EA004204B1 - ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ВКЛЮЧАЮЩАЯ СМАЗОЧНУЮ КОМПОЗИЦИЮ, СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ СМАЗЫВАНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТЬЮ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ПРИМЕНЕНИЕ СПОСОБА К ПРОМЫВОЧНЫМ ЖИДКОСТЯМ С ВЫСОКИМ ЗНАЧЕНИЕМ pH - Google Patents

ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ВКЛЮЧАЮЩАЯ СМАЗОЧНУЮ КОМПОЗИЦИЮ, СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ СМАЗЫВАНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТЬЮ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ПРИМЕНЕНИЕ СПОСОБА К ПРОМЫВОЧНЫМ ЖИДКОСТЯМ С ВЫСОКИМ ЗНАЧЕНИЕМ pH Download PDF

Info

Publication number
EA004204B1
EA004204B1 EA200100032A EA200100032A EA004204B1 EA 004204 B1 EA004204 B1 EA 004204B1 EA 200100032 A EA200100032 A EA 200100032A EA 200100032 A EA200100032 A EA 200100032A EA 004204 B1 EA004204 B1 EA 004204B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oil
borehole
fluid according
borehole fluid
solvent
Prior art date
Application number
EA200100032A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200100032A1 (ru
Inventor
Жан-Франсуа Аржиллье
Андре Демулэн
Анни Одибер-Айе
Мишель Янссен
Original Assignee
Фина Рисерч
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 Фина Рисерч filed Critical Фина Рисерч
Publication of EA200100032A1 publication Critical patent/EA200100032A1/ru
Publication of EA004204B1 publication Critical patent/EA004204B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M173/00—Lubricating compositions containing more than 10% water
    • C10M173/02—Lubricating compositions containing more than 10% water not containing mineral or fatty oils
    • 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
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22—Synthetic organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M105/00—Lubricating compositions characterised by the base-material being a non-macromolecular organic compound
    • C10M105/56—Lubricating compositions characterised by the base-material being a non-macromolecular organic compound containing nitrogen
    • C10M105/58—Amines, e.g. polyalkylene polyamines, quaternary amines
    • C10M105/60—Amines, e.g. polyalkylene polyamines, quaternary amines having amino groups bound to an acyclic or cycloaliphatic carbon atom
    • C10M105/62—Amines, e.g. polyalkylene polyamines, quaternary amines having amino groups bound to an acyclic or cycloaliphatic carbon atom containing hydroxy groups
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M2207/00—Organic non-macromolecular hydrocarbon compounds containing hydrogen, carbon and oxygen as ingredients in lubricant compositions
    • C10M2207/40—Fatty vegetable or animal oils
    • C10M2207/401—Fatty vegetable or animal oils used as base material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
    • C10M2215/00—Organic non-macromolecular compounds containing nitrogen as ingredients in lubricant compositions
    • C10M2215/02—Amines, e.g. polyalkylene polyamines; Quaternary amines
    • C10M2215/04—Amines, e.g. polyalkylene polyamines; Quaternary amines having amino groups bound to acyclic or cycloaliphatic carbon atoms
    • C10M2215/042—Amines, e.g. polyalkylene polyamines; Quaternary amines having amino groups bound to acyclic or cycloaliphatic carbon atoms containing hydroxy groups; Alkoxylated derivatives thereof
    • C10M2215/0425—Amines, e.g. polyalkylene polyamines; Quaternary amines having amino groups bound to acyclic or cycloaliphatic carbon atoms containing hydroxy groups; Alkoxylated derivatives thereof used as base material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
    • C10N2030/00—Specified physical or chemical properties which is improved by the additive characterising the lubricating composition, e.g. multifunctional additives
    • C10N2030/06—Oiliness; Film-strength; Anti-wear; Resistance to extreme pressure

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к промывочной жидкости буровой скважины, которая включает смазочную композицию, содержащую по крайней мере одно неионное амфифильное соединение, получаемое путем реакции по крайней мере одного растительного масла или одной жирной кислоты, такой, какая есть или в полимеризованном состоянии, по крайней мере с одним аминоспиртом. Согласно одному варианту композиция может быть смешана с растворителем. Изобретение также относится к способу регулирования смазывающей способности промывочной жидкости на основе воды. Применение способа к промывочной жидкости буровой скважины с высоким значением рН.

Description

Настоящее изобретение относится к промывочным жидкостям, используемым для бурения, заканчивания скважины или ликвидациям аварий в буровых скважинах. Более конкретно, в изобретении описывается промывочная жидкость на основе воды, включающая смазочную композицию, и способ регулирования смазывающей способности промывочных жидкостей на основе воды, вводимых в пробуриваемые скважины. Промывочные жидкости буровых скважин на основе воды при применении имеют значение рН выше 9.
Обычный способ бурения нефтяных или не нефтяных скважин заключается в приведении во вращательное движение коронки с зубцами, фиксированной на конце бурильной колонны, причем колонну обычно приводят во вращательное движение с помощью наземного оборудования. Промывочную жидкость, называемую промывочной жидкостью или глинистым раствором для бурения, закачивают на уровне коронки во внутреннее пространство бурильных труб. Основными функциями этой промывочной жидкости являются: очистка коронки и буровой скважины путем поднятия на поверхность обломков выбуренной породы, стабилизация стенок буровой скважины, ингибирование реакций геологических формаций при контакте с флюидом и т.д.
Настоящее изобретение относится не только к так называемым промывочным жидкостям для бурения, но и также к так называемым промывочным жидкостям для вскрытия продуктивного пласта, а также к так называемым промывочным жидкостям для ликвидации аварии (капитального ремонта). Заканчивание скважины представляет собой операцию, которая является продолжением операции бурения, когда буровая скважина достигает продуктивного горизонта. Заканчивание скважины заключается, в частности, в бурении коллекторной породы, опробовании пластоиспытателем, оборудовании буровой скважины для эксплуатации, разработке (добыче). Для этих операций промывочная жидкость для вскрытия продуктивного пласта может быть специфической, в частности, к коллекторной породе и к добываемым потокам. Операции капитального ремонта или ликвидации аварии заключаются в работе в продуктивной скважине с целью бурения, расширения ствола скважины, очистки буровой скважины или замены оборудования буровой скважины.
Промывочные жидкости буровых скважин должны иметь характеристики, подобранные в зависимости от очень различных использований, в частности, в отношении их вязкости, их плотности или их способности регулирования фильтрата. В некоторых случаях очень сильно искривленных буровых скважин, например, при горизонтальных бурениях, или обычно буровых скважин, которые оказывают значительные трения на спускаемые в буровую скважину трубы, смазывающая способность промывочной жидкости становится важной характеристикой.
Иногда используют промывочные жидкости с высоким значением рН, то есть выше 9 и обычно выше примерно 10, как, например, глинистые растворы для бурения на основе силиката, такие как описанные в публикации 8РЕ 37266, представленной на Международном симпозиуме по нефтепромысловой химии, 18-21 февраля 1997 г., Хьюстон, Техас. Эти глинистые растворы стали использовать недавно, в частности, из-за их свойства предотвращать вспучивание пробуриваемых глин.
Таким образом, настоящее изобретение относится к промывочной жидкости буровой скважины на основе воды, которая содержит смазочную композицию, включающую, по крайней мере, одно неионное амфифильное соединение, получаемое путем реакции, по крайней мере, одного растительного масла или жирной кислоты, по крайней мере, с одним аминоспиртом.
Могут быть пригодны любые из растительных масел или жирных кислот растительного происхождения. Растительное масло или жирная кислота могут быть выбраны из группы, состоящей из льняного масла, сафлорового масла, масла из виноградных косточек, тунгового масла, подсолнечного масла, рапсового масла или их смеси, или жирной кислоты, происходящей из этих растительных масел.
Согласно одному варианту растительное масло или жирная кислота могут быть полимеризованы и после полимеризации могут иметь вязкость при температуре 20°С, составляющую 5-60 Па-с.
Используемым спиртом может быть диэтаноламин.
Смазочная композиция может находиться в виде смеси, включающей один или несколько растворителей и, в случае необходимости, другие соединения.
Растворитель смеси может представлять собой производное растительного масла.
Смесь (смазочная композиция и растворители) может содержать 0-80 мас.% и предпочтительно 20-40 мас.% растворителя.
Промывочная жидкость буровой скважины может включать смазочную композицию в концентрации 0,1-5 мас.% и предпочтительно 0,5-2 мас.%.
Промывочная жидкость согласно изобретению может иметь значение рН выше 9 и предпочтительно выше 10.
Изобретение относится также к способу регулирования смазочной способности промывочной жидкости буровой скважины на основе воды, который заключается в добавлении в промывочную жидкость смазочной композиции согласно вышеприведенному определению.
Изобретение относится к применению вышеуказанного способа к промывочным жидкостям буровых скважин со значением рН выше 9 и предпочтительно выше 10.
Хотя могут быть пригодны любые из растительных масел или жирных кислот растительного происхождения, предпочтительно используют высоконенасыщенные масла, такие как льняное масло или еще сафлоровое масло, масло из виноградных косточек, тунговое масло, подсолнечное масло или их смесь. Эти растительные масла или жирная кислота используют такими, какие есть, или в полимеризованном виде. Полимеризованные растительные масла (штандоли) получают путем термообработки высоконенасыщенных растительных масел, указанных выше, в таких условиях, что не происходит окисления. Обычно используют льняное (предпочтительно рафинированное) масло или жирную кислоту льняного масла, но можно применять сафлоровое масло или жирную кислоту сафлорового масла, масло из виноградных косточек, тунговое масло, подсолнечное масло или их смесь. Для получения смазочной композиции, согласно одному варианту изобретения, можно использовать полимеризованное растительное масло или жирную кислоту растительного масла с вязкостью 5-60 Па-с при температуре 20°С. В качестве примера, термообработка рафинированного льняного масла при температуре 290-300°С в течение 6-12 ч приводит к продукту с вязкостью 10 Па-с при температуре 25°С.
Используемыми для получения смазочных композиций согласно изобретению аминоспиртами являются амины или полиамины, содержащие одну или несколько функциональных спиртовых групп и возможно одну или несколько функциональных простых эфирных групп.
Аминоспирты, например, могут соответствовать следующим формулам:
НО-С..11..-ΝΗ;: 11О-С..11 ..-ΝΗ-С.. 11. .. : (1Ю-С...11;...);-\11: (1Ю-С...11;...);-\: (11О-С..11.2.+ СН(3-Р)-ХН2: ιι(0-(0..ιι.2..-(0)..-νιι-οιι...: но(С...1 и.-Оу-С·..! Ι..-Χ1Ι-: 11О-(С..11.2..-О).-М 1-С.II...(О-СтН2т)п-ОН, разветвленные или нет, где т=26, к=1-6, р=2 или 3, п=2-20.
В особенности можно назвать моноэтаноламин: ОН-(СН2)2-ИН2: монопропаноламин: ОН-(СН2)3-ИН2: моноизопропаноламин: СН3-СН(ОН)-СН2-ЫН2: 2-аминобутан-1-ол: СН3-СН2-СН(ИН2)-СН2-ОН: 1-аминобутан-2-ол: СН3-СН2-СН(ОН)-СН2-ИН2: Ν-метилэтаноламин: СН3-ИН-(СН2)2-ОН: Ν-бутилэтаноламин: СН3-(СН2)3-NН-(СН2)2-ОН: пентаноламин, гексаноламин, циклогексаноламин, полиалканоламины или еще полиалкоксигликольамины формулы он-(Сн2-сн2-О)п-сн2-сн2-мн2 (п=1-30): и многоатомные аминоспирты, такие как диэтаноламин: (ΟΗ-ΟΗ2-ΟΗ2)2-ΝΗ: диизопропаноламин: (СН3-СН(ОН)-СН2)2-КН или тригидроксиметиламинометан: ((ΗΟ)Η2ϋ)3<-ΝΗ2.
Получение смазочных композиций согласно изобретению может быть осуществлено путем введения во взаимодействие избытка аминоспирта, предпочтительно диэтаноламина, с растительным маслом, таким, какое есть, или с полимеризованным, предпочтительно получаемым из льняного масла или с жирной кислотой растительного происхождения.
Реакцию предпочтительно проводят в отсутствие растворителя и обычно при температуре выше примерно 100°С и предпочтительно в диапазоне от 100 до 200°С.
Однако, если вязкость реакционной среды слишком высокая, то реакцию можно проводить в присутствии растворителя.
По окончании реакции получают смазочную композицию, включаемую в промывочную жидкость согласно изобретению.
Эта смазочная композиция может быть включена такой, какая есть, в водную промывочную жидкость буровой скважины с высоким или нет значением рН или в виде смеси, содержащей растворитель или несколько растворителей и, в случае необходимости, другие соединения.
Для получения смеси с приемлемой вязкостью, при учете предусматриваемых применений, может быть добавлен растворитель. Может быть использовано некоторое число растворителей, в особенности ароматические фракции: однако, отдают предпочтение любым из растворителей, происходящих от природных масел, таким как эфиры жирных кислот с 6-18 атомами углерода и линейных или разветвленных спиртов с 2-18 атомами углерода, чтобы получить раствор добавок, биоразлагаемый и не загрязняющий окружающую среду.
При их использовании в качестве смазочной добавки к промывочной жидкости буровой скважины эти композиции добавляют к промывочной жидкости буровой скважины обычно в концентрациях 0,1-5 мас.%, предпочтительно 0,5-2 мас.%.
Следует заметить, что нормативные акты, относящиеся к защите окружающей среды, все больше и больше обязывают к тому, чтобы различные добавки, используемые при приготовлении промывочных жидкостей буровых скважин, были нетоксичными и не загрязняющими по отношению к окружающей среде.
Промывочная жидкость буровой скважины согласно настоящему изобретению, которая включает смазочную композицию, в частности, имеет преимущество в том, что отвечает современным критериям, относящимся к защите окружающей среды.
Кроме того, настоящая композиция может быть использована с любыми из промывочных жидкостей буровых скважин на основе воды с высоким значением рН, как например, промывочные жидкости на основе утяжеленного или нет силиката, некоторые промывочные жидкости, используемые при высоких давлениях и/или высоких температурах (НР/НТ), и т.д.
Высокие значения рН являются трудными условиями для стабильности смазочных продуктов, в особенности продуктов на основе классических сложных эфиров, которые гидролизуются при высоких значениях рН и под действием температуры.
Изобретение будет лучше понятно и его преимущества станут более отчетливыми при ознакомлении с нижеприводимыми примерами, не ограничивающими объема охраны изобретения.
Смазывающую способность смазочной композиции, добавляемой к промывочной жидкости буровой скважины согласно изобретению, испытывали с помощью Установки для испытания смазывающей способности, модель 212, выпускаемой фирмой N6 Ватой Ре1то1еит 8егу1се§ (Инструкция по применению, часть № 21121000ЕА). Испытания (Смазывающая способность: поверхность-поверхность) осуществляли согласно методикам, рекомендуемым нормой КР 13В Американского нефтяного Института (АР1) [100 пси (689 кПа) при 60 об./мин]. Для сравнения смазывающих способностей различных композиций фиксировали показания прибора путем отсчетов по шкале, получаемые при использовании вышеуказанной установки для испытания. Эти показания соответствуют относительным величинам пары сил (вращающего момента) трения. Чем незначительнее эти величины, тем лучше смазывающая способность испытуемой композиции.
Принципом нижеприводимых примеров является смешение с базовой промывочной жидкостью некоторого количества указанной смазочной композиции, причем смесь затем испытывали в установке для испытания. Опыты, если не указано ничего другого, проводили при комнатной температуре (около 25°С).
Первая смазочная композиция, указываемая в качестве примера и добавляемая к базовой промывочной жидкости буровой скважины, в данном случае называется ΝΤΕ.
ΝΤΕ получают в результате реакции 52 кг полимеризованного льняного масла с вязкостью 10 Па-с и 28 кг диэтаноламина, осуществляемой в реакторе емкостью 100 л и при нагревании в течение часа при температуре 160°С. Ее вязкость составляет величину порядка 2700 мПа-с при температуре 40°С.
Второй смазочной композицией, называемой ХТЬ, является продукт реакции 52 кг льняного масла и 28 кг диэтаноламина, осуществляемой в том же самом реакторе, что и вышеуказанный, и в тех же условиях.
Пример 1. Силикатный глинистый раствор до старения.
Состав базовой промывочной жидкости:
Пресная вода
Придающее вязкость вещество (ксантан) 5,2 г/л
Добавка, снижающая фильтрацию глинистого раствора (Лцнарас-Кедн1аг) 0,14 г/л
Добавка, снижающая фильтрацию глинистого раствора (Адцарас-ЬУ) 2,51 г/л
Загружаемая глина 20 г/л
Силикат натрия 84,7 г/л
Хлорид натрия 50 г/л
Барит 93 г/л
ΝαΟΗ для достижения рН=11
Ксантан, используемый для всех испытаний, представляет собой 1ЭУ18. выпускаемый фирмой Эо\уе11 ЭпШпд Ηιιίάδ.
Продукты типа СМС ЛОиЛРЛС Кеди1аг и ЬУ представляют собой продукты, выпускаемые фирмой Лс.|иа1оп.
Этот опыт показывает смазывающую способность смазочной композиции ΝΤΕ, добавляемой к базовой промывочной жидкости с высоким значением рН, в зависимости от массовой концентрации.
Смазочная композиция ΝΤΕ % Показание прибора для пары сил (трения)
фунто-дюйм Н-м
0 42 4,75
0,5 25 2,8
1 23 2,6
1,5 21 2,4
2 17 1,9
3 17 1,9
4 17 1,9
5 17 1,9
Наблюдают уменьшение величины пары сил (трения) с повышением концентрации смазочной композиции. Результаты показывают хорошие эксплуатационные качества системы ΝΤΕ в этом составе с высоким значением рН. Оптимальной в этом случае является концентрация смазочной добавки порядка 2%.
Пример 2. Силикатный глинистый раствор после старения.
Используют предыдущий состав базовой промывочной жидкости, в который добавляют 2% ΝΤΕ и подвергают его старению в камере для испытания, называемой горячая прокатка (Но! Ко11шд) при температуре 80°С в течение 16 ч, затем возвращают к комнатной температуре. Нижеприводимые результаты показывают, что старение под действием температуры не ухудшает смазочных свойств добавки ΝΤΕ в глинистый раствор с высоким значением рН.
Показание прибора для пары сил (трения)
фунто-дюйм Н-м
До старения 17 1,9
После старения 18 2,03
Пример 3. Влияние смазочной композиции на реологические свойства и фильтрацию глинистого раствора.
Ниже указаны реологические свойства глинистого раствора, выраженные в виде кажуΊ
После старения в течение 16 ч щейся вязкости (УЛ) в сантипуазах (сП), пластической вязкости (УР) в сантипуазах (сП); УУ представляет собой пороговую величину напряжения сдвига (предел текучести) в фунт/100 фут2 (кг/м2) и гель 0/гель 10 (эти измерения согласованы со стандартом АР1 КР 13В1, который дает соответствие единиц системы СИ в приложении I), с и без ΝΤΕ, до (АУ) и после (АР) старения в течение 16 ч при температуре 80°С, а также фильтрационные свойства, выраженные в виде количества фильтрата (в см3) с поправкой, полученного после 30 мин фильтрации.
Состав базовой промывочной жидкости такой же, что и состав силикатного глинистого раствора согласно примеру 1.
без ΝΤΕ (АУ) с 2% ΝΤΕ (АУ) без ΝΤΕ (АР) с 2% ΝΤΕ (АР)
УА 34 41 32 43
УР 11 20 17 22
УУ 46 (2,25) 42 (2,05) 30 (1,46) 42 (2,05)
гель 0/гель 10 11/15 5/8 8/10 8/15
фильтрат 2,6 2,0 4,6 3,9
Эти результаты показывают, что добавление оптимизированного количества в процентах ΝΙΈ значительно не изменяет реологические свойства и фильтрацию глинистого раствора, причем это как до, так и после старения.
Пример 4. Разбавление ΝΤΕ растворителем.
Были испытаны различные смазочные композиции (Ь1, Ь2, Ь3, Ь4, Ь5, Ь6), причем все они характерны для настоящего изобретения. Данные в процентах выражены по отношению к массе. Измеренные при температуре 40°С вязкости указаны в нижеприводимой таблице.
Смеси Вязкость (мПа-с)
Ь1: 100% ΝΤΙ. 2670
Ь2: 80% ΝΤΙ ,+20% метилолеата 790
Ь3: 70% ΝΤΙ,+30% метилолеата 410
Ь4: 80% ΝΤί+20% 2-бутил-(С12-С14) 710
Ь5: 70% ΝΤΤ+30% 2-бутил-(С12-С14) 385
Ь6: 70% ΝΤΤ+30% 2-бутил-(С12-С14)+ +октан-2-ол (5% по отношению к 2бутил-(С12-С14) 350
Эксплуатационные качества в отношении смазывания и характеристики различных смесей указаны ниже. Смеси добавляли в количестве 1 или 2 мас.% в состав силикатного глинистого раствора согласно примеру 1.
До старения
Концентрация, % Показание прибора для пары сил, УА, мПа-с УР, мПа-с УУ *)
фунто-дюйм Н-м
Ь1 2 17 1,9 41 20 42 (2,05)
Е2 2 18 2,03 42 19 46 (2,25)
Е3 1 24 2,7 34 13 42 (2,05)
Е4 1 24 2,7 31 14 34 (1,66)
Е4 2 18 2,03 33 15 36 (1,76)
Е5 2 20 2,3 40 19 42 (2,05)
Е6 2 18 2,03 39 18 42 (2,05)
*) ( унт/100 фут2 (кг/м2)
при температу ре 80°С
Концентрация, % Показание прибора для пары сил УА, мПа-с УР, мПа-с УУ *)
фунто-дюйм Н-м
Ь1 2 18 2,03 43 22 42 (2,05)
Е4 2 19 2,15 34 15 38 (1,86)
Е6 2 18 - 39 18 42 (2,05)
*) ф )унт/100 фут2 (кг/м2)
Эти результаты показывают очень хорошие эксплуатационные качества исследуемых систем в отношении смазывания. Основная польза от применения разбавителя заключается в снижении вязкости добавки ΝΤΕ, что облегчает включение этой добавки в водную промывочную жидкость.
Пример 5. Силикатный глинистый раствор и композиция ХТЬ.
Используют состав силикатного глинистого раствора согласно примеру 1, до старения и после старения, такого, как описанное в примере 2.
До старения
Смазочная композиция ΧΤΕ, % Показание прибора для пары сил (трения)
фунто-дюйм Н-м
0 42 4,75
0,5 26 2,9
1 24 2,7
1,5 22 2,5
2 22 2,5
3 22 2,5
После старения
Смазочная композиция ΧΤΕ, % Показание прибора для пары сил (трения)
фунто-дюйм Н-м
2 22 2,5
Эти результаты показывают, что смазочная композиция ХТЬ позволяет заметным образом уменьшать трение. Ее характеристики не ухудшаются после старения.
Пример 6. Бентонитовый глинистый раствор с морской водой.
Состав базовой промывочной жидкости:
Морская вода
Бентонит 30 г/л
Придающее вязкость вещество (ксантан) 2 г/л
Добавка, снижающая фильтрацию глинистого раствора (Ацнарас-БУ) 1 г/л
Диспергатор 3 г/л
Барит, так, что плотность 80=1,2 кг/л
Используемым диспергатором является полиакрилат ЕР308, выпускаемый фирмой
СОАТЕХ (Франция).
Значение рН состава устанавливают с помощью раствора гидроксида натрия так, что рН=9 или рН=12.
В этом опыте представлены результаты смазывающей способности промывочной жидкости с высоким значением рН в зависимости от концентрации добавленной смазочной композиции ΝΊΕ.
Смазочная композиция, % Показание прибора для пары сил (трения)
рН=9 рН=12
фунто-дюйм Н-м фунто-дюйм Н-м
0 36 4,07 36 4,07
0,5 34 3,84 32 3,62
1 31 3,5 21 2,37
2 31 3,5 18 2,04
3 25 2,8 18 2,04
4 21 2,37 18 2,04
5 19 2,15 16 1,81
Эти результаты показывают очень хорошие эксплуатационные качества в отношении смазывания композиции ΝΤΕ, в частности при высоком значении рН.
Пример 7. Глинистый раствор с формиатом цезия.
Состав базовой промывочной жидкости: Морская вода
Придающее вязкость вещество (ксантан) 2 г/л
Добавка, снижающая фильтрацию глинистого раствора 2 г/л
Загружаемая глина 10 г/л
КС1 50 г/л
С§СООН-Н2О (гидратированный формиат цезия) 300 г/л так, что плотность 80=1,2 кг/л
Значение рН состава устанавливают с помощью раствора гидроксида натрия так, что рН=9 или рН=12.
В этом опыте представлены результаты смазывания в зависимости от концентрации добавленной смазочной композиции ΝΤΕ.
Смазочная композиция, % Показание прибора для пары сил (трения)
рН=9 рН=12
фунто-дюйм Н-м фунто-дюйм Н-м
0 36 4,07 40 4,52
0,5 16 1,81 18 2,04
1 4 0,45 6 0,68
2 2 0,23 2 0,23
3 2 0,23 2 0,23
Эти результаты показывают очень хорошие эксплуатационные качества в отношении смазывания композиции ΝΤΕ в этом типе про мывочной жидкости с очень высоким значением рН.

Claims (11)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Промывочная жидкость буровой скважины на основе воды, отличающаяся тем, что она включает смазочную композицию, содержащую по крайней мере одно неионное амфифильное соединение, получаемое путем реакции по крайней мере одного растительного масла по крайней мере с одним аминоспиртом, при этом растительное масло полимеризовано и имеет вязкость 5-60 Па-с при температуре 20°С.
  2. 2. Промывочная жидкость по п.1, отличающаяся тем, что растительное масло выбирают из группы, состоящей из льняного масла, сафлорового масла, масла из виноградных косточек, тунгового масла, подсолнечного масла, рапсового масла или их смеси.
  3. 3. Промывочная жидкость по любому из пп.1, 2, отличающаяся тем, что аминоспиртом является диэтаноламин.
  4. 4. Промывочная жидкость по любому из пп.1-3, отличающаяся тем, что смазочная композиция находится в виде смеси, содержащей по крайней мере один растворитель.
  5. 5. Промывочная жидкость по п.4, отличающаяся тем, что растворителем является производное растительного масла.
  6. 6. Промывочная жидкость по любому из пп.4, 5, отличающаяся тем, что смесь содержит не более 80 мас.% и предпочтительно 20-40 мас.% растворителя.
  7. 7. Промывочная жидкость по любому из пп.1-6, отличающаяся тем, что концентрация смазочной композиции в ней составляет 0,1-5 мас.%.
  8. 8. Промывочная жидкость по п.7, отличающаяся тем, что концентрация смазочной композиции в ней составляет 0,5-2 мас.%.
  9. 9. Промывочная жидкость по любому из пп.1-8, отличающаяся тем, что ее значение рН выше 9 и предпочтительно выше 10.
  10. 10. Способ регулирования смазывающей способности промывочной жидкости буровой скважины на основе воды, отличающийся тем, что в промывочную жидкость вводят смазочную композицию по любому из пп.1-9 в количестве, зависящем от величины показателя трения, установленной в процессе бурения.
  11. 11. Применение способа по п.10 для регулирования смазывающей способности промывочных жидкостей буровых скважин со значением рН выше 9 и предпочтительно выше 10.
EA200100032A 1998-06-12 1999-06-09 ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ВКЛЮЧАЮЩАЯ СМАЗОЧНУЮ КОМПОЗИЦИЮ, СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ СМАЗЫВАНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТЬЮ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ПРИМЕНЕНИЕ СПОСОБА К ПРОМЫВОЧНЫМ ЖИДКОСТЯМ С ВЫСОКИМ ЗНАЧЕНИЕМ pH EA004204B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9807969A FR2779733B1 (fr) 1998-06-12 1998-06-12 Fluide de puits comportant une composition lubrifiante - procede pour controler la lubrification d'un fluide de puits application aux fluides a haut ph
PCT/FR1999/001367 WO1999066006A1 (fr) 1998-06-12 1999-06-09 Fluide de puits comportant une composition lubrifiante - procede pour controler la lubrification d'un fluide de puits - application aux fluides a haut ph

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200100032A1 EA200100032A1 (ru) 2001-06-25
EA004204B1 true EA004204B1 (ru) 2004-02-26

Family

ID=9527783

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200100032A EA004204B1 (ru) 1998-06-12 1999-06-09 ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ВКЛЮЧАЮЩАЯ СМАЗОЧНУЮ КОМПОЗИЦИЮ, СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ СМАЗЫВАНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТЬЮ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ПРИМЕНЕНИЕ СПОСОБА К ПРОМЫВОЧНЫМ ЖИДКОСТЯМ С ВЫСОКИМ ЗНАЧЕНИЕМ pH

Country Status (16)

Country Link
US (1) US6750180B1 (ru)
EP (1) EP1092003B1 (ru)
KR (1) KR20010072597A (ru)
CN (1) CN1305517A (ru)
AU (1) AU756939B2 (ru)
BR (1) BR9911120A (ru)
CA (1) CA2334992C (ru)
DE (1) DE69916607T2 (ru)
DK (1) DK1092003T3 (ru)
EA (1) EA004204B1 (ru)
FR (1) FR2779733B1 (ru)
ID (1) ID27050A (ru)
MX (1) MXPA00012083A (ru)
NO (1) NO20006266L (ru)
NZ (1) NZ509275A (ru)
WO (1) WO1999066006A1 (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2817165B1 (fr) * 2000-11-24 2003-09-26 Inst Francais Du Petrole Formulation desemulsionnante organique et son utilisation dans le traitement des drains fores en boue a l'huile
US6908887B2 (en) * 2002-08-22 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Suspending agent
US7084092B2 (en) * 2003-08-25 2006-08-01 M-I L.L.C. Shale hydration inhibition agent and method of use
BRPI0402260B1 (pt) * 2004-06-15 2015-02-18 Botica Com Farmaceutica Ltda Composição para produtos de higiene, cosméticos e perfumes.
US8258066B2 (en) 2005-12-12 2012-09-04 Milliken & Company Cleaning device
CN103725267A (zh) * 2013-12-17 2014-04-16 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 钻井液用抗高温润滑剂的制备及使用方法
CN105255457B (zh) * 2015-09-11 2017-11-24 中石化石油工程技术服务有限公司 一种仿原油型生物润滑剂及含有该润滑剂的水基钻井液
CN105219359B (zh) * 2015-09-11 2017-11-24 中石化石油工程技术服务有限公司 一种缔合型润滑剂及含有该润滑剂的水基钻井液
CN105112029B (zh) * 2015-09-11 2017-11-24 中石化石油工程技术服务有限公司 键合型润滑抑制剂及含有键合型润滑抑制剂的水基钻井液
CN105131914B (zh) * 2015-09-11 2017-11-24 中石化石油工程技术服务有限公司 一种离子吸附型生物润滑剂及含有该润滑剂的水基钻井液
EP4182400A1 (en) 2020-07-15 2023-05-24 Totalenergies Onetech Lubricant composition for water-based compositions
CN113293038B (zh) * 2021-06-23 2023-01-24 四川轻化工大学 一种超低硫清洁柴油用胺类抗磨剂的制备方法及其应用
US11760920B1 (en) 2022-04-06 2023-09-19 Halliburton Energy Services, Inc. Lubricant for monovalent and divalent brines

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL133191C (ru) * 1961-06-09
US3761410A (en) * 1971-03-22 1973-09-25 Nl Industries Inc Composition and process for increasing the lubricity of water base drilling fluids
US4280915A (en) * 1977-06-23 1981-07-28 Nl Industries, Inc. Salt stable lubricant for water base drilling fluids
US4359393A (en) * 1981-03-09 1982-11-16 The Cincinnati Vulcan Company Water active metalworking lubricant compositions
SU1493662A1 (ru) * 1986-07-31 1989-07-15 Институт Химии Ан Узсср Способ получени эмульгатора гаметоцидов и стабилизатора глинистых суспензий
US5567675A (en) * 1994-02-16 1996-10-22 Buckman Laboratories Of Canada, Ltd. Application of N,N-dialkylamides to control the formation of emulsions or sludge during drilling or workover of producing oil wells
US5510452A (en) * 1994-07-11 1996-04-23 Rheox, Inc. Pourable liquid polyesteramide rheological additives and the use thererof
US6339048B1 (en) * 1999-12-23 2002-01-15 Elementis Specialties, Inc. Oil and oil invert emulsion drilling fluids with improved anti-settling properties
FR2768732B1 (fr) * 1997-09-25 2003-10-24 Inst Francais Du Petrole Procede de fabrication d'un agent de surface emulsifiant et dispersant, a partir d'une huile polymerisee et d'un aminoalcool
FR2793703B1 (fr) * 1999-05-19 2001-06-29 Inst Francais Du Petrole Procede de fabrication de compositions utilisables comme agents de surface emulsifiants et dispersants, les compositions obtenues et leurs utilisations
FR2793702B1 (fr) * 1999-05-19 2001-06-29 Inst Francais Du Petrole Compositions utilisables comme agents de surface emulsifiants et dispersants, leur preparation et leurs utilisations

Also Published As

Publication number Publication date
FR2779733B1 (fr) 2005-03-11
ID27050A (id) 2001-02-22
FR2779733A1 (fr) 1999-12-17
EP1092003B1 (fr) 2004-04-21
DE69916607D1 (de) 2004-05-27
DE69916607T2 (de) 2005-04-28
EP1092003A1 (fr) 2001-04-18
CA2334992A1 (fr) 1999-12-23
US6750180B1 (en) 2004-06-15
CA2334992C (fr) 2010-10-19
BR9911120A (pt) 2001-02-20
EA200100032A1 (ru) 2001-06-25
KR20010072597A (ko) 2001-07-31
AU756939B2 (en) 2003-01-30
DK1092003T3 (da) 2004-08-16
NO20006266D0 (no) 2000-12-11
WO1999066006A1 (fr) 1999-12-23
NO20006266L (no) 2001-01-24
AU4047999A (en) 2000-01-05
CN1305517A (zh) 2001-07-25
NZ509275A (en) 2003-11-28
MXPA00012083A (es) 2002-04-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2834320B2 (ja) インバート掘削泥における油相の成分としての中鎖長カルボン酸のエステル
US5096883A (en) Oil-base drilling fluid comprising branched chain paraffins such as the dimer of 1-decene
JP4246788B2 (ja) 井戸用流体に用いる、エステルの潤滑性能を改善する方法
CA2792017C (en) Invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes
US4481121A (en) Viscosifier for oil base drilling fluids
AU2003277848B2 (en) Borehole treatment agent containing low toxic oil phase
EA029897B1 (ru) Способ улучшения реологии буровых растворов при высокой температуре
EA007842B1 (ru) Буровой раствор с плоским реологическим профилем
CA2772133C (en) Improved suspension characteristics in invert emulsions
CA2526419C (en) Compounded hydrocarbon oil and oil base drilling fluids prepared therefrom
EA004204B1 (ru) ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ВКЛЮЧАЮЩАЯ СМАЗОЧНУЮ КОМПОЗИЦИЮ, СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ СМАЗЫВАНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТЬЮ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ПРИМЕНЕНИЕ СПОСОБА К ПРОМЫВОЧНЫМ ЖИДКОСТЯМ С ВЫСОКИМ ЗНАЧЕНИЕМ pH
MX2015002836A (es) Fluidos de perforacion de emulsion inversa libres de sal y metodos para perforar pozos.
JPH04504434A (ja) 掘削液における選択された一価アルコールのエーテルの使用
WO2021007531A1 (en) A rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems
Zhao et al. Flat-rheology oil-based drilling fluid for deepwater drilling
CN107459980B (zh) 一种钻井液用温敏性可控释放润滑剂及其制备方法
EP3559148A1 (en) Oil-based fluid compositions for hydrocarbon recovery applications
JP2021530600A (ja) 水性掘削液系用の合成潤滑剤
US12006468B2 (en) Modified vegetable oil as fluid loss control additive
WO2022046746A1 (en) An invert-emulsion oil based mud formulation using calcium salt of fatty acid as primary emulsifier
WO2022011025A1 (en) Rheology modifier with a fatty alcohol for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems
JP2896200B2 (ja) 新規な掘削用流動体

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KZ KG MD

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ TJ TM

MK4A Patent expired

Designated state(s): RU