CN109476982B - 高密度澄清盐水液体 - Google Patents

高密度澄清盐水液体 Download PDF

Info

Publication number
CN109476982B
CN109476982B CN201780042858.6A CN201780042858A CN109476982B CN 109476982 B CN109476982 B CN 109476982B CN 201780042858 A CN201780042858 A CN 201780042858A CN 109476982 B CN109476982 B CN 109476982B
Authority
CN
China
Prior art keywords
density
salt
carbon atoms
liquid
crystallization
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201780042858.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109476982A (zh
Inventor
T·G·雷
C·H·基内
D·J·西科拉
D·W·巴特利
J·华纳
J·维特菲尔德
D·清胡迪
J·P·威廉姆斯
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Arlanxeo Canada Inc
Original Assignee
Lanxess Solutions Americas
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Lanxess Solutions Americas filed Critical Lanxess Solutions Americas
Publication of CN109476982A publication Critical patent/CN109476982A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109476982B publication Critical patent/CN109476982B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • 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
    • 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
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • 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

Abstract

鉴定起结晶抑制剂作用的化合物，当加入到澄清盐水液体中时，显著地降低盐水的真实结晶温度，并且使澄清盐水溶液中盐含量更高。本发明的结晶抑制剂还允许制备较高密度无锌盐水。

Description

高密度澄清盐水液体
将特定结晶抑制剂加入到高密度澄清盐水液体中显著地降低液体的真实结晶温度，使液体中的盐含量更高和用于制备例如高密度无锌盐水。
发明背景
澄清盐水液体是在其中需要控制井中压力的作业中(比如在油气工业中)广泛使用的无固体、工业液体，并且在石油勘探和深水井、高气压和深油井、油砂的开发等中起重要作用。澄清盐水液体在完井、修井、钻和压裂作业中得到应用，并且起多种功能，比如除去钻井泥浆的顶替液(displacement fluid)，如钻井液，如永久封隔液。它们抑制不期望的形成反应，比如粘土膨胀，并且用于制造例如在插入衬垫、滤网、封隔器及其它装置期间用于生产的井道装置。
澄清盐水液体可以用各种浓度的多种盐制备，通常为卤化物盐，以提供用于特定应用的特定密度。例如，可能期望具有密度范围为例如8.4至超过22lbs/gal(ppg)的盐水。通常使用的盐包括钠、钾、钙和锌的氯化物盐和溴化物盐。也使用铵盐、碘盐及其它金属。液体中可存在超过一种盐。
溴化物液体，例如溴化钠、溴化钾和溴化钙盐水，是高密度澄清盐水液体，其适用于深水生产和高温/高压油气形成。例如，溴化物液体用于深水压裂作业，以便在井中提供必需的井压来成功地压裂向井眼提供油气的地质构造区域，使得流向生产管道的容量更高。
澄清盐水液体不含固体，因此，不含可能堵塞或损坏生产井或装置的任何颗粒，并且在宽温度范围使用。因此，盐水液体中特定盐的含量以及盐水的密度受到所述盐在水中溶解度的限制。必须避免在使用期间盐的沉淀，许多盐可能不能独立用于高密度溶液例如12ppg或14ppg至20ppg中。历史上，对于高密度澄清盐水液体例如>14.2ppg的需要，已经通过使用溴化锌混合溴化钙至较高密度而实现。传统上已经使用溴化锌和甲酸铯盐水获得了对于高压应用比如压井液和架上气体井(kill-fluid and on-the-shelf gas wells)(高温/高压)至多19ppg的较高密度的完井液。
然而，锌基液体具有环境和经济限制。锌受调控且对环境不友好，当使用时需要零排放系统。必须收集锌污染回流和井-产生的水，并运送到岸边进行处置或处理，不能例如脱离钻井机(off-rig)泵进墨西哥湾中。关于地下水污染的这些规定和不断提高的意识增加了对环境更友好且不需要零排放的新澄清盐水液体的兴趣。需要可以提供高密度和低结晶温度而不使用锌组分的澄清盐水液体，该液体可以用于通常提供本发明的含锌液体比如溴化锌/溴化钙盐水的应用中。
发明简述
已经发现一些有机化合物例如一些糖和1,3-二羰基化合物可以加入到澄清盐水液体中，以降低盐从溶液中沉淀出的温度和增加将保持溶于水中的盐的含量。将这些化合物加入到非锌盐水提供了具有低真实结晶温度和良好环境相容性的新的、高密度、无锌、澄清盐水液体。
本发明的一个宽的实施方案提供一种减低或降低澄清盐水液体(CFB)的真实结晶温度的方法，其通过加入基于卤化物盐和水的总重量计2至20wt％的结晶抑制添加剂，所述结晶抑制添加剂包括具有至少4个碳原子的醛糖或酮糖、寡糖化合物、具有至少3个碳原子的糖醇、或具有3至7个碳原子的1,3-二羰基化合物例如丙二酰胺。本发明的CFB通常包括卤化物盐，在大多数实施方案中，具有高于8.4ppg，例如至少9ppg、通常至少10ppg、且经常至少12、14、14.2或更高的密度。
“真实结晶温度”是在其中由在液体中的盐组成(即所述盐的组合物和浓度)决定结晶温度的条件下，所述盐从澄清盐水液体(CBF)开始析出结晶的温度。CBF的结晶温度可能受压力及其它因素变化的影响，但是真实结晶温度排除了这些因素，仅由所述液体本身的组成决定。在本发明中，使用API Protocol 13J，第5版，2014年10月"Testing of HeavyBrines"确定真实结晶温度。
本发明的另一个宽的实施方案提供在60°F下具有至少9ppg、通常10ppg、12ppg或14ppg和通常14.2或更高密度的澄清盐水液体，包括水、盐，通常为卤化物盐，和基于水和卤化物盐的总重量计2至20wt％的具有至少4个碳原子的醛糖或酮糖、具有至少3个碳原子的糖醇、或具有3至7个碳原子的1,3-二羰基化合物作为结晶抑制剂。本发明的澄清盐水液体具有比相同密度的不含结晶抑制剂的类似CFB更低的真实结晶温度。
在某些实施方案中，当结晶抑制剂包括C4-6糖醇例如C5或C6糖醇比如木糖醇或山梨醇、或二酰胺比如C3-7丙二酰胺例如化合物丙二酰胺本身时，获得优异的结果。
在许多实施方案中，本发明的CBF的卤化物盐包括钠、钾或钙的氯化物盐或溴化物盐。在本发明中，除非另有说明或与上下文必然不一致，否则冠词“一个”或“一种”指一个(一种)或多于一个(一种)，可以存在多于一种盐。同样地，可以使用一种或多于一种本发明的结晶抑制剂化合物。本领域常见的其它组分也可存在于本发明的液体中，包括例如其它结晶抑制剂或添加剂，以提高CBF的特定性质，但是任一种这些其它组分都需要在本发明液体可能面临的潜在苛刻条件下稳定，如果存在，这些其它组分仅构成液体的小部分，例如小于10wt％或小于5wt％或小于2wt％。
在特定实施方案中，澄清盐水液体包括小于1ppm，例如小于0.5ppm的锌或铯。
发明内容
一个实施方案提供一种降低澄清盐水液体的真实结晶温度的方法，所述澄清盐水液体通常包括卤化物盐和水，并且通常具有至少9ppg、至少10ppg、至少14ppg例如至少14.2ppg的密度，所述方法包括将基于水和盐通常是卤化物盐的总重量计2至20wt％，例如5至20wt％或8至20wt％的结晶抑制添加剂加入到所述澄清盐水液体中，所述结晶抑制添加剂包括具有至少4个碳原子的醛糖或酮糖例如具有4至6个或5至6个碳原子的醛糖或酮糖，具有至少3个碳原子例如4至6个碳原子、例如5或6个碳原子的糖醇，或具有3至7个或3至5个碳原子的1,3-二羰基化合物例如丙二酰胺。
盐可以是金属盐或铵盐。通常，盐包括钠、钾或钙的氯化物盐或溴化物盐。在特定实施方案中，CFB为无锌和/或无铯的，指其含有小于1ppm。例如小于0.5ppm的锌和/或铯。
例如，在某些实施方案中，所述方法包括将基于盐和水的总重量计2至20wt％的上述结晶抑制剂加入到包括水和钠、钾或钙的氯化物盐或溴化物盐且具有至少9、10、12、14、14.2ppg或更高密度的CBF中，其中所述CFB含有小于1ppm、例如小于0.5ppm的锌和/或铯。
在特定实施方案中，所述方法包括加入作为结晶抑制剂的丙二酰胺或C5或C6糖醇，比如木糖醇或山梨醇。
其它实施方案提供不含固体的澄清盐水液体，其包括盐通常为卤化物盐和基于水和盐的总重量计2至20wt％，例如5至20wt％或8至20wt％的结晶抑制添加剂，所述抑制添加剂包括具有至少4个碳原子的醛糖或酮糖例如具有4至6或5至6个碳原子的醛糖或酮糖，具有至少3个碳原子的糖醇例如4至6个碳原子且通常5或6个碳原子的糖醇，或具有3至7个或3至5个碳原子的1,3-二羰基化合物例如丙二酰胺。
本发明的澄清盐水液体在60°F下具有的密度为至少9ppg，通常至少10ppg，例如至少12ppg，在许多实施方案中，至少14或14.2ppg，且通常大于14.2ppg。卤化物盐通常包括钠、钾或钙的氯化物盐或溴化物盐，例如钠或钙的氯化物盐或溴化物盐，在某些实施方案中，盐包括溴化物盐，例如溴化钠或溴化钙，通常为溴化钙。通常，CFB为无锌和/或无铯的，指其含有小于1ppm，例如小于0.5ppm的锌和/或铯。
例如，本发明的某些实施方案提供具有至少10ppg、12ppg或14ppg，例如至少12、14或14.2ppg或更高的密度的澄清盐水液体，其包括水、卤化物盐、小于1ppm的锌或铯、和基于水和卤化物盐的总重量计2至20wt％的具有4至6个碳原子的醛糖或酮糖、具有4至6个碳原子的糖醇、或具有3至7个或3至5个碳原子的丙二酰胺，例如C5或C6糖醇比如山梨醇或木糖醇或丙二酰胺。在某些实施方案中，CFB的密度大于15ppg。
如前所述，可以存在一种或多于一种卤化物盐，并且可以使用多于一种结晶抑制剂。例如，在一个实施方案中，一种降低澄清盐水液体的真实结晶温度的方法，以及通过包括将结晶抑制添加剂加入到澄清盐水液体的方法获得的液体，所述结晶抑制添加剂包括两种或更多种化合物的混合物，所述化合物选自具有至少4个碳原子的醛糖或酮糖、具有至少3个碳原子的糖醇和具有3至7个碳原子的1,3-二羰基化合物。
盐在液体中的含量将根据盐的化学式和溶解度以及期望的液体密度变化。为了获得需要的密度，盐当然必须以足够高浓度溶解。在许多实施方案中，液体包括浓度大于35wt％的作为盐的氯化钙、溴化钠或溴化钙，在某些实施方案中，液体包括浓度大于40wt％的溴化钠或溴化钙。在特定实施方案中，液体包括超过45wt％的溴化钙，例如50wt％的溴化钙或更高。例如，包括糖醇或丙二酰胺结晶抑制剂和56wt％、60wt％或64wt％溴化钙的本发明的无锌和无铯液体在低于20°F的温度下是澄清无固体的。
在一个实例中，在61.5％的浓度下，在约83°F下，溴化钙开始从水溶液中沉淀，然而，加入约15％载荷的本发明的结晶抑制剂使溴化钙开始沉淀的温度降低到4.5°F。表1解释了当加入到包括61.5wt％CaBr2的盐水中时本发明的结晶抑制剂的活性。TCT为真实结晶温度。
表1.61.5wt％CaBr2水溶液的TCT
添加剂wt％ TCT 密度@60°F 密度@100°F
无添加剂 0 86.3°F --- 15.6ppg
D-山梨醇 12.5％ 8.6°F 15.01ppg ---
丙二酰胺 13.5％ 5.5°F 14.89ppg ---
木糖醇 15.0％ 4.5°F 14.91ppg ---
显然，为了保持澄清无固体的液体，盐水中存在的每种组分(包括结晶抑制剂)也必须以所需浓度和使用温度溶于盐水中。
考虑到在宽温度范围内使用澄清盐水液体，该盐水不仅需要在较低温度例如低于60或50°F和在某些应用中低于40°F例如低于30或20°F下保持澄清且不含固体，而且该液体通常在高温和高压下使用，液体的组分应当且通常必须在高温例如大于250°F和通常大于400°F或450°F下是稳定的。虽然盐在这样的温度下通常是稳定的，但是有效的结晶抑制剂必须在使用液体的温度下也是热稳定的。因此，如通过热梯度分析(TGA)测定的，优选的结晶抑制剂显示为在远高于250°F的温度下是热稳定的，通常，优选的抑制剂显示为在400°F或更高，例如450°F或更高的温度下是热稳定的。
虽然澄清盐水液体是满足特定密度和稳定性要求的特殊液体，但是在选择用于特定应用的合适CBF中处理任何液体其他共有问题也起作用。例如，在其中使用澄清盐水液体的许多应用中，重要的是液体可以以大量和/或高速泵送，并且太粘稠的液体可成问题。有可能由于粘度过高，可能不期望使用具有合适密度的稳定CBF。因此，液体粘度可能需要与配制CBF的其它特征一起评价，并且可能需要调节制剂以提供合适的加工性能。
化学领域中熟知，糖比如本发明中使用的那些，即醛糖、己糖和糖醇通常可获得两种光学活性形式D和L，一般其中一种形式在自然界中更普遍。通常，天然存在的糖更具经济吸引力，并且是选择用于本发明用途的那种，例如D-山梨醇，但是相反，在某些实施方案中可以使用这种糖的较少天然富集形式，然而D和L糖的混合物可能与其中仅存在或主要存在一种光学活性形式的组合物表现不同。
可选地，代替或除了所公开的醛糖、己糖和糖醇之外，可以使用寡糖化合物作为如本说明书中描述的结晶抑制剂。例如，寡糖化合物可以是环糊精，比如α(alpha)-环糊精(一种6元糖环分子)、β(beta)-环糊精(一种7-元糖环分子)、或γ(gamma)-环糊精(一种8-元糖环分子)或两种或更多种环糊精的混合物。
本发明提供一种降低CFB的TCT的方法，在某些实施方案中，提供无锌澄清盐水液体，包括例如钠或钙的卤化物盐，具有大于14.2的密度和小于20°F的TCT。当制备较高密度盐水时，本发明能够远离(move away from)锌基CBF。本发明的新的、无锌澄清盐水液体是无固体、高密度、环境友好的，是溴化锌和甲酸铯完井液的符合成本效益的替代物，不需要像锌基CBF一样的零排放。
实施例
通过将2至20wt％结晶抑制剂，即D-山梨醇、丙二酰胺或木糖醇加入到溴化钙的水溶液中制备包括53至65wt％的溴化钙溶液的溴化钙水溶液样品。通常，在加入结晶抑制剂之前需要一些加热，在较高质量的含量测定(higher assays)下产生澄清CaBr2溶液。
在下述实施例中，根据API Protocol 13J，第5版，2014年10月，"Testing ofHeavy Brines"确定真实结晶温度。使用设定在60°F的Anton PAAR Density Meter，在60°F下测定试验样品的澄清盐水液体密度，并与不含抑制剂的溶液结果进行比较。由于无所述抑制剂的液体的TCT更高，在100°F下测定不含抑制剂的CaBr2溶液的密度。
在实施例中，由于加入所述物质的量(mass amount)的结晶抑制剂，起始CBF的含量测定和密度降低，然而，由于TCT的剧烈下降，可以在结晶出现之前获得更高得多的盐水浓度。
实施例1-3∶D-山梨醇作为结晶抑制剂
实施例1-以逐渐更大量将D-山梨醇加入到61.5％的CaBr2水溶液中，并在60°F下测定TCT和密度。
实施例2-以逐渐更大量将D-山梨醇加入到62％的CaBr2水溶液中，并在60°F下测定TCT和密度。
实施例3-以逐渐更大量将D-山梨醇加入到64％的CaBr2水溶液中，并在60°F下测定TCT和密度。
实施例1-3的结果显示在下表中：
山梨醇作为结晶抑制剂
CaBr<sub>2</sub>wt％ D-山梨醇wt％ TCT 密度@60°F 密度@100°F
61.5％ 0 86.3°F --- 15.6ppg
61.5％ 12.5％ 8.6°F 15.01ppg ---
63％ 0 88.9°F --- 15.7ppg
63％ 13.6％ ＜-12°F 15.10ppg---
63.5％ 0 93.2°F --- 16.2ppg
63.5％ 15％ 19.9°F 15.47ppg ---
实施例4-6∶丙二酰胺作为结晶抑制剂
实施例4-以逐渐更大量将丙二酰胺加入到61.5％的CaBr2水溶液中，并在60°F下测定TCT和密度。
实施例5-以逐渐更大量将丙二酰胺加入到63％的CaBr2水溶液中，并在60°F下测定TCT和密度。
实施例6-以逐渐更大量将丙二酰胺加入到63.5％的CaBr2水溶液中，并在60°F下测定TCT和密度。
将结果显示在下表中。
丙二酰胺作为结晶抑制剂
CaBr<sub>2</sub>wt％ 丙二酰胺wt％ TCT 密度@60°F 密度@100°F
61.5％ 0 86.3°F --- 15.6ppg
61.5％ 13.5％ 5.5°F 14.89ppg ---
63％ 0 91.4°F --- 15.89ppg
63％ 14.0％ 1.4°F 14.94ppg---
64％ 0 92°F --- 16.04ppg
64％ 15.1％ 4.0°F 15.06ppg ---
实施例7-9∶木糖醇作为结晶抑制剂
实施例7-以逐渐更大量将木糖醇加入到61.5％的CaBr2水溶液中，并在60°F下测定TCT和密度。
实施例8-以逐渐更大量将木糖醇加入到63％的CaBr2水溶液中，并在60°F下测定TCT和密度。
实施例9-以逐渐更大量将木糖醇加入到63.5％的CaBr2水溶液中，并在60°F下测定TCT和密度。
将结果显示在下表中∶
木糖醇作为结晶抑制剂
CaBr<sub>2</sub>wt％ 木糖醇wt％ TCT 密度@60°F 密度@100°F
61.5％ 0 86.3°F --- 15.6ppg
61.5％ 15％ 4.5°F 14.91ppg ---
62％ 0 91.4°F --- 15.89ppg
62％ 17％ 7.4°F 15.00ppg ---
64％ 0 93.2°F --- 16.2ppg
64％ 16.5％ 14.4°F 15.17ppg ---
抑制TCT能够提高溴化钙在水中的浓度，以达到更高密度。

Claims (10)

1.一种用于降低澄清盐水液体的真实结晶温度的方法，所述澄清盐水液体包括卤化物盐和水且具有至少9ppg的密度，所述方法包括加入基于卤化物盐和水的总重量计2至20wt％的结晶抑制添加剂，其包括具有3至7个碳原子的1,3-二羰基化合物。
2.根据权利要求1的方法，其中所述1,3-二羰基化合物是具有3至5个碳原子的1,3-二羰基化合物。
3.根据权利要求1或2的方法，其中所述卤化物盐为钠、钾或钙的氯化物盐或溴化物盐，并且所述澄清盐水液体包括小于1ppm的锌或铯。
4.根据权利要求2的方法，其中所述1,3-二羰基化合物是丙二酰胺。
5.根据权利要求1、2或4的方法，其中所述澄清盐水液体具有至少12ppg的密度。
6.具有至少10ppg的密度的澄清盐水液体，包括水、卤化物盐和基于水和卤化物盐的总重量计2至20wt％的具有3至7个碳原子的1,3-二羰基化合物。
7.根据权利要求6的澄清盐水液体，其中所述1,3-二羰基化合物是具有3至5个碳原子的1,3-二羰基化合物。
8.根据权利要求6或7的澄清盐水液体，其中所述卤化物盐包括钠、钾或钙的氯化物盐或溴化物盐，并且所述澄清盐水液体包括小于1ppm的锌或铯。
9.根据权利要求7的澄清盐水液体，其中所述1,3-二羰基化合物是丙二酰胺。
10.根据权利要求6、7或9的澄清盐水液体，其中所述澄清盐水液体具有至少12ppg的密度。
CN201780042858.6A 2016-07-14 2017-07-14 高密度澄清盐水液体 Active CN109476982B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201662362099P 2016-07-14 2016-07-14
US62/362,099 2016-07-14
PCT/US2017/042175 WO2018013949A1 (en) 2016-07-14 2017-07-14 High density clear brine fluids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109476982A CN109476982A (zh) 2019-03-15
CN109476982B true CN109476982B (zh) 2021-10-12

Family

ID=59416816

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201780042858.6A Active CN109476982B (zh) 2016-07-14 2017-07-14 高密度澄清盐水液体

Country Status (9)

Country Link
US (2) US20180016484A1 (zh)
EP (2) EP3741825A1 (zh)
CN (1) CN109476982B (zh)
AU (1) AU2017296043B2 (zh)
CY (1) CY1123703T1 (zh)
DK (1) DK3484978T3 (zh)
IL (1) IL264231B2 (zh)
MX (1) MX2019000555A (zh)
WO (1) WO2018013949A1 (zh)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11136486B2 (en) 2016-03-24 2021-10-05 Tetra Technologies, Inc. High density, low TCT monovalent brines and uses thereof
GB2564063B (en) 2016-03-24 2022-04-06 Tetra Tech High density, low TCT divalent brines and uses thereof
US10913884B2 (en) 2016-03-24 2021-02-09 Tetra Technologies, Inc Temperature stability of polyols and sugar alcohols in brines
US10745609B2 (en) 2016-07-14 2020-08-18 Lanxess Solutions Us Inc. Crystallization suppressant combinations for high density clear brine fluids
US11453817B2 (en) 2017-10-24 2022-09-27 Tetra Technologies, Inc. Stabilization of iodide-containing brines and brine mixtures
US10851278B2 (en) 2017-10-24 2020-12-01 Tetra Technologies, Inc. Stabilization and reduction of TCT of brines containing monovalent iodides
US11021645B2 (en) 2017-10-24 2021-06-01 Tetra Technologies, Inc Stabilization and reduction of TCT of divalent iodide-containing brines
WO2019182669A1 (en) * 2018-03-22 2019-09-26 Halliburton Energy Services, Inc. HIGH DENSITY BRINE INTERNAL PHASe
CN111971365B (zh) * 2018-04-03 2023-04-14 朗盛公司 用于高密度澄清盐水流体的结晶抑制剂组合
US11236261B2 (en) 2018-09-14 2022-02-01 Halliburton Energy Services, Inc. Polyaromatic hydrocarbon additives for hydrate inhibition
US11130898B2 (en) * 2018-11-29 2021-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing high density iodide brines
JP7322571B2 (ja) * 2019-07-25 2023-08-08 セイコーエプソン株式会社 画像読取装置
CA3157732A1 (en) 2019-11-13 2021-05-20 Elizabeta SHANDALOV Monovalent brines for use as wellbore fluids

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6635604B1 (en) * 1999-02-11 2003-10-21 Baker Hughes Incorporated Low molecular weight water soluble organic compounds as crystallization point suppressants in brines
NO315275B1 (no) * 2001-02-23 2003-08-11 Norsk Hydro As Frittflytende produkter omfattende kaliumformiat
DE102006029265A1 (de) * 2006-06-26 2008-01-03 Basf Construction Polymers Gmbh Verwendung von Dicarbonyl-Verbindungen zur Erhöhung der Temperaturstabilität von Biopolymeren bei der Erdöl- und Erdgasexploration
WO2008079898A1 (en) * 2006-12-20 2008-07-03 Pharmwest, Inc. Methods and topical formulations comprising colloidal metal for treating or preventing skin conditions
CN101784514B (zh) * 2007-08-17 2013-12-04 阿克佐诺贝尔股份有限公司 谷氨酸n,n-二乙酰胺、谷氨酸n-乙酰胺n-乙腈、其碱金属盐、其制备方法及其用途
US8003578B2 (en) * 2008-02-13 2011-08-23 Baker Hughes Incorporated Method of treating a well and a subterranean formation with alkali nitrate brine
AR087008A1 (es) * 2011-06-22 2014-02-05 Syngenta Participations Ag Derivados de n-oxi-pirazolo-triazepina-diona
GB2520849B (en) * 2012-07-09 2016-01-20 Mi Llc Wellbore fluid used with oil-swellable elements
CN103320111B (zh) * 2013-06-25 2015-08-05 西南石油大学 一种am/aa/nvp/yeml四元聚合物驱油剂及其合成方法
CN103923622A (zh) * 2014-04-17 2014-07-16 中国石油大学(华东) 一种多元复合盐水钻井液
CN105348063B (zh) * 2014-08-18 2017-09-12 合肥立方制药股份有限公司 一种药用丹皮酚合成和精制新方法
GB2564063B (en) * 2016-03-24 2022-04-06 Tetra Tech High density, low TCT divalent brines and uses thereof
CN106957639A (zh) * 2017-03-29 2017-07-18 黄冈师范学院 一种盐结晶抑制剂的简便合成及其使用

Also Published As

Publication number Publication date
EP3484978A1 (en) 2019-05-22
BR112019000580A2 (pt) 2019-04-24
AU2017296043B2 (en) 2021-10-28
US20180016484A1 (en) 2018-01-18
AU2017296043A1 (en) 2019-01-24
EP3741825A1 (en) 2020-11-25
IL264231B2 (en) 2023-05-01
CY1123703T1 (el) 2022-03-24
IL264231A (en) 2019-02-28
US11021641B2 (en) 2021-06-01
MX2019000555A (es) 2019-10-30
EP3484978B1 (en) 2020-06-10
WO2018013949A1 (en) 2018-01-18
US20190256758A1 (en) 2019-08-22
CN109476982A (zh) 2019-03-15
IL264231B1 (en) 2023-01-01
DK3484978T3 (da) 2020-08-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109476982B (zh) 高密度澄清盐水液体
CN107801398B (zh) 作为用于钻井液的降滤失剂的海枣籽粉末
US2890169A (en) Drilling fluid for wells
EP0675936B1 (en) Environmentally safe drilling fluid
US6422325B1 (en) Method for reducing borehole erosion in shale formations
US11525080B2 (en) Crystallization suppressant combinations for high density clear brine fluids
WO2003089540A1 (en) Hydrate Inhibiting Well Fluids
WO2008096147A1 (en) Water-based drilling fluid
US20040123985A1 (en) Method for drilling depleted sands with minimal drilling fluid loss
CN111971365B (zh) 用于高密度澄清盐水流体的结晶抑制剂组合
US3012606A (en) Method of protecting a well casing and tubing against leakage, collapse, and corrosion
US4359392A (en) Stabilization of modified cellulose in brines at high temperatures
RU2386656C1 (ru) Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин
US5710107A (en) Environmentally safe drilling fluid
US20130165351A1 (en) Method to Reduce Salt Necessary to Reach Saturation of Drilling Fluids
EP0194254A1 (en) HIGH DENSITY BRINE FLUID AND ITS USE IN THE MAINTENANCE OF WELLBORE DRILLS.
CN106398667A (zh) 一种适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液及其制备方法
CN101717622A (zh) 一种钻井液用润滑抑制剂及制备方法与含有所述钻井液用润滑抑制剂的钻井液
US20030078169A1 (en) Thermal extenders for well fluid applications
BR112019000580B1 (pt) Método para reduzir a temperatura de cristalização real de um fluido de salmoura, e fluido de salmoura transparente
AU2019315303A1 (en) Low density gas hydrate inhibitor
RU2728910C1 (ru) Буровой раствор для строительства скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур
WO1999009109A1 (en) Shale-stabilizing additives
WO2022165581A1 (en) Water-based drilling fluids comprising salts and non-reducing sugar alcohols

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20230403

Address after: Pennsylvania USA

Patentee after: LANXESS Inc.

Address before: Connecticut USA

Patentee before: CHEMTURA Corp.