EA020066B1 - Жидкость для бурения скважин и ее применение - Google Patents
Жидкость для бурения скважин и ее применение Download PDFInfo
- Publication number
- EA020066B1 EA020066B1 EA201000956A EA201000956A EA020066B1 EA 020066 B1 EA020066 B1 EA 020066B1 EA 201000956 A EA201000956 A EA 201000956A EA 201000956 A EA201000956 A EA 201000956A EA 020066 B1 EA020066 B1 EA 020066B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling fluid
- carbon atoms
- clay
- drilling
- water
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 58
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 43
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 35
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 14
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 8
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-O Imidazolium Chemical compound C1=C[NH+]=CN1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 49
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 11
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 9
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 8
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L sulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])[O-] QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 3
- XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-M cyanate Chemical compound [O-]C#N XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 3
- ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-M thiocyanate group Chemical group [S-]C#N ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000005843 halogen group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 2
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims description 2
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 claims description 2
- NJMWOUFKYKNWDW-UHFFFAOYSA-N 1-ethyl-3-methylimidazolium Chemical compound CCN1C=C[N+](C)=C1 NJMWOUFKYKNWDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- -1 that is Substances 0.000 description 10
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 6
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N imidazole Natural products C1=CNC=N1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- VRFOKYHDLYBVAL-UHFFFAOYSA-M 1-ethyl-3-methylimidazol-3-ium;ethyl sulfate Chemical compound CCOS([O-])(=O)=O.CCN1C=C[N+](C)=C1 VRFOKYHDLYBVAL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- BMQZYMYBQZGEEY-UHFFFAOYSA-M 1-ethyl-3-methylimidazolium chloride Chemical compound [Cl-].CCN1C=C[N+](C)=C1 BMQZYMYBQZGEEY-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- KIWBPDUYBMNFTB-UHFFFAOYSA-N Ethyl hydrogen sulfate Chemical compound CCOS(O)(=O)=O KIWBPDUYBMNFTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000002608 ionic liquid Substances 0.000 description 2
- CXHHBNMLPJOKQD-UHFFFAOYSA-M methyl carbonate Chemical compound COC([O-])=O CXHHBNMLPJOKQD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M methyl sulfate(1-) Chemical compound COS([O-])(=O)=O JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- LJVQHXICFCZRJN-UHFFFAOYSA-N 1h-1,2,4-triazole-5-carboxylic acid Chemical compound OC(=O)C1=NC=NN1 LJVQHXICFCZRJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 description 1
- PLYTVAFAKDFFKM-UHFFFAOYSA-N 3,4-dimethylmorpholine Chemical compound CC1COCCN1C PLYTVAFAKDFFKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 description 1
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- KKUKTXOBAWVSHC-UHFFFAOYSA-N Dimethylphosphate Chemical compound COP(O)(=O)OC KKUKTXOBAWVSHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N Gallium Chemical group [Ga] GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M Lactate Chemical compound CC(O)C([O-])=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-M Methanesulfonate Chemical compound CS([O-])(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001465382 Physalis alkekengi Species 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-M Trifluoroacetate Chemical compound [O-]C(=O)C(F)(F)F DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001508 alkali metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910001615 alkaline earth metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001347 alkyl bromides Chemical class 0.000 description 1
- 125000005910 alkyl carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 229940100198 alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 239000002168 alkylating agent Substances 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- ZOAIGCHJWKDIPJ-UHFFFAOYSA-M caesium acetate Chemical class [Cs+].CC([O-])=O ZOAIGCHJWKDIPJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M choline chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCO SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960003178 choline chloride Drugs 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000004093 cyano group Chemical group *C#N 0.000 description 1
- UCQFCFPECQILOL-UHFFFAOYSA-N diethyl hydrogen phosphate Chemical compound CCOP(O)(=O)OCC UCQFCFPECQILOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RDCTYOLAEUHRGG-UHFFFAOYSA-M diethyl phosphate;tributyl(ethyl)phosphanium Chemical compound CCOP([O-])(=O)OCC.CCCC[P+](CC)(CCCC)CCCC RDCTYOLAEUHRGG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DENRZWYUOJLTMF-UHFFFAOYSA-N diethyl sulfate Chemical compound CCOS(=O)(=O)OCC DENRZWYUOJLTMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940008406 diethyl sulfate Drugs 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- VAYGXNSJCAHWJZ-UHFFFAOYSA-N dimethyl sulfate Chemical compound COS(=O)(=O)OC VAYGXNSJCAHWJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 125000001188 haloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-N hydrogen thiocyanate Natural products SC#N ZMZDMBWJUHKJPS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002460 imidazoles Chemical class 0.000 description 1
- 229910052738 indium Chemical group 0.000 description 1
- APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N indium atom Chemical group [In] APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000005649 metathesis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- UZZYXUGECOQHPU-UHFFFAOYSA-M n-octyl sulfate Chemical compound CCCCCCCCOS([O-])(=O)=O UZZYXUGECOQHPU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940067739 octyl sulfate Drugs 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 125000005010 perfluoroalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000546 pharmaceutical excipient Substances 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-M phenolate Chemical compound [O-]C1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WRHZVMBBRYBTKZ-UHFFFAOYSA-N pyrrole-2-carboxylic acid Chemical class OC(=O)C1=CC=CN1 WRHZVMBBRYBTKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005956 quaternization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- UZZYXUGECOQHPU-UHFFFAOYSA-N sulfuric acid monooctyl ester Natural products CCCCCCCCOS(O)(=O)=O UZZYXUGECOQHPU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- JRMUNVKIHCOMHV-UHFFFAOYSA-M tetrabutylammonium bromide Chemical compound [Br-].CCCC[N+](CCCC)(CCCC)CCCC JRMUNVKIHCOMHV-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- KAKQVSNHTBLJCH-UHFFFAOYSA-N trifluoromethanesulfonimidic acid Chemical compound NS(=O)(=O)C(F)(F)F KAKQVSNHTBLJCH-UHFFFAOYSA-N 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Изобретение предусматривает жидкость для бурения скважин, которая включает водную непрерывную фазу и растворенную в указанной водной непрерывной фазе по меньшей мере одну соль, содержащую катион имидазолия, содержащий по меньшей мере 6 атомов углерода, и способ проведения бурения, который включает введение в буровую скважину в формации, содержащей глину, жидкости для бурения скважин согласно изобретению. Описанные соли являются ингибиторами сланцев.
Description
Данное изобретение относится к жидкостям на водной основе для буровых скважин, которые находят применение при строительстве, ремонте или обработке буровых скважин, расположенных в формациях, содержащих глину, особенно сланцеватую глину.
Обычно бурение скважины в земле путем роторного бурения включает циркуляцию буровой жидкости от поверхности земли в бурильной колонне, содержащей буровое долото в нижнем ее конце, и через отверстия, находящиеся в буровом долоте, ко дну скважины и оттуда назад к поверхности через кольцевой канал, образовавшийся вокруг бурильной колонны. Буровая жидкость служит для охлаждения бурового долота, для транспортировки бурового шлама к поверхности и для стабилизации буровой скважины.
Жидкие композиции для буровых скважин представляют собой текучие системы, которые обычно загущаются в ограниченной степени. Известные буровые жидкости делятся на три следующих класса: буровые жидкости на основе масла, которые, как правило, применяются в виде так называемых обращенных эмульсионных жидкостей и представляют собой препараты типа эмульсий вода-в-масле, в которых водная фаза распределена как гетерогенная тонкая дисперсия в непрерывной масляной фазе; буровые жидкости чисто на водной основе и буровые жидкости на водной основе типа эмульсий масло-вводе, в которых масляная фаза распределена как гетерогенная тонкая дисперсия в непрерывной водной фазе. Недостаток буровых жидкостей на масляной основе состоит в том, что масло имеет тенденцию образовывать покрытие на буровом шламе, что создает проблему для окружающей среды, особенно во время бурения в открытом море, когда буровой шлам выгружается. Данное изобретение относится к улучшенным системам на водной основе, то есть к системам, содержащим непрерывную водную фазу, включая как жидкости на чисто водной основе, так и эмульсии масло-в-воде.
Многие нефтяные скважины расположены в формациях, содержащих глину. Существуют многочисленные различные типы богатых глинами пород, например сланцеватая глина, аргиллит или глинистый известняк, и другие типы, содержащие меньшие количества глины, например песчаник. Такие формации часто являются мягкими и, следовательно, их довольно легко подвергать бурению. Однако глина набухает и легко диспергируется в буровых жидкостях на водной основе, большие комки могут разбиваться и падают в буровую скважину и в чрезвычайных ситуациях буровая скважина может разрушиться. По этой причине буровые скважины на масляной основе обычно используют при работе со сланцеватой глиной или другими породами, содержащими глину. Сланцеватая глина представляет собой форму сжатой глины, и в нефтяной промышленности термины сланец и глина часто применяются как взаимозаменяемые. В жидкостях на водной основе часто используют добавки, известные как ингибиторы сланцеватой глины или ингибиторы гидратации сланцеватой глины, то есть добавки, которые уменьшают тенденцию сланцев/глины набухать и диспергироваться под действием буровой жидкости на водной основе. Однако жидкости на водной основе обычно не так предпочтительны, как жидкости на масляной основе, и существует необходимость в дополнительных ингибиторах сланцеватой глины, которые способны обеспечить получение более благоприятных для окружающей среды буровых жидкостей на водной основе, которые эффективны при использовании в формациях, содержащих глину.
В заявке ЕР 545677 А описаны жидкости для бурения скважин, которые снижают повреждение чувствительных к воде формаций при бурении и которые содержат катион аммония органического четвертичного соединения. Катион может быть Ν,Ν,Ν-триметилфениламмонием, Ν-метилпиридинием, Ν,Νдиметилморфолинием, катионом С1-4алкил - четвертичного аммониевого соединения на основе 2 моль олигомеров эпигалоидгидрина или группой определенных катионов четвертичных аммониевых соединений.
Теперь было установлено, что наличие жидкости на водной основе для бурения скважин, содержащей некоторые органические соли, не описанные в ЕР 545677 А, обеспечивает лучшее ингибирование.
Соответственно данное изобретение предусматривает жидкость для бурения скважин, которая включает непрерывную водную фазу и растворенную в указанной непрерывной водной фазе по меньшей мере одну соль, содержащую катион имидазолия, содержащий по меньшей мере 6 атомов углерода.
Данное изобретение предусматривает также способ проведения операции бурения, который включает введение в буровую скважину в формации, содержащей глину, жидкости для бурения скважин согласно изобретению. Способ может быть охарактеризован как способ уменьшения набухания формации, содержащей глину, во время операции бурения или способ стабилизации формации, содержащей глину, во время операции бурения.
Катион имидазолия содержит кватернизованный атом азота. Он может содержать один или более дополнительных заместителей, например С1-6алкил, цианогруппу или карбоксильную группу. Катион может содержать по меньшей мере 8, например по меньшей мере 12, атомов углерода.
Кватернизующий заместитель у атома азота может представлять собой атом водорода или алкильную группу, содержащую до 16 атомов углерода, которые могут быть замещены одним или более одинаковыми или разными заместителями, выбранными из фенила, карбоксила, аминогруппы, амидной группы, сульфатной группы, цианатной или тиоцианатной групп и атомов галоида и могут прерываться одним или более атомами кислорода, азота и/или серы. Предпочтительно, чтобы заместитель являлся незамещенной алкильной группой, содержащей до 16 атомов углерода, предпочтительно от 1 до 8 атомов
- 1 020066 углерода.
Конкретными примерами подходящих катионов являются, например, катионы 1-алкил-3алкилимидазолий, где каждая алкильная группа предпочтительно содержит до 10, особенно до 8, наиболее предпочтительно до 4 атомов углерода, например катион 1-этил-3-метилимидазолий.
Природа аниона, содержащегося в соли, используемой по данному изобретению, не является критической, при условии, что полученная соль представляет собой ионную жидкость и растворяется в непрерывной фазе буровой жидкости. Подходящие анионы включают, например, карбоксилаты (например, метаноат, этаноат, трифторацетат, бензоат и лактат), сульфат, кислый сульфат, алкил-, галоидалкил- или арилсульфаты или -сульфонаты (например, метилсульфат, этилсульфат, октилсульфат, метилсульфонат, трифторметансульфонат и тозилат), фосфаты, фосфинаты и фосфонаты (например, фосфат, диметилфосфат, диэтилфосфат и гексафторфосфат), алкил- или галоидалкилсульфониламиды (например, трифторметансульфониламид или бистрифторметансульфониламид), нитрат, карбонат или алкилкарбонаты (например, метилкарбонат), анионы окисей (например, феноксид), дицианамид (|ί.’(ί.’Ν);|-). азолаты (например, 1,2,4-триазолат), галоидиды, пергалоидиды, псевдогалоидиды (например, цианат и тиоцианид), анионы металлов, такие как [МС1т]-, где М означает галлий или индий и различные фторированные анионы (например, тетрафторборат, перфторалкилфторфосфаты и фторированные бораты).
Согласно одному варианту изобретения анион является таким, чтобы соль существовала в жидком состоянии при температуре ниже 150°С, особенно при 30°С, эти жидкости называют ионными жидкостями, существующими при комнатной температуре. Будучи жидкостями, они имеют определенные преимущества, например их можно закачивать, а не вводить в виде твердых веществ и они способны выдерживать высокие температуры, применяемые в скважинах.
Соли, применяемые по изобретению, могут быть получены известными способами. Они могут быть, например, получены путем кватернизации соответствующего имидазола и, если это желательно или требуется, путем замещения аниона в полученной соли другим анионом. Например, замещенный имидазол может взаимодействовать с алкилирующим агентом, например алкилбромидом с последующим метатезисом аниона, если это желательно, с получением нужной соли. Метил- и этилзамещенные соли могут быть получены путем алкилирования диметилсульфатом и диэтилсульфатом, соответственно обычно в толуоле, при температуре около 100°С.
Непрерывная фаза жидкости по изобретению содержит растворенную в ней соль, которая ингибирует сланцеватую глину. Обычно непрерывная фаза буровой жидкости на водной основе получена из морской воды или синтетического рассола. Такие рассолы обычно содержат соли, выбранные из галоидных соединений щелочных металлов, галоидных соединений щелочно-земельных металлов и ацетатов или формиатов натрия, калия или цезия. Предпочтительные соли включают, например, хлорид натрия, хлорид калия, формиат калия или хлорид кальция. Могут быть также использованы карбонат, сульфат, фосфат, силикат и цитрат (наряду с другими поливалентными анионами), например, щелочных металлов, а также смеси солей или соль вообще не содержится. Общее содержание солей будет влиять на плотность жидкости для бурения, что важно для контроля свойств скважин. Удельный вес жидкости для бурения скважин находится в пределах от 0,9 до 2,5, обычно в пределах от 1,0 до 2,0. Преимущество настоящего изобретения заключается в том, что соли, ингибирующие сланцеватую глину, в общем не оказывают неблагоприятного влияния на вязкость жидкости для бурения скважин, что означает, что вязкость можно контролировать обычными методами.
Г ликоли представляют собой общеизвестные ингибиторы сланцеватой глины, используемые в жидкостях для бурения скважин на водной основе. Одним недостатком применения гликолей является то, что ингибирование в чистой воде или в рассолах на основе хлорида натрия, например морской воды, обычно является слабым, поэтому обычно существенным является применение синтетического рассола, содержащего такую соль, как хлорид калия. Соли, применяемые по изобретению, обычно проявляют достаточно высокое ингибирующее действие, даже когда применяют чистую воду (в случае бурения на земле) или рассол на основе хлорида натрия (например, при применении морской воды), хотя природа воды/рассола должна быть оптимизирована в зависимости от природы соли, ингибирующей сланцеватую глину.
Содержание соли, ингибирующей сланцеватую глину, в жидкости для бурения скважин может колебаться в широких пределах. Оно может находиться, например, в пределах от 0,1 до 15%, например от 0,1 до 10%, предпочтительно от 1 до 5% вес./об. (то есть в г/100 мл общего объема). По меньшей мере часть соли, ингибирующей сланцеватую глину, должна быть растворена в непрерывной водной фазе, дополнительное количество соли, если это желательно, может быть в твердом виде.
Жидкость согласно настоящему изобретению содержит непрерывную водную фазу. Таким образом, это может быть жидкость на чисто водной основе или эмульсия масло-в-воде, то есть эмульсия, в которой капельки масел диспергированы в непрерывной водной фазе. В случае эмульсии масло-в-воде может содержаться по меньшей мере один эмульгатор, хотя соль, применяемая согласно данному изобретению, в некоторых случаях может действовать как эмульгатор. Подходящие обычные эмульгаторы хорошо известны специалисту в данной области. В эмульсии масляная фаза может быть, например, диспергирована в непрерывной водной фазе в количестве от 1 до 65 об.%, предпочтительно от 2,5 до 40 об.%, наиболее
- 2 020066 предпочтительно от 10 до 35 об.% в расчете на общий объем водной и масляной фаз. Обычно масляная фаза распределена в водной фазе в виде мелких капель. Капли масляной фазы имеют средний диаметр менее 40 мк, предпочтительно от 0,5 до 20 мк и наиболее предпочтительно от 0,5 до 10 мк.
Прерывистая масляная фаза эмульсии масло-в-воде может представлять собой, например, сырую нефть, очищенную нефтяную фракцию, минеральное масло, синтетический углеводород, а также любое неуглеводородное масло, которое способно образовывать стабильную эмульсию с непрерывной водной фазой. Предпочтительно, чтобы такое неуглеводородное масло являлось биоразлагаемым и поэтому не было связано с экотоксическими проблемами. Особенно предпочтительно, чтобы неуглеводородное масло имело растворимость в воде при комнатной температуре менее 2 вес.%, предпочтительно менее 1,0 вес.%, наиболее предпочтительно менее 0,5 вес.%.
Однако предпочтительно, чтобы жидкость по изобретению была полностью на водной основе, в этом случае жидкость на водной основе представляет собой раствор соли, ингибирующей сланцеватую глину в воде или рассоле, при этом содержатся незначительные количества масла или оно вообще не содержится.
Обычно жидкость для бурения скважин является буровым раствором, раствором для вскрытия пласта, жидкостью для борьбы с поглощением бурового раствора, жидкостью для ремонта скважин, пакерной жидкостью или рабочей жидкостью для гидроразрыва. Предпочтительно раствор для бурения скважин является буровым раствором или раствором для вскрытия пластов. Жидкость для бурения скважин может, конечно, содержать обычные добавки, обычно применяемые в таких жидкостях. Такие добавки включают, например, добавки для увеличения плотности жидкости, полимерные загустители, разбавители, добавки, уменьшающие потерю жидкости, обычные ингибиторы сланцеватой глины, например гликоли, смазочные агенты, поверхностно-активные вещества и твердые вещества в виде частиц, такие как заполнители или утяжелители, например барит (сульфат бария). Количество вспомогательных веществ и добавок, применяемых в каждом случае, находится в пределах обычных для жидкостей для бурения скважин. Преимуществом солей, применяемых согласно данному изобретению, является то, что они в общем совместимы с обычными добавками, используемыми в жидкостях для бурения скважин, например с добавками, снижающими потерю жидкости, и они обычно не оказывают очень сильного влияния на величину рН, что дает возможность применять обычные средства для регулирования рН.
Изобретение иллюстрируют следующие примеры. Во всех случаях результаты выражены в виде данных, характеризующих вес сухой глины, рассчитаны с учетом ранее определенного содержания воды в первоначальном образце глины.
Пример 1.
16,5 г 1-этил-3-метилимидазолийхлорида растворяли в 285 мл дистиллированной воды с целью получения ингибирующего раствора (примерно 5 вес.% 1-этил-3-метилимидазолийхлорида). 10 г лондонского бурового шлама с размером частиц от 4,0 до 2,0 мм помещали в стеклянный сосуд объемом 110 мл и добавляли 100 г ранее приготовленного раствора (5 вес.% 1-этил-3-метилимидазолийхлорида). Сосуд герметизировали и помещали на роликовый стол на 24 ч при комнатной температуре. Через 24 ч образец отфильтровывали через сито 500 мкм и промывали раствором КС1/вода (42,75 г КС1/л). Сито, содержащее частицы выделенной глины, помещали затем в сушильную печь на ночь (при 110°С) и затем выделенные частицы тщательно взвешивали. Эту процедуру повторяли три раза, полученные результаты усредняли. Было выделено 79% глины, что свидетельствует о высоком уровне ингибирования.
Пример 2.
Повторяли пример 1, но 285 мл дистиллированной воды заменяли 285 мл раствора №1С1/вода (71,3 г №1С1 в дистиллированной воде). Степень выделения глины составила 75,0%.
Пример 3.
Повторяли пример 1, но 285 мл дистиллированной воды заменяли 285 мл раствора КС1/вода (71,3 г КС1 в дистиллированной воде). Степень выделения составила 70,0%.
Примеры 3-8.
Повторяли пример 1, используя различные соли и/или дистиллированную воду, раствор №1С1 (71,43 г/л) или раствор КС1 (71,43 г/л). Результаты (% выделенной глины) приведены в табл. I.
Таблица I
| Пример № | Соль | Дистиллированная вода | Раствор ИаС1 | Раствор КС1 |
| 4 (сравнит.) | Холинхлорид | 36 | 37 | 33 |
| 5 (сравнит.) | Тетрабутиламмоний бромид | 66 | 58 | |
| 6 | 1-этил-Зметилимидазолий метилкарбонат | 84 | 74 | 66 |
| 7 (сравнит.) | Нет | 1.8 | - | - |
| 8 (сравнит.) | Метилсульфат | - | - | |
| натрия |
- 3 020066
Можно видеть, что композиции по изобретению характеризуются более высокой степенью ингибирования, чем композиция, не содержащая ингибитора, или композиция, содержащая соль не по изобретению.
Примеры 9-11.
Повторяли пример 1 во второй серии опытов. Результаты по выделению глины приведены в табл. II.
Гликоль ЭСР208 является промышленно доступным ингибитором сланцеватой глины, применяемым в жидкостях для бурения скважин на водной основе.
Таблица II
| Пример № | Соль или другой ингибитор | Дистиллированная вода | Раствор ΝαΟΙ | Раствор КС1 |
| 9 | 1-этил-Зметнлимидазолия этилсульфат | 70 | 76 | 75 |
| 10 | Нет | 1 | 0.2 | 0.6 |
| 11 (сравнит.) | Гликоль ПСР208 | 1 | 6 | 59 |
Можно видеть, что композиции по изобретению характеризуются гораздо более высокой степенью ингибирования, чем композиция, не содержащая ингибитора, или композиция, содержащая промышленный ингибитор. Промышленный ингибитор, гликоль ЭСР208, требовал наличия КС1 для проявления ингибирующих свойств; ингибиторы согласно изобретению проявляли высокие ингибирующие свойства в воде, в рассоле КС1 и в рассоле №1СГ
Примеры 12 и 13.
Испытание на прокатывание фонарей проводили следующим образом. Около 100 г лондонской глинистой мелочи точно взвешивали в фонарях. Затем их прокатывали со скоростью 20 об/мин в течение 4 ч при комнатной температуре в 1500 мл различных испытуемых жидкостей, затем промывали водой для удаления следов испытуемых жидкостей из глинистой мелочи. Эту глинистую мелочь высушивали при температуре 130°С в течение 16 ч, взвешивали и определяли выход в процентах с учетом первоначального содержания влаги. Содержание влаги было равно 22,01%. Состав испытуемых жидкостей, моделирующих жидкости для бурения скважин, приведены в табл. III, результаты - выход глины в результате проведения этих испытаний показан в табл. IV.
Таблица III
| КС1 | 0 или 129 г |
| Крахмал (Γΐοΐτοί) | 129 г |
| РАСЬ | 4.3 г |
| ХС полимер ϋυονίδ | 5.1 г |
| Трибутил(этил)фосфония диэтилфосфат или 1-этил -3метилимидазолия этилсульфат | 75 мл |
| рН (установленный при помощи КОН) | 10 |
| Вода | До 1500 мл |
Таблица IV
| Пример № | КС1 | Соль | Выход глины (вес. %) |
| 12 | 0 | 1-этил-З- метилимидазолия этилсульфат | 64 |
| 13 | 129 г | 1-этил-З- метилимидазолия этилсульфат | 72 |
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Жидкость для бурения скважин, которая включает непрерывную водную фазу и растворенную в ней по меньшей мере одну соль, содержащую катион имидазолия, содержащий по меньшей мере 6 атомов углерода.
- 2. Жидкость для бурения скважин по п.1, где указанный катион содержит по меньшей мере 8 атомов углерода.
- 3. Жидкость для бурения скважин по п.2, где указанный катион содержит по меньшей мере 12 атомов углерода.
- 4. Жидкость для бурения скважин по любому из пп.1-3, где кватернизующий заместитель у атома азота представляет собой атом водорода или алкильную группу, содержащую до 16 атомов углерода, необязательно замещенную одним или более одинаковыми или разными заместителями, выбранными из фенила, карбоксила, аминогруппы, амидной группы, сульфатной группы, цианатной или тиоцианатной групп и атомов галогена, и необязательно содержащую один или более атомов кислорода, азота и/или серы, включенных в алкильную цепь.- 4 020066
- 5. Жидкость для бурения скважин по п.4, где указанный заместитель представляет собой незамещенную алкильную группу, содержащую от 1 до 8 атомов углерода.
- 6. Жидкость для бурения скважин по п.5, где указанный катион представляет собой 1-этил-3метилимидазолий.
- 7. Жидкость для бурения скважин по любому из предыдущих пунктов, где указанная соль существует в жидком состоянии при температуре ниже 150°С.
- 8. Жидкость для бурения скважин по любому из предыдущих пунктов, где непрерывная фаза представляет собой воду или рассол на основе хлорида натрия.
- 9. Способ проведения операции бурения, который включает введение в буровую скважину в формации, содержащей глину, жидкости для бурения скважин по любому из предыдущих пунктов.
- 10. Применение соли, которая содержит катион кватернизованного имидазолия, содержащий по меньшей мере 6 атомов углерода, в качестве ингибитора сланцев.Евразийская патентная организация, ЕАПВРоссия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP07254745A EP2067835A1 (en) | 2007-12-07 | 2007-12-07 | Improved aqueous-based wellbore fluids |
| PCT/GB2008/003959 WO2009071875A1 (en) | 2007-12-07 | 2008-11-27 | Improved aqueous-based wellbore fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201000956A1 EA201000956A1 (ru) | 2010-12-30 |
| EA020066B1 true EA020066B1 (ru) | 2014-08-29 |
Family
ID=39233061
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201000956A EA020066B1 (ru) | 2007-12-07 | 2008-11-27 | Жидкость для бурения скважин и ее применение |
| EA201000955A EA037141B1 (ru) | 2007-12-07 | 2008-11-27 | Жидкость для бурения скважин и её применение |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201000955A EA037141B1 (ru) | 2007-12-07 | 2008-11-27 | Жидкость для бурения скважин и её применение |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US11603486B2 (ru) |
| EP (3) | EP2067835A1 (ru) |
| AT (1) | ATE530618T1 (ru) |
| AU (2) | AU2008332955B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0821064B1 (ru) |
| DK (1) | DK2245108T3 (ru) |
| EA (2) | EA020066B1 (ru) |
| MY (1) | MY158238A (ru) |
| WO (2) | WO2009071875A1 (ru) |
| ZA (2) | ZA201004264B (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9045969B2 (en) * | 2008-09-10 | 2015-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring properties of low permeability formations |
| CN102428156A (zh) * | 2009-03-18 | 2012-04-25 | 莱奥本矿业大学 | 处理井眼的方法和钻井液 |
| MY164238A (en) * | 2012-07-27 | 2017-11-30 | Petroliam Nasional Berhad (Petronas) | A process of desalting crude oil |
| WO2015118952A1 (ja) * | 2014-02-06 | 2015-08-13 | 株式会社Adeka | 新規化合物及びそれを含有してなるエポキシ樹脂組成物 |
| WO2016093898A2 (en) * | 2014-08-14 | 2016-06-16 | Ues, Inc. | Lubricant additive |
| WO2016096970A1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-06-23 | Basf Se | Method of stabilizing clay using a polyimidazolium compound |
| WO2016096502A1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-06-23 | Basf Se | Method of using cationic polymers comprising imidazolium groups for permanent clay stabilization |
| US10301553B2 (en) | 2017-02-28 | 2019-05-28 | Ecolab Usa Inc. | Use of sulfonium salts as hydrogen sulfide inhibitors |
| US10900128B2 (en) | 2018-08-29 | 2021-01-26 | Championx Usa Inc. | Use of sulfonium salts as corrosion inhibitors |
| CN116410706B (zh) * | 2021-12-30 | 2024-11-15 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种粉状生物质页岩抑制剂及其制备方法 |
| US12398313B2 (en) * | 2022-12-29 | 2025-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ionic liquid chain transfer agent as well treatment additive |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0545677A1 (en) * | 1991-12-06 | 1993-06-09 | Halliburton Company | Well drilling fluids and methods |
| US20050256012A1 (en) * | 2000-03-27 | 2005-11-17 | Clearwater International L.L.C. | Well drilling fluids |
| WO2006013596A1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-02-09 | Lamberti S.P.A. | Shale inhibitors for the petroleum industry |
| WO2006111712A2 (en) * | 2005-04-20 | 2006-10-26 | The Queen's University Of Belfast | Ionic liquids and uses thereof |
| US20090029880A1 (en) * | 2007-07-24 | 2009-01-29 | Bj Services Company | Composition containing lonic liquid clay stabilizers and/or shale inhibitors and method of using the same |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3150085A (en) * | 1956-06-14 | 1964-09-22 | Great Western Drilling Company | Method of drilling a well through a subsurface formation employing an oil-in-water emulsion drilling fluid |
| US2935475A (en) * | 1957-12-16 | 1960-05-03 | Pure Oil Co | Well treating |
| US3664807A (en) * | 1966-09-26 | 1972-05-23 | Petrolite Corp | Use of phosphonium compounds as corrosion inhibitors |
| FR2530651A1 (fr) * | 1982-07-21 | 1984-01-27 | Carme | Utilisation de derives organiques pour l'elimination des argiles dans les roches et les environnements sedimentaires |
| US5318956A (en) * | 1989-05-16 | 1994-06-07 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Use of selected ester oils in water-based drilling fluids of the O/W emulsion type and corresponding drilling fluids with improved ecological acceptability |
| US5323855A (en) * | 1991-05-17 | 1994-06-28 | Evans James O | Well stimulation process and apparatus |
| GB9505864D0 (en) * | 1995-03-23 | 1995-05-10 | Bp Exploration Operating | Hydrate Inhibition |
| US6350721B1 (en) * | 1998-12-01 | 2002-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for matrix acidizing |
| EP1322721A2 (en) * | 2000-04-07 | 2003-07-02 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore fluids and their application |
| US7159659B2 (en) * | 2005-02-15 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods |
| US8506839B2 (en) * | 2005-12-14 | 2013-08-13 | E I Du Pont De Nemours And Company | Absorption cycle utilizing ionic liquids and water as working fluids |
| WO2008017812A1 (en) * | 2006-08-07 | 2008-02-14 | Bp Exploration Operating Company Limited | Wellbore fluid |
-
2007
- 2007-12-07 EP EP07254745A patent/EP2067835A1/en not_active Ceased
-
2008
- 2008-11-27 EA EA201000956A patent/EA020066B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-11-27 AU AU2008332955A patent/AU2008332955B2/en active Active
- 2008-11-27 WO PCT/GB2008/003959 patent/WO2009071875A1/en not_active Ceased
- 2008-11-27 BR BRPI0821064A patent/BRPI0821064B1/pt active IP Right Grant
- 2008-11-27 AT AT08857413T patent/ATE530618T1/de not_active IP Right Cessation
- 2008-11-27 MY MYPI2010002609A patent/MY158238A/en unknown
- 2008-11-27 US US12/746,659 patent/US11603486B2/en active Active
- 2008-11-27 DK DK08857413.2T patent/DK2245108T3/da active
- 2008-11-27 AU AU2008332957A patent/AU2008332957B2/en active Active
- 2008-11-27 EP EP08857413A patent/EP2245108B1/en active Active
- 2008-11-27 EP EP08856224.4A patent/EP2235135B1/en active Active
- 2008-11-27 EA EA201000955A patent/EA037141B1/ru unknown
- 2008-11-27 US US12/746,629 patent/US10844263B2/en active Active
- 2008-11-27 WO PCT/GB2008/003956 patent/WO2009071873A1/en not_active Ceased
-
2010
- 2010-06-15 ZA ZA2010/04264A patent/ZA201004264B/en unknown
- 2010-06-22 ZA ZA2010/04415A patent/ZA201004415B/en unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0545677A1 (en) * | 1991-12-06 | 1993-06-09 | Halliburton Company | Well drilling fluids and methods |
| US20050256012A1 (en) * | 2000-03-27 | 2005-11-17 | Clearwater International L.L.C. | Well drilling fluids |
| WO2006013596A1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-02-09 | Lamberti S.P.A. | Shale inhibitors for the petroleum industry |
| WO2006111712A2 (en) * | 2005-04-20 | 2006-10-26 | The Queen's University Of Belfast | Ionic liquids and uses thereof |
| US20090029880A1 (en) * | 2007-07-24 | 2009-01-29 | Bj Services Company | Composition containing lonic liquid clay stabilizers and/or shale inhibitors and method of using the same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2008332957A1 (en) | 2009-06-11 |
| US10844263B2 (en) | 2020-11-24 |
| EP2245108A1 (en) | 2010-11-03 |
| DK2245108T3 (da) | 2012-01-30 |
| BRPI0820901A2 (pt) | 2015-06-23 |
| EA201000955A1 (ru) | 2011-02-28 |
| US20100256020A1 (en) | 2010-10-07 |
| EP2235135A1 (en) | 2010-10-06 |
| MY158238A (en) | 2016-09-30 |
| AU2008332957B2 (en) | 2014-05-01 |
| AU2008332955B2 (en) | 2014-05-22 |
| BRPI0821064B1 (pt) | 2018-11-21 |
| EP2235135B1 (en) | 2016-12-21 |
| US11603486B2 (en) | 2023-03-14 |
| BRPI0821064A2 (pt) | 2015-06-16 |
| EA201000956A1 (ru) | 2010-12-30 |
| EA037141B1 (ru) | 2021-02-10 |
| ZA201004264B (en) | 2011-02-23 |
| ZA201004415B (en) | 2019-01-30 |
| AU2008332955A1 (en) | 2009-06-11 |
| ATE530618T1 (de) | 2011-11-15 |
| US20100256019A1 (en) | 2010-10-07 |
| WO2009071875A1 (en) | 2009-06-11 |
| WO2009071873A1 (en) | 2009-06-11 |
| EP2245108B1 (en) | 2011-10-26 |
| EP2067835A1 (en) | 2009-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2008332957B2 (en) | Improved aqueous-based wellbore fluids | |
| EP3017137B1 (en) | Lubricating compositions for use with downhole fluids | |
| US11578248B2 (en) | Emulsifiers for direct emulsion drilling fluids | |
| US6422325B1 (en) | Method for reducing borehole erosion in shale formations | |
| EA024120B1 (ru) | Обратно-эмульсионные буровые растворы и способы бурения скважин | |
| US10435612B2 (en) | Thermal thickening in invert emulsion treatment fluids | |
| US20180215987A1 (en) | Use of carbonates as wellbore treatment | |
| CA2980131A1 (en) | Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids | |
| US11034877B2 (en) | Emulsifiers for direct emulsion drilling fluids | |
| WO2019036261A1 (en) | DOUBLE LAYERED HYDROXIDES FOR OIL BASED DRILLING FLUIDS | |
| EP4402219A1 (en) | Sodium decyl- and laurylglucosides hydroxypropyl phosphates as lubricating agents in aqueous based drilling fluids | |
| WO2016156559A1 (en) | Clay stabilizing compositions and use of said compositions for stabilizing water sensitive formations | |
| US10858567B2 (en) | Invert emulsions having a non-aqueous based internal phase containing dissolved salts | |
| US20180298706A1 (en) | Direct Emulsions and Methods of Use | |
| US7939473B2 (en) | Low toxicity shale hydration inhibition agent and method of use | |
| BRPI0820901B1 (pt) | Fluidos de perfuração de poço de base aquosa aperfeiçoados | |
| CA3210868A1 (en) | Water-based drilling fluids comprising salts and non-reducing sugar alcohols | |
| CA3050427A1 (en) | Compositions and methods of making of shale inhibition fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |