EA005149B1 - Чувствительная к сдвигу тампонирующая жидкость для тампонирования и способ тампонирования зоны подземного пласта - Google Patents

Чувствительная к сдвигу тампонирующая жидкость для тампонирования и способ тампонирования зоны подземного пласта Download PDF

Info

Publication number
EA005149B1
EA005149B1 EA200400257A EA200400257A EA005149B1 EA 005149 B1 EA005149 B1 EA 005149B1 EA 200400257 A EA200400257 A EA 200400257A EA 200400257 A EA200400257 A EA 200400257A EA 005149 B1 EA005149 B1 EA 005149B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
polymer
plugging
grafted
plugging fluid
fluid
Prior art date
Application number
EA200400257A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200400257A1 (ru
Inventor
Джек Меберри
Грег Гаррисон
Андре Гарнье
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of EA200400257A1 publication Critical patent/EA200400257A1/ru
Publication of EA005149B1 publication Critical patent/EA005149B1/ru

Links

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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502—Oil-based 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/565—Oil-based 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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/5751—Macromolecular compounds
    • C09K8/5756—Macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Sealing Material Composition (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
  • Placing Or Removing Of Piles Or Sheet Piles, Or Accessories Thereof (AREA)

Abstract

Тампонирующая жидкость для тампонирования зоны подземного пласта, окружающего буровую скважину, содержит эмульсию, включающую дисперсную водную фазу, имеющую водную основу, и дисперсионную гидрофобную фазу, содержащую полимер, состоящий из производного привитого эфира целлюлозы, поверхностно-активное вещество и активатор сшивания полимера. Полимер представляет собой, предпочтительно, 2-гидроксиэтилцеллюлозу, к которой привита винилфосфоновая кислота. После осуществления сдвига, предпочтительно посредством бурильной коронки, эмульсия инвертируется так, что разрушение капелек эмульсии высвобождает активатор сшивания в водную фазу, образуя тем самым структуру геля.

Description

Ссылка на родственную предварительную заявку
Эта заявка содержит притязание на приоритет предварительной заявки США 8№ 60/309 538 и предварительной заявки США 8№ 60/334 444.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к реакционноспособной тампонирующей жидкости, предназначенной для быстрого превращения в гель, когда она подвергается высокому усилию сдвига. Изобретение также относится к способу тампонирования зоны подземного пласта, особенно для отверждения массивных потерь бурового раствора при бурении скважины.
Предпосылки к созданию изобретения
Потеря циркуляции бурового раствора по причине его поглощения при бурении представляет собой основную проблему. Стоимость скважины значительно возрастает в связи с потерей времени от простоев в работе скважины, и также по причине связанных с этим проблем бурения, таких как застревание в трубах, и вопросов безопасности. Наиболее общепринятой технологией для борьбы с потерей циркуляции бурового раствора является добавление в буровой раствор материала для борьбы с поглощением раствора (МБП). Гранулированные хлопья и волокнистые частицы, в особенности основанные на целлюлозных материалах, используются для уплотнения трещин, пустот и пористых зон. Также обычно используются минералы, такие как слюда. Если даже высокие концентрации материалов для борьбы с поглощением бурового раствора не могут восстановить его циркуляцию, устанавливается цементный тампон. Цементный тампон уплотняет пустоты, но также заполняет отверстие буровой скважины, и требуется пробуривать его перед тем, как продолжить бурение скважины. Очень часто процедуру нужно повторить несколько раз перед тем, как создать надлежащее уплотнение.
Другие технологии включают использование реакционноспособных жидкостей. Две реакционноспособные жидкости либо смешиваются вблизи пласта, где имеет место поглощение бурового раствора, причем первая жидкость закачивается через бурильную колонну, и вторая жидкость вытесняется вниз в кольцевое пространство. На поверхности контакта двух жидкостей турбулентный поток дает возможность быстрого образования эластичной твердой массы, обычно известной, как «дипк» (смесь бентонита, цемента и атапульгита в нефти или дизтопливе). В другой практике используются гели сшитых полимеров, реакция между которыми начинается на поверхности. В обоих случаях технология связана с высоким риском, поскольку небольшие изменения в составе, температуре и загрязнении жидкости могут привести к преждевременному гелеобразованию внутри отверстия забоя или вокруг него, что приведет к остановке основного процесса.
Также известно использование в качестве жидкостей для тампонирования так называемых реотропных жидкостей, которые загустевают, когда подвергаются высокому усилию сдвига. В патенте США № 4663366 описана такая поликарбоновая кислота, содержащая эмульсию воды-в-масле, в которой масляная фаза содержит способную к гидратации набухающую в воде гидрофильную глину, такую как бентонит, и водная фаза содержит растворенный полиакриламид и поликарбоновую кислоту. Осаждение этой тампонирующей жидкости имеет место в результате разбухания бентонита, когда бентонит контактирует с водой. Каждая дисперсная капля водной фазы покрыта полимерным материалом, так что контакт происходит только, когда эмульсия подвергается высоким усилиям сдвига, которые разрушают это покрытие.
Другая реотропная тампонирующая жидкость известна из патента США № 5919739 (8ипбе с1 а1.). Так же, как эмульсия в патенте США № 4663366, жидкость основана на «свободной» инвертной эмульсии. Дисперсионная фаза создает капсулирующую среду для сшитого полимера, и внутренняя фаза состоит из полимера высокой концентрации, в то время как поверхностное натяжение между двумя фазами поддерживается концентрацией липофильного поверхностно-активного вещества.
Предпочтительная тампонирующая жидкость по патенту 8ипбе е1 а1. состоит примерно на 25% по объему из дисперсионной фазы, содержащей гидрофобную жидкость, выбранную из минеральных масел, растительных масел, сложных эфиров и простых эфиров, эмульгатора на основе триглицерида, бентонита и гидроксида кальция, и примерно на 75% по объему из дисперсной водной фазы, содержащей воду, ксантан и, не обязательно, взвешенного материала, такого как барит. Когда этот тип жидкости подвергается значительному перепаду давления, происходит инверсия эмульсии, и сшитый полимер высвобождается в водную фазу, в результате чего образуется гель.
Этот последний тип тампонирующей жидкости может храниться в течение нескольких недель без реакции и прокачиваться центробежным насосом в течение нескольких часов. Образование геля происходит быстро и начинается только, когда тампонирующая жидкость подвергается высоким усилиям сдвига, например, путем вытеснения через буровую коронку. Однако использование этого типа тампонирующей жидкости ограничено недостатком прочности и усадкой с течением времени. Более того, выше порога температуры около 90°С гель становится менее жестким и превращается в вязкую жидкость в связи с разрывом сшивающих связей.
Следовательно, существует необходимость в создании новой тампонирующей жидкости, подходящей для эффективного уплотнения проблемной зоны и стабильной в пределах широкого диапазона температур. Также необходим контроль в скважине для лучшего проведения процедур, включая стратегии размещения для того, чтобы помочь успешному выполнению работы.
Краткое изложение сущности изобретения
Таким образом, изобретением предусмотрена тампонирующая жидкость для тампонирования зоны подземного пласта, окружающего буровую скважину, состоящая из эмульсии, содержащей дисперсную водную фазу, включающую водную основу, и дисперсионную гидрофобную фазу, включающую графт-полимер, производный от гидроксиэтилцеллюлозы, поверхностно-активное вещество и активатор сшивания полимера гидроксиэтилцеллюлозы.
Предполагается, что эмульсия является инвертной (вода-в-масле), хотя она может в действительности быть направленной таким образом (масло-в-воде), что в дальнейшем капельки воды будут внутри больших капель масла, т. е. инвертная эмульсия перейдет в направленную эмульсию.
Графт-полимеры, которые полезны для осуществления изобретения, представляют собой производные эфира целлюлозы с привитыми винилфосфоновыми кислотами.
Производное эфира целлюлозы представляет собой преимущественно гидроксиалкилцеллюлозу, в которой алкил выбран из группы, состоящей из этила и пропила. Предпочтительной гидроксиалкилцеллюлозой является 2гидроксиэтилцеллюлоза. Процесс приготовления эфиров целлюлозы, имеющих, по меньшей мере, один фосфоросодержащий компонент известен из патента США 4413121, который упоминается здесь и включен в описание в качестве ссылки.
Принцип осаждения тампонирующей жидкости по настоящему изобретению является в основном тем же, что и тампонирующей жидкости по патенту США № 4633366, описанному выше. Он представляет собой сшивание привитой гидроксиалкилцеллюлозы, которое приводит к образованию геля. Сшиваемые производные целлюлозы являются известными из существующего уровня техники полимерными загустителями, используемыми в нефтяной промышленности, в частности для контролирования поглощения бурового раствора в подземных пластах. Ссылки могут быть сделаны, например, на патент США 5439057 и патент США 5680900. Сшивающая связь создается между ионом металла и соответствующими группами вдоль полимерной цепи полисахаридов. Когда тампонирующую жидкость подвергают перепаду давления, большему, чем 2 МПа на малом расстоянии, предполагается, что эмульсия инвертируется или обращается из ее инвертного состояния в более стабильное направленное состояние. Раз рыв капелек эмульсии высвобождает активатор сшивания в водную фазу, тем самым обеспечивая сшивание металлического двухвалентного иона с производными эфира целлюлозы и образуя структуру геля.
Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения
Предпочтительным полимером, используемым в этом изобретении, является производное гидроксиэтилцеллюлозы, более конкретно, графт-полимер 2-гидроксиэтилцеллюлозы с винилфосфоновой кислотой. Отношение 2-гидроксиэтилцеллюлозы к мономерам винилфосфоновой кислоты в графт-полимере находится обычно в диапазоне от примерно 5% до примерно 20%, и, предпочтительное отношение, от примерно 10% до примерно 12%. Диапазон концентраций находится в пределах от 0,1 до 5 мас.%, причем в основном предпочтительным является 2 мас.%. Повышенная концентрация полимера обеспечивает в результате более жесткие гели.
Сшивающие вещества или примеси активаторов сшивания выбираются из групп, состоящих из соединений железа III, бора (таких как борная кислота, соли бораты), титана IV, циркония IV, алюминия III и сурьмы V; соединений, содержащих двухвалентные ионы кальция и магния (например, оксид магния и оксид кальция), амины (моно, ди или триалканол, кокоамины, пентамины, алкилдиэтаноламины), ацетаты (такие, как ацетат натрия), гидроксид натрия, гидроксид калия, и буферы, такие как карбонат натрия, карбонат калия и ацетат натрия; и/или других добавок, которые вырабатывают ионы гидроксила в водных растворах, таких как аммиак, соединения аммиака и соединения, производящие аммиак, например, мочевина; хелирующих веществ, таких как лактат натрия, соли гидроксиэтиламинкарбоновой кислоты - такой, как гидроксиэтилендиаминтриуксусной кислоты (ΕΌΤΑ), глюконат натрия, сорбит, и глицерин.
Предпочтительные вещества для контроля сшивания/регулирования рН представляют собой оксид магния, карбонат натрия, ΕΌΤΑ и тетраборат натрия. Диапазон концентрации оксида магния находится в пределах от 0,01 до 3 мас.%, предпочтительно, от примерно 0,5 до примерно 1,5 мас.%. Диапазон концентрации карбоната натрия находится в пределах от 0,01 до 3 мас.%, предпочтительно, от примерно 0,1 до 1 мас.%. Диапазон концентрации ΕΌΤΑ находится в пределах от 0,01 до 3 мас.%, предпочтительно, от примерно 0,1 до 1 мас.%; и диапазон концентрации тетрабората натрия находится в пределах от 0,01 до 3 мас.%, предпочтительно, от примерно 0,1 до 1 мас.%.
Любой чистый жидкий углеводород может быть использован для масляной фазы. Масло может быть целесообразно выбрано из любого исходного масла, подходящего в качестве буро вого раствора, такого как минеральные масла, растительные масла, эфиры, масла сложных эфиров и простых эфиров, дизельное топливо, альфа-олефины, полиолефины, η-алканы и их смеси. Выбранные масла должны быть аналогичными используемым буровым растворам и соответствовать нормативам окружающей среды, которые, например, запрещают использование масел, содержащих ароматические соединения, на буровых установках для бурения в море. Диапазон концентрации масляной фазы находится в пределах от примерно 5 до примерно 70 мас.%, и, предпочтительно, от примерно 10 до примерно 25 мас.%.
Используемая вода предпочтительно представляет собой свежую водопроводную воду. Не загрязненная буровая вода, такая как морская вода или слабый соляной раствор, в котором растворено до примерно 50% свежей воды, также может быть использована. Диапазон концентрации находится в пределах от примерно 30 до примерно 95 мас.%, более предпочтительно, от 70 до примерно 90 мас.%.
Сшивающая связь, создаваемая между ионом металла и гидроксильными группами совпадает, если рН находится в диапазоне между 11 и 13.
Могут быть использованы традиционные имеющиеся в продаже эмульгаторы, выбранные на основе их совместимости со щелочной окружающей средой и температурой, при которой ее собираются использовать. Липофильные поверхностно-активные вещества, используемые для приготовления буровых растворов, представляющих собой эмульсию воды-в-масле, содержат высокое количество воды (больше, чем 50% по объему) и специалистам в этой области техники известно, что они могут обеспечить требуемую концентрацию эмульсии. Предпочтительные эмульгаторы основаны на сочетании жирных кислот и полиамидов или на триглицериде. Время осаждения тампонирующей жидкости зависит от количества эмульгатора: добавка небольшого количества эмульгатора дает в результате очень короткое время осаждения и очень нестабильную эмульсию. Наоборот, высокая концентрация эмульсии дает в результате слишком стабильную жидкость, очень большое время осаждения и требует более высоких усилий сдвига для образования геля. Предпочтительными поверхностно-активными веществами являются производные полиамидов при концентрации в диапазоне от примерно 0,01 до примерно 5 мас.%, и, наиболее предпочтительно, от примерно 0,1 до примерно 3 мас.% для контроля скорости сдвига, требуемой для инвертирования эмульсии.
Тампонирующая жидкость в соответствии с настоящим изобретением может, не обязательно, содержать дополнительные добавки, такие как ускоритель осаждения, материал для борьбы с поглощением бурового раствора и наполнители.
Установка для тампонирования в соответствии с настоящим изобретением может быть использована в расширенном диапазоне температур, который простирается от примерно 40°Р до примерно 325°Р (от примерно 4°С до примерно 163°С).
Хотя это не является предпочтительным, тампонирующая жидкость может также содержать традиционный материал для борьбы с поглощением бурового раствора, такой как шелуха арахиса, волокна, карбонат кальция, слюда и т.п. Если тампонирующая жидкость подвергается проходу через бурильную коронку, тогда материалы для борьбы с поглощением бурового раствора должны быть тонкоизмельченными, или сорт среды зависит от размера струи буровой коронки.
Наполнители, такие как глины, обычно используются в буровом растворе для того, чтобы улучшить суспензию твердых частиц, чтобы удерживать отдельные твердые частицы, такие как закупоривающие вещества, от сепарации. Бентонит является предпочтительным, благодаря его способности абсорбировать большие количества воды, таким образом предотвращая разведение геля притоком воды. Бентонит дополнительно повышает прочность геля в шламе и улучшает суспензию твердых частиц, когда дополнительно добавляется материал для борьбы с поглощением бурового раствора.
Тампонирующая жидкость по изобретению может также быть использована в сочетании со взвешенными веществами. Взвешенные вещества выбираются из группы, состоящей из барита, ильменита, гематита, карбонатов марганца и кальция. Когда твердые взвешенные добавки добавляются в масляную фазу, плотность может обычно быть отрегулирована между 0,98 г/см3 (без взвешенного вещества) и 1,68 г/см3. Когда твердые взвешенные добавки добавляются к водной фазе, может быть достигнута более высокая плотность, вплоть до примерно 2 г/см3.
Предпочтительная тампонирующая жидкость в соответствии с настоящим изобретением содержит 15,65 мас.% дизельного топлива, 0,18 мас.% производного полиамида (эмульгатора), 1,96 мас.% производного гидроксиэтилцеллюлозы (2-гидроксиэтилцеллюлозы 89-90 мас.%, графт-полимера винилфосфоновой кислоты 1011 мас.%, молекулярный вес 1300000), 78,27 мас.% свежей воды, и сшивающего вещества/активатора, 1,27 мас.% оксида магния, 0,51 мас.% карбоната натрия, 0,67 мас.% пентагидрата тетрабората натрия и 0,51 мас.% трехкалиевой соли ΕΌΤΆ.
В соответствии с предпочтительным вариантом воплощения настоящего изобретения способ приготовления новой тампонирующей жидкости включает следующие стадии: раство005149 рение эмульгатора в масле при слабом помешивании (например, около 400 об/мин) в течение примерно 2 мин, добавление всей остальной жидкости или твердых добавок, включающих полимер, к исходному маслу при том же слабом помешивании, в течение примерно того же периода времени для того, чтобы приготовить заранее приготовленную смесь, которая содержит все компоненты эмульсии, кроме воды, и добавляют в воду, например, при помощи статического смесителя немедленно перед прокачиванием ее вниз, так что полимер не проходит в водную фазу и, соответственно, не гидратируется перед распадом эмульсии. Следует отметить, что существенная миграция и гидратация полимера достигается за период в несколько минут, например между примерно 15 и 30 мин. В соответствии с предпочтительным вариантом воплощения изобретения эмульсия прокачивается насосом не менее чем 1 мин и предпочтительно около 30 с после смешивания, так что значительная гидратация не может произойти за такой небольшой период времени.
Предварительно приготовленная смесь может сохраняться и остается на месте до тех пор, пока не потребуется обеспечить предотвращение внеплановой добавки воды, чтобы избежать значительного увеличения вязкости.
Одним аспектом настоящего изобретения является способ размещения тампона в буровой скважине для обработки зоны поглощения бурового раствора. По рекомендуемой практике, после того, как будет обнаружена зона поглощения бурового раствора, необходимо обработать зону так быстро, как это возможно. Глубина самой низкой зоны поглощения бурового раствора может быть определена путем каротажа (например, при помощи создающих изображение инструментов), или путем построения графика зависимости глубины от потери скорости. Точное местоположение является ключом к тому, чтобы быть уверенным, что тампонирующая гранула будет помещена ниже поверхности поглощения бурового раствора. Гранулы преимущественно закачиваются насосом через сопла буровой коронки, при этом используются гранулы, имеющие объем примерно 5-15 м3. После закачивания первой гранулы, скважина может получить возможность равновесия, и должны быть предприняты попытки восстановить циркуляцию. Если полная циркуляция не достигается, тогда две или три гранулы могут потребоваться для эффективного уплотнения зоны.
Эти и другие отличительные признаки изобретения становятся очевидными и понятными специалистам в этой области техники из подробного описания следующих примеров.
Лабораторная оценка и примеры
Жидкая гранула была смешана в соответствии с предпочтительным составом, который состоял из 80 г дизельного топлива, 0,94 г про изводного полиамида (эмульгатора), 10 г производного гидроксиэтилцеллюлозы (2-гидроксиэтилцеллюлозы 89-90 мас.%, графт-полимер винилфосфоновой кислоты 10-11 мас.%, молекулярный вес 1300000), 400 г свежей воды, и сшивающего вещества/активатора, 6,5 г оксида магния, 2,6 г карбоната натрия, 3,4 г пентагидрата тетрабората натрия, 5 г тонкоизмельченного диоксида кремния и 2,6 г ΕΌΤΆ (трехкалиевой соли).
Масло помещается в сосуд и перемешивается. К перемешанной масляной фазе медленно добавляется поверхностно-активное вещество до тех пор, пока поверхностно-активное вещество не растворится в масле под влиянием перемешивания при 400 об/мин в течение 2 мин. Затем добавляются (в любом порядке) твердые добавки (оксид магния, карбонат натрия, полимер, пентагидрат тетрабората натрия, тонкоизмельченный диоксид кремния и этилендиаминтетрауксусная кислота) к исходному маслу при перемешивании при 400 об/мин в течение дополнительных 2 мин. Эмульсия образуется путем медленной добавки воды в перемешиваемую масляную фазу и во время повышения скорости смесителя до максимума 600 об/мин для того, чтобы получить требуемую эмульсию менее, чем за 30 с.
Процедура инвертирования эмульсии посредством сдвига
Эмульсия инвертируется под воздействием сдвига. Сдвиг может быть моделирован в лаборатории посредством ряда способов. В качестве примера ниже предусмотрены три различные способа: использование агрегата для создания сдвига, использование модифицированного элемента для поглощения бурового раствора по методике АНИ и использование лопастной мешалки (промышленный смеситель ХУаппд).
1) Использование агрегата для создания сдвига - аналогично описанному в патенте США 5717131: Эмульсию наливают в резервуар, давление на входе устанавливают равным 7 бар (100 ρκΐ), и сопло для создания усилия сдвига устанавливают на 35 бар (500 ρκί) путем первоначального испытания с жидкостью низкой вязкости. Обращенную эмульсию собирают на выходе в пластмассовую мензурку или маленькие пластмассовые кубы или в резиновый шланг для последующих испытаний экструзией.
2) Использование модифицированного элемента поглощения бурового раствора по методике АНИ: элемент для поглощения бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении используется обычно для проведения опытов по поглощению бурового раствора для цементных шламов. Для того, чтобы иметь хороший контакт, поршень, снабженный двумя кольцами О-образной формы, добавляется в элемент. Поршень выталкивается на дно элемента для инвертированного поглощения бурового раствора. Эмульсия наливается в элемент для поглощения бурового раствора, и прокладка без фильтрующего сита добавляется для предотвращения утечки, и крышка фиксируется. Эта крышка снабжена клапаном с торцом дюйма. Элемент для поглощения бурового раствора поворачивается и располагается на своем стенде, и производится монтаж соединения для подвода давления. Прилагаемое давление составляет 35 бар (500 ρκί). Верхний клапан открывается, создавая возможность протолкнуть эмульсию через поршень. Нижний клапан открывается на короткое время и закрывается для предотвращения выбросов, и обращенная эмульсия собирается в пластмассовую мензурку или маленькие пластмассовые кубы.
3) Использование лопастной мешалки: после приготовления эмульсии она смешивается в течение 20 с при 7000 об/мин в лопастной мешалке. Обращенная эмульсия собирается в пластмассовую мензурку или маленькие пластмассовые кубы.
Способ испытания экструзией
Эмульсию готовят, как указано выше и производят ее обращение в агрегате для создания сдвига. К выходу агрегата для создания сдвига подсоединен резиновый шланг. Инвертированная («обращенная») эмульсия проходит через шланг, заполняя его полностью. Как только обращенная эмульсия выходит из шланга, шланг отсоединяют от агрегата для создания сдвига и соединяют с трубопроводом давления. Давление регулируется посредством регулятора, что дает возможность газообразному азоту выталкивать гель. Давление, требуемое для экструзии геля, считывается цифровым манометром и записывается. Это испытание экструзии может быть выполнено на геле в резиновом шланге сразу после обращения, или может быть предоставлено время на период в несколько часов перед экструзией.
Также возможно соединить резиновый шланг с модифицированным элементом для поглощения бурового раствора по методике АНИ для того, чтобы произвести обращение эмульсии в резиновом шланге. Испытания экструзии затем могут быть проведены на геле.
Данные для предпочтительного состава, полученные при температуре окружающей среды
Эмульсия, в которой произвелей сдвиг при помоци ... Время гидратации приготовленной эмульсии перед сдвигом (час) Давлений, требуемое для экструзии немедленно после ЛТ*^** Давление, требуемое для экструзии геля после выдерживания я резиновом шланге в течение 1 часа Давление, требуемое для экструзии геля после выдерамвамия в резиновом течение 2
Агрегат для создания сдвига 16 ρ3ί (230400 ХЬ/100 £С2] 84 рзт (1209600 1Ь/100 £Е2]
Элемент для поглощения бурового раствора (172Θ00 1Б/100 £Е2] 60 ρ3ί [864000 1Ь/100 £с2] 70 рз1 [1008000 1Ь/100 £с2]
Элемент для поглощения раствора 17 12 рз1 (172800 Пэ/100 £Е2) 80 рз1 [1152000 Пэ/100 £С2)
Гели подвергались сдвигу при комнатной температуре и размещались при температуре до 325°Г. Гель затем охлаждался и визуально про верялся. В другом опыте, эмульсия отбиралась при 300°Г перед сдвигом и впоследствии подвергалась сдвигу. В обоих случаях был образован жесткий гель, даже если гель, образованный при 300°Г, был в действительности более жестким.
Испытание на рабочей площадке
Испытание на рабочей площадке проводилось для оценки образования эмульсии посредством статического смесителя, который должен подходить для применения в морских условиях. Статический смеситель улучшает контакт между масляной фазой и водой для смешивания, для того, чтобы создать гомогенную эмульсию. Ограничитель (штуцер) был использован для обеспечения перепада давления, требуемого для обращения эмульсии и образования геля.
Была приготовлена эмульсия без взвешенных частиц, состоящая из 320 л дизельного топлива (исходное масло), 19,2 л производного полиамида (эмульгатора), 24,09 кг активатора сшивания, содержащего оксид магния, дигидрогенированный жирный диметиламмониевый бентонит и этоксилированный октилфенол, 4,82 кг безводной кальцинированной соды в качестве буфера, 48,23 кг загустителя, производного гидроксиэтилцеллюлозы (2-гидроксиэтилцеллюлозы 89-90 мас.%, графт-полимера винилфосфоновой кислоты 10-11 мас.%, молекулярный вес 1300000), 12,53 кг декагидрата тетрабората натрия, 9,64 кг тетранатриевого этилендиаминтетраацетата (тетранатриевой БИТА), 24,09 кг порошка кристаллического двуоксида кремния и 1927 л воды.
Была также приготовлена эмульсия со взвешенными частицами, содержащая 357,7 л исходного масла, 14,31 л эмульгатора, 17,89 кг активатора сшивания, 3,58 кг буфера, 35,78 кг загустителя, 9,30 кг декагидрата тетрабората натрия, 7,16 кг тетранатриевой БИТА, 17,89 кг порошка кристаллического двуоксида кремния и 1430 л воды.
Перед смешиванием масляной фазы штуцер был калиброван на воде, и все трубопроводы были испытаны под давлением. Два барреля (317,97 л) масла были добавлены вместе с эмульгатором в бочонок, циркулировали и перемещались в приемный резервуар для того, чтобы удалить всю воду из трубопроводов.
Эмульгатор был сначала добавлен в масляную фазу в бочонке. Смесь могла перемешиваться в течение двух минут. Твердые добавки были затем примешаны, и смесь имела возможность перемешиваться в течение 10 мин. Два отдельных трубопровода были использованы для прокачивания масляной фазы и воды. Два трубопровода соединялись вместе, чтобы образовать один единый трубопровод, и следовательно, начать образование эмульсии. Четыре различных конфигурации были использованы для приготовления геля:
- клапаны расположены на одной оси, чтобы предотвратить проход эмульсии через статический смеситель, и трубопроводы не снабжены никакими ограничениями;
- клапаны расположены на одной оси, чтобы эмульсия проходила через статический смеситель и штуцер, который создает перепад давления, равный 250 ρδί перед тем, как она достигнет выхода;
- эмульсия не проходит через статический смеситель и проходит через штуцер;
- эмульсия проходит через статический смеситель без установленного штуцера.
Когда масляная фаза смешивалась в бочонке, образцы собирались, и с использованием лопастной мешалки вода примешивалась для того, чтобы подтвердить однородность эмульсии. Испытания воспроизвели предыдущие результаты, полученные в лаборатории. В связи с малым объемом температура в бочонке повысилась. Для обеспечения растворения полимера в растворе со взвешенным веществом, полимер осторожно добавляли немедленно после добавки эмульгатора. Смесь имела возможность перемешиваться в течение не более чем 10 мин, с другими химикатами, которые добавлялись, как это делалось ранее.
В масляной фазе успешно взвешивалась добавка барита. После добавки воды через статический смеситель была образована гомогенная эмульсия. Масляная фаза была измерена с использованием баланса бурового раствора под давлением, и плотность составляла 1,69 г/см3.
В общем, результаты были такими, как предполагалось. Добавка штуцера обеспечила перепад давления, необходимый для обращения эмульсии из масляной фазы в водную фазу и производства жесткого геля при перепаде давления 250 ρδί. При отсутствии штуцера энергии одного статического смесителя было недостаточно, чтобы произвести обращение эмульсии.

Claims (14)

1. Тампонирующая жидкость для тампонирования зоны подземного пласта, окружающего буровую скважину, в основном состоящая из эмульсии, содержащей дисперсную водную фазу, включающей водную основу, и дисперсионную гидрофобную фазу, включающую полимер, состоящий из производного привитого эфира целлюлозы, поверхностно-активного вещества и активатора сшивания полимера.
2. Тампонирующая жидкость по п.1, в которой полимер представляет собой привитой полимер гидроксиалкилцеллюлозы, производный от графт-полимера.
3. Тампонирующая жидкость по п.2, в которой полимер представляет собой 2-гидроксиэтилцеллюлозу с привитой винилфосфоновой кислотой.
4. Тампонирующая жидкость по п.3, в которой отношение 2-гидроксиэтилцеллюлозы к мономерам винилфосфоновой кислоты в графтполимере находится в диапазоне от примерно 5 до примерно 20%.
5. Тампонирующая жидкость по п.1, в которой активаторы сшивания полимера выбраны из групп, состоящих из соединений, в которых предусмотрены ионы железа III, бора, титана IV, циркония IV, алюминия III и сурьмы V; соединений, содержащих двухвалентные ионы кальция и магния, аминов, ацетатов, гидроксида натрия, гидроксида калия, карбоната натрия, карбоната калия, ацетата натрия, аммиака, соединений, производящих аммиак, хелирующих агентов, глюконата натрия, сорбита и глицерина и их смесей.
6. Тампонирующая жидкость по п.5, в которой активатор сшивания содержит примесь, состоящую из оксида магния, карбоната натрия, гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусной кислоты и тетрабората натрия.
7. Тампонирующая жидкость по п.1, в которой масло присутствует в концентрации от примерно 5 до примерно 70 мас.% и вода имеется в концентрации от примерно 30 до примерно 95 мас.%.
8. Тампонирующая жидкость, содержащая от примерно 10 до 25 мас.% дизельного топлива, от 0,1 до 3 мас.% производного полиамида, от 0,1 до 5 мас.% 2-гидроксиэтилцеллюлозы, с привитой винилфосфоновой кислотой, от 70 до 90 мас.% свежей воды, от 0,5 до 1,5 мас.% оксида магния и от 0,5 до 1 мас.% карбоната натрия, от 0,1 до 1 мас.% пентагидрата тетрабората натрия и от 0,1 до 1 мас.% гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусной кислоты.
9. Способ приготовления тампонирующей жидкости, включающий стадии растворения поверхностно-активного вещества в масле, добавления полимера, состоящего из производного привитого эфира целлюлозы, и добавки для сшивания полимера для приготовления заранее приготовленной смеси и смешивания этой заранее приготовленной смеси с водой.
10. Способ уплотнения зоны поглощения бурового раствора в буровой скважине, включающий стадии подачи насосом тампонирующей жидкости, состоящей из эмульсии, содержащей дисперсную водную фазу, включающую водную основу, и дисперсионную гидрофобную фазу, включающую полимер, состоящий из производного привитого эфира целлюлозы, поверхностно-активное вещество и активатор сшивания полимера, и осуществления превращения в гель тампонирующей жидкости посредством усилия сдвига.
11. Способ по п.10, в котором усилия сдвига приложены через сопла буровой коронки.
12. Способ по п.10, в котором полимер не имеет возможности значительно гидратировать13 ся перед началом образования геля из тампонирующей жидкости посредством усилия сдвига.
13. Способ по п.10, в котором полимер представляет собой привитый полимер гидро ксиалкилцеллюлозы, производный графт-полимера.
14. Способ по п.12, в котором полимер представляет собой 2-гидроксиэтилцеллюлозу с привитой винилфосфорной кислотой.
EA200400257A 2001-08-02 2002-07-19 Чувствительная к сдвигу тампонирующая жидкость для тампонирования и способ тампонирования зоны подземного пласта EA005149B1 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US30953801P 2001-08-02 2001-08-02
US33444401P 2001-11-29 2001-11-29
US10/172,266 US6814145B2 (en) 2001-08-02 2002-06-14 Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone
PCT/EP2002/008079 WO2003014520A1 (en) 2001-08-02 2002-07-19 Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200400257A1 EA200400257A1 (ru) 2004-06-24
EA005149B1 true EA005149B1 (ru) 2004-12-30

Family

ID=27390105

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200400257A EA005149B1 (ru) 2001-08-02 2002-07-19 Чувствительная к сдвигу тампонирующая жидкость для тампонирования и способ тампонирования зоны подземного пласта

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6814145B2 (ru)
EP (1) EP1412614B1 (ru)
CN (1) CN100335742C (ru)
AT (1) ATE338881T1 (ru)
CA (1) CA2455994C (ru)
DE (1) DE60214562T2 (ru)
DK (1) DK1412614T3 (ru)
EA (1) EA005149B1 (ru)
EG (1) EG23291A (ru)
MX (1) MXPA04000957A (ru)
MY (1) MY129825A (ru)
WO (1) WO2003014520A1 (ru)

Families Citing this family (39)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6790812B2 (en) * 2001-11-30 2004-09-14 Baker Hughes Incorporated Acid soluble, high fluid loss pill for lost circulation
EP1555385A1 (en) * 2004-01-16 2005-07-20 Services Petroliers Schlumberger SA Method of consolidating an underground formation
US7703529B2 (en) * 2004-02-13 2010-04-27 Schlumberger Technology Corporation Gel capsules for solids entrainment
US7795187B2 (en) * 2006-02-14 2010-09-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising zirconium triethanolamine complex
US7823643B2 (en) 2006-06-05 2010-11-02 Fmc Technologies Inc. Insulation shroud with internal support structure
US8242060B2 (en) * 2006-12-21 2012-08-14 Dorf Ketal Specialty Catalysts, LLC Stable solutions of zirconium hydroxyalkylethylene diamine complex and use in oil field applications
US7732383B2 (en) * 2006-12-21 2010-06-08 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process for stabilized zirconium triethanolamine complex and uses in oil field applications
US20080217011A1 (en) * 2007-03-06 2008-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating a subterranean formation with a treatment fluid containing a gelling agent and subsequently breaking the gel with an oxidizer
US8236739B2 (en) * 2007-03-30 2012-08-07 Dork Ketal Speciality Catalysts, LLC Zirconium-based cross-linker compositions and their use in high pH oil field applications
US7795188B2 (en) * 2007-03-30 2010-09-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Zirconium-base cross-linker compositions and their use in high pH oil field applications
CN101311241B (zh) * 2007-05-24 2014-05-07 西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院 一种葡萄糖酸盐钻井液
EA201070120A1 (ru) * 2007-07-10 2010-06-30 Эм-Ай ЭлЭлСи Способы и композиции для предотвращения потери раствора высокой плотности для заканчивания скважины
US7851417B2 (en) * 2007-12-11 2010-12-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare borozirconate solution and use as cross-linker in hydraulic fracturing fluids
US7683011B2 (en) * 2007-12-12 2010-03-23 Du Pont Process to prepare borozirconate solution and use as cross-linker in hydraulic fracturing fluids
US7795190B2 (en) * 2007-12-14 2010-09-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare borozirconate solution and use as a cross-linker in hydraulic fracturing fluids
US7790657B2 (en) * 2007-12-17 2010-09-07 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare borozirconate solution and use a cross-linker in hydraulic fracturing fluids
JP5101324B2 (ja) * 2008-02-07 2012-12-19 日立建機株式会社 建設機械のＮＯｘ低減装置の配設構造
US8153564B2 (en) * 2008-03-07 2012-04-10 Dorf Ketal Speciality Catalysts, Llc Zirconium-based cross-linking composition for use with high pH polymer solutions
CN101435317B (zh) * 2008-12-12 2012-05-23 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 失返性漏失交联凝胶堵漏工艺
US8141637B2 (en) 2009-08-11 2012-03-27 Schlumberger Technology Corporation Manipulation of flow underground
US8932998B2 (en) * 2009-10-05 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Methods for crosslinking water soluble polymers for use in well applications
CN101735784B (zh) * 2009-12-15 2013-02-20 中国科学院长春应用化学研究所 一种高强度油井封堵胶体及制备方法
CN102127403B (zh) * 2010-01-18 2013-01-09 四川仁智油田技术服务股份有限公司 钻井高效堵漏剂
CN102250606B (zh) * 2010-05-20 2013-04-24 中国石油化工股份有限公司 一种用于稠油热采的微乳液及其制备方法
US8714248B2 (en) 2010-08-25 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method of gravel packing
US9234415B2 (en) 2010-08-25 2016-01-12 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8459353B2 (en) 2010-08-25 2013-06-11 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8448706B2 (en) 2010-08-25 2013-05-28 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US20120152544A1 (en) * 2010-12-16 2012-06-21 Parris Michael D Cold weather compatible crosslinker solution
CN102516962A (zh) * 2011-11-24 2012-06-27 中国科学院青海盐湖研究所 一种钾镁盐矿钻孔的封孔材料及其封孔方法
FR2984909B1 (fr) 2011-12-21 2013-12-20 Total Sa Fluide de colmatage et procede pour colmater une zone d'une formation souterraine mettant en oeuvre ce fluide.
CN103541683B (zh) * 2013-07-31 2016-06-01 中国石油集团西部钻探工程有限公司 前置堵漏冻胶尾追水泥浆进行堵漏的方法
WO2015105862A1 (en) * 2014-01-10 2015-07-16 Magnablend Inc. Use of a boron cross linker in an emulsion system
WO2015112297A1 (en) * 2014-01-27 2015-07-30 Baker Hughes Incorporated Method of re-fracturing using borated galactomannan gum
WO2016018374A1 (en) * 2014-07-31 2016-02-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to place fluid loss materials
AU2016426435B2 (en) 2016-10-13 2021-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrating swellable clays
CN108276982B (zh) * 2018-03-22 2020-12-11 昆山京昆油田化学科技有限公司 一种有机钛交联剂及其制备方法和应用
CN111287690B (zh) * 2020-04-05 2021-06-22 新疆正通石油天然气股份有限公司 一种钻井裸眼地层注灰方法
CN113999659B (zh) * 2020-07-27 2023-08-08 中国石油化工股份有限公司 一种暂堵型储层保护剂及其制备方法和应用

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3284393A (en) * 1959-11-04 1966-11-08 Dow Chemical Co Water-in-oil emulsion polymerization process for polymerizing watersoluble monomers
US3948672A (en) * 1973-12-28 1976-04-06 Texaco Inc. Permeable cement composition and method
US4199625A (en) * 1978-06-02 1980-04-22 The Dow Chemical Company Rendering porous structures impermeable by treatment with pH insensitive gelable compositions of amide polymers
US4366194A (en) * 1978-06-02 1982-12-28 The Dow Chemical Co. Rendering porous structures impermeable by treatment with pH insensitive gelable compositions of amide polymers and composition
US4532052A (en) * 1978-09-28 1985-07-30 Halliburton Company Polymeric well treating method
DE3112945A1 (de) 1981-03-31 1982-10-07 Hoechst Ag, 6000 Frankfurt Celluloseether und cellulosemischether mit mindestens einem phosphorhaltigen substituenten und ein verfahren zu ihrer herstellung
US4445576A (en) * 1982-05-24 1984-05-01 Exxon Research And Engineering Co. Method of using a spacer for well control fluid
US4663366A (en) 1983-07-25 1987-05-05 Exxon Research & Engineering Company Shear thickening composition with polycarboxylic acid
US4712617A (en) * 1986-10-03 1987-12-15 The Dow Chemical Company Method for controlling the flow of liquids through a subterranean formation
US5104912A (en) * 1989-03-10 1992-04-14 Mobil Oil Corporation Phenolic and naphtholic ester crosslinked polymeric gels for permeability profile control
US5663123A (en) * 1992-07-15 1997-09-02 Kb Technologies Ltd. Polymeric earth support fluid compositions and method for their use
US5363916A (en) * 1992-12-21 1994-11-15 Halliburton Company Method of gravel packing a well
US5304620A (en) * 1992-12-21 1994-04-19 Halliburton Company Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations
ATE196494T1 (de) * 1993-05-28 2000-10-15 Norske Stats Oljeselskap Abdichtflüssigkeit zum abdichten einer unterirdischen formation
NO178357C (no) 1993-10-12 1996-03-06 Statoil As Apparatur for bruk ved testing av en skjærkraftpåvirkbar tetningsvæske
US5439057A (en) 1994-04-29 1995-08-08 Halliburton Company Method for controlling fluid loss in high permeability formations
US5680900A (en) 1996-07-23 1997-10-28 Halliburton Energy Services Inc. Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation
NO305089B1 (no) 1997-06-12 1999-03-29 Norske Stats Oljeselskap FremgangsmÕte for fremstilling av en tetningsvµske pÕ polysakkaridbasis
WO2000075481A1 (en) 1999-06-03 2000-12-14 Sofitech N.V. Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone
US6202751B1 (en) * 2000-07-28 2001-03-20 Halliburton Energy Sevices, Inc. Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores
US6818598B2 (en) * 2001-08-02 2004-11-16 Schlumberger Technology Corporation Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone

Also Published As

Publication number Publication date
MXPA04000957A (es) 2004-04-20
US6814145B2 (en) 2004-11-09
DE60214562T2 (de) 2007-09-13
CN100335742C (zh) 2007-09-05
CN1558983A (zh) 2004-12-29
DE60214562D1 (de) 2006-10-19
EG23291A (en) 2004-10-31
WO2003014520A1 (en) 2003-02-20
EP1412614B1 (en) 2006-09-06
US20030029616A1 (en) 2003-02-13
ATE338881T1 (de) 2006-09-15
CA2455994C (en) 2009-07-14
CA2455994A1 (en) 2003-02-20
DK1412614T3 (da) 2007-01-15
MY129825A (en) 2007-05-31
EP1412614A1 (en) 2004-04-28
EA200400257A1 (ru) 2004-06-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005149B1 (ru) Чувствительная к сдвигу тампонирующая жидкость для тампонирования и способ тампонирования зоны подземного пласта
US6818598B2 (en) Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone
US8132623B2 (en) Methods of using lost circulation compositions
US4442241A (en) Shear thickening composition
US7776797B2 (en) Lost circulation compositions
US4475594A (en) Plugging wellbores
US4445576A (en) Method of using a spacer for well control fluid
US4397354A (en) Method of using a well treating fluid
EA011561B1 (ru) Способ бурения скважины, предусматривающий борьбу с поглощением бурового раствора
CA2639917C (en) Lost circulation compositions and methods of using them
BR112020024091A2 (pt) métodos para cimentar um furo do poço com o uso de um elastômero dilatável em óleo
US4542791A (en) Method for plugging wellbores with polycarboxylic acid shear thickening composition
CA2371122C (en) Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone
EP0037418B1 (en) Shear thickening fluid
EA010638B1 (ru) Буровые растворы на водной основе с применением латексных добавок
EP0038817B1 (en) Shear thickening well control fluid
CA3139114C (en) Cationic and anionic shale inhibitors and clay stabilizers
AU2018342586B2 (en) Methods for wellbore strengthening
US11959013B2 (en) Viscoelastic surfactant-based treatment fluids for use with metal oxide-based cements
RU2124115C1 (ru) Способ ликвидации поглощения буровых растворов
EP0102249A2 (en) Plugging wellbores with polyacrylic acid shear thickening composition
MX2008009447A (en) Lost circulation compositions and methods of using them

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