EA000357B1 - Способ улучшения свойств жидкости для бурения скважин, способ улучшения смазывающих свойств буровой жидкости для бурения скважин, способ снижения вращающего момента и гидродинамического сопротивления при вращении, поднятии или опускании бурильной трубы, способ контролирования потерь буровой жидкости из нефтяной нисходящей буровой скважины - Google Patents
Способ улучшения свойств жидкости для бурения скважин, способ улучшения смазывающих свойств буровой жидкости для бурения скважин, способ снижения вращающего момента и гидродинамического сопротивления при вращении, поднятии или опускании бурильной трубы, способ контролирования потерь буровой жидкости из нефтяной нисходящей буровой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA000357B1 EA000357B1 EA199800570A EA199800570A EA000357B1 EA 000357 B1 EA000357 B1 EA 000357B1 EA 199800570 A EA199800570 A EA 199800570A EA 199800570 A EA199800570 A EA 199800570A EA 000357 B1 EA000357 B1 EA 000357B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- carbon particles
- drilling fluid
- graphite
- graphitic carbon
- elastic
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 115
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 98
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 83
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 title claims abstract description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 248
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 129
- 239000010439 graphite Substances 0.000 claims abstract description 129
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 127
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 119
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 8
- 238000005087 graphitization Methods 0.000 claims description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 abstract description 11
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 25
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 14
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 13
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 13
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 10
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 239000002008 calcined petroleum coke Substances 0.000 description 6
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 4
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 4
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 4
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 3
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 229910021383 artificial graphite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920003043 Cellulose fiber Polymers 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000032544 Cicatrix Diseases 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 239000011329 calcined coke Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000004040 coloring Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 231100000241 scar Toxicity 0.000 description 1
- 230000037387 scars Effects 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003039 volatile agent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 230000004584 weight gain Effects 0.000 description 1
- 235000019786 weight gain Nutrition 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- 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
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- 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
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
-
- 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
- Y10S507/91—Earth boring fluid devoid of discrete aqueous phase
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Manufacture Of Alloys Or Alloy Compounds (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Description
Данная заявка претендует на приоритет по ранее поданной заявке US № 60/008653, поданной 15 декабря 1995 г.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу предотвращения или контролирования потерь жидкостей для бурения скважин при проходке подземных горных пластов буровым долотом при одновременном уменьшении сил трения и износа в процессе бурения. Более конкретно, настоящее изобретение относится к использованию для этих целей упругих частиц углерода в виде графита определенного размера.
Уровень техники
Буровые жидкости, называемые также буровыми растворами, используют при бурении скважин с целью вынесения на поверхность вскрытых при бурении фрагментов горных пород и создания в буровой скважине гидростатического давления. Они также выполняют функцию смазки для буровой установки. Однако, во многих случаях поры и трещины подземных горных пластов могут приводить к проникновению буровой жидкости из нисходящей скважины в окружающие горные пласты. Это может серьезно повредить процессу бурения и снизить его экономичность ввиду потерь дорогостоящей буровой жидкости.
Известен ряд добавок для буровых жидкостей, которые используют для контролирования и предотвращения потерь буровой жидкости в подземные пласты в процессе бурения скважины. Например, в патенте US 4957174, выданным Whitfill et al , описан процесс корректирования поглощения бурового раствора посредством введения в буровую жидкость добавок частиц кальцинированного нефтяного кокса. Нефтяной кокс представляет собой побочный продукт процесса очистки нефти. Его кальцинируют нагреванием до температуры, при которой происходит удаление летучих компонентов. При надлежащей калибровке размера этот материал закупоривает щели и трещины через которые в противном случае происходит просачивание буровой жидкости. Однако, кальцинированный нефтяной кокс не обладает упругостью и является довольно абразивным.
В патенте US 5018020 описан процесс образования и развития трещин в процессе бурения посредством введения в бурильную жидкость частиц размером 250-600 мкм
В патенте US 521 1250, выданным Kubena et. al., описывается способ, в котором для стабилизации песчаника используют водорастворимые полимеры соли калия в качестве стабилизатора и частицы размером 75-1400 мкм. Одними из специфических частиц являются частицы кальцинированного нефтяного кокса.
В качестве добавки в буровую жидкость, способствующей предотвращению поглощения бурового раствора, используют также порошкообразный графит. Однако, несмотря на длительное использование и приемлемость, сухой порошок графитовой смазки имеет ограниченный успех при диспергировании в буровой жидкости по нескольким причинам. Наиболее частым противопоказанием для использования порошкообразного графита является то, что он плохо поддается испытанию по сравнению со смазкой на органической основе при использовании стандартных приборов для измерения смазывающей способности масел, таких как Falex Friction и Wear Tester или the Baroid Lubricity Meter. Таблица 1 взята из работы Mondshine, 1970 г. по изучению вращающего момента репера, гидродинамического сопротивления и смазывающей способности, показывает, что графит не снижает коэффициента трения по сравнению с рядом других добавок при сопоставимых условиях испытаний.
Кроме того, другим недостатком графита является тенденция графита, введенного в качестве добавки в жидкостную систему, всплывать на поверхность буровой скважины и агломерировать в виде черной пленки и/или устойчивой пены. Аккумулирование небольших количеств неочищенного масла, собранного жидкостью в процессе бурения, еще более осложняет эту проблему. Это свойство и поведение графита в бурильных жидкостях является обычным и хорошо известным специалистам в данной области. Таким образом, в качестве смазки, предназначенной для снижения трения, любой графит, плавающий на поверхности буровой скважины, не может быть захвачен насосом при всасывании и направлен обратно в буровую скважину без усилий интенсивного смешения и значительных трудозатрат персонала, обслуживающего буровую установку.
Таблица 1. Результаты лабораторных испытаний смазывающей способности буровой жидкости с добавкой графита в воду и в две буровые жидкости на водной основе
| Смазка | Концентрация, кг/м3 * | Коэффициент смазывающей способности | ||
| Вода | Жидкость A+ | Жидкость В+ | ||
| Отсутствие | 0,36 | 0,44 | 0,23 | |
| Дизельное масло | 0,1 | 0,23 | ||
| Асфальт | 22,8 | 0,23 | ||
| Асфальт и дизельное масло | 22,8 | |||
| 0,1 | 0,23 | 0,38 | 0,23 | |
| Графит | 22,8 | 0,36 | 0,4 | 0,23 |
| Графит и дизельное масло | 22,8 | |||
| 0,1 | 0,23 | 0,4 | 0,23 | |
| Сульфинированная жирная кислота | 11,4 | 0,17 | 0,12 | 0,17 |
| Жирная кислота | 1 1,4 | 0,07 | 0,14 | 0,17 |
| Жирный спирт | 5,7 | 0,16 | 0,40 | 0,23 |
| Мыло тяжелых металлов | 5,7 | 0,28 | 0,40 | 0,23 |
| Алкилат тяжелого металла | 11,4 | 0,17 | 0,36 | 0,23 |
| Нефтяной сульфонат | 11,4 | 0,17 | 0,32 | 0,23 |
| Моющее вещество для бурового раствора, brand X | 11,4 | 0,11 | 0,32 | 0,23 |
| Моющее вещество для бурового цаствора, brand Y | 11,4 | 0,23 | 0,32 | 0,23 |
| Моющее вещество для бурового раствора, brand Z | 11,4 | 0,1 5 | 0,38 | 0,23 |
| Силикат | 11,4 | 0,15 | 0,38 | 0,23 |
| Коммерческое моющее вещество | 11,4 | 0,25 | 0,38 | 0,25 |
| Хлорированный парафин | 1 1,4 | 0,16 | 0,40 | 0,24 |
| Смесь модифицированных триглицеридов и спиртов | 11,4 | 0,07 | 0,06 | 0,17 |
| Сульфированный асфальт | 22,8 | 0,25 | 0,30 | 0,25 |
| Сульфированныи асфальт и дизельное масло | 0,1 | 0,07 | 0,06 | 0,25 |
| Ореховая скорлупа (измельченная) | 0,36 | 0,44 | 0,26 |
Примечание:
* - концентрация приведена в кг/м3, за исключением дизельного масла, концентрация которого дана в м3/м3;
+ - жидкость А содержит 15 г бентонита в 350 мл воды;
- жидкость В содержит 15 г бентонита, 60 г сланца Glen Rose, 3 г лигносульфоната хрома, 0,5 г каустической соды в 350 мл воды.
Источник: Oil and Gas Journal. Drilling Mud LubricityGuide to reduced torque and drag, декабрь 1970 г.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение разрешает названные выше проблемы посредством использования упругих частиц углерода в виде графита в качестве добавки в буровую жидкость, благодаря чему эффективно предотвращаются и контролируются потери буровой жидкости в подземных пластах, а также проявляется их хорошая смазывающая способность.
Более конкретно, при использовании способа по настоящему изобретению эффективно герметизируются поры и трещины в сланцах, песчаниках и подобное посредством упругих частиц углерода в виде графита, которые могут быть плотно упакованы при сжатии в порах и трещинах с последующим расширением или сжатием без смещения или разрушения при изменении эквивалентной вязкости или увеличении массы жидкости. В большинстве случаев использования, около 90% частиц обычно имеют размер от (-20) до (+200) меш по Стандарту US.
Частицы углерода в виде графита обычно считаются упругими, если при наложении сжимающего давления величиной 68948 кПа частицы имеют упругое восстановление после деформации, по меньшей мере, около 20 об.% и, предпочтительно, по меньшей мере, около 35 об.%. В некоторых случаях у образцов получено упругое восстановление после деформации 150 об.%. Такая упругость является значительно большей, чем, например, у кальцинированного нефтяного кокса. Одними из предпочтительных частиц углерода в виде графита являются частицы под коммерческим названием Desulcor 9010, производимые Superior Graphite, имеющие упругое восстановление после деформации около 100-150%, в то время как кальцинированный нефтяной кокс имеет упругое восстановление после деформации всего около 20%.
Другими предпочтительными частицами углерода в виде графита являются частицы под коммерческим названием Series 9400 Spherical Graphitic Carbon, производимые Superior Graphite, имеющие, обычно низкую упругость, около 35-42 %. Однако их сферическая форма предполагает придание других желательных характеристик при использовании в качестве добавки в буровую жидкость, таких как улучшенная текучесть.
Благодаря упругим свойствам разрушаются лишь некоторые частицы и никогда не образуется плотных гранул. В случае повышения или снижения давления на спрессованные частицы изменяется только их объем, но сами частицы остаются отдельными и не соединяются с образованием плотного комка, как это имеет место в случае других добавок для предотвращения потерь буровой жидкости.
Упругие частицы углерода в виде графита не разлагаются в минеральном масле, неочищенном масле и/или щелочи в течение времени и при температуре, нормальных для процессов бурения нефтяных скважин или при геотермальном бурении.
Более того, другим существенным вкладом изобретения является возможность снижения вращающего момента и гидродинамического сопротивления в процессе бурения при введении упругих частиц углерода в виде графита по изобретению. Например, путем помещения гранулы, объемом 6,4 м3, содержащей множество упругих частиц углерода в виде графита, между бурильной трубой и твердым абразивным образованием. Концентрация частиц углерода в виде графита, успешно используемая в области, находится в пределах от около 85,6 кг/м3 до 342,4 кг/м3 в объеме 6,4 м3.
Аналогичным образом углерод в виде графита при концентрации его от 5,7 кг м до 171 кг/м3 во всей жидкой системе в целом снизит износ обсадной трубы вследствие физического разделения двух металлических поверхностей упругими частицами углерода в виде графита.
Другим аспектом настоящего изобретения является ресурсосбережение и повышение общей эффективности процесса бурения при его использовании. Это достигается за счет того, что каждая частица упругого вещества yглерода в виде графита состоит из графита и углеродной матрицы. Графит составляет, предпочтительно, не менее около 20% или более. В случае одного из более предпочтительных добавок из нефтяного кокса степень графитизации может достигать 80-95%. Такая графитизированная структура определяет ряд практических положительных вкладов в процесс бурения:
1) в тех случаях, когда требуется высокая концентрация добавки 285,3 кг/м3 или выше для предотвращения потерь в скважине, то частицы углерода в виде графита размером от (-20) до (+200) меш являются достаточно подвижными, так что для перекачивания буровой жидкости не требуется таких больших энергетических затрат, как в случае такой же массы порошкообразного графита размером от 1 до 75 мкм. Действительно, эксперименты с любыми тонкоизмельченными частицами, используемыми для герметизации зон, в которых происходят потери буровой жидкости, показывают, что они блокируют буровую жидкость до такой степени, что она не поддается перекачиванию насосом;
2) частицы размером от (-20) до (+200) меш способны мгновенно закупоривать пористые обедненные песчаные нефтеносные пласты или трещины, в том случае, когда при проникновении бурового долота происходит разрушение пласта. В таблице 3 представлены результаты лабораторных испытании, инфра, с пластом песка толщиной 25,4 мм и размером частиц от (-16) до (+30) меш, показывающие, что упругие частицы углерода в виде графита размером от (-20) до (+200) меш закупоривают пористую зону в приемлемой степени и для промышленного бурения. Серия успешных нефтяных промысловых испытаний с использованием, приблизительно, 181440 кг углерода в виде графита подтверждают выводы лабораторных испытаний;
3) упругие частицы углерода в виде графита снижают трение и износ двумя путями. Вопервых, прочные упругие частицы при достаточной концентрации физически предотвращают трение бурильной трубы о стальную обсадную трубу. Например, трение бурильной трубы диаметром 114,3 мм об обсадную трубу может достигнуть точки приложения сосредоточенной нагрузки в 551581 кПа что приведет к удалению металла в виде глубоких шрамов, которые могут перейти в проблемы коррозии под напряжением или в дальнейшем при эксплуатации скважины вызвать протечки через обсадную трубу. Подобный эффект наблюдается в открытой скважине в отсутствии обсадной трубы, когда упругие частицы углерода в виде графита отделяют бурильную трубу от контакта с твердой абразивной породой. При этом критически снижается вращающий момент, требуемый для поворота бурильной трубы. Например, добавка 5,7 кг/м3 упругих частиц углерода в виде графита в буровую жидкость на водной основе при нефтепромысловых испытаниях в Оклахоме снизила амперную нагрузку бурового ротора с 2330 до 500 А. Это позволяет оператору продолжать бурение до тех пор, пока буровое долото не пройдет твердый участок кварцевого песчаника. Следовательно, в наилучшем случае частицы предотвращают контактирование двух поверхностей друг с другом.
Во втором наиболее тяжелом случае упругие частицы углерода в виде графита предотвращают трение и износ при экстремальном давлении, когда частицы графита расположенные в точке экстремального давления разрушаются. В этот момент частицы композита разламываются на графитовые частицы меньшего размера, которые продолжают снижать вращающий момент и гидродинамическое сопротивление в классическом смысле. Однако, благодаря этому принципу контролируемого высвобождения ни в коем случае не высвобождается настолько много графитовых частиц, что это оказывает вредное воздействие на пластичную вязкость, точку перехода в состояние текучести или образование блеска при извлечении наружу вместе с буровым шламом, как это случается при введении добавки того же самого количества порошкообразного графита.
Таким образом, упругие частицы углерода в виде графита по изобретению представляют собой экономически эффективное средство для придания буровой скважине в условиях использования буровой жидкости хорошо известных смазывающих свойств графита в том самом месте ствола скважины, где существует проблема.
Перечень фигур чертежей
При описании предпочтительных вариантов осуществления изобретения делаются ссылки на следующие фигуры: фиг. 1 представляет собой схематичный поперечный разрез процесса бурения скважины через подземные пласты с использованием буровой жидкости, содержащей добавку частиц углерода в виде графита; фиг. 2 - схематичный поперечный разрез, иллюстрирующий смазывающее действие частиц углерода в виде графита.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения Предпочтительная композиция
Одними из предпочтительных упругих частиц углерода в виде графита для использования в способе по изобретению являются частицы, содержащие вплоть до 80-95% углерода в виде графита, а наибольшая часть остального представляет собой неграфитизированный углерод. Такой продукт известен под коммерческим названием Desulcor 9019 и производится с использованием Supenor Graphite, известного под коммерческим названием 9400 Series Sphencal Graphitic Carbon, также получаемого по способу Desulcor. Продукт 9400 представляет собой другой продукт из упругих частиц углерода в виде графита (хотя менее упругий, чем продукт Desulcor 9019), который может являться эффективной добавкой в буровую жидкость. Предпочтительным исходным сырьевым материалом для получения обоих названных выше продуктов является нефтяной кокс. Предпочтительный продукт Desulcot 9019 обычно получают из отожженного нефтяного кокса (а delayed petroleum coke) в то время как предпочтительный продукт 9400 Series обычно получают из ожиженного нефтяного кокса. Может быть также использован синтетический графит Superior Graphite's 5000 серии.
Превращение кокса в углерод в виде графита обычно проводят по двухстадийному высокотемпературному процессу. Первой частью процесса является кальцинирование кокса для удаления летучих углеводородов, которые иначе препятствовали бы процессу графитизации. Второй частью процесса является превращение некоторого количества углерода в кальцинированном коксе предпочтительно не менее 20% или более, в синтетический графит в электрической печи. Графитизацию осуществляют при температуре от около 2200 до 3000°С (обычно, в течение от около 1 5 мин до нескольких часов). Продукт графитизации затем измельчают и сортируют по размеру для использования в качеств добавки в буровую жидкость (буровой раствор).
Этот процесс снижает содержание серы и тяжелых металлов в исходном коксе, благодаря чему продукт становится не токсичным и инертным в отношении взаимодействия с другими химическими веществами буровой жидкости. Один из предпочтительных углеродов в виде графита, Desulcor 9019, содержит LC50 700000 ч на 106 ч. Это позволяет использовать его в буровых жидкостях для чувствительных областей эксплуатации.
В таблице 2 представлены типичные композиции предпочтительного упругого материала из углерода в виде графита.
Таблица 2
| Предпочтительные предельные значения | |||
| Desulco 9000 | Очищенный жидкий кокс 9400 | Синтети- ческий графит 5000 | |
| Общее содержание углерода, % | 99,7+ | 99,7+ | 98,0+ |
| Содержание графита, % | 80-95 | 80-95 | 90-95 |
| Плотность частиц, г/см31-1-1 | 1,45-1,75 | 1,70-1,85 | 2,10-2,20 |
| Упругость, % (2) | 100-150 | 36-42 | 35-60 |
Примечание:
(1) измерена гелиевым пикнометром;
(2) упругость определяется как процент увеличения объема образца (коэффициент расширения) после снятия сжимающего давления 10000 фунтов/дюйм2 (703,7 кг/см2).
В некоторых случаях использования желательно иметь частицы бурового раствора с размером менее +200 меш (до 100 % частиц) и более чем около 8 мкм (до 95 % частиц) с тем, чтобы все частицы углерода в виде графита проходили через вибрационное мелкоячеистое сито буровой установки. Такая композиция страдает потерей упругости, но имеет преимущество, заключающееся в том, что потери от просачивания буровой жидкости в пласты с не очень большими потерями жидкости могут контролироваться, поскольку такие частицы не будут отфильтровываться из циркулирующей буровой жидкости посредством устройства для контроля содержания твердых веществ.
Упругость
Упругость одних из предпочтительных частиц углерода в виде графита, полученных из отожженного нефтяного кокса, составляет около 100-150%. Для сравнения определенная при испытаниях упругость кальцинированного нефтяного кокса составляет около 20%. Упругость других предпочтительных продуктов из углерода в виде графита, полученных из жидкого нефтяного кокса, составляет около 3542%. Испытание по определению упругости включает заполнение экспериментальной прессформы 1 6 г сухого тонкоизмельченного испытуемого материала. Сжатие материала в гидравлическом прессе до тех пор, пока измерительный прибор не покажет ноль. Измерение и регистрацию высоты формуемого материала. Сжатие его до давления 68948 кПа и повторное измерение высоты. Сброс давления и удаление формы из пресса, выдерживание ее до тех пор, пока не закончится расширение. Измерение высоты сформованной матрицы последний раз. Процент расширения определяют как помноженную на 1 00 величину частного от деления разности между величинами конечной высоты матрицы и ее высоты при давлении 68948 кПа на высоту при давлении 68948 кПа.
Как отмечалось ранее упругость частиц углерода в виде графита по настоящему изобретению сообщает им ряд желаемых свойств.
Перекрытие и закупоривание
На фиг.1 показан поперечный разрез нефтяной скважины 1 0 с вращающейся бурильной трубой 1 2 и буровой жидкостью 1 4, закачиваемой насосом вниз внутри трубы и возвращаемой наверх снаружи трубы в пространстве, образуемом внешней поверхностью бурильной трубы и стеной буровой скважины 1 6. В показанном примере буровая скважина пересекает сверху вниз границы сланцевого пласта 20, пласта обедненного песчаника 22, сланцевого пласта с изломом 24 и другой сланцевый пласт 26, частицы углерода в виде графита 1 8 собираются и закупоривают поры у пласта обедненного песчаника 22 и у щелей сланцевого пласта с трещиной 24 для предотвращения потерь буровой жидкости вследствие протекания. Более того, поскольку частицы углерода в виде графита обычно являются упругими, то оно сжимаются и расширяются в буровой скважине вследствие изменений давления без их разрушения или смешения.
Эффективность действия предпочтительных упругих частиц углерода в виде графита по предотвращению потерь буровой жидкости испытывали следующим образом.
Четыре одинаковых образца буровой жидкости объемом 0,16 м3 на основе РНРА полимера перемешивали с упругими частицами углерода в виде графита, имеющими размеры от (20) до (+200) меш, при их концентрации 28,5, 57,1 и 85,6 кг/м3. Один образец Пустой не содержал добавок частиц углерода в виде графита. По окончании перемешивания всех образцов жидкостей их наливают в стандартные фильтрующие патроны APJ Filtrution Cell, действующие под давлением 690 кПа, и на слой толщиной 25,4 мм балластированного гравием песка 16/30 меш. Патроны герметизируют и поднимают давление до 690 кПа. Представленные в таблице 3 результаты испытаний показывают, что патрон с жидкостью, не содержащей частиц углерода в виде графита, осушается немедленно при перепаде давления 690 кПа. Однако образцы жидкости, содержащие добавку 28,5, 57,1 и 85,6 кг/м3 углерода в виде графита быстро предотвращают потери всей жидкости благодаря герметизации. При содержании частиц 85,6 кг/м3 (опыт 4) жидкость совсем не проходит через слой песка 16/30 и фильтрат, полученный по прошествии некоторого периода времени, не содержит твердых частиц.
Таблица 3. Результаты испытаний по контролю просачивания жидкостей над слоем балластированного гравием песка 16/30
| Опыт, Характеристики | 1 пустой | 2 | 3 | 4 SO 77-3 |
| Объем, м3 | 0,16 | 0,16 | 0,16 | 0,16 |
| Концентрация, кг/м3 | 0 | 28,5 | 57,1 | 85,6 |
| Объем жидкости, необходимый для прекращения просачивания, мл | В/О | 21 | 14 | 0 |
| Время до прекращения просачивания, с | - | 12 | 3 | 0 |
| Окраска фильтрата после прекращения просачивания жидкости | Окраска всей жидко- сти | Мутная | Про- зрачная | Про- зрачная |
Примечание: В/О - полная утечка.
Устойчивость к истиранию при высоком сдвиговом усилии
На фиг.2 показан поперечный разрез вращающейся поверхности бурильной трубы 30 при экстремальном давлении (показано по стрелке 31), которую свободный графит 32, находящийся в буровом шламе 36, защищает от контактирования с твердым абразивным пластом 34 у стенки скважины. Частицы углерода в виде графита высвобождают свободный графит только при экстремальном давлении и трении вращения, создаваемом при раздавливании бурильной трубой композиционной структуры частиц углерода в виде графита. В других случаях частицы углерода в виде графита обычно остаются неповрежденными, сохраняя при этом в такой форме свои полезные свойства и не вызывая нежелательных эффектов, характерных для порошкообразного графита.
Проводились испытания на устойчивость к истиранию для изучения сдвиговых характеристик предпочтительных частиц углерода в виде графита согласно изобретению. Испытание заключалось в приложении высокого сдвигового усилия к образцу буровой жидкости, содержащей частицы углерода в виде графита, и визуальном определении количества частиц, измельченных по прошествии определенного периода времени. В таблице 4 представлены результаты перемешивающего воздействия на испытуемый образец буровой жидкости с добавкой частиц углерода в виде графита Desulco (9019 (размером от (-20) до (+200) меш) при усилии сдвига соответствующем интенсивности перемешивания 23000 об/мин, в течение 90 мин в смесительном стакане SS перемешивающего устройства Hamilton Beach №30. Для сравнения в тех же самых условиях при использовании того же самого перемешивающего устройства испытывают контрольный образец бентонитовой буровой жидкости без добавок углерода в виде графита.
Для упрощения испытания на истирание по 30 мл жидкости подвергают мокрому грохочению на сите с ячейками 200 меш. Объем остатка на сите после промывки от твердых частиц коллоидальной глины служил мерой изменения объема углерода в виде графита после сдвигового воздействия.
Таблица 4. Степень истирания углерода в виде графита в свежей буровой водно-бентонитовой жидкости
| Композиция | Испытуемая жидкость | Основная жидкость |
| Водопроводная вода, м3 | 0,16 | 0,16 |
| Бентонит, кг/м3 | 57,1 | 57,1 |
| Графит, кг/м3 | 57,1 | 0 |
| Перемешивание с интенсивностью 23000 об/мин на НВ = 300 мин | ||
| Объем, в %, на сите 300 меш | 10,0 % | 0,2 |
| После 90 мин | ||
| Объем, в %, на сите 200 меш | 9,0 % | 0,2 |
Данные таблицы 4 показывают, что испытуемая жидкая смесь, содержащая частицы углерода в виде графита теряет в условиях испытания после 90 мин лишь около 1 % объема. Это свидетельствует о том, что частицы углерода в виде графита являются устойчивыми к воздействию высокой скорости и раскалывающему воздействию лопастей мешалки.
Равное значение имеет и тот факт, что окраска бентонитовой жидкости не превращается в черную, как этого можно было ожидать в случае дезинтегрирования углерода в виде графита. Устойчивость к истиранию, несмотря на очень высокое сдвиговое усилие, обусловливается упругими свойствами частиц углерода в виде графита.
Показатель образивности углерода в виде графита по отношению к мягкой низкоуглеродистой стали 1020
Другой важной характеристикой частиц углерода в виде графита является их относительная абразивность. Слишком большая абразивность углерода в виде графита будет приводить к напрасной эррозии стальных буровых компонентов. В связи с этим проводилось модифицированное испытание APJ по определению абразивности взвешенного материала для того, чтобы оценить абразивность предпочтительных частиц углерода в виде графита.
Испытание заключалось в добавлении 200 г предпочтительного материала углерода в виде графита к 350 мл жидкости (эквивалентно 0,16 м3) и перемешивании с интенсивностью 23000 об/мин в течение 20 мин. Затем рассчитывали потерю веса специального стального образца, помещенного в контейнер для смешения. Исходный образец имел вес 1,6 г номинальный размер 127/203,2 мм х 50,8 мм х 0,254 мм.
Данные испытаний, представленные в таблице 5, показывают, что потеря веса стального образца, помещенного в образец буровой жидкости, содержащей 570,6 кг/м3 углерода в виде графита, не превышала величины, полученной для контрольного образца А, содержащего 42,8 кг/м3 бентонитовой глины. С другой стороны, образец В, содержащий 570,6 кг/м3 APJ Hematite (окись железа) в качестве взвешенного материала, вызывал потери веса 3,6 мг/мин. Более того, кальцинированный отожженный нефтяной кокс показал даже большую абразивность, чем гематит и привел к потери веса 6,8 мг/мин, что в 36 раз превышает скорость эрозии в сравнении с предпочтительными частицами углерода в виде графита того же самого размера.
Следовательно, очевидно, что упругие частицы углерода в виде графита по настоящему изобретению не приведут к истиранию или эрозии, либо коррозии оборудования (насосные линии и др. или моторов для буровых скважин) Таблица 5. Показатель абразивности бентонита, гематита и
Desulco
| Показатель абразивности, мг/мин | |
| Образец А 42,8 кг/м3 бентонита | 0,16 |
| Образец В 42,8 кг/м3 бентонита с добавкой 570,6 кг/м3 APJ Hematite | 3,6 |
| Образец С 42,8 кг/м3 бентонита с добавкой 570,6 кг/м3 Dusuico 901 9 | 0,19 |
| Образец D 42,8 кг/м3 бентонита с добавкой 570,6 кг/м3 кальцинированного отожженного кокса | 6,81 |
| Образец Е 42,8 кг/м3 бентонита с добавкой 570,6 кг/м3 кальцита (Baracarb 500™) | 0,60 |
Влияние углерода в виде графита на реологию буровой жидкости на основе 1,45 кг/дм3 РНРА.
Другим важным свойством углерода в виде графита по изобретению является возможность добавления его в буровую жидкость в значительных количествах без негативного влияния на реологию смеси буровой жидкости.
Например, приведенные ниже в таблице 6 данные показывают, что углерод в виде графита может быть добавлен в концентрации вплоть до 342,4 кг/м3 без блокирования жидкости, т. е. не делая ее слишком густой и вязкой. Особенно важно отметить, что предельное статическое напряжение, являющееся мерой тиксотропии, контрольного образца, не содержащего углерода в виде графита, составляла 0,39/0,73 кг/100 м2.
При концентрации углерода 342,4 кг/м3 виде графита исходное предельное статическое напряжение сдвига составляло лишь 0,73 кг/100 м2, а после выдерживания в состоянии покоя в течение 10 мин осталась прежней - 0,73 кг/100 м2.
Таблица 6. Влияние добавки углерода в виде графита на реологию буровой жидкости, содержащей 1,45 кг/дм3 РНРА
| Концентрация углерода в виде графита, кг/м3 | |||||
| 0 | 85,6 | 171,2 | 256,8 | 342,4 | |
| Кажущаяся вязкость, мПа-с | 36 | 38 | 56 | 85 | 102 |
| Пластическая вязкость, мПа-с | 26 | 27 | 47 | 89 | 88 |
| Предел текучести, кг/100 м2 | 1,12 | 1,07 | 0,83 | 1,17 | 1,37 |
| Предельное статическое напряжение | 0,39/ | 0,39/ | 0,54/ | 0,54/ | 0,73/ |
| сдвига lnt/1 0 мин кг/1 00 м2 | 0,73 | 0,98 | 1,03 | 0,93 | 0,73 |
| Вес, кг/дм3 | 1,45 | 1,44 | - | 1,47 | 1,48 |
Испытания в условиях нефтяного промысла 1
Для определения эффективности добавки углерода в виде графита в реальных условиях проводили ряд нефтепромысловых испытаний. В одном испытании упругие частицы углерода в виде графита добавляли к буровой жидкости на основе извести и успешно предотвращали потери от просачивания и поглощение бурового раствора в глубокой горячей скважине в Южной Луизиане. Материал использовали сам по себе как таковой и в смесях с тонкоизмельченной слюдой, целлюлозным волокном и карбонатом кальция в зависимости от потребности по мере углубления скважины до конечной глубины. Во всех случаях материал сравнивали с другими продуктами, предотвращающими потери от просачивания и поглощения бурового раствора.
Концентрация упругих частиц углерода в виде графита изменялась в пределах от 114,1 кг/м3 до гранул с концентрацией 342,4 кг/м3. Бурение скважины до заданной глубины проходило успешно. В этих нефтепромысловых испытаниях всего было использовано около 13608 кг упругих частиц углерода в виде графита.
Испытания в условиях нефтяного промысла 2
Другое нефтепромысловое испытание проводили в Мексиканском заливе на морской буровой площадке. В этом испытании успешно использовали приблизительно 1 3608 кг упругих частиц углерода в виде графита в качестве добавки в буровую жидкость на основе синтетического масла. Оператору потребовалось израсходовать 6,4 м3 гранул упругих частиц углерода в виде графита для успешного сдерживания потерь дорогостоящей масляной буровой жидкости на уровне ниже 0,16 м3/мин.
Из вышеизложенного можно видеть, что предложен способ предотвращения или контролирования потерь буровой жидкости в подземные пласты, который преодолевает многие недостатки, известные ранее в данной области. Хотя способ описан в отношении предпочтительных вариантов осуществления, однако, это не имеет целью ограничить данное изобретение. Напротив, целью является охватить все модификации и эквиваленты в объеме представленной формулы изобретения. Более того, необходимо подчеркнуть, что многие варианты в объеме настоящего изобретения будут очевидны специалисту в данной области. Например, частицы углерода в виде графита по настоящему изобретению могут быть смешаны с другими добавками для достижения результата, желаемого в каждом отдельном конкретном случае. Равным образом, могут быть желательными различные калибры размеров частиц в зависимости от природы пор и трещин, которые требуется закупорить, или в том случае, если целью является скорее смазывание, чем контроль потери жидкости.
Claims (28)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1 . Способ улучшения свойств жидкости для бурения скважин, отличающийся тем, что он включает стадию добавления в буровую жидкость упругих частиц углерода в виде графита.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что названные упругие частицы имеют упругое восстановление после деформации сжатия под давлением 68948 кПа свыше около 35%.
- 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что названные упругие частицы имеют упругое восстановление после деформации сжатия от около 100 до 150 %.
- 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что названные упругие частицы имеют размер свыше около (+200) меш.
- 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что около 90 % названных упругих частиц углерода в виде графита имеют размер от (-20) меш до (+200) меш.
- 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что названные упругие частицы углерода в виде графита добавляют в буровую жидкость в концентрации от около 85,6 до 342,4 кг/м3.
- 7. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что упругие частицы углерода в виде графита добавляют в буровую жидкость в концентрации от около 5,7 до 17,1 кг/м3.
- 8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что названные упругие частицы углерода в виде графита являются полученными в процессе графитизации нефтяного кокса.
- 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что названные упругие частицы углерода в виде графита являются полученными в процессе графитизации сжиженного нефтяного кокса.
- 10. Способ по п.8, отличающийся тем, что названные упругие частицы углерода в виде графита являются полученными в процессе графитизации отожженного нефтяного кокса.
- 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что названные упругие частицы углерода в виде графита содержат более около 80% графита.
- 12. Способ по п.1, отличающийся тем, что названные упругие частицы углерода в виде графита содержат более около 20% графита.
- 13. Способ по п.1, отличающийся тем, что названные упругие частицы углерода в виде графита имеют плотность от около 1,45 до 2,2 г/см3.
- 14. Способ по п.1, отличающийся тем, что названная буровая жидкость является буровой жидкостью на водной основе.
- 15. Способ по п.1, отличающийся тем, что названная буровая жидкость является буровой жидкостью на масляной основе.
- 16. Способ по п.1, отличающийся тем, что названные упругие частицы углерода в виде графита добавляют в буровую жидкость в количестве, достаточном для предотвращения потерь буровой жидкости от просачивания в пласты с порами или трещинами.
- 17. Способ по п.1, отличающийся тем, что названные упругие частицы углерода в виде графита добавляют в буровую жидкость в количестве, эффективном для корректирования потерь буровой жидкости от просачивания в пласты с порами или трещинами.
- 18. Способ улучшения смазывающих свойств буровой жидкости для бурения скважин, отличающийся тем, что он включает стадию добавления в буровую жидкость смазки, содержащей упругие частицы углерода в виде графита размером от (+20) меш до около 8 мкм.
- 19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что смазку добавляют в буровую жидкость в концентрации от около 57,1 до 342,4 кг/м3.
- 20. Способ снижения вращающего момента и гидродинамического сопротивления при вращении, поднятии или опускании бурильной трубы, отличающийся тем, что он включает стадию добавления в циркулирующую буровую жидкость упругих частиц углерода в виде гра15 фита с размером от около (-20) до около (+200) меш.
- 21. Способ контролирования потерь буровой жидкости из нефтяной нисходящей буровой скважины, отличающийся тем, что он включает добавление в нисходящую буровую скважину частиц углерода в виде графита.
- 22. Способ по п.21, отличающийся тем, что частицы углерода в виде графита добавляют в жидкость.
- 23. Способ по п.21, отличающийся тем, что частицы углерода в виде графита смешивают с добавками, предотвращающими потери жидкости от просачивания.
- 24. Способ по п.22, отличающийся тем, что жидкостью является буровая жидкость.
- 25. Способ по п.22, отличающийся тем, что частицы углерода в виде графита имеют упругость, при которой упругое восстановление после деформации сжатия под давлением 68948 кПа превышает около 35%.
- 26. Способ по п.23, отличающийся тем, что частицы углерода в виде графита имеют упругость, при которой упругое восстановление после деформации сжатия под давлением 68948 кПа превышает около 35%.
- 27. Способ по п.22, отличающийся тем, что частицы углерода в виде графита имеют размер больший, чем около (+200) меш.
- 28. Способ по п.23, отличающийся тем, что частицы углерода в виде графита имеют размер больший, чем около (+200) меш.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US865395P | 1995-12-15 | 1995-12-15 | |
| PCT/US1996/019431 WO1997022677A1 (en) | 1995-12-15 | 1996-12-10 | Drilling fluid loss prevention and lubrication additive |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA199800570A1 EA199800570A1 (ru) | 1998-12-24 |
| EA000357B1 true EA000357B1 (ru) | 1999-06-24 |
Family
ID=21732888
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA199800570A EA000357B1 (ru) | 1995-12-15 | 1996-12-10 | Способ улучшения свойств жидкости для бурения скважин, способ улучшения смазывающих свойств буровой жидкости для бурения скважин, способ снижения вращающего момента и гидродинамического сопротивления при вращении, поднятии или опускании бурильной трубы, способ контролирования потерь буровой жидкости из нефтяной нисходящей буровой скважины |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5826669A (ru) |
| EP (1) | EP0866842B1 (ru) |
| AR (1) | AR004370A1 (ru) |
| AU (1) | AU1410297A (ru) |
| CA (1) | CA2240290C (ru) |
| CO (1) | CO4600753A1 (ru) |
| DE (1) | DE69632831T2 (ru) |
| DK (1) | DK0866842T3 (ru) |
| DZ (1) | DZ2143A1 (ru) |
| EA (1) | EA000357B1 (ru) |
| EG (1) | EG21132A (ru) |
| NO (1) | NO314591B1 (ru) |
| SA (1) | SA97170710B1 (ru) |
| WO (1) | WO1997022677A1 (ru) |
Families Citing this family (81)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030203822A1 (en) * | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
| US7220707B2 (en) * | 2004-06-03 | 2007-05-22 | M-I L.L.C. | Sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
| US6786153B2 (en) * | 2002-09-19 | 2004-09-07 | Interflex Laser Engravers, Llc | Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves |
| GB2315505B (en) * | 1996-07-24 | 1998-07-22 | Sofitech Nv | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
| US7267291B2 (en) * | 1996-07-24 | 2007-09-11 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| US6152227A (en) * | 1997-10-24 | 2000-11-28 | Baroid Technology, Inc. | Drilling and cementing through shallow waterflows |
| CA2241621A1 (en) * | 1998-06-26 | 1999-12-26 | National Silicates Ltd. | A lubricating method for silicate drilling fluids |
| DE19937920A1 (de) * | 1999-08-11 | 2001-03-01 | Flowtex Technologie Gmbh & Co | Verfahren und Vorrichtung zum grabenlosen Verlegen von Fremdstromanoden für den kathodischen Korrosionsschutz |
| US6806232B1 (en) | 2001-05-31 | 2004-10-19 | Steve Cart | Composition of drilling fluids comprising ground elastomeric crumb rubber material and a method of decreasing seepage and whole mud loss using such composition |
| US7066285B2 (en) * | 2002-01-16 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for preventing or treating lost circulation |
| US6821931B2 (en) * | 2002-03-05 | 2004-11-23 | Alpine Mud Products Corporation | Water-based drilling fluid additive containing talc and carrier |
| US6861392B2 (en) * | 2002-03-26 | 2005-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for restoring lost circulation |
| US6739414B2 (en) * | 2002-04-30 | 2004-05-25 | Masi Technologies, L.L.C. | Compositions and methods for sealing formations |
| US7056867B2 (en) * | 2002-07-17 | 2006-06-06 | Alpine Mud Products Corp | Drilling fluid additive system containing graphite and carrier |
| US7060660B2 (en) * | 2002-07-17 | 2006-06-13 | Alpine Mud Products Corp | Drilling fluid additive system containing talc and graphite |
| US6889780B2 (en) | 2002-12-31 | 2005-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drilling depleted sands with minimal drilling fluid loss |
| US20040171499A1 (en) * | 2003-01-24 | 2004-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation |
| US7482309B2 (en) * | 2003-11-24 | 2009-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles |
| US7543642B2 (en) * | 2003-01-24 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing flexible, compressible beads and methods of cementing in subterranean formations |
| EP1892278A1 (en) * | 2003-04-07 | 2008-02-27 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids comprising sized graphite particles |
| US20060122070A1 (en) * | 2003-04-07 | 2006-06-08 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid systems comprising sized graphite particles |
| US7977281B2 (en) * | 2003-04-07 | 2011-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods for minimizing the amount of graphite particles used during drilling operations |
| US7087555B2 (en) * | 2003-04-07 | 2006-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids comprising sized graphite particles |
| US7376148B1 (en) * | 2004-01-26 | 2008-05-20 | Cisco Technology, Inc. | Method and apparatus for improving voice quality in a packet based network |
| US9206084B2 (en) | 2004-01-29 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method for dissipating heat underground |
| US7067004B2 (en) * | 2004-01-29 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Grout compositions having high thermal conductivities and methods of using the same |
| US20050205834A1 (en) * | 2004-01-29 | 2005-09-22 | Matula Gary W | Composition and method for dissipating heat underground |
| US7452417B2 (en) * | 2004-01-29 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole servicing compositions having high thermal conductivities and methods of using the same |
| US7607483B2 (en) * | 2004-04-19 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising colloidally stabilized latex and methods of using the same |
| US8088716B2 (en) | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| WO2007145731A2 (en) | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| WO2007145734A2 (en) | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| US7201228B2 (en) * | 2004-08-30 | 2007-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Freer flowing liquid-solid suspensions and methods of use in subterranean formations |
| GB2419146B (en) * | 2004-10-14 | 2007-03-28 | Mi Llc | Lost circulation additive for drilling fluids |
| US7284611B2 (en) * | 2004-11-05 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations |
| US20070111901A1 (en) * | 2005-11-11 | 2007-05-17 | Reddy B R | Method of servicing a wellbore with a sealant composition comprising solid latex |
| US20070111900A1 (en) * | 2005-11-11 | 2007-05-17 | Reddy B R | Sealant compositions comprising solid latex |
| US7488705B2 (en) * | 2004-12-08 | 2009-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
| EP1853685A4 (en) * | 2005-02-22 | 2011-11-30 | Mi Llc | ADDITIVE TO REDUCE THE TORQUE OF A DRILLING RESTRAINT |
| CA2594932C (en) * | 2005-02-25 | 2011-05-17 | Superior Graphite Co. | Graphite coating of particulate materials |
| US7264053B2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore servicing fluids comprising resilient material |
| US20060217270A1 (en) * | 2005-03-24 | 2006-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids comprising resilient material |
| US7501019B2 (en) * | 2005-03-31 | 2009-03-10 | Chevron U.S.A., Inc. | Granular solid wax particles |
| US7629297B2 (en) * | 2005-04-26 | 2009-12-08 | Mano Shaarpour | Lost circulation composition |
| US7913757B2 (en) * | 2005-09-16 | 2011-03-29 | Halliburton Energy Services. Inc. | Methods of formulating a cement composition |
| US8132623B2 (en) * | 2006-01-23 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using lost circulation compositions |
| US7776797B2 (en) * | 2006-01-23 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions |
| US7741247B2 (en) * | 2006-02-10 | 2010-06-22 | Ling Wang | Methods and compositions for sealing fractures, voids, and pores of subterranean rock formations |
| EP2035651A4 (en) | 2006-06-07 | 2009-08-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | METHOD FOR PRODUCING COMPRESSIBLE OBJECTS FOR A VARIABLE DENSITY DRILLING FLUSH |
| US20080060811A1 (en) * | 2006-09-13 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to control the physical interface between two or more fluids |
| BRPI0811595A2 (pt) * | 2007-05-15 | 2014-12-16 | Shell Int Research | Sistema para perfurar um furo de poço em uma formação terrestre. |
| GB0711621D0 (en) * | 2007-06-18 | 2007-07-25 | 3M Innovative Properties Co | Additive to reduce fluid loss for drilling fluids |
| US20090075847A1 (en) * | 2007-09-14 | 2009-03-19 | Wawrzos Frank A | Drilling fluid lubricant and method of use |
| US8043997B2 (en) * | 2008-02-29 | 2011-10-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Lost circulation material formulation and method of use |
| WO2010019535A2 (en) | 2008-08-12 | 2010-02-18 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Thermoplastic cellulosic fiber blends as lost circulation materials |
| DE102008052417A1 (de) | 2008-10-21 | 2010-04-22 | Sasse, Heiko, Dipl.-Ing. | Geschlossenes Sonden-System |
| US20100212892A1 (en) * | 2009-02-26 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of formulating a cement composition |
| US7792250B1 (en) | 2009-04-30 | 2010-09-07 | Halliburton Energy Services Inc. | Method of selecting a wellbore cement having desirable characteristics |
| US8530393B2 (en) | 2011-04-15 | 2013-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to characterize fracture plugging efficiency for drilling fluids |
| US8887806B2 (en) | 2011-05-26 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for quantifying cement blend components |
| WO2013116072A1 (en) | 2012-02-02 | 2013-08-08 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Engineering plastic/ inorganic fiber blends as lost circulation materials |
| CA2768538A1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-08-16 | Shannon Keith Latimer | Fill material dispensing method and apparatus |
| WO2014011071A1 (en) * | 2012-07-09 | 2014-01-16 | Schlumberger Canada Limited | Methods for servicing subterranean wells |
| US9388333B2 (en) | 2012-07-11 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to designing wellbore strengthening fluids |
| US8999898B2 (en) | 2013-03-15 | 2015-04-07 | Superior Graphite Co. | Drilling fluid additive for loss circulation and wellbore strengthening |
| US9688901B2 (en) * | 2013-07-05 | 2017-06-27 | James Blair Fontenot | Lost circulation drilling fluids comprising elastomeric rubber particles and a method for decreasing whole mud loss using such composition |
| CN103571441B (zh) * | 2013-10-11 | 2017-03-15 | 四川康克石油科技有限公司 | 一种钻井液用抗磨减阻剂及其制备方法 |
| CN103710015B (zh) * | 2013-12-25 | 2016-08-17 | 四川宝麟新材料科技有限公司 | 一种油气田增产用乳液型减阻剂及其制备方法 |
| US9458703B2 (en) | 2013-12-26 | 2016-10-04 | Superior Graphite Co. | Compressible carbonaceous particulate material and method of making same |
| BR112017001296A2 (pt) * | 2014-07-21 | 2018-03-13 | Baker Hughes Inc | fluidos à base de óleo eletricamente condutivos |
| CA2966596C (en) * | 2014-12-11 | 2019-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient carbon-based materials as lost circulation materials and related methods |
| WO2016164399A1 (en) | 2015-04-06 | 2016-10-13 | Superior Graphite Co. | Cement composition including compressible carbon fraction |
| US9845423B2 (en) | 2015-04-29 | 2017-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Grout fluids for use in a geothermal well loop |
| US20160326423A1 (en) * | 2015-05-04 | 2016-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Downhole fluid compositions and methods of using carbon black particles |
| CA2997704A1 (en) * | 2015-10-15 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverter fluid |
| CN105623631B (zh) * | 2016-02-20 | 2018-05-04 | 西南石油大学 | 适用于深部地层、超深地层井漏的抗高温桥接堵漏剂 |
| WO2020005246A1 (en) | 2018-06-28 | 2020-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calcium carbonate / polymer particulate additives for use in subterranean operations |
| US11319760B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-05-03 | Saudi Arabian Oil Company | Swellable lost circulation material and methods of manufacturing and using the same |
| US12037534B2 (en) | 2021-12-21 | 2024-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reclaimed carbon black drilling fluid additive |
| US20230235633A1 (en) * | 2022-01-21 | 2023-07-27 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Lost circulation fluids and methods related thereto |
| CN115386348B (zh) * | 2022-09-14 | 2023-11-14 | 中国石油大学(华东) | 超深层油气藏盐诱导自聚结改性纳米石墨及其制备方法和调控体系及其应用方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2667224A (en) * | 1949-06-29 | 1954-01-26 | Stanolind Oil & Gas Co | Well completion process |
| US2912380A (en) * | 1953-07-17 | 1959-11-10 | American Viscose Corp | Drilling fluids and method of preventing loss thereof from well holes |
| US3385789A (en) * | 1964-03-05 | 1968-05-28 | Charles M. King | Composition and method for shale control |
| US3444276A (en) * | 1966-04-04 | 1969-05-13 | Dow Chemical Co | Method for producing carbon-bonded graphite structures |
| US3807961A (en) * | 1970-02-24 | 1974-04-30 | Superior Graphite Co | Apparatus for high-temperature treatment of petroleum coke |
| CA1091895A (en) * | 1975-07-01 | 1980-12-23 | William M. Goldberger | Method and apparatus for heat treating carbonaceous material in a fluidized bed |
| US4088583A (en) * | 1976-12-02 | 1978-05-09 | Union Oil Company Of California | Composition and method for drilling high temperature reservoirs |
| US4123367A (en) * | 1977-04-29 | 1978-10-31 | Dodd Anita A | Method of reducing drag and rotating torque in the rotary drilling of oil and gas wells |
| US4531594A (en) * | 1982-10-25 | 1985-07-30 | Venture Chemicals, Inc. | Method and compositions for fluid loss and seepage loss control |
| US4501329A (en) * | 1983-04-18 | 1985-02-26 | Chevron Research Company | Non-abrasive particulate material for permeability alteration in subsurface formations |
| US4957174A (en) * | 1989-06-29 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Method of controlling lost circulation in well drilling |
| NL9001145A (nl) * | 1990-05-16 | 1991-12-16 | Norman Laurie Jacobs | Smeermiddel. |
| ZA929373B (en) * | 1991-12-06 | 1993-06-02 | Chem Services | Drilling mud additive. |
| US5211250A (en) * | 1992-01-21 | 1993-05-18 | Conoco Inc. | Method for stabilizing boreholes |
-
1996
- 1996-12-04 EG EG107496A patent/EG21132A/xx active
- 1996-12-10 DK DK96944244T patent/DK0866842T3/da active
- 1996-12-10 EA EA199800570A patent/EA000357B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-12-10 CA CA002240290A patent/CA2240290C/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-12-10 EP EP96944244A patent/EP0866842B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-10 DE DE69632831T patent/DE69632831T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-10 US US08/763,201 patent/US5826669A/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-10 AU AU14102/97A patent/AU1410297A/en not_active Abandoned
- 1996-12-10 WO PCT/US1996/019431 patent/WO1997022677A1/en active IP Right Grant
- 1996-12-10 AR ARP960105591A patent/AR004370A1/es unknown
- 1996-12-14 DZ DZ960188A patent/DZ2143A1/fr active
- 1996-12-16 CO CO96065983A patent/CO4600753A1/es unknown
-
1997
- 1997-03-11 SA SA97170710A patent/SA97170710B1/ar unknown
-
1998
- 1998-06-12 NO NO19982733A patent/NO314591B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO314591B2 (no) | 2003-04-14 |
| EG21132A (en) | 2000-11-29 |
| DK0866842T3 (da) | 2004-10-11 |
| EP0866842B1 (en) | 2004-06-30 |
| DZ2143A1 (fr) | 2002-10-23 |
| EP0866842A4 (en) | 1999-02-03 |
| EA199800570A1 (ru) | 1998-12-24 |
| SA97170710B1 (ar) | 2006-09-04 |
| CA2240290C (en) | 2005-06-28 |
| DE69632831T2 (de) | 2005-07-14 |
| NO982733D0 (no) | 1998-06-12 |
| US5826669A (en) | 1998-10-27 |
| NO314591B1 (no) | 2003-04-14 |
| WO1997022677A1 (en) | 1997-06-26 |
| CA2240290A1 (en) | 1997-06-26 |
| AU1410297A (en) | 1997-07-14 |
| AR004370A1 (es) | 1998-11-04 |
| NO982733L (no) | 1998-06-12 |
| DE69632831D1 (de) | 2004-08-05 |
| CO4600753A1 (es) | 1998-05-08 |
| EP0866842A1 (en) | 1998-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA000357B1 (ru) | Способ улучшения свойств жидкости для бурения скважин, способ улучшения смазывающих свойств буровой жидкости для бурения скважин, способ снижения вращающего момента и гидродинамического сопротивления при вращении, поднятии или опускании бурильной трубы, способ контролирования потерь буровой жидкости из нефтяной нисходящей буровой скважины | |
| CA2581360C (en) | Lost circulation additive for drilling fluids | |
| US4460052A (en) | Prevention of lost circulation of drilling muds | |
| US4498995A (en) | Lost circulation drilling fluid | |
| CN100503767C (zh) | 乳化的聚合物钻井液及其制备和使用方法 | |
| Khodja et al. | Drilling fluid technology: performances and environmental considerations | |
| US6806232B1 (en) | Composition of drilling fluids comprising ground elastomeric crumb rubber material and a method of decreasing seepage and whole mud loss using such composition | |
| AU2014384679B2 (en) | Protein-based fibrous bridging material and process and system for treating a wellbore | |
| US20160222274A1 (en) | Additives for controlling lost circulation and methods of making and using same | |
| MXPA04006964A (es) | Composicion para la perdida de circulacion. | |
| CA2017834A1 (en) | Method for controlling lost circulation in well drilling | |
| CA2598123C (en) | Additive for reducing torque on a drill string | |
| Growcock et al. | Drilling fluids | |
| US2561075A (en) | Well drilling | |
| Deshpande et al. | Selection and Optimization of Spacer Surfactants for Enhanced Shear-Bond Strength | |
| Sonmez et al. | Comprehensive approach to torque and lost circulation problems in geothermal wells in terms of drilling fluid | |
| Adekomaya et al. | An experimental study of the effect of contaminants on the flow properties of oil based drilling mud | |
| Suhascaryo et al. | The Effects of VICOIL Bopanprog Usage as a Substitute for Crude Oil for Oil-Based Drilling Fluids | |
| Simpson | A new approach to oil-base muds for lower-cost drilling | |
| US11879089B1 (en) | Lost circulation material package with tailored particle size distribution | |
| Raheem | STUDY THE FLUID LOSS AND RHEOLOGICAL BEHAVIORS OF BENTONITE DRILLING MUD CONTAMINATED WITH SALT AND USED MOTOR OIL. | |
| Gerner | Lost circulation experimental study in Oil Based mud and analyzing experimental data | |
| WO2023201127A1 (en) | Open-cell, natural materials as lost-circulation material | |
| US9683159B1 (en) | Additive for drilling fluid used as a sealing agent to reduce seepage loss and fluid loss in subterranean wellbores | |
| CN114774092A (zh) | 一种钻井保护组合物、钻井保护液 |
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 KZ 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 |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |