RU2695198C1 - Соединения с редкоземельными элементами для улучшения характеристик скважинных обрабатывающих композиций - Google Patents
Соединения с редкоземельными элементами для улучшения характеристик скважинных обрабатывающих композиций Download PDFInfo
- Publication number
- RU2695198C1 RU2695198C1 RU2018115832A RU2018115832A RU2695198C1 RU 2695198 C1 RU2695198 C1 RU 2695198C1 RU 2018115832 A RU2018115832 A RU 2018115832A RU 2018115832 A RU2018115832 A RU 2018115832A RU 2695198 C1 RU2695198 C1 RU 2695198C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rare earth
- cerium
- fluid
- compound
- earth element
- Prior art date
Links
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 65
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title abstract description 35
- 238000012545 processing Methods 0.000 title description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 110
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 81
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 52
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 35
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce] ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N lanthanum atom Chemical compound [La] FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052692 Dysprosium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052691 Erbium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052693 Europium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052688 Gadolinium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052689 Holmium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052765 Lutetium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052777 Praseodymium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052773 Promethium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052772 Samarium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052771 Terbium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052775 Thulium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052769 Ytterbium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N dysprosium atom Chemical compound [Dy] KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- UYAHIZSMUZPPFV-UHFFFAOYSA-N erbium Chemical compound [Er] UYAHIZSMUZPPFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- OGPBJKLSAFTDLK-UHFFFAOYSA-N europium atom Chemical compound [Eu] OGPBJKLSAFTDLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N gadolinium atom Chemical compound [Gd] UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- KJZYNXUDTRRSPN-UHFFFAOYSA-N holmium atom Chemical compound [Ho] KJZYNXUDTRRSPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- OHSVLFRHMCKCQY-UHFFFAOYSA-N lutetium atom Chemical compound [Lu] OHSVLFRHMCKCQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N neodymium atom Chemical compound [Nd] QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- PUDIUYLPXJFUGB-UHFFFAOYSA-N praseodymium atom Chemical compound [Pr] PUDIUYLPXJFUGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- VQMWBBYLQSCNPO-UHFFFAOYSA-N promethium atom Chemical compound [Pm] VQMWBBYLQSCNPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N samarium atom Chemical compound [Sm] KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052706 scandium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- SIXSYDAISGFNSX-UHFFFAOYSA-N scandium atom Chemical compound [Sc] SIXSYDAISGFNSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- GZCRRIHWUXGPOV-UHFFFAOYSA-N terbium atom Chemical compound [Tb] GZCRRIHWUXGPOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N ytterbium Chemical compound [Yb] NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N yttrium atom Chemical compound [Y] VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 48
- -1 rare earth compound Chemical class 0.000 claims description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 24
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 13
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 13
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 12
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 12
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 11
- HSJPMRKMPBAUAU-UHFFFAOYSA-N cerium(3+);trinitrate Chemical compound [Ce+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O HSJPMRKMPBAUAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 claims description 9
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 8
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 claims description 8
- VYLVYHXQOHJDJL-UHFFFAOYSA-K cerium trichloride Chemical compound Cl[Ce](Cl)Cl VYLVYHXQOHJDJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 6
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims description 6
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- HKVFISRIUUGTIB-UHFFFAOYSA-O azanium;cerium;nitrate Chemical compound [NH4+].[Ce].[O-][N+]([O-])=O HKVFISRIUUGTIB-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 5
- VGBWDOLBWVJTRZ-UHFFFAOYSA-K cerium(3+);triacetate Chemical compound [Ce+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O VGBWDOLBWVJTRZ-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 5
- GHLITDDQOMIBFS-UHFFFAOYSA-H cerium(3+);tricarbonate Chemical compound [Ce+3].[Ce+3].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O GHLITDDQOMIBFS-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 5
- OZECDDHOAMNMQI-UHFFFAOYSA-H cerium(3+);trisulfate Chemical compound [Ce+3].[Ce+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O OZECDDHOAMNMQI-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 5
- MOOUSOJAOQPDEH-UHFFFAOYSA-K cerium(iii) bromide Chemical compound [Br-].[Br-].[Br-].[Ce+3] MOOUSOJAOQPDEH-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 5
- 239000004519 grease Substances 0.000 claims description 5
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 4
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims 4
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 12
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- CETPSERCERDGAM-UHFFFAOYSA-N ceric oxide Chemical compound O=[Ce]=O CETPSERCERDGAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 7
- 229910000420 cerium oxide Inorganic materials 0.000 description 7
- UNJPQTDTZAKTFK-UHFFFAOYSA-K cerium(iii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Ce+3] UNJPQTDTZAKTFK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 6
- BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoceriooxy)cerium Chemical compound [Ce]=O.O=[Ce]=O BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 5
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 5
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000422 cerium(IV) oxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 4
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 4
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N Acrolein Chemical compound C=CC=O HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N D-gluconic acid Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 2
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012425 OXONE® Substances 0.000 description 2
- KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N Peracetic acid Chemical compound CC(=O)OO KFSLWBXXFJQRDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 description 2
- NBBJYMSMWIIQGU-UHFFFAOYSA-N Propionic aldehyde Chemical compound CCC=O NBBJYMSMWIIQGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 2
- ORILYTVJVMAKLC-UHFFFAOYSA-N adamantane Chemical compound C1C(C2)CC3CC1CC2C3 ORILYTVJVMAKLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- MVPPADPHJFYWMZ-UHFFFAOYSA-N chlorobenzene Chemical compound ClC1=CC=CC=C1 MVPPADPHJFYWMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 2
- OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N dioxidochlorine(.) Chemical class O=Cl=O OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N furfural Chemical compound O=CC1=CC=CO1 HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical compound Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 2
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 2
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 229960002796 polystyrene sulfonate Drugs 0.000 description 2
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 2
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 1
- LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N (2s,3s,4s,5s,6r)-2-[(2r,3s,4r,5r,6s)-6-[(2r,3s,4r,5s,6s)-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-[(2r,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxyoxan-3-yl]oxy-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxy-6-(hydroxymethyl)oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@@H](O[C@@H]2[C@H](O[C@@H](OC3[C@H](O[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H]3O)CO)[C@@H](O)[C@H]2O)CO)[C@H](O)[C@H]1O LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N 0.000 description 1
- WSLDOOZREJYCGB-UHFFFAOYSA-N 1,2-Dichloroethane Chemical compound ClCCCl WSLDOOZREJYCGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AQEZCQAMXSVRAP-UHFFFAOYSA-N 1-decylsulfanylethanamine Chemical compound CCCCCCCCCCSC(C)N AQEZCQAMXSVRAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940078693 1-myristylpicolinium Drugs 0.000 description 1
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical compound C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 description 1
- KFGWEMFTDGCYSK-UHFFFAOYSA-N 3-methyl-1,2-thiazole 1-oxide Chemical compound CC=1C=CS(=O)N=1 KFGWEMFTDGCYSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZCTSINFCZHUVLI-UHFFFAOYSA-M 4-methyl-1-tetradecylpyridin-1-ium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCC[N+]1=CC=C(C)C=C1 ZCTSINFCZHUVLI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- JMTNOKRGERWNME-UHFFFAOYSA-L 6-[dimethyl-[4-(2,2,6-trimethylcyclohexyl)butan-2-yl]azaniumyl]hexyl-dimethyl-[4-(2,2,6-trimethylcyclohexyl)butan-2-yl]azanium;dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].CC1CCCC(C)(C)C1CCC(C)[N+](C)(C)CCCCCC[N+](C)(C)C(C)CCC1C(C)CCCC1(C)C JMTNOKRGERWNME-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N Calcium hypochlorite Chemical compound [Ca+2].Cl[O-].Cl[O-] ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920000298 Cellophane Polymers 0.000 description 1
- 229910004664 Cerium(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004155 Chlorine dioxide Chemical class 0.000 description 1
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005644 Dazomet Substances 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- 229920001503 Glucan Polymers 0.000 description 1
- 229920002581 Glucomannan Polymers 0.000 description 1
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- STNJBCKSHOAVAJ-UHFFFAOYSA-N Methacrolein Chemical compound CC(=C)C=O STNJBCKSHOAVAJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical class [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- APQHKWPGGHMYKJ-UHFFFAOYSA-N Tributyltin oxide Chemical compound CCCC[Sn](CCCC)(CCCC)O[Sn](CCCC)(CCCC)CCCC APQHKWPGGHMYKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical class OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N acetaldehyde Chemical compound [14CH]([14CH3])=O IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000006177 alkyl benzyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005599 alkyl carboxylate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 238000004630 atomic force microscopy Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229960000686 benzalkonium chloride Drugs 0.000 description 1
- DMSMPAJRVJJAGA-UHFFFAOYSA-N benzo[d]isothiazol-3-one Chemical compound C1=CC=C2C(=O)NSC2=C1 DMSMPAJRVJJAGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N benzyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[NH+](C)CC1=CC=CC=C1 CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007844 bleaching agent Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N butyric aldehyde Natural products CCCC=O ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- DRVWBEJJZZTIGJ-UHFFFAOYSA-N cerium(3+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Ce+3].[Ce+3] DRVWBEJJZZTIGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002798 cetrimide Drugs 0.000 description 1
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 235000019398 chlorine dioxide Nutrition 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
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- MLUCVPSAIODCQM-NSCUHMNNSA-N crotonaldehyde Chemical compound C\C=C\C=O MLUCVPSAIODCQM-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 1
- MLUCVPSAIODCQM-UHFFFAOYSA-N crotonaldehyde Natural products CC=CC=O MLUCVPSAIODCQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- QAYICIQNSGETAS-UHFFFAOYSA-N dazomet Chemical compound CN1CSC(=S)N(C)C1 QAYICIQNSGETAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 125000000422 delta-lactone group Chemical group 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- IZZSMHVWMGGQGU-UHFFFAOYSA-L disodium;2-methylidenebutanedioate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(=C)C([O-])=O IZZSMHVWMGGQGU-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- NVVZQXQBYZPMLJ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;naphthalene-1-sulfonic acid Chemical compound O=C.C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 NVVZQXQBYZPMLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JWIGFENOHPRSOM-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;propan-2-one;sulfurous acid Chemical compound O=C.CC(C)=O.OS(O)=O JWIGFENOHPRSOM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940046240 glucomannan Drugs 0.000 description 1
- 239000000174 gluconic acid Substances 0.000 description 1
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 description 1
- 239000010438 granite Substances 0.000 description 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001239 high-resolution electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 150000001469 hydantoins Chemical class 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000464 lead oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- LWXVCCOAQYNXNX-UHFFFAOYSA-N lithium hypochlorite Chemical compound [Li+].Cl[O-] LWXVCCOAQYNXNX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- HYVVJDQGXFXBRZ-UHFFFAOYSA-N metam Chemical compound CNC(S)=S HYVVJDQGXFXBRZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 125000000325 methylidene group Chemical group [H]C([H])=* 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- HJKYXKSLRZKNSI-UHFFFAOYSA-I pentapotassium;hydrogen sulfate;oxido sulfate;sulfuric acid Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[K+].OS([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.OS(=O)(=O)O[O-].OS(=O)(=O)O[O-] HJKYXKSLRZKNSI-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000004714 phosphonium salts Chemical group 0.000 description 1
- 229920000205 poly(isobutyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 1
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OKBMCNHOEMXPTM-UHFFFAOYSA-M potassium peroxymonosulfate Chemical compound [K+].OOS([O-])(=O)=O OKBMCNHOEMXPTM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-O pyridinium Chemical compound C1=CC=[NH+]C=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000011044 quartzite Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- HELHAJAZNSDZJO-OLXYHTOASA-L sodium L-tartrate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O HELHAJAZNSDZJO-OLXYHTOASA-L 0.000 description 1
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 description 1
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229960001790 sodium citrate Drugs 0.000 description 1
- 235000011083 sodium citrates Nutrition 0.000 description 1
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 description 1
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 description 1
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 description 1
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001433 sodium tartrate Substances 0.000 description 1
- 229960002167 sodium tartrate Drugs 0.000 description 1
- 235000011004 sodium tartrates Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CRWJEUDFKNYSBX-UHFFFAOYSA-N sodium;hypobromite Chemical compound [Na+].Br[O-] CRWJEUDFKNYSBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 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
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- FZXISNSWEXTPMF-UHFFFAOYSA-N terbutylazine Chemical compound CCNC1=NC(Cl)=NC(NC(C)(C)C)=N1 FZXISNSWEXTPMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YIEDHPBKGZGLIK-UHFFFAOYSA-L tetrakis(hydroxymethyl)phosphanium;sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O.OC[P+](CO)(CO)CO.OC[P+](CO)(CO)CO YIEDHPBKGZGLIK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 229950010254 triclobisonium chloride Drugs 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
- 229910021489 α-quartz Inorganic materials 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/05—Aqueous well-drilling compositions containing inorganic compounds only, e.g. mixtures of clay and salt
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
- C04B22/008—Cement and like inorganic materials added as expanding or shrinkage compensating ingredients in mortar or concrete compositions, the expansion being the result of a recrystallisation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
- C04B22/06—Oxides, Hydroxides
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- 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
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/48—Density increasing or weighting additives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/002—Down-hole drilling fluid separation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/32—Anticorrosion 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
- C09K2208/34—Lubricant additives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
Abstract
Изобретение относится к скважинной обрабатывающей композиции, содержащей соединение с редкоземельным элементом, которое содержит один или более из следующих элементов: скандий, иттрий, лантан, церий, празеодим, неодим, прометий, самарий, лютеций, европий, гадолиний, тербий, диспрозий, гольмий, эрбий, тулий или иттербий; причем скважинная обрабатывающая композиция представляет собой цементную суспензию, буровой раствор или буферную жидкость. Раскрыты также способы цементирования ствола скважины, способы вытеснения первого флюида и способы бурения ствола скважины в подземном пласте с использованием цементной суспензии, буферной жидкости или бурового раствора. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - улучшение эксплуатационных свойств. 4 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 табл.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[1] Настоящая заявка испрашивает приоритет на основании патентной заявки США № 14/918637, поданной 21 октября 2015 г., которая во всей полноте введена в настоящий документ посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[2] Данное изобретение относится к скважинным обрабатывающим композициям, содержащим соединения с редкоземельными элементами, и к способам применения таких композиций в скважинном цементировании и буровых работах.
[3] Скважинные обрабатывающие композиции применяются в различных целях, например, для бурения, цементирования и вытеснения жидкости. Плотность или масса на единицу объема часто оказывается критическим показателем, устанавливающим различие в эффективности разных обрабатывающих композиций в осуществлении различных функций. Например, плотность может придавать стабильность стволу скважины путем повышения давления, прилагаемого буровым раствором к поверхности пласта. Аналогично, при таких обстоятельствах важно управлять плотностью цементной суспензии для сохранения должного управления скважиной путем регулирования гидростатического давления цементной колонны. Гидростатическое давление предотвращает неконтролируемый выход сжатых флюидов из пластового резервуара в скважину. Для регулирования плотности буровых растворов и цементных суспензий в прошлом использовали утяжелители, такие как барит, кальцит и гематит. В связи с широким применением утяжелителей в скважинах в отрасли существует потребность в альтернативных экономически эффективных материалах. Дополнительным преимуществом может быть способность альтернативных утяжелителей придавать обрабатывающим композициям дополнительные полезные механические или химические свойства.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[4] Способ цементирования ствола скважины, включающий закачку в ствол скважины цементной суспензии, содержащей соединение с редкоземельным элементом, водный носитель и цементный компонент; создание возможности схватывания суспензии.
[5] Способ вытеснения первого флюида из ствола скважины, включающий закачку первого флюида в ствол скважины; и вытеснение первого флюида буферной жидкостью, содержащей: носитель, соединение с редкоземельным элементом в качестве утяжелителя и добавку, содержащую один или более из следующих компонентов: загуститель; поверхностно-активное вещество; утяжелитель, не являющийся соединением с редкоземельным элементом; смазку; понизитель водоотдачи; реагент, предотвращающий набухание глин; биоцид; кислоту; ингибитор коррозии; или раскислитель.
[6] Способ бурения ствола скважины в подземном пласте, включающий прокачку бурового раствора по замкнутой системе в подземном пласте; при этом буровой раствор содержит соединение с редкоземельным элементом.
[7] Скважинная обрабатывающая композиция содержит соединение с редкоземельным элементом, причем обрабатывающая композиция представляет собой цементную суспензию, буровой раствор или буферную жидкость.
[8] В способах и композициях, раскрытых в настоящем документе, соединение с редкоземельным элементом содержит один или более из следующих элементов: скандий; иттрий; лантан; церий; празеодим; неодим; прометий; самарий; лютеций; европий; гадолиний; тербий; диспрозий; гольмий; эрбий; тулий; или иттербий.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[9] На фигуре изображен процент расширения цемента при атмосферном давлении как функция времени отверждения для составов, содержащих EC1 и оксид цезия (IV), соответственно.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[10] Было обнаружено, что соединения с редкоземельными элементами, описанные в настоящем документе, придают желательные свойства многим скважинным обрабатывающим композициям, таким как цементные суспензии, буровые растворы или буферные жидкости. Желательные свойства включают высокую относительную плотность, который дает возможность использовать меньше материала для достижения заданной плотности и создавать более высокую максимальную плотность. Соединения с редкоземельными элементами также обладают способностью объемно расширяться, что может уменьшать проблемы микрозазоров и контролировать миграцию газа и приток мелких вод. Полезно, что соединения с редкоземельными элементами оказывают благоприятное воздействие на одно или более из механических свойств, включая прочность на сжатие, прочность на растяжение, модуль Юнга, коэффициент Пуассона и прочность связи при сдвиге.
[11] В одном варианте реализации изобретения в настоящем документе раскрыта скважинная обрабатывающая композиция, содержащая соединение с редкоземельным элементом. Соединение с редкоземельным элементом содержит один или более из следующих элементов: скандий; иттрий; лантан; церий; празеодим; неодим; прометий; самарий; лютеций; европий; гадолиний; тербий; диспрозий; гольмий; эрбий; тулий; или иттербий, предпочтительно, соединение с редкоземельным элементом содержит церий или лантан.
[12] Соединение с редкоземельным элементом присутствует в виде оксидов, галоидов, гидроксидов, карбонатов, сульфатов, нитратов, ацетатов или комбинации, содержащей, по меньшей мере, одно из вышеперечисленных соединений. В одном варианте реализации изобретения соединение с редкоземельным элементом включает одно или более из следующих веществ: оксид церия; хлорид церия; бромид церия; гидроксид церия; карбонат церия; сульфат церия; нитрат церия; нитрат аммония-церия; или ацетат церия. Особо упоминаются оксид церия, гидроксид церия (также упоминаемый как гидроокись церия) и хлорид церия. Композиция может включать два или более соединений с редкоземельными элементами. Такие соединения могут содержать одинаковые или различные редкоземельные элементы и могут иметь переменную валентность или степени окисления. Например, в случаях, когда соединение с редкоземельным элементом содержит оксид церия, соединение может содержать один или более оксидов церия, таких как CeO2 (IV) и Ce2O3 (III). Соединение, содержащее редкоземельный элемент, имеет относительную плотность от около 5 до около 10 или от около 5 до около 8.
[13] В одном варианте реализации изобретения скважинная обрабатывающая композиция представляет собой цементную суспензию, содержащую водный носитель, цементный компонент и соединение с редкоземельным элементом.
[14] Водный носитель присутствует в цементных суспензиях в количестве от около 10 % до около 60 % по массе, более предпочтительно, в количестве от около 20 % до около 40 % по массе относительно общей массы цементной суспензии. Водный флюид-носитель может представлять собой пресную воду, минерализованный раствор (включая морскую воду), водный раствор основания или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеперечисленного.
[15] Минерализованный раствор может представлять собой, например, морскую воду, добытую воду, жидкость заканчивания скважин или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеперечисленного. Свойства минерализованного раствора могут зависеть от назначения и компонентов минерализованного раствора. Морская вода, например, может содержать многочисленные составляющие, включая сульфат, бром и следовые металлы, помимо обычных галоидсодержащих солей. Добытая вода может представлять собой воду, извлеченную из пластового резервуара (например, углеводородного резервуара) или полученную из подземного резервуара-источника пресной воды или солоноватой воды. Добытая вода может также упоминаться как пластовый минерализованный раствор и содержать компоненты, включающие барий, стронций и тяжелые металлы. Помимо природных минерализованных растворов (например, морская вода и добытая вода), жидкость заканчивания скважин может быть произведена из пресной воды путем добавления различных солей, например, KCl, NaCl, ZnCl2, MgCl2 или CaCl2 для повышения плотности минерализованного раствора, например, до 1,39 кг/л (11,6 ф./галлон) в случае раствора CaCl2. Жидкости заканчивания скважин обычно создают гидростатическое давление, оптимизированное для компенсации забойных пластовых давлений. Описанные выше минерализованные растворы могут быть модифицированы введением одной или более дополнительных солей. Дополнительные соли, введенные в минерализованный раствор, могут представлять собой NaCl, KCl, NaBr, MgCl2, CaCl2, CaBr2, ZnBr2, NH4Cl, формиат натрия, формиат цезия и комбинации, содержащие по меньшей мере одно из вышеперечисленного. Соль NaCl может присутствовать в минерализованном растворе в количестве от около 0,5 до около 25 массовых процентов (% мас.), конкретно, от около 1 до около 15% мас. и, более конкретно, от около 3 до около 10% мас., относительно массы носителя.
[16] Цементный компонент цементной суспензии может представлять собой любой вяжущий материал, который схватывается и затвердевает в результате реакции с водой и пригоден для образования схватившегося цемента в скважине, включая жидкий цементный раствор и бетон. Подходящие цементные компоненты включают те, которые обычно используются в окружающей скважину среде, например, те, которые содержат кальций, алюминий, кремний, кислород и/или серу. Такие цементы включают, но не ограничены ими, портланд-цементы, пуццолановые цементы, гипсоцементы, высокоглиноземистые цементы, кремнеземистые цементы и высокощелочные цементы или их комбинации. Особенно полезны портланд-цементы. В некоторых вариантах реализации изобретения, подходящие для использования портланд-цементы классифицированы как цементы Класса A, B, C, G и H, в соответствии с классификацией Американского института нефти, API SpecificationforMaterialsandTestingforWellCements, и портланд-цементы ASTM, классифицированные как Тип I, II, III, IV и V. В данном изобретении, цементы могут также включать различные бетоны путем дальнейшего добавления заполнителей, таких как крупный заполнитель из гравия или дробленого камня, такого как кремнистый известняк, кварцит, гранит, и/или мелкий заполнитель, такой как песок или дробленый песок. Заполнитель может быть добавлен в количестве от около 10 % до около 70 % по массе гидравлического цемента и, более конкретно, от около 20 % до около 40 % по массе.
[17] Цементный компонент может присутствовать в суспензии в количестве от около 50 до около 95 % мас., предпочтительно, от около 60 до около 90 % мас., более предпочтительно, от около 65 до около 85 % мас. относительно общей массы цементной суспензии.
[18] Соединение с редкоземельным элементом присутствует в суспензии в количестве более чем 0 % мас. и менее чем около 50 % мас., более чем около 5 % мас. и менее чем около 50 % мас., более чем около 10 % мас. и менее чем около 50 % мас., от более чем около 5 % мас. до менее чем около 40 % мас. или от более чем около 10 % мас. до около менее чем около 30 % мас. относительно общей массы цементной суспензии.
[19] Цементные суспензии могут дополнительно содержать другие известные компоненты, используемые в цементировании, например, ускоритель схватывания для сокращения времени схватывания, замедлитель схватывания для увеличения временисхватывания, понизитель водоотдачи, расширитель для снижения плотности, вспенивающий агент для снижения плотности, утяжелитель для повышения плотности, диспергатор для снижения вязкости, другие понизители водоотдачи, тиксотропные добавки, закупоривающий агент или материал для борьбы с поглощениями (например, гильсонит или чешуйки целлофана), силикатные материалы, такие как песок, кварцевая мука, высокодисперсный кремнезем, которые упрочняют цемент, а также создают защиту от эффектов снижения прочности при температурах выше 110оС (230ºF), реагент, предотвращающий набухание глин, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеперечисленного. Эти дополнительные компоненты выбирают, чтобы избежать придания цементным суспензиям нежелательных характеристик и предотвратить повреждение ствола скважины или подземного пласта. Каждая добавка может присутствовать в количествах, хорошо известных специалистам в данной области техники.
[20] Ускорители схватывания включают соединения, такие как триэтаноламины, хлорид кальция, хлорид калия, хлорид натрия, формиат натрия, нитрат натрия и другие галиды, формиаты, нитраты и сульфаты щелочных и щелочноземельных металлов.
[21] Замедлители схватывания включают соединения, такие как гидроксикарбоновые кислоты и их соли, такие как виннокислый натрий, лимоннокислый натрий, глюконат натрия, итаконат натрия, винная кислота, лимонная кислота и глюконовая кислота, лигносульфонаты, сахариды, полисахариды, фосфатоорганические соединения, такие как C2-12 алкиленфосфоновые кислоты, соли, такие как хлорид натрия, и оксиды цинка и свинца и т. п.
[22] Расширители включают заполнители низкой плотности, глины, такие как гидратированные алюмосиликаты (например, бентонит (85 % минеральной глины смектит), пуццолан (тонкоизмельченная пемзазольнойпыли), диатомовая земля, кремнезем, например, α кварц и кремнезем, конденсированныйиз тонкой кремнеземной пыли, вспученный перлит, гильсонит, пылевидныйуголь и т. п.
[23] Водный флюид-носитель суспензии может быть вспенен жидким углеводородом или газом, или сжиженным газом, таким как азот или воздух. Флюид может быть дополнительно вспенен введением негазообразного вспенивающего агента. Негазообразный вспенивающий агент может быть амфотерным, катионным или анионным. Подходящие амфотерные вспенивающие агенты включают алкилбетаины, алкилсултаины и алкилкарбоксилаты. Подходящие анионные вспенивающие агенты могут включать алкилэфирсульфаты, этоксилированныеэфирсульфаты, сложные эфиры фосфорной кислоты, алкилэфирфосфаты, этоксилированные сложные эфиры спирта и фосфорной кислоты, алкилсульфаты и альфа-олефин сульфонаты. Подходящие катионные вспенивающие агенты могут включать четвертичные алкил-содержащие аммониевые соли, алкилбензил-содержащие четвертичные аммониевые соли и алкил-амидо-амин-содержащие четвертичные аммониевые соли. Пеносостав используется, главным образом, в пластах с низким давлением или в водо-восприимчивых пластах. Возможно использование смеси вспенивающих и стабилизирующих пену диспергаторов. В общем случае, смесь можно вводить в цементные суспензии в количестве от около 1 % до около 5 % от объема воды в цементной суспензии.
[24] Утяжелители представляют собой тонкоизмельченные твердые материалы с высокой относительной плотностью, которые используются для повышения плотности. Соединение с редкоземельным элементом может быть единственным утяжелителем, присутствующим в цементной суспензии. Альтернативно, соединения с редкоземельными элементами могут использоваться вместе с другими утяжелителями, такими как кварцевая мука, зольная пыль, карбонат кальция, барит, гематит, ильменит, сидерит и т. п.
[25] Примеры подходящих диспергаторов включают, но не ограничиваются ими, конденсаты нафталинсульфонат-формальдегида, конденсаты ацетон-формальдегид-сульфита и производные глюкан-дельта-лактона. В зависимости от необходимых применений, могут использоваться также другие диспергаторы.
[26] Могут присутствовать понизители водоотдачи, например латекс, латексные сополимеры, неионные, водорастворимые полимеры и сополимеры, такие как гуаровые смолы и их производные, поли(этиленимин), производные целлюлозы и полистиролсульфонат.
[27] Реагенты, предотвращающие набухание глин, предотвращают набухание глины в забое при контакте с водой или приложенном давлении разрыва и могут представлять собой, например, четвертичный амин, минерализованный раствор (например, минерализованный раствор KCl), холинхлорид, хлорид тетраметиламмония или т. п. Реагенты, предотвращающие набухание глин, включают также различные соли, такие как NaCl, CaCl2 и KCl, которые при низких концентрациях действуют также как общие ускорители, сокращающие время схватывания цементной суспензии.
[28] Суспензия пригодна к перекачке насосом. Поддающаяся перекачке цементная суспензия может иметь вязкость менее чем 1000 мПа-сек при скорости сдвига 100 сек-1. Цементная суспензия является цементной суспензией низкой плотности или цементной суспензией высокой плотности. Хотя плотность цементной суспензии низкой плотности, такой как очищающая жидкость, может варьироваться в широком диапазоне, в зависимости от подземных условий, такие плотности могут включать от около 0,6 до около 1,44 кг/л (5 - 12 ф./галлон) при вспенивании. В отсутствие вспенивания плотность очищающей жидкости или цементной суспензии низкой плотности может варьироваться в диапазоне от около 1,08 до включительно около 1,8 кг/л (от около 9 до включительно около 15 ф./галлон), или от около 1,2 до около 1,68 кг/л (от около 10 до около 14 ф./галлон) или от около 1,32 до включительно около 1,56 кг/л (от около 11 до включительно около 13 ф./галлон). Цементные суспензии высокой плотности могут иметь плотность от около 1,8 до около 3 кг/л (от около 15 до около 25 ф./галлон).
[29] В другом варианте реализации изобретения обрабатывающая композиция представляет собой буферную жидкость, в которой соединение с редкоземельным элементом присутствует в количестве, достаточном для достижения плотности от 1,02 до 2,88, от 1,2 до 2,64, от 1,8 до 3 [кг/л](от 8,5 до 24, от 10 до 22 или от 15 до 19 [ф./галлон]). Например, соединение с редкоземельным элементом может присутствовать в количестве от 2,2 % до 77 %, от 19 % до 73 % или от 52 % до 66 % относительно общей массы буферной жидкости.
[30] Буферная жидкость может дополнительно содержать другие компоненты, которые, как известно, используются в буферных жидкостях, например, загуститель, поверхностно-активное вещество, утяжелитель, не являющийся соединением с редкоземельным элементом, смазку, понизитель водоотдачи, реагент, предотвращающий набухание глин, биоцид, кислоту, ингибитор коррозии, раскислитель, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеперечисленного. Особо упоминается загуститель. Эти дополнительные компоненты выбирают так, чтобы избежать придания буферной жидкости нежелательных характеристик и предотвратить повреждение оборудования, находящегося в контакте с буферной жидкостью и избежать повреждения ствола скважины или подземного пласта.
[31] Загуститель может представлять собой природные полимеры, такие как гуаровые смолы, производные гуара, такие как гидропропилгуар (HPG), карбоксиметилгуар (CMG) и карбоксимет-гидроксипропилилгуар (CMHPG), гидратируемые полисахариды с высокой молекулярной массой, ксантановую смолу (которая может необязательно быть сшитой), галактоманнановые смолы, глюкоманнановые смолы, целлюлозу, производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (HEC), карбоксиметилцеллюлоза (CMC), гидроксипропилцеллюлоза (HPC) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (CMHEC); синтетические полимеры, такие как поли((мет)акриловые кислоты), поли((мет)акриламиды), сополимеры (мет)акриловой кислоты и (мет)акриламида, и C1-8 алкил поли(мет)акрилаты; или глины, такие как бентонит, сепиолит и аттапульгит, и т. п.; или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из вышеперечисленных загустителей.
[32] Поверхностно-активные вещества могут увеличивать совместимость буферной жидкости и бурового раствора и/или цементной суспензии. Поверхностно-активное вещество может быть анионным, катионным, цвиттерионным или неионным. Другие полезные поверхностно-активные вещества включают те, которые имеют поли(алкиленгликолевые) боковые цепи, жирные кислоты или фторированные группы, такие как перфторированные C1-4сульфоновые кислоты, привитые к основной цепи полимера. Основные цепи полимеров включают основанные на сложном полиэфире, поли(мет)акрилате, полистирол, поли(стирол-(мет)акрилате), поликарбонате, полиамиде, полиимиде, полиуретане, поливиниловом спирте или сополимере, содержащем по меньшей мере одну из этих основных цепей полимера.
[33] Смазки минимизируют трение и включают такие материалы, как полиакриламид, нефтяной дистиллят, гидрированный легкий нефтяной дистиллят, короткоцепочечный спирт (например, метанол) или полиол (например, этиленгликоль или глицерин-полиизобутилметакрилат, полиметилметакрилат, полиизобутилен, гуар, производные гуара, полисахариды, такие как целлюлоза и крахмал, и полиэтиленоксид, либо используется комбинация, содержащая по меньшей мере одно из вышеперечисленного.
[34] Понизители водоотдачи обычно представляют собой водорастворимые полимеры, такие как гуаровые смолы, поли(этиленимин), производные целлюлозы и полистиролсульфонат. В некоторых вариантах реализации изобретения один и тот же полимер действует и как загуститель, и как понизитель водоотдачи.
[35] Реагент, предотвращающий набухание глин, и утяжелитель, не являющиеся соединениями с редкоземельными элементами, могут быть теми же самыми, что и применяемые в цементных суспензиях.
[36] Биоцид предотвращает внесение микробов (например, бактерий) под землю, уничтожая или сокращая количество бактерий в разделяющем флюиде, таким образом, сокращая производство, например, сернистого нефтяного газа. Примеры биоцидов включают альдегиды, такие как глютаральдегид, окисляющие биоциды, такие как гипохлоритный белитель (например, гипохлорит кальция и гипохлорит лития), надуксусную кислоту, моноперсульфат калия, пероксимоносульфат калия, бромхлордиметилгидантоин, дихлорэтилметилгидантоин, хлоризоцианурат, трихлоризоциануровые кислоты, дихлоризоциануровые кислоты, хлорированные гидантоины и т. п., стабилизированный гипобромит натрия, активированный бромид натрия, бромированныегидантоины, диоксид хлора, озон, неорганические персульфаты, такие как персульфат аммония, или пероксиды, такие как перекись водорода, и органические пероксиды, и неокисляющие биоциды, такие как дибромнитрилопропионамид, тиоцианометилтиобензотиазол, метилдитиокарбамат, тетрагидродиметилтиадиазонтион, оксид трибутилолова, бромнитропропандиол, бромнитростирол, метилен бистиоцианат, хлорметилизотиазолон, метилизотиазолон, бензизотиазолон, додецилгуанидина гидрохлорид, полигексаметиленабигуанид, тетракис(гидроксиметил)фосфония сульфат, глютаральдегид, алкилдиметилбензил-аммония хлорид, дидецилдиметиламмония хлорид, поли[оксиэтилен-(диметилимино) этилен (диметилимино) этилен дихлорид], децилтиоэтанамин, тербутилазин, четвертичные аммониевые соли (например, имеющие жирную алкильную группу и три метильные группы) и четвертичные фосфониевые соли, имеющие метильные группы, гидроксиметильные группы или арильные группы. Конкретные примеры биоцидов включают формальдегид, глиоксаль, фурфурал, акролеин, метакролеин, пропиональдегид, ацетальдегид, кротональдегид, пиридиниевыебиоциды, бензалкония хлорид, цетримид, цетилтриметиламмония хлорид, бензэтония хлорид, цетилпиридиния хлорид, хлорфеноктияамзонат, деквалиния ацетат, деквалиния хлорид, домифена бромид, лауролиния ацетат, метилбензэтония хлорид, миристил-гамма-пиколиния хлорид, ортафония хлорид, триклобизония хлорид, алкилдиметилбензиламмония хлорид, кокодиамин, дазомет 1-(3-хлораллил)-хлорид.3,5,7-триаза-1-азония адамантан, либо используется комбинация, содержащая по меньшей мере одно из вышеперечисленных соединений. В одном варианте реализации изобретения биоцид инкапсулирован или имеет покрытие.
[37] Носитель для буферной жидкости может быть тем же самым, что и для цементных суспензий. Он может быть вспенен таким же образом, как флюид-носитель для цементных суспензий.
[38] Различные свойства буферных жидкостей можно изменять и можно приспосабливать в соответствии с параметрами управления скважиной и совместимости конкретного бурового раствора, цементной суспензии или другого выделенного флюида. Например, вязкость буферной жидкости можно изменять в широком диапазоне, например, динамическая вязкость (AV) может варьироваться в диапазоне от около 0,9 мПа сек до около 200 мПа сек (от около 0,9 до около 200 сантипуаз).
[39] Плотность буферной жидкости может варьироваться в широком диапазоне. В одном варианте реализации изобретения буферная жидкость тяжелее (имеет большую плотность), чем предшествующий флюид (например, буровой раствор плотностью 1,44 кг/л(12 ф./галлон), затем буферная жидкость плотностью 1,68 кг/л(14 ф./галлон) и затем цемент плотностью 1,92 кг/л(16 ф./галлон)).
[40] В одном варианте реализации изобретения обрабатывающая композиция представляет собой буровой раствор, в котором соединение с редкоземельным элементом присутствует в количестве от около 2,2 % до около 77 %, от около 19 % до около 73 % или от около 52 % до около 66 % относительно общей массы композиции.
[41] Соединение с редкоземельным элементом может использоваться в буровых растворах на нефтяной основе или в буровых растворах на водной основе. В флюидах на нефтяной основе, твердые частицы суспендированы в нефти и вода или минерализованный раствор могут быть эмульгированы с нефтью. Нефть обычно представляет собой дисперсионную фазу. В флюидах на водной основе, твердые частицы суспендированы в воде или минерализованном растворе, и нефть может быть эмульгирована в воде. Вода обычно представляет собой дисперсионную фазу.
[42] Известные добавки, обычно применяемые в буровых растворах, включают, но не ограничиваются ими, глину, загустители, пеногасители, понизители водоотдачи, бентонит и формиат калия.
[43] Скважинные композиции могут использоваться в различных назначениях. В одном варианте реализации изобретения цементная суспензия используется для формирования скважинных компонентов, включая различные обсадные элементы, уплотнения, пробки, пакеры, хвостовики и т. п.
[44] Пригодная для перекачивания или текучая цементная суспензия может быть приготовлена любым подходящим способом. В типичном варианте реализации изобретения суспензию или смесь, содержащую соединение с редкоземельным элементом, цементный компонент и воду или водный носитель, соединяют с использованием обычного оборудования для смешивания цемента. Затем цементную суспензию можно вводить, например, закачивать и помещать различными традиционными цементировочными насосами и инструментами в любое заданное место внутри ствола скважины для заполнения любой формы заданного контура. Когда цементная суспензия помещена и приняла форму заданной подземной детали, суспензии дают возможность схватываться и образовывать постоянную форму базовой цементной детали, например, обсадного элемента или цементной пробки.
[45] Особенно полезен для цементирования ствола скважины способ, который включает введение, обычно закачкой, в ствол скважины цементной суспензии, содержащей соединение с редкоземельным элементом, под давлением, достаточным для вытеснения бурового раствора, например глинистого раствора, цементного буфера или т. п., необязательно с “первой порцией цементного раствора” или “последней порцией цементного раствора”. Цементную суспензию можно ввести между проницаемой/разрушаемой нижней пробкой и монолитной верхней пробкой. После помещения, цементной суспензии дают затвердеть и, в некоторых вариантах реализации изобретения она формирует цементную пробку в кольцевом пространстве ствола скважины, которая предотвращает поток пластовых флюидов между двумя или более проницаемыми геологическими формациями, который существует при неравных пластовых давлениях. Обычно суспензия затвердевает в результате гидратации и загустевания цемента. Как известно специалистам в данной области техники, существует высокая степень вариабельности в приведенном выше описании цементации скважины (например, множественные нижние пробки, постепенно изменяющиеся плотности флюидов и т. д.), и на нее можно воздействовать с использованием предварительно сформированных синтетических полимеров, описанных в настоящем документе.
[46] Буферную жидкость можно использовать для вытеснения другого флюида в стволе скважины. Соответственно, способ вытеснения первого флюида из ствола скважины включает закачку первого флюида в ствол скважины; и вытеснение первого флюида буферной жидкостью. Буферные жидкости можно использовать также в качестве буфера между двумя флюидами во время подземных работ. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения буферную жидкость закачивают в ствол скважины между первым флюидом и вторым флюидом. Первый флюид вытесняется буферной жидкостью, и затем буферная жидкость вытесняется вторым флюидом. Помимо прочего, буферные жидкости совместимы с флюидом, который они вытесняют, и со вторым флюидом, вытесняющим буферную жидкость, в том отношении, что отсутствуют нежелательные взаимодействия между буферной жидкостью и первым или вторым флюидом. В общем случае, первый флюид может быть любым флюидом, который буферная жидкость должна вытеснять, таким как буровые растворы. Второй флюид может быть любым флюидом, предназначенным для введения в ствол скважины, таким как цементные суспензии и т. п.
[47] Способ бурения ствола скважины в подземном пласте включает прокачку бурового раствора по замкнутой системе в подземном пласте. Траектория циркуляции бурового раствора обычно проходит от буровой установки вниз через бурильную колонну к торцу коронки и обратно вверх через кольцевое пространство между бурильной колонной и поверхностью призабойной зоны к устьевому отверстию скважины и/или райзеру, с возвратом к установке. Буровой раствор выполняет ряд функций в процессе циркуляции через ствол скважины, включая охлаждение и смазку буровой коронки, удаление из ствола скважины обломков выбуренной породы, содействие в поддержке буровой трубы и буровой коронки и создание гидростатического давления для сохранения целостности стенок ствола скважины и предотвращения неуправляемых выбросов. При необходимости буровой раствор также предотвращает вспучивание и обрушения ствола скважины при бурении через восприимчивые к воде пласты.
[48] Положительные эффекты, связанные с использованием соединений с редкоземельными элементами в скважинной обрабатывающей композиции, дополнительно проиллюстрированы на следующих примерах.
Примеры
Утяжелитель
[49] Как показано в Таблице 1, оксид церия (IV), использованный в испытаниях, имеет относительную плотность 7,2, что почти вдвое выше, чем у гематита (оксид железа), W-10 (оксид марганца) или барита (сульфат бария). Соответственно, для достижения той же плотности суспензии, оксида церия (IV) требуется на 20% меньше, чем этих других утяжелителей, при аналогичной потребности в воде.
[50] Более высокие плотности достижимы при сохранении аналогичных требований, с массами до включительно 3 кг/л (25 ф./галлон), по сравнению с 2,4 кг/л(20 ф./галлон), рекомендуемых для W-10, и 2,64 кг/л(22 ф./галлон), рекомендуемых для гематита.
[51] Для исследования схватывания приготовили два образца. Образец А содержал цемент Joppa H, 33 % w-10a, 0,08 л/сек(0,02 галлон/сек) FP-12L (пеногаситель, поставляемый компанией BakerHughesInc.) и 16,28 л/сек(4,3 галлон/сек) водопроводной воды и имел плотность 2,22 кг/л(18,5 ф./галлон). Образец B содержал Joppa H, 26 % w-10a, 0,08 л/сек(0,02 галлон/сек) FP-12L и 16,28 л/сек(4,3 галлон/сек) водопроводной воды и имел плотность 2,22 кг/л(18,5 ф./галлон). Испытания на схватывание проводили с использованием водяной бани 21,1оС(70оF) в течение 24 часов. Результаты приведены в Таблице 2. Как показано в Таблице 2, суспензия с оксидом церия (IV) была несколько лучше, чем с W-10a, после перемешивания, достижения 2,22 кг/л(18,5 ф./галлон) и испытания в осадительной трубке.
Таблица 1.
Таблица 2.
Расширяющая способность
[52] Испытания на расширение проводили на водяной бане с использованием кольцеобразных компенсаторов. Результаты приведены в Таблицах 3 и 4, а также на Фигуре в настоящем документе.
Таблица 3.
Таблица 4.
[53] Как показано в Таблицах 3, 4 и на Фигуре, оксид церия (IV) и хлорид церия (III) имели аналогичные способности к расширению по сравнению с EC-1 (расширяющая добавка для цемента, поставляемая компанией BakerHughesInc.).
[54] В настоящее раскрытие дополнительно включены следующие специфические варианты реализации изобретения, которые не обязательно ограничивают Формулу изобретения.
[55] Вариант реализации изобретения 1. Способ цементирования ствола скважины, включающий закачку в ствол скважины цементной суспензии, содержащей соединение с редкоземельным элементом, водный носитель и цементный компонент; и создание возможности суспензии схватываться, причем соединение с редкоземельным элементом содержит один или более из следующих элементов: скандий; иттрий; лантан; церий; празеодим; неодим; прометий; самарий; лютеций; европий; гадолиний; тербий; диспрозий; гольмий; эрбий; тулий; или иттербий.
[56] Вариант реализации изобретения 2. Способ по варианту реализации изобретения 1, отличающийся тем, что соединение с редкоземельным элементом содержит по меньшей мере один из элементов церий и лантан.
[57] Вариант реализации изобретения 3. Способ по варианту реализации изобретения 2, отличающийся тем, что соединение с редкоземельным элементом содержит одно или более из следующих соединений: оксид церия; хлорид церия; бромид церия; гидроксид церия (гидрат); карбонат церия; сульфат церия; нитрат церия; нитрат аммония-церия; или ацетат церия.
[58] Вариант реализации изобретения 4. Способ по любому одному из вариантов реализации изобретения от 1 до 3, отличающийся тем, что цементная суспензия содержит более чем нуль и менее чем около 50 % мас. соединения с редкоземельным элементом относительно общей массы цементной суспензии.
[59] Вариант реализации изобретения 5. Способ вытеснения первого флюида из ствола скважины, включающий закачку первого флюида в ствол скважины; и вытеснение первого флюида буферной жидкостью, содержащей: носитель, соединение с редкоземельным элементом в качестве утяжелителя и добавку, содержащую один или более из следующих компонентов: загуститель; поверхностно-активное вещество; утяжелитель, не являющийся соединением с редкоземельным элементом; смазку; понизитель водоотдачи; реагент, предотвращающий набухание глин; биоцид; кислоту; ингибитор коррозии; или раскислитель; причем соединение с редкоземельным элементом содержит один или более из следующих элементов: скандий; иттрий; лантан; церий; празеодим; неодим; прометий; самарий; лютеций; европий; гадолиний; тербий; диспрозий; гольмий; эрбий; тулий; или иттербий.
[60] Вариант реализации изобретения 6. Способ по варианту реализации 5, отличающийся тем, что первый флюид содержит буровой раствор.
[61] Вариант реализации изобретения 7. Способ по варианту реализации 5 или 6, дополнительно включающий вытеснение буферной жидкости вторым флюидом.
[62] Вариант реализации изобретения 8. Способ по варианту реализации 7, отличающийся тем, что второй флюид представляет собой цементную суспензию.
[63] Вариант реализации изобретения 9. Способ по любому одному из вариантов реализации изобретения от 5 до 8, отличающийся тем, что соединение с редкоземельным элементом содержит по меньшей мере один из элементов церий и лантан.
[64] Вариант реализации изобретения 10. Способ по любому одному из вариантов реализации изобретения от 5 до 9, отличающийся тем, что соединение с редкоземельным элементом содержит один или более из следующих соединений: оксид церия; хлорид церия; бромид церия; гидроксид церия (гидрат); карбонат церия; сульфат церия; нитрат церия; нитрат аммония-церия; или ацетат церия.
[65] Вариант реализации изобретения 11. Способ по любому одному из вариантов реализации изобретения от 5 до 10, отличающийся тем, что буферная жидкость содержит более чем нуль и менее чем около 77 % мас. соединения с редкоземельным элементом относительно общей массы буферной жидкости.
[66] Вариант реализации изобретения 12. Способ бурения ствола скважины в подземном пласте, включающий: прокачку бурового раствора по замкнутой системе в подземном пласте; при этом буровой раствор содержит соединение с редкоземельным элементом; причем соединение с редкоземельным элементом содержит один или более из следующих элементов: скандий; иттрий; лантан; церий; празеодим; неодим; прометий; самарий; лютеций; европий; гадолиний; тербий; диспрозий; гольмий; эрбий; тулий; или иттербий.
[67] Вариант реализации изобретения 13. Способ по варианту реализации 12, отличающийся тем, что соединение с редкоземельным элементом содержит по меньшей мере один из элементов церий и лантан.
[68] Вариант реализации изобретения 14. Способ по варианту реализации изобретения 12 или 13, отличающийся тем, что соединение с редкоземельным элементом содержит одно или более из следующих соединений: оксид церия; хлорид церия; бромид церия; гидроксид церия; карбонат церия; сульфат церия; нитрат церия; нитрат аммония-церия; или ацетат церия.
[69] Вариант реализации изобретения 15. Способ по любому одному из вариантов реализации изобретения от 12 до 14, отличающийся тем, что буровой раствор содержит более чем нуль и менее чем около 77 % мас. соединения с редкоземельным элементом относительно общей массы бурового раствора.
[70] Вариант реализации изобретения 16. Скважинная обрабатывающая композиция, содержащая соединение с редкоземельным элементом, которое содержит один или более из следующих элементов: скандий; иттрий; лантан; церий; празеодим; неодим; прометий; самарий; лютеций; европий; гадолиний; тербий; диспрозий; гольмий; эрбий; тулий; или иттербий; причем скважинная обрабатывающая композиция представляет собой цементную суспензию, буровой раствор, или буферную жидкость.
[71] Вариант реализации изобретения 17. Скважинная обрабатывающая композиция по варианту реализации изобретения 16, отличающаяся тем, что скважинная обрабатывающая композиция представляет собой цементную суспензию, содержащую более чем нуль и менее чем около 50 % мас. соединения, содержащего по меньшей мере один из элементов церий или лантан.
[72] Вариант реализации изобретения 18. Скважинная обрабатывающая композиция по варианту реализации изобретения 16, отличающаяся тем, что скважинная обрабатывающая композиция представляет собой буферную жидкость, содержащую носитель; от 2 % до 77 % соединения, содержащего по меньшей мере один из элементов церий или лантан, в качестве утяжелителя; и добавку, содержащую один или более из следующих компонентов: загуститель; поверхностно-активное вещество; утяжелитель, не являющийся соединением с редкоземельным элементом; смазку; понизитель водоотдачи; реагент, предотвращающий набухание глин; биоцид; кислоту; ингибитор коррозии; или раскислитель.
[73] Вариант реализации изобретения 19. Скважинная обрабатывающая композиция по варианту реализации изобретения 16, отличающаяся тем, что скважинная обрабатывающая композиция представляет собой буровой раствор, содержащий от 2 % до 77 % соединения, содержащего церий, лантан или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из вышеперечисленных элементов.
[74] Все диапазоны, раскрытые в настоящем документе, включают конечные точки, и конечные точки независимо комбинируются друг с другом. В настоящем документе принято, что термин “комбинация” охватывает шихты, смеси, сплавы, продукты реакции и т. п. Все упоминаемые публикации включены в настоящий документ посредством ссылки.
[75] Термины, обозначающие единственное число в контексте описания изобретения (особенно в контексте приведенной ниже Формулы изобретения) следует трактовать как охватывающие и единственное, и множественное число, если иное не указано в настоящем документе или с очевидностью не противоречит контексту. “Или” означает “и/или”. Далее, следует дополнительно отметить, что термины “первый”, “второй” и т. п. в настоящем документе не обозначают какой либо порядок, количество (в том смысле, что может присутствовать более чем один, два или более чем два элемента) или степень важности, но скорее используются для отличия одного элемента от другого. Определение “около”, используемое в связи с количеством, включает установленное значение и имеет смысл, диктуемый контекстом (например, оно включает степень ошибки, связанной с измерением конкретного значения). В случаях, когда не определено иное, технические и научные термины, использованные в настоящем документе, имеют общепринятые значения, известные специалистам в области техники, к которой относится данное изобретение. В настоящем документе принято, что размер или средний размер частиц относится к наибольшему размеру частиц и может быть определен электронной или атомно-силовой микроскопией с высокой разрешающей способностью.
[76] Все публикации, упоминаемые в настоящем документе, включены посредством ссылок в полном объеме. Принимая во внимание, что типичные варианты реализации изобретения были изложены выше в иллюстративных целях, вышеизложенные описания не должны считаться ограничивающими объем данного изобретения. Соответственно, специалисты в данной области техники могли произвести различные модификации, адаптации и обнаружить альтернативы без выхода за пределы сущности и объема данного изобретения.
Claims (18)
1. Способ цементирования ствола скважины, включающий:
закачку в ствол скважины цементной суспензии, содержащей от более чем 10% мас. до менее чем 30% мас. соединения с редкоземельным элементом относительно общей массы цементной суспензии, водный носитель и цементный компонент; и
создание возможности схватывания суспензии,
причем соединение с редкоземельным элементом содержит один или более из следующих элементов: скандий; иттрий; лантан; церий; празеодим; неодим; прометий; самарий; лютеций; европий; гадолиний; тербий; диспрозий; гольмий; эрбий; тулий или иттербий,
и соединение с редкоземельным элементом представляет собой галид, карбонат, сульфат, нитрат, ацетат или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеперечисленного.
2. Способ вытеснения первого флюида из ствола скважины, включающий:
закачку первого флюида в ствол скважины и
вытеснение первого флюида буферной жидкостью, содержащей: водный носитель, соединение с редкоземельным элементом в качестве утяжелителя и добавку, содержащую один или более из следующих компонентов: загуститель; поверхностно-активное вещество; утяжелитель, не являющийся соединением с редкоземельным элементом; смазку; понизитель водоотдачи; реагент, предотвращающий набухание глин; биоцид; кислоту; ингибитор коррозии или раскислитель;
причем соединение с редкоземельным элементом содержит один или более из следующих элементов: скандий; иттрий; лантан; церий; празеодим; неодим; прометий; самарий; лютеций; европий; гадолиний; тербий; диспрозий; гольмий; эрбий; тулий или иттербий,
и соединение с редкоземельным элементом присутствует в виде галида, карбоната, сульфата, нитрата, ацетата или комбинации, содержащей по меньшей мере одно из вышеперечисленного.
3. Способ по п. 2, в котором первый флюид включает буровой раствор.
4. Способ по п. 2, дополнительно включающий вытеснение буферной жидкости вторым флюидом.
5. Способ по п. 4, в котором второй флюид представляет собой цементную суспензию.
6. Способ по п. 2, в котором буферная жидкость содержит более чем нуль и менее чем около 77% мас. соединения с редкоземельным элементом относительно общей массы буферной жидкости.
7. Способ по любому из пп. 1-6, в котором соединение с редкоземельным элементом содержит по меньшей мере один из элементов церий и лантан.
8. Способ по любому из пп. 1-6, в котором соединение с редкоземельным элементом включает одно или более из следующих соединений: хлорид церия; бромид церия; карбонат церия; сульфат церия; нитрат церия; нитрат аммония-церия или ацетат церия.
9. Цементная суспензия, содержащая более чем 10% мас. и менее чем 30% мас. соединения с редкоземельным элементом, содержащего церий или лантан, водный носитель и цементный компонент, причем соединение с редкоземельным элементом представляет собой галид, карбонат, сульфат, нитрат, ацетат или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеперечисленного.
10. Буферная жидкость, содержащая носитель; от 2 до 77% соединения, содержащего по меньшей мере один из элементов церий и лантан; и добавку, содержащую один или более из следующих компонентов: загуститель; поверхностно-активное вещество; утяжелитель, не являющийся соединением с редкоземельным элементом; смазку; понизитель водоотдачи; реагент, предотвращающий набухание глин; биоцид; кислоту; ингибитор коррозии или раскислитель, причем соединение с редкоземельным элементом представляет собой галид, карбонат, сульфат, нитрат, ацетат или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеперечисленного.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/918,637 US10087354B2 (en) | 2015-10-21 | 2015-10-21 | Rare earth-containing compounds to enhance performance of downhole treatment compositions |
| US14/918,637 | 2015-10-21 | ||
| PCT/US2016/057056 WO2017070016A1 (en) | 2015-10-21 | 2016-10-14 | Rare earth-containing compounds to enhance performance of downhole treatment compositions |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2695198C1 true RU2695198C1 (ru) | 2019-07-22 |
Family
ID=58558067
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018115832A RU2695198C1 (ru) | 2015-10-21 | 2016-10-14 | Соединения с редкоземельными элементами для улучшения характеристик скважинных обрабатывающих композиций |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10087354B2 (ru) |
| AU (1) | AU2016341028B2 (ru) |
| BR (1) | BR112018007816B1 (ru) |
| CA (1) | CA3001854C (ru) |
| CO (1) | CO2018004822A2 (ru) |
| MX (1) | MX2018004785A (ru) |
| NO (1) | NO20180577A1 (ru) |
| NZ (1) | NZ742065A (ru) |
| RU (1) | RU2695198C1 (ru) |
| SA (1) | SA518391381B1 (ru) |
| WO (1) | WO2017070016A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10087354B2 (en) | 2015-10-21 | 2018-10-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rare earth-containing compounds to enhance performance of downhole treatment compositions |
| BR112019013407B1 (pt) * | 2017-02-22 | 2023-04-18 | Halliburton Energy Services, Inc | Método de cimentação, e, composição de cimento |
| US10472552B2 (en) * | 2017-08-08 | 2019-11-12 | Bj Services, Llc | Spacer fluids for cementing well bores |
| CN108131114B (zh) * | 2017-11-14 | 2019-10-11 | 中国石油天然气集团公司 | 化学驱注入井封井工艺方法 |
| US10450494B2 (en) | 2018-01-17 | 2019-10-22 | Bj Services, Llc | Cement slurries for well bores |
| US11078401B2 (en) | 2018-07-19 | 2021-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rare earth oxide as a weighting and bridging agent |
| CN112390572B (zh) * | 2019-08-16 | 2022-03-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | 水泥浆及其制备方法 |
| CN112457048A (zh) * | 2020-11-19 | 2021-03-09 | 中猫科技有限公司 | 一种保温绝热材料用添加剂及其应用 |
| CN113336501B (zh) * | 2021-06-25 | 2022-05-13 | 厦门稀土材料研究所 | 一种水泥基稀土复合物渗透结晶防水涂料 |
| US11732176B2 (en) | 2021-09-16 | 2023-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid plug for wellbore operations |
| US11674072B2 (en) | 2021-10-28 | 2023-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mixture with pozzolanic material for controlling annular pressure-buildup in a wellbore |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100243236A1 (en) * | 2009-03-30 | 2010-09-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Nanoparticle-densified newtonian fluids for use as cementation spacer fluids and completion spacer fluids in oil and gas wells |
| US20120211227A1 (en) * | 2007-05-10 | 2012-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well Treatment Compositions and Methods Utilizing Nano-Particles |
| US20130098615A1 (en) * | 2011-10-19 | 2013-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Novel high density brines for completion applications |
| RU2513581C2 (ru) * | 2012-07-24 | 2014-04-20 | Геннадий Алексеевич Копылов | Способ цементирования обсадных колонн и устройство для его осуществления |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6968898B2 (en) | 2002-06-28 | 2005-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for removing particles from a well bore penetrating a possible producing formation |
| CN102083939B (zh) | 2008-05-05 | 2014-02-19 | M-I有限公司 | 用于减少井筒滤失和滤液损失的方法和水性基井筒流体 |
| US20130109597A1 (en) * | 2011-10-31 | 2013-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanoparticle Smart Tags in Subterranean Applications |
| US9133386B2 (en) * | 2012-12-12 | 2015-09-15 | Hallburton Energy Services, Inc. | Viscous settable fluid for lost circulation in subterranean formations |
| US20140209307A1 (en) | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US10087354B2 (en) | 2015-10-21 | 2018-10-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rare earth-containing compounds to enhance performance of downhole treatment compositions |
-
2015
- 2015-10-21 US US14/918,637 patent/US10087354B2/en active Active
-
2016
- 2016-10-14 WO PCT/US2016/057056 patent/WO2017070016A1/en active Application Filing
- 2016-10-14 RU RU2018115832A patent/RU2695198C1/ru active
- 2016-10-14 MX MX2018004785A patent/MX2018004785A/es unknown
- 2016-10-14 AU AU2016341028A patent/AU2016341028B2/en not_active Ceased
- 2016-10-14 NZ NZ742065A patent/NZ742065A/en not_active IP Right Cessation
- 2016-10-14 CA CA3001854A patent/CA3001854C/en not_active Expired - Fee Related
- 2016-10-14 BR BR112018007816-6A patent/BR112018007816B1/pt active IP Right Grant
-
2017
- 2017-05-10 US US15/591,474 patent/US10287474B2/en active Active
-
2018
- 2018-04-18 SA SA518391381A patent/SA518391381B1/ar unknown
- 2018-04-25 NO NO20180577A patent/NO20180577A1/en unknown
- 2018-05-07 CO CONC2018/0004822A patent/CO2018004822A2/es unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20120211227A1 (en) * | 2007-05-10 | 2012-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well Treatment Compositions and Methods Utilizing Nano-Particles |
| US20100243236A1 (en) * | 2009-03-30 | 2010-09-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Nanoparticle-densified newtonian fluids for use as cementation spacer fluids and completion spacer fluids in oil and gas wells |
| US20130098615A1 (en) * | 2011-10-19 | 2013-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Novel high density brines for completion applications |
| RU2513581C2 (ru) * | 2012-07-24 | 2014-04-20 | Геннадий Алексеевич Копылов | Способ цементирования обсадных колонн и устройство для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NZ742065A (en) | 2018-10-26 |
| BR112018007816B1 (pt) | 2022-10-25 |
| US10287474B2 (en) | 2019-05-14 |
| CA3001854C (en) | 2020-07-28 |
| US20170114266A1 (en) | 2017-04-27 |
| MX2018004785A (es) | 2018-06-19 |
| US10087354B2 (en) | 2018-10-02 |
| AU2016341028B2 (en) | 2019-01-03 |
| WO2017070016A1 (en) | 2017-04-27 |
| CA3001854A1 (en) | 2017-04-27 |
| NO20180577A1 (en) | 2018-04-25 |
| AU2016341028A1 (en) | 2018-05-17 |
| SA518391381B1 (ar) | 2022-06-22 |
| US20170240790A1 (en) | 2017-08-24 |
| CO2018004822A2 (es) | 2018-10-10 |
| BR112018007816A2 (pt) | 2018-10-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2695198C1 (ru) | Соединения с редкоземельными элементами для улучшения характеристик скважинных обрабатывающих композиций | |
| US7549474B2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
| EP3344722B1 (en) | Treatment of kerogen in subterranean formations | |
| US6457524B1 (en) | Well cementing compositions and methods | |
| EP2710088B1 (en) | Wellbore fluid used with swellable elements | |
| US10975286B2 (en) | Cement slurries with salt-tolerant fluid loss additives and methods relating thereto | |
| EP2514796A1 (en) | Swellable elastomers and associated methods | |
| US10557074B2 (en) | Methods of cementing a wellbore with the use of an oil swellable elastomer | |
| EA036934B1 (ru) | Растворы для отделения цемента в стволах скважин, способы производства и способы применения | |
| WO2020198591A1 (en) | Methods of cementing a wellbore without using a spacer fluid | |
| US10480278B1 (en) | Cement spacer fluid comprising quaternary surfactant, viscosifier, and proppant | |
| AU2017405325B2 (en) | Viscosity modifiers and methods of use thereof | |
| EP0444542A1 (en) | Cementing compositions containing polyethyleneimine phosphonate derivatives as dispersants | |
| US11542424B1 (en) | Wellbore servicing fluids and methods for controlling fluid losses in permeable zones | |
| WO2020102149A1 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| US11959013B2 (en) | Viscoelastic surfactant-based treatment fluids for use with metal oxide-based cements | |
| US20240336832A1 (en) | Propoxylates for foam enhancement | |
| CA2490523C (en) | Well cementing compositions and methods | |
| NZ537815A (en) | Well cementing compositions and methods |