33 | 24/15 | 6/6 | 16/34 | 25/8 | 530 |
| 5% жидкости, освобождающей от прихвата, А | 50/27 | 19/11 | 5/5 | 15/38 | 23/4 | 579 |
| 5% жидкости, освобождающей от прихвата, В | 53/28 | 19/11 | 5/5 | 15/37 | 25/3 | 800 |
Термостарение @ 150°Е - 16 ч - Реология @ 120°Е
| 600/300 | 200/100 | 6/3 | Юсек/ Ю мин | ₽ν/ΥΡ | ЕЗ | |
| Исходный | 52/30 | 22/14 | 6/6 | 13/46 | 22/8 | 848 |
| 5% ЖИДКОСТИ, освобождающей от прихвата, А | 49/29 | 21/13 | 5/4 | 12/36 | 20/9 | 525 |
| 5% жидкости, освобождающе й от прихвата, В | 50/26 | 19/12 | 6/5 | 12/35 | 24/2 | 702 |
После обзора приведенных выше примерных данных, специалист в этой области техники должен оценить, что здесь нет больших изменений в реологии и ЕЗ (электрической стабильности) бурового раствора после добавки жидкости, освобождающей от прихвата. Специалист в этой области техники должен понять, что две рецептуры жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, являются сравнимыми с испытанным промысловым буровым раствором.
Пример 6. Проведено испытание для того, чтобы определить, вызывает ли добавка жидкости, освобождающей от прихвата, проблемы, когда она добавляется к синтетическому промысловому буровому раствору на углеводородной основе, чтобы освободить прихваченную бурильную трубу. Имеющий традиционную рецептуру синтетический промысловый буровой раствор на углеводородной основе имеет следующие свойства:
- 8 009821
Свойства бурового раствора
| Вес бурового раствора,· фунтов на галлон | 15,61 |
| Твердые частицы, % по объему | 33,5 |
| Синтетические материалы, % по объему | 54,5 |
| Вода, % по объему | 12,0 |
| Отношение синтетические материалы/вода | 82,0/18,0 |
| Избыток известняка, фунтов на баррель | 6,09 |
| НТНР @ 300°Р, мл | 3,0 |
| Е.3., Вольты | 979 |
| Реологическая температура, °Р | 80 | 120 | 150 |
| 600 об/мин | 175 | 118 | 90 |
| 300 об/мин | 103 | 70 | 54 |
| 200 об/мин | 76 | 53 | 41 |
| 100 об/мин | 48 | 35 | 27 |
| 6 об/мин | 14 | 12 | 10 |
| 3 об/мин | 13 | 11 | 9 |
| РУ, сантипуаз | 72 | 48 | 36 |
| ΥΡ, фунтов/100 футов2 | 31 | 22 | 18 |
| 10 секундный гель | 17 | 15 | 12 |
| 10 минутный гель | 30 | 24 | 19 |
Рецептуры жидкостей, освобождающих от прихвата, использованных в этом испытании, приведены в следующей таблице:
| Жидкость, освобождающая от прихвата, А | Пропоксипропанол | 255 г |
| Диэтиленгликоль | 200 г | |
| ЫаВг | 55 г | |
| Жидкость, освобождающая от прихвата, В | Пропоксипропанол | 100¾ |
Проба промывочной жидкости, содержащая 5% объемные концентрации жидкостей, освобождающих от прихвата, от исходного промыслового бурового раствора, была измерена по реологии и Е8 в начале и после термостарения в течение 16 ч @ 150°Е. В следующих таблицах приведены примерные данные:
Начало - Реология @ 120°Е
| 600/300 | 200/100 | 6/3 | Юсек/ 10 мин | ρν/γρ | ЕЗ | |
| Исходный | 115/67 | 51/34 | 12/12 | 16/25 | 48/19 | 1050 |
| 5% жидкости, освобождающей от прихвата, А | 100/56 | 42/26 | 7/6 | 8/15 | 44/12 | 610 |
| 5% жидкости, освобождающей от прихвата, В | 84/48 | 35/21 | 6/5 | 8/13 | 36/12 | 453 |
Термостарение @ 150°Е - 16 ч - Реология @ 120°Е
| 600/300 | 200/100 | 6/3 | Юсек/ 10 мин | Ρν/ΥΡ | ЕЗ | |
| Исходный | 110/64 | 49/32 | 13/11 | 15/25 | 46/18 | 1048 |
| 5% жидкости, освобождающей от прихвата, А | 92/51 | 37/23 | 6/5 | 8/14 | 41/10 | 321 |
| 5¾ жидкости, освобождающей от прихвата, В | 83/46 | 33/20 | 5/5 | 8/13 | 37/9 | 337 |
С точки зрения приведенных выше результатов, специалист в этой области техники оценит, что здесь нет больших изменений в реологии и Е8 (электрической стабильности) бурового раствора после добавок жидкости, освобождающей от прихвата. Специалист в этой области техники должен оценить, что две рецептуры жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, являются сравнимыми с испытанным промысловым буровым раствором.
- 9 009821
Пример 7. Поглощение промывочной жидкости по стандарту АНИ было измерено для традиционной фильтрационной корки бурового раствора на углеводородной основе на стенках скважины перед добавкой жидкости, освобождающей от прихвата, с рецептурой в соответствии с настоящим описанием, и после добавки.
Следующая рецептура, использованная в испытании по поглощению промывочной жидкости по АНИ, приведена ниже:
| РУО лабораторного приготовления | |
| 10 16-18 | 181,58 г |
| СаС12 | 30,34 г |
| УегзамеЬ | 3 г |
| УегзасоаЕ | 2 г |
| УС Р1из | 4 р |
| Известняк | 4 г |
| Вода | 84,95 г |
| Барит | 196,14 г |
После периода примерно 90 мин вышеупомянутый буровой раствор был тщательно слит с фильтрпресса АНИ, и следующая жидкость, освобождающая от прихвата, была добавлена:
| Бутилкарбитол | 93% по весу |
| να Зиргете (органофильная глина) | 7% по весу |
Поглощенная промывочная жидкость затем собиралась и измерялась по окончании времени. Графическое представление примерных данных приведено на фиг. 1.
После обзора вышеупомянутых данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и давать возможность уравнять перепад давлений, важна для освобождения от прихвата бурильной колонны.
Пример 8. Поглощение промывочной жидкости при высокой температуре и высоком давлении (НТНР) было измерено для традиционной рецептуры промывочной жидкости на углеводородной основе с использованием стандартных и хорошо известных способов. Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено по объему жидкости, которая прошла через фильтрационную корку бурового раствора при 500 фунтов на квадратный дюйм и 150°Р. Фильтрационная корка бурового раствора наращивалась на керамическом фильтровальном диске 10 мкм, в котором отсутствие фильтровальной корки бурового раствора дало возможность жидкости, свободной от твердых частиц, легко проходить через диск.
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытании по поглощению промывочной жидкости при НТНР, приведена ниже:
| РУО лабораторного приготовления | |
| 10 16-18 | 181,58 г |
| СаС12 | 30,34 г |
| УегзамеЬ. | 3 г |
| УегзасоаР | 2 г |
| УС Р1из | 4 г |
| Известняк | 4 г |
| Вода | 84,95 г |
| Барит | 196,14 г |
После периода приблизительно 90 мин, вышеупомянутый буровой раствор был тщательно слит с фильтр-пресса АНИ, и следующая жидкость, освобождающая от прихвата, была добавлена:
| Бутилкарбитол | 93% по весу |
| УС Зиргете (органофильная глина) | 7% по весу |
Поглощенная промывочная жидкость затем собиралась и измерялась по окончанию времени. Графическое представление примерных данных приведено на фиг. 2.
После обзора вышеупомянутых данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку
- 10 009821 бурового раствора на стенках скважины и давать возможность уравнять перепад давлений, важна для освобождения бурильной колонны.
С точки зрения приведенного выше описания, специалист в этой области техники должен понять, что один аспект заявленного предмета изобретения включает способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, использующий неводную промывочную жидкость. Иллюстративный способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с гомогенным составом добавки на не эмульсионной основе, эффективным в снижении давления в кольцевом пространстве, действующего от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и освобождение прихваченной бурильной колонны, причем состав добавки имеет такую рецептуру, чтобы включать общий растворитель и загуститель. В одном иллюстративном варианте осуществления общий растворитель представляет собой гликоль от С2 до С22 или гликолевый эфир от С2 до С22, либо смеси, либо сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно и предпочтительно, общий растворитель может быть выбран из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцеллозольва, бутилкарбитола и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Дальнейший иллюстративный вариант осуществления описываемого предмета изобретения включает состав жидкости, освобождающей от прихвата, который дополнительно включает твердый утяжелитель, предпочтительно твердый утяжелитель выбирают из группы галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель может быть выбран из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Как дальнейшая иллюстративная альтернатива, состав жидкости, освобождающей от прихвата, может включать не образующий эмульсию утяжелитель, такой как гомогенная смесь, содержащая растворимую соль гликоля и гликоль.
Настоящее описание и заявленный предмет изобретения также охватывают способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, пробуренной с неводной промывочной жидкостью, причем способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с составом добавки на не эмульсионной основе, эффективным в уменьшении давления в кольцевом пространстве, действующего от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и за счет этого освобождение прихваченной бурильной колонны. В настоящем иллюстративном варианте осуществления, состав добавки имеет такую рецептуру, чтобы включать общий растворитель и утяжелитель. Как описано ранее, общий растворитель может представлять собой гликоль от С2 до С22 или гликолевый эфир от С2 до С22 и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. В одном предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления, общий растворитель выбирают из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцеллозольва, бутилкарбитола и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Утяжелитель, используемый в одном иллюстративном варианте осуществления, представляет собой предпочтительно твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель выбирают из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Также необходимо оценить, что иллюстративный способ может также включать утяжелитель, то есть не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления, такой утяжелитель представляет собой гомогенную смесь диэтиленгликоля и соли галогенида щелочного металла. Иллюстративная жидкость, освобождающая от прихвата, может по выбору включать загуститель, предпочтительно органофильную глину.
Альтернативно, заявленный предмет изобретения включает способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, которая была пробурена с неводной промывочной жидкостью. Иллюстративный способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с составом жидкости, освобождающей от прихвата, который является эффективным в уменьшении давления в кольцевом пространстве, действующего от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и за счет этого освобождение прихваченной бурильной колонны. Состав жидкости, освобождающей от прихвата, в настоящем иллюстративном варианте осуществления имеет такую рецептуру, чтобы включать общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцеллозольва,
- 11 009821 бутилкарбитола и смесей и сочетаний этих и подобных соединений; загуститель и утяжелитель. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления загуститель представляет собой органофильную глину или другой подобный загуститель, используемый в строительной реологии в маслянистых жидкостях. Использованный утяжелитель может быть выбран из различных твердых утяжелителей, включая галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель выбирают из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Также необходимо оценить, что иллюстративный способ может также включать утяжелитель, то есть не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления, такой утяжелитель представляет собой гомогенную смесь диэтиленгликоля и соли галогенида щелочного металла. Иллюстративная жидкость, освобождающая от прихвата, может по выбору включать загуститель, предпочтительно органофильную глину.
В то время как заявленный предмет изобретения был описан касательно ограниченного числа вариантов осуществления, специалист в этой области техники поймет, что могут быть реализованы другие варианты осуществления, которые не выходят из объема изобретения, как он описан здесь. Соответственно, объем заявленного изобретения должен быть ограничен только прилагаемыми пунктами формулы изобретения.
Claims (25)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой на неэмульсионной основе, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С2-С22 гликолей, и загуститель.
- 2. Способ по п.1, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгликоль либо их смеси.
- 3. Способ по п.1, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль.
- 4. Способ по п.1, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.
- 5. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.
- 6. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.
- 7. Способ по п.1, в котором состав включает не образующий эмульсию утяжелитель, содержащий растворимую соль гликоля и гликоль.
- 8. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой на неэмульсионной основе, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С2-С22 гликолей, и утяжелитель.
- 9. Способ по п.8, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгликоль.
- 10. Способ по п.8, в котором добавка дополнительно содержит загуститель.
- 11. Способ по п.10, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.
- 12. Способ по п.8, в котором утяжелитель представляет собой твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.
- 13. Способ по п.8, в котором утяжелитель выбирают из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.
- 14. Способ по п.8, в котором утяжелитель представляет собой не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль.- 12 009821
- 15. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из этиленгликоля, диэтиленгликоля и их смесей и сочетаний, загуститель и утяжелитель.
- 16. Способ по п.15, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.
- 17. Способ по п.15, в котором утяжелитель представляет собой твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.
- 18. Способ по п.15, в котором утяжелитель выбирают из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.
- 19. Способ по п.15, в котором утяжелитель представляет собой не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль.
- 20. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С2-С22 гликолей, и загуститель, причем загуститель представляет собой органофильную глину.
- 21. Способ по п.20, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгликоль либо их смеси.
- 22. Способ по п.20, где состав дополнительно включает утяжелитель.
- 23. Способ по п.20, в котором состав дополнительно содержит твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.
- 24. Способ по п.20, в котором состав дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы: сульфат бария, оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.
- 25. Способ по п.20, в котором состав включает не образующий эмульсию утяжелитель, содержащий растворимую соль гликоля и гликоль.Измерения поглощения промывочной жидкости по АНИ,РУО лабораторного приготовления
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US56548804P | 2004-04-26 | 2004-04-26 | |
| US11/111,029 US7211549B2 (en) | 2004-04-26 | 2005-04-21 | Spotting fluid for use with oil-based muds and method of use |
| PCT/US2005/013824 WO2005104701A2 (en) | 2004-04-26 | 2005-04-21 | Spotting fluid for use with oil-based muds and method of use |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200601990A1 EA200601990A1 (ru) | 2007-02-27 |
| EA009821B1 true EA009821B1 (ru) | 2008-04-28 |
Family
ID=35137223
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200601990A EA009821B1 (ru) | 2004-04-26 | 2005-04-21 | Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7211549B2 (ru) |
| EP (1) | EP1756394B1 (ru) |
| AT (1) | ATE530616T1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0510307A8 (ru) |
| CA (1) | CA2564621C (ru) |
| EA (1) | EA009821B1 (ru) |
| MX (1) | MXPA06012337A (ru) |
| NO (1) | NO20065361L (ru) |
| WO (1) | WO2005104701A2 (ru) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7036588B2 (en) * | 2003-09-09 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising starch and ceramic particulate bridging agents and methods of using these fluids to provide fluid loss control |
| US8091644B2 (en) * | 2004-09-03 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsion or in-situ microemulsion for releasing stuck pipe |
| US8210263B2 (en) * | 2007-07-03 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Method for changing the wettability of rock formations |
| US8895476B2 (en) | 2011-03-08 | 2014-11-25 | Tetra Technologies, Inc. | Thermal insulating fluids |
| US10336850B2 (en) | 2015-02-23 | 2019-07-02 | Hallibunon Energy Services, Inc. | Methods of use for crosslinked polymer compositions in subterranean formation operations |
| BR112017015670A2 (pt) | 2015-02-23 | 2018-03-13 | Halliburton Energy Services Inc | polímero reticulado, método e sistema |
| CA2973692C (en) | 2015-02-23 | 2019-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinked polymer compositions with two crosslinkers for use in subterranean formation operations |
| BR112017015034A2 (pt) | 2015-02-23 | 2018-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | polímero reticulado |
| WO2017136675A1 (en) | 2016-02-05 | 2017-08-10 | Saudi Arabian Oil Company | Terpene-based spotting fluid compositions for differential sticking |
| US11131144B1 (en) | 2020-04-02 | 2021-09-28 | Saudi Arabian Oil Company | Rotary dynamic system for downhole assemblies |
| US11319777B2 (en) | 2020-04-02 | 2022-05-03 | Saudi Arabian Oil Company | Extended surface system with helical reamers |
| US11306555B2 (en) | 2020-04-02 | 2022-04-19 | Saudi Arabian Oil Company | Drill pipe with dissolvable layer |
| CN114075428A (zh) * | 2020-08-12 | 2022-02-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种盐层解卡液以及盐层卡钻的解卡方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4230587A (en) * | 1978-12-26 | 1980-10-28 | Texaco Inc. | Additive composition for release of stuck drill pipe |
| US4614235A (en) * | 1985-04-15 | 1986-09-30 | Exxon Chemical Patents Inc. | Use of mono and polyalkylene glycol ethers as agents for the release of differentially stuck drill pipe |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4466486A (en) | 1983-04-11 | 1984-08-21 | Texaco Inc. | Method for releasing stuck drill pipe |
| US4494610A (en) | 1983-04-11 | 1985-01-22 | Texaco Inc. | Method for releasing stuck drill pipe |
| US4631136A (en) | 1985-02-15 | 1986-12-23 | Jones Iii Reed W | Non-polluting non-toxic drilling fluid compositions and method of preparation |
| DE3801476A1 (de) | 1988-01-20 | 1989-08-03 | Henkel Kgaa | Zusammensetzungen zur befreiung festgesetzter bohrgestaenge |
| US5189012A (en) | 1990-03-30 | 1993-02-23 | M-I Drilling Fluids Company | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid |
| US5247992A (en) | 1990-05-07 | 1993-09-28 | Robert Lockhart | Fluid for releasing stuck drill pipe |
| US5141920A (en) | 1990-06-11 | 1992-08-25 | Baker Hughes Incorporated | Hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations |
| US5120708A (en) | 1991-03-06 | 1992-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Non-poluting anti-stick water-base drilling fluid modifier and method of use |
| GB2277759B (en) | 1993-05-07 | 1997-03-26 | Pumptech Nv | Additives for water-based drilling fluid |
| DE9320283U1 (de) | 1993-06-04 | 1994-05-19 | Kamax-Werke Rudolf Kellermann Gmbh & Co Kg, 37520 Osterode | Preßpaßverbindungselement, insbesondere Radbolzen |
| GB2301609B (en) | 1994-04-05 | 1997-11-05 | Baker Hughes Inc | Glycol and glycol ether lubricants and spotting fluids |
| US6148917A (en) | 1998-07-24 | 2000-11-21 | Actisystems, Inc. | Method of releasing stuck pipe or tools and spotting fluids therefor |
| US6267186B1 (en) | 1999-06-14 | 2001-07-31 | Spectral, Inc. | Spotting fluid and method of treating a stuck pipe |
| US6315042B1 (en) | 2000-07-26 | 2001-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-based settable spotting fluid |
| US6435276B1 (en) | 2001-01-10 | 2002-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spotting fluid for differential sticking |
-
2005
- 2005-04-21 US US11/111,029 patent/US7211549B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-04-21 MX MXPA06012337A patent/MXPA06012337A/es active IP Right Grant
- 2005-04-21 BR BRPI0510307A patent/BRPI0510307A8/pt not_active Application Discontinuation
- 2005-04-21 WO PCT/US2005/013824 patent/WO2005104701A2/en not_active Ceased
- 2005-04-21 AT AT05738384T patent/ATE530616T1/de not_active IP Right Cessation
- 2005-04-21 CA CA2564621A patent/CA2564621C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-04-21 EP EP05738384A patent/EP1756394B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2005-04-21 EA EA200601990A patent/EA009821B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-11-22 NO NO20065361A patent/NO20065361L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4230587A (en) * | 1978-12-26 | 1980-10-28 | Texaco Inc. | Additive composition for release of stuck drill pipe |
| US4614235A (en) * | 1985-04-15 | 1986-09-30 | Exxon Chemical Patents Inc. | Use of mono and polyalkylene glycol ethers as agents for the release of differentially stuck drill pipe |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2005104701A3 (en) | 2006-09-28 |
| EP1756394B1 (en) | 2011-10-26 |
| CA2564621A1 (en) | 2005-11-10 |
| CA2564621C (en) | 2011-06-28 |
| ATE530616T1 (de) | 2011-11-15 |
| WO2005104701A2 (en) | 2005-11-10 |
| US7211549B2 (en) | 2007-05-01 |
| US20050239664A1 (en) | 2005-10-27 |
| EP1756394A4 (en) | 2009-03-25 |
| EP1756394A2 (en) | 2007-02-28 |
| BRPI0510307A8 (pt) | 2016-05-10 |
| MXPA06012337A (es) | 2007-01-31 |
| NO20065361L (no) | 2006-11-23 |
| EA200601990A1 (ru) | 2007-02-27 |
| BRPI0510307A (pt) | 2007-10-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101171319B (zh) | 在固井（cementing）之前清洁井身的方法和组合物 | |
| US7044222B2 (en) | Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same | |
| EA009821B1 (ru) | Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта | |
| US11286412B2 (en) | Water-based drilling fluid compositions and methods for drilling subterranean wells | |
| US10767097B2 (en) | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty diol rheology modifiers | |
| US10487258B2 (en) | Synthetic polymer based fluid loss pill | |
| US6686323B2 (en) | Surfactant compositions for well cleaning | |
| Carbajal et al. | Combining proven anti-sag technologies for HPHT north sea applications: clay-free oil-based fluid and synthetic, sub-micron weight material | |
| Quintero et al. | Advanced microemulsion cleaner fluid applications in deepwater wells | |
| US3688845A (en) | Well cementing method employing an oil base preflush | |
| US11535787B2 (en) | Spacer fluids and methods for cementing a casing in a wellbore | |
| US20160160110A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| Mansour et al. | An experimental study on examining the outcome of including surfactant to cement spacer design on mud removal efficiency and bonding of cement with formation | |
| Deshpande et al. | Selection and Optimization of Spacer Surfactants for Enhanced Shear-Bond Strength | |
| Wagle et al. | Design, qualification and field deployment of low ECD organoclay-free invert emulsion drilling fluids | |
| Longeron et al. | Drilling fluids filtration and permeability impairment: performance evaluation of various mud formulations | |
| US11359125B2 (en) | Invert-emulsion drilling fluids and methods for reducing lost circulation in a subterranean formation using the invert-emulsion drilling fluids | |
| US10927284B2 (en) | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty amine rheology modifiers | |
| Ihenacho et al. | 50/50 oil-water ratio invert emulsion drilling mud using vegetable oil as continuous phase | |
| US2222949A (en) | Nonaqueous drilling fluid | |
| Santos et al. | Experimental evaluation of the impact of oil-based mud residuals on cement-formation bonding strength | |
| Serpen | Use of sepiolite clay and other minerals for developing geothermal drilling fluids | |
| WO2019136328A1 (en) | Invert emulsion gravel packing fluid for alternate path technology | |
| Osode et al. | Formation damage evaluation of drill-in fluid lubricant products for optimized production in low-permeability gas reservoir | |
| Al-Menhali et al. | Innovative Scouring Spacer Applied in Liners Cementation Enhanced Zonal & Cement Bond Logs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |