EA007842B1 - Буровой раствор с плоским реологическим профилем - Google Patents
Буровой раствор с плоским реологическим профилем Download PDFInfo
- Publication number
- EA007842B1 EA007842B1 EA200501063A EA200501063A EA007842B1 EA 007842 B1 EA007842 B1 EA 007842B1 EA 200501063 A EA200501063 A EA 200501063A EA 200501063 A EA200501063 A EA 200501063A EA 007842 B1 EA007842 B1 EA 007842B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- drilling fluid
- drilling
- polycarboxylic
- fatty acid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 181
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 137
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 title abstract description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 45
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 43
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 43
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 43
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 43
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims abstract description 29
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 27
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 18
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- -1 illmenite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 239000013638 trimer Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims abstract description 8
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000000539 dimer Substances 0.000 claims abstract description 6
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 63
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 claims description 47
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 12
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 12
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 12
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 10
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 9
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 9
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 9
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 claims description 8
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 8
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 5
- KSSJBGNOJJETTC-UHFFFAOYSA-N COC1=C(C=CC=C1)N(C1=CC=2C3(C4=CC(=CC=C4C=2C=C1)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC(=CC=C1C=1C=CC(=CC=13)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC=C(C=C1)OC Chemical compound COC1=C(C=CC=C1)N(C1=CC=2C3(C4=CC(=CC=C4C=2C=C1)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC(=CC=C1C=1C=CC(=CC=13)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC=C(C=C1)OC KSSJBGNOJJETTC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 25
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 9
- 239000003513 alkali Substances 0.000 abstract description 7
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 6
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 abstract 2
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 abstract 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 64
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 20
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 15
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 13
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 13
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 13
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 13
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 12
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 12
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 5
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 5
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 5
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 5
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000004148 curcumin Substances 0.000 description 4
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 4
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 4
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 239000003906 humectant Substances 0.000 description 3
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 3
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 3
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 3
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 3
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TTZKGYULRVDFJJ-GIVMLJSASA-N [(2r)-2-[(2s,3r,4s)-3,4-dihydroxyoxolan-2-yl]-2-[(z)-octadec-9-enoyl]oxyethyl] (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O TTZKGYULRVDFJJ-GIVMLJSASA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical class CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- 229940083254 peripheral vasodilators imidazoline derivative Drugs 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 description 2
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 description 2
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 2
- 238000002336 sorption--desorption measurement Methods 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 description 1
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 3-nitrobicyclo[2.2.1]hept-5-ene-2,3-dicarboxylic acid Chemical compound C1C2C=CC1C(C(=O)O)C2(C(O)=O)[N+]([O-])=O QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004909 Moisturizer Substances 0.000 description 1
- 101100500493 Mus musculus Eapp gene Proteins 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000287 alkaline earth metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000004021 humic acid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 230000001333 moisturizer Effects 0.000 description 1
- 230000004001 molecular interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 125000005375 organosiloxane group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- 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
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
Landscapes
- 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)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Dental Preparations (AREA)
- Dowels (AREA)
- Window Of Vehicle (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Буровой раствор содержит масляную жидкость, образующую непрерывную фазу, немасляную жидкость, являющуюся дискретной фазой, эмульгатор в достаточной концентрации, чтобы стабилизировать обратную эмульсию, и модификатор вязкости, который служит для смягчения изменений реологических свойств в температурном диапазоне от 40 до 150°С. Модификатор вязкости может быть димером (С-С)-поликарбоновой жирной кислоты, тримером (С-С)-поликарбоновой жирной кислоты, тетрамером (С-С)-поликарбоновой жирной кислоты, смесью этих кислот или полиамидом, причем полиамид является продуктом реакции конденсации (С-С)-жирной кислоты и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетраамина и пентаэтилентетраамина. Буровой раствор предпочтительно включает утяжелитель или закупоривающий агент, который может быть выбран из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений. По желанию в буровой раствор могут быть добавлены органофильная глина, понизители водоотдачи, материалы-резервы щелочи и другие обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов.
Description
Уровень техники
При роторном бурении подземных скважин от бурового раствора ожидают многих функций и характеристик. Буровой раствор должен циркулировать сквозь скважину и выносить выбуренную породу из-под бура, перемещать обломки породы вверх по затрубному пространству и позволять отделить их на поверхности. В то же время ожидается, что буровой раствор будет охлаждать и очищать буровое сверло, снижать трение между бурильной колонной и стенками скважины и сохранять стабильность в необсаженных секциях ствола скважины. Буровой раствор должен также образовывать тонкую, низкопроницаемую фильтрующую корку, которая герметизирует отверстия в пластах, в которые проник бур, и влияет на уменьшение нежелательного втекания пластовых флюидов из проницаемых пород.
Буровые растворы обычно классифицируют в соответствии с их базовым материалом. В растворах на масляной основе твердые частицы суспендированы в масле, а вода или минеральный раствор могут эмульгироваться маслом. Масло обычно является непрерывной фазой. В растворах на водной основе твердые частицы взвешены в воде или минеральном растворе, а масло может эмульгироваться в воде. Непрерывной фазой обычно является вода. Третьим классом буровых растворов являются газовые рабочие среды для пневмосистем, в которых выбуренная порода удаляется потоком воздуха или природного газа высокой скорости.
Буровые растворы на масляной основе обычно применяются в виде обращенных эмульсионных глинистых растворов. Обращенный эмульсионный глинистый раствор состоит из трех фаз: масляной фазы, немасляной фазы и тонко диспергированной фазы частиц. Также обычно включены эмульгаторы и системы эмульгаторов, утяжелители, понизители водоотдачи, регуляторы щелочности и тому подобные для стабилизации системы в целом и для установления желательных эксплуатационных характеристик. Полный отчет можно найти, например, в статье Р.А. Воуб и др., озаглавленной '№еи Ваке 011 Икеб ίη Боте Тох1сйу 011 Мибк, в 1оитпа1 οί Ре1то1еиш Тесйпо1о§у, 1985, 137-142, и в статье В.В. Веппе!, озаглавленной Ыете Ότί11ίη§ Р1шб Тесйпо1о§у-Мтета1 011 Миб, в 1оитпа1 οί Ре1то1еиш Тесйпо1о§у, 1984, 975-981, и цитированной там литературе.
Важно, чтобы бурильщик подземных скважин был способен контролировать реологические свойства буровых растворов. В нефтегазовой промышленности в настоящее время желательно, чтобы добавки работали как на суше, так и на море, в среде пресной и соленой воды. Кроме того, так как операции бурения сильно воздействуют на растительную и животную жизнь, добавки к буровому раствору должны иметь низкий уровень токсичности, быть легки в обращении и применении, чтобы свести к минимуму опасность загрязнения окружающей среды и нанесения вреда рабочим. Любая добавка в буровой раствор должна также обеспечивать желательные результаты, но одновременно добавка не должна подавлять желательные характеристики других компонентов бурового раствора. Разработка таких добавок поможет нефтегазовой промышленности удовлетворить давно ощущаемую потребность в добавках высшего качества в буровой раствор, которые влияют на регулирование реологических свойств бурового раствора.
Суть изобретения
Объектом настоящего описания в целом является буровой раствор, рецептура которого включает масляную жидкость, которая образует непрерывную фазу; немасляную жидкость, которая образует дискретную фазу, эмульгатор, концентрация которого достаточна для стабилизации обратной эмульсии; и модификатор вязкости, выбранный так, чтобы, в основном, достичь описанных выше результатов. Предпочтительно, чтобы модификатор вязкости находился в концентрации, достаточной для того, чтобы добиться описанных выше результатов, и был выбран из жирных поликарбоновых кислот и полиамидов. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления жирная поликарбоновая кислота является димером (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, тримером (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, тетрамером (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, смесями этих кислот, а также комбинациями и смесями этих и аналогичных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Для другого иллюстративного варианта осуществления модификатор вязкости является полиамидом или смесью полиамидов, образованных при реакции конденсации (С12-С22)-жирной кислоты и ди-, три-, тетра- и пентаэтиленполиамина, и полученных в результате сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Как отмечено выше, масляная жидкость, используемая в настоящем иллюстративном варианте осуществления, образует непрерывную фазу и составляет от примерно 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и предпочтительно выбрана из дизельного топлива, минерального масла, синтетического масла, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. В другом иллюстративном варианте осуществления немасляная жидкость образует дискретную фазу и составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора, причем предпочтительная немасляная жидкость выбрана из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, а также из комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области.
Иллюстративный эмульгатор должен присутствовать в концентрации, достаточной для стабилизации обратной эмульсии, и предпочтительно выбран из соединений, включающих жирные кислоты, мыла
- 1 007842 жирных кислот, амидоамины, полиамиды, полиамины, эфиры олеаты, такие как сорбитанмоноолеат, сорбитандиолеат, производные имидазолина или производные спирта, и комбинации или производные вышеуказанного. Для этого применения могут использоваться смеси этих материалов, а также других (дополнительных) эмульгаторов, а также комбинации и смеси этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. В одном иллюстративном варианте осуществления в буровой раствор по желанию включают утяжелитель или закупоривающий агент, в таких случаях утяжелитель или закупоривающий агент выбраны из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита, а также комбинаций и смесей этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Как отмечалось ранее, иллюстративные растворы могут включать также обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, в том числе, но без ограничений ими: регуляторы водоотдачи, материалырезервы щелочи и другие обычные компоненты бурового раствора на основе обратной эмульсии, которые также должны быть хорошо известны специалисту в данной области.
Другой иллюстративный вариант осуществления раскрываемого объекта изобретения включает буровой раствор, который содержит масляную жидкость, образующую непрерывную фазу бурового раствора, немасляную жидкость, образующую дискретную фазу бурового раствора, эмульгатор, который находится в концентрации, достаточной для того, чтобы стабилизировать обратную эмульсию, органофильную глину и модификатор вязкости. Модификатор вязкости, который используется в иллюстративном варианте осуществления, может быть поликарбоновой жирной кислотой, указанной выше. В альтернативном иллюстративном варианте осуществления модификатор вязкости является полиамидом, как указано выше. Как было указано ранее выше, компонент - масляная жидкость в настоящем иллюстративном варианте осуществления составляет от примерно 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и состоит из материала, выбранного из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области.
Аналогично, немасляная жидкость, применяемая в иллюстративном варианте осуществления, составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и выбрана из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, а также комбинаций и смесей этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Иллюстративные растворы могут также включать обычные компоненты буровых растворов на обратных эмульсиях, в том числе, но без ограничений указанным: утяжелители или закупоривающие агенты, понизители водоотдачи, материалы-резервы щелочи и другие обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, которые должны быть хорошо известно специалисту в данной области. Если содержится утяжелитель или закупоривающий агент, он может быть выбран из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита, а также комбинаций и смесей этих и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области.
Специалист в данной области должен также понять и разобраться в том, что заявленный объект изобретения включает применение раскрытых здесь растворов при бурении подземной скважины.
Эти и другие свойства более полно сформулированы в следующем описании предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления раскрываемого и заявляемого объекта изобретения.
Описание иллюстративных вариантов осуществления
Настоящее описание в целом относится к раствору на нефтяной основе для бурения скважин, который пригоден для технологии бурения, вскрытия пласта и ремонта подземных скважин, предпочтительно нефтяных и газовых скважин. Растворы могут также использоваться в качестве тампонажных растворов, растворов для гидроразрыва пласта и в других сходных применениях в стволах скважины, где желательны плоские реологические свойства (профили). Пригодность растворов для стволов скважин и обращенных эмульсионных растворов, раскрываемых в данном документе, должна быть известна специалисту в данной области, как это указано в книге: ΟΟΜΡΟδΙΤΙΟΝ ΑΝΏ ΡΚ.ΟΡΕΚ.ΤΙΕ8 ΟΕ ΌΕΙΕΕΙΝΟ ΑΝΏ СОМΡΕΕΤΙΟΝ ЕЬиШ8, 5-111 Εάίίίοη, Н.С.Н. Эаг1су апб Ссощс В. Отау, Ои1Е РиЫЦЫпд Сотрапу, 1988, содержание которой тем самым включено здесь ссылкой.
В одном варианте осуществления раскрываемого объекта изобретения раствор для ствола скважины составлен так, чтобы включать масляную жидкость, немасляную жидкость, (первичный) эмульгатор и модификатор вязкости. Каждый из этих компонентов описан более подробно ниже.
Масляная жидкость является жидкостью и более предпочтительно натуральным или синтетическим маслом, более предпочтительно масляная жидкость выбрана из группы, включающей дизельное топливо, минеральные масла, синтетические масла, такие как полиолефины, полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, и их смеси. Концентрация масляной жидкости должна быть достаточной, чтобы образовалась обратная эмульсия, и может составлять менее примерно 99 об.% обратной эмульсии. В одном варианте осуществления количество масляной жидкости составляет примерно от 30 до примерно 95%, более предпочтительно от примерно 40 до примерно 90 об.% обращенного эмульсионного раство
- 2 007842 ра. Масляная жидкость в одном варианте осуществления может включать смесь внутренних олефинов (т.е. содержащих двойную связь не при концевых атомах углерода) и альфа-олефинов. Как раскрыто в находящейся одновременно на рассмотрении патентной заявке, озаглавленной Экологически безвредные буровые растворы на основе смесей олефинов, комбинация внутреннего и альфа-олефинов может применяться для создания бурового раствора, имеющего сбалансированные желательные свойства, такие как токсичность и биоразложимость. Конкретно, в одном иллюстративном варианте осуществления делают смесь (С16-18)-внутреннего олефина, (С15-18)-внутреннего олефина, (С15-16)-внутреннего олефина и С1б-альфа-олефина при весовом отношении 5/2/1,5/1,5, соответственно. Это дает в результате масляную жидкость, имеющие сбалансированные характеристики токсичности и биоразложимости.
Немасляный раствор, используемый в рецептуре обращенных эмульсионных растворов, является жидкостью и предпочтительно водной жидкостью. Более предпочтительно немасляная жидкость может быть выбрана из группы, включающей пресную воду, морскую воду, минеральный раствор, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкость, содержащую смешивающиеся с водой органические соединения, комбинации этих и сходных соединений, применяемых в рецептурах обратных эмульсий. Количество немасляной жидкости обычно менее теоретического максимального предела для образования обратной эмульсии. Так, в одном иллюстративном варианте осуществления количество немасляной жидкости менее примерно 70 об.%, и предпочтительно составляет от примерно 1 до примерно 70 об.%. В другом иллюстративном варианте осуществления немасляная жидкость составляет предпочтительно от примерно 5 до примерно 60% объема обращенного эмульсионного раствора.
Эмульгатор (первичный эмульгатор), используемый в рецептуре бурового раствора согласно указаниям настоящего описания, должен быть выбран так, чтобы образовать пригодную и стабильную обратную эмульсию, подходящую для роторного бурения. Эмульгатор должен присутствовать в концентрации, достаточной для стабилизации обратной эмульсии, которая пригодна для роторного бурения. В одном иллюстративном варианте осуществления эмульгатор выбран из эмульгаторов, которые продемонстрировали полезность в эмульсиях по данному изобретению: жирные кислоты, мыла жирных кислот, амидоамины, полиамиды, полиамины, сложные эфиры олеаты, такие как сорбитанмоноолеат, сорбитандиолеат, производные имидазолина или производные спиртов и комбинации или производные вышеуказанного. Для этого применения могут быть использованы смеси этих материалов, а также других (дополнительных) эмульгаторов. Вместе с первичным эмульгатором, используемым здесь, могут применяться другие поверхностно-активные соединения. В таких случаях важно, однако, чтобы количество и природа этих дополнительных ПАВ не влияла на приданные обращенному эмульсионному раствору модификатором вязкости свойства и способность действовать, как описано здесь.
Модификатор вязкости в настоящем описании используется для снижения увеличения вязкости, т.е. сглаживания реологических характеристик бурового раствора в температурном интервале от примерно 40 до примерно 150°Р. В одном иллюстративном варианте осуществления модификатор вязкости является жирной поликарбоновой кислотой. Более предпочтительно жирная поликарбоновая кислота является тримером и, следовательно, содержит по меньшей мере три карбоксильные группы в молекуле, и более предпочтительно тример поликарбоновой кислоты произведен из таллового масла или других сходных ненасыщенных длинноцепочечных карбоновых кислот (т.е. жирных кислот), имеющих от 12 до 22 атомов углерода. Особенно предпочтительная кислота доступна для приобретения от М-Ι, Ноийои ТХ под названием ΕΜΙ-755. Следует отметить, что поликарбоновые жирные кислоты, применяемые в настоящем изобретении, могут включать димер (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, тример (С12-С22)поликарбоновой жирной кислоты, тетрамер (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, смеси этих кислот.
В другом иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения модификатор вязкости является патентованным модификатором вязкости на основе полиамида, основанном на смеси амидов и аминов, доступный для приобретения от М-Ι Ноийои ТХ под названием ΕΜΙ-756. Если модификатор вязкости является полиамидом, полиамид предпочтительно является продуктом реакции конденсации (С12-С22)-жирной кислоты и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетраамина и пентаэтилентетраамина. В общем случае, продукт конденсации рассчитывается из одного эквивалента жирной кислоты на каждый эквивалент амина, присутствующего в исходном аминовом материале.
Концентрация модификатора вязкости должна быть достаточной, чтобы достичь результатов настоящего изобретения. В одном иллюстративном варианте осуществления, в котором модификатор вязкости является тримером поликарбоновой кислоты таллового масла, концентрация тримерной кислоты, присутствующей в буровом растворе, может варьироваться от 0,1 до 5 фунтов на баррель бурового раствора, более предпочтительно от примерно 0,5 до 2 фунтов на баррель раствора. В другом иллюстративном варианте осуществления полиамид имеет концентрацию выше чем 0,1, и вплоть до 5,0 фунтов на баррель.
Не желая быть привязанным к какой-либо конкретной теории действия, полагают, однако, что относительно плоские реологические профили, достигаемые настоящим изобретением, является результатом взаимодействия модификатора вязкости с высокодисперсными твердыми веществами, такими как
- 3 007842 органофильные глины и легкий шлам, присутствующими в буровом растворе. Полагают, что взаимодействие до некоторой степени стимулируется температурой таким образом, что производимое улучшение сильнее при более высоких температурах и слабее при более низких температурах. Одно теоретическое объяснение состоит в том, что изменение температуры вызывает изменение в молекулярной конформации модификатора вязкости, так что при повышенных температурах молекулярных взаимодействий больше и, следовательно, вязкость выше, чем наблюдаемая при более низких температурах. Альтернативно предполагают, что адсорбция/десорбция модификатора вязкости на поверхности твердой фазы, присутствующей в растворе, связаны с наблюдаемыми вязкостными характеристиками. Независимо от способа действия, было обнаружено, что добавление модификаторов вязкости, как они раскрыты в данной заявке, в буровые растворы приводит к наблюдаемым и описанным ниже вязкостным характеристикам.
Описываемые буровые растворы особенно полезны в бурении, вскрытии пласта и при ремонте подземных нефтяных и газовых скважин. В частности, жидкости могут быть использованы в составлении рецептур для буровых глинистых растворов и растворов для вскрытия пластов для использования в скважинах с высоким отклонением от вертикали и протяженных скважинах. Такие глинистые растворы и буровые растворы особенно полезны при бурении горизонтальных скважин в углеводородных пластах.
Метод, применяемый для приготовления раскрываемого здесь бурового раствора, не является критическим. Для приготовления бурового раствора по настоящему изобретению могут применяться традиционные методы, аналогично тому, как они обычно используются для приготовления стандартных буровых растворов на масляной основе. В одной характерной методике желательное количество масляной жидкости, такой как базовое масло, и подходящее количество эмульгатора смешивают вместе при последующем добавлении модификатора вязкости и остальных компонентов при продолжающемся перемешивании. Обратная эмульсия на основе этой жидкости может быть образована энергичной встряской, перемешиванием масляной жидкости с немасляной жидкостью или приложением сдвиговых усилий.
Растворы по настоящему изобретения могут, кроме того, содержать дополнительные компоненты в зависимости от конечного использования обратной эмульсии, если только они не влияют на выполняемые функции описываемых здесь модификаторов вязкости. Например, в состав бурового раствора данного изобретения для дополнительных функциональных свойств могут добавляться резерв щелочи, увлажнители, органофильные глины, загустители, утяжелители, закупоривающие агенты и понизители водоотдачи. Добавление таких агентов должно быть хорошо известно специалисту в области составления буровых растворов и глинистых растворов.
Обычным для многих обратных эмульсий является включение щелочного резерва, так что рецептура раствора в целом является основной (т.е. рН выше 7). Обычно он находится в виде извести или, альтернативно, смеси щелочных и щелочно-земельных оксидов и гидроксидов. Специалист в данной области должен понять и разобраться, что содержание извести в буровом растворе будет меняться в зависимости от предпринимаемых операций и пластов, которые бурят. Далее, следует понимать, что содержание извести, известное также, как щелочность или щелочной резерв, является свойством, которое обычно измеряют в соответствии с применяемыми стандартами Американского Нефтяного Института, в которых используются методы, которые должны быть хорошо известны специалисту в области составления глинистых растворов.
Увлажнители, которые могут быть пригодны для применения, включают неочищенное талловое масло, окисленное неочищенное талловое масло, фосфорные сложные эфиры органических соединений, модифицированные имидазолины и амидоамины, ароматические алкилсульфаты и сульфонаты, и им подобные, и их комбинации или производные. Усг5а\\'с1® и Уегеате1®К8 являются примерами доступных для приобретения увлажнителей, производимых и распространяемых М-Ι Ь.Ь.С., которые могут применяться в описанных буровых растворах. 8ί1\\Μ Ь-77, Ь-7001, Ь-7605 и Ь-7622 являются примерами доступных для приобретения эмульгаторов и увлажнителей, производимых и распространяемых компанией υηίοη СатЫбе Сйет1са1 Сотрапу 1пс.
Органофильные глины, как правило обработанные амином глины, могут быть пригодны в качестве загустителей в жидких композициях раскрываемого объекта изобретения. Количество органофильной глины, используемой в композиции, должно быть минимальным, чтобы избежать отрицательного воздействия на реологические свойства буровых растворов настоящего изобретения. Однако обычно для большинства приложений достаточно примерно от 0,1 до 6 вес.%. УС-69 и УС-РЬи8 являются органоглиняными материалами, продаваемыми М-Ι Ь.Ь.С., а Уегаа-НКР является полиамидным полимером, производимым и распространяемым М-Ι Ь.Ь.С., которые могут применяться в патентуемых буровых растворах.
Утяжелители, или уплотнительные материалы, пригодные для применения в описываемых буровых растворах, включают свинцовый блеск, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и им подобные. Количество такого добавленного материала, если он имеется, зависит от желаемой плотности конечной композиции. Обычно, утяжелитель добавляют в буровой раствор, чтобы получить плотность примерно до 24 фунтов на галлон. Утяжелитель предпочтительно добавляют до 21 фунта на галлон и наиболее предпочтительно до 19,5 фунта на галлон.
- 4 007842
Понизители водоотдачи обычно действуют путем покрытия стенок ствола скважины, когда скважину бурят. Подходящие понизители водоотдачи, которые могут найти применение в данном изобретении, включают модифицированные лигниты, асфальтовые соединения, гильсонит, органофильные гуматы, полученные путем реакции гуминовой кислоты с амидами или полиалкиленполиаминами и другими нетоксичными понизителями водоотдачи. Обычно понизители водоотдачи добавляют в количестве менее примерно 10% и предпочтительно менее примерно 5 вес.% раствора.
Следующие примеры включены, чтобы продемонстрировать предпочтительные варианты исполнения заявленного объекта изобретения. Специалистам должно быть понятно, что методы и составы, раскрываемые в следующих примерах, представляют собой методы, открытые изобретателями для работы на скважинах и, таким образом, они могут рассматриваться как составляющие предпочтительные режимы работы. Однако специалисты должны понять, в свете настоящего открытия, что в описанные конкретные варианты осуществления можно внести много изменений, и все еще получить те же или сходные результаты, не выходя за рамки патентуемого объекта изобретения.
Общая информация, относящаяся к примерам
Данные испытания были проведены в соответствии с процедурами Бюллетеня ΑΡΙ ΚΡ 13В-2, 1990. Иногда в описании результатов экспериментов используются следующие сокращения.
РУ означает пластическую вязкость, которая является одной из переменных, используемой при расчете вязкостных характеристик бурового раствора, измеряется в сантипуазах (сП).
ΥΡ означает предел текучести, который является другой переменной, используемой при расчете вязкостных характеристик буровых растворов, измеряется в фунтах на 100 квадратных футов (ф/100фт2).
АУ является кажущейся вязкостью, являющейся другой переменной, используемой при расчете вязкостных характеристик бурового раствора, измеряется в сантипуазах (сП).
СЕЬ8 является мерой суспендирующих свойств или тиксотропных свойств бурового раствора, измеряется в фунтах на 100 квадратных футов (ф/100 фт2).
ΑΡΙ Е.Ь. является термином, характеризующим понижение водоотдачи по ΑΡΙ, в миллилитрах (мл).
НТНР является термином, характеризующим понижение водоотдачи при высокой температуре и высоком давлении, измеряется в миллилитрах (мл) в соответствии с бюллетенем ΑΡΙ ΚΡ 13 В-2, 1990.
Компоненты заявленных буровых растворов включают масляную жидкость, немасляную жидкость, комплекс эмульгаторов и модификатор вязкости. Другие химикаты, используемые для составления системы, в основном, являются теми же, что обычно используются в составлении традиционных обращенных систем буровых растворов. Описание индивидуальных компонентов дано ниже.
ΕΜΙ 595 - (первичный) эмульгатор, является амидоамином, его химический состав и структура предназначены для минимизации взаимодействий с пластом и буровым шламом. Рекомендуемая концентрация равна 7-8 ф/баррель, но он может применяться в концентрациях, варьирующихся от 5 до 10 ф/баррель. Однако повышенные концентрации могут приводить к незначительному разжижающему влиянию на реологию. Продукт доступен для приобретения от Сйашрюп С11С1шеа15 и/или Μ-Ι ЕЬС.
ΕΜΙ-157 - увлажнитель на основе олеиновой кислоты, применяется как вторичный эмульгатор. Рекомендуемая концентрация составляет 1-2 ф/баррель. Концентрации выше 2 ф/баррель должны проходить контрольное испытание на изменение (возрастание) реологических свойств и характеристик образования нефтяной пленки в системе. Продукт доступен для приобретения от Μ-Ι ЕЬС.
ΕΜΙ-755 - модификатор вязкости на основе тримерной кислоты. При применении этого модификатора вязкости образуется плоский реологический профиль. Полагают, что соединение улучшает реологические свойства при низких скоростях сдвига и предел текучести путем взаимодействия с тонкодисперсными частицами, такими как органоглина и легкий шлам. Оказывается, что взаимодействие зависит от температуры таким образом, что вызываемое улучшение сильнее при высокой температуре и слабее при низких температурах. Полагают, что взаимодействие может быть вызвано изменением конформации тримерной кислоты с температурой, так что оно может оказаться сильнее при высоких температурах, порождая таким образом более высокую вязкость, чем при низких температурах; или быть вызвано адсорбцией/десорбцией с поверхности твердой фазы. На улучшение реологических свойств при низких скоростях сдвига и предела текучести можно повлиять количеством органоглины и тонкодисперсного легкого шлама в системе. Повышенное количество органоглин или тонкодисперсного легкого шлама имеет тенденцию вызывать более сильное увеличение этих свойств и более плоский профиль. При применении этого соединения в качестве модификатора вязкости лучше всего поддерживать содержание легкого шлама в пределах 2-4%. Рекомендуемая концентрация составляет примерно от 0,1 до 5,0 ф/баррель и предпочтительно 1-2 ф/баррель.
ΕΜΙ-756 является загустителем и модификатором вязкости на основе полиамида, который может применяться для увеличения вязкости и улучшения регулирования оседания систем с плоской реологией, если это необходимо. Этот загуститель химически отличается от модификатора вязкости на основе тримерной кислоты: так, он по-другому взаимодействует с твердой фазой. Этот полимер может порождать высокую вязкость при добавлении в систему, содержащую легкий шлам в количестве от умеренного до высокого, поэтому перед его добавлением очень рекомендуется провести контрольное испытание. Реко
- 5 007842 мендуемая концентрация составляет примерно от 0,1 до 5,0 ф/баррель, предпочтительно 0,25-1,0 ф/баррель.
ΕΜΙ-711 является понизителем вязкости, который можно применять для снижения в целом всей вязкости системы, не изменяя существенно плоский реологический профиль. Из-за высокой эффективности ΕΜΙ-711 следует проводить контрольное испытание перед его добавлением в активную систему. Обычно уровень обработки 0,25 ф/баррель или меньше является хорошей исходной точкой.
УО Р1иб - данная органоглина применяется в минимальном количестве, чтобы придать некоторую густоту и вязкость для получения надлежащей суспензии барита и предельного статического напряжения сдвига бурового раствора. Обычно для этой цели должно быть достаточно 1-2 ф/баррель данной органоглины. Для приложений с более высокой температурой или для регулирования оседания барита вместо УО Р1из могут применяться другие органоглины, такие как Веп1опе 42 и УО 8иргете. УО Р1из можно добавлять в виде премиксов при бурении для сохранения плоского реологического профиля. УО-Р1иб доступен для приобретения от Μ-Ι ЕЕС.
ЕсоТго1 является понизителем водоотдачи. Типичные требуемые концентрации составляют 0,5-1,0 ф/баррель для систем с плоской реологией. Температура и сдвиг способствуют облегчению диспергирования и растворения этого продукта в системе. ЕсоТго1 доступен для приобретения от Μ-Ι ЕЕС.
Пример 1. Рецептура и свойства основного глинистого раствора.
Состав и смешение трех растворов с плоской реологией с весом глины в интервале от 11,0 до 15,6 ф/галлон показаны в табл. 1 для иллюстрации. Смешение раскрываемых рецептур бурового раствора не отличается значительно от производимого для смешения других обращенных эмульсионных растворов. Такие процессы должны быть хорошо известны специалисту в области рецептур буровых растворов. Однако, поскольку стабилизирующее влияние сдвига, температуры и бурового шлама не доступно на установке смешения, начальные свойства только что сделанного обращенного эмульсионного раствора могут быть совершенно другими, чем у глинистого раствора, используемого в работе. Чтобы гарантировать, что начальные свойства ΕΜ8-4000 будут приближены к его стабилизированным свойствам, нужно также часто контролировать стабильность эмульсии раствора, чтобы гарантировать применение достаточных сдвиговых усилий. Чтобы сохранить реологический профиль низким и плоским, были немного отрегулированы, в соответствии с весом глины, отношение 8Ж, количество органоглины и модификатора вязкости.
Таблица 1 Состав системы с плоской реологией при разном отношении синтетический продукт/вода (8Ж) и весе глины. Рекомендуемый порядок смешения тот же, что и порядок перечисления продуктов.
| 11,0 ф/галлон | 13,0 ф/галлон | 15,6 ф/галлон | |
| Отношение 3/И | 70/30 | 75/25 | 80/20 |
| 1. Основа (смесь ΙΟ/ΑΟ), баррели | 0,5714 | 0,5600 | 0,5278 |
| 2. УС Р1из, ф/баррель | 2 | 1 | 0,75 |
| 3. Известь, ф/баррель | 3 | 3 | 3 |
| 4. ΕΜΙ-595, ф/баррель | 7 | 7 | 7 |
| 5. ΜΙ-157, ф/баррель | 2 | 1,5 | 2 |
| 6. СаС12 минеральный раствор, баррели | 0,2571 (20%) | 0,2023 (25%) | 0,1428 (25%) |
| 7. ЕсоТго1, ф/баррель | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
| 8. Барит, ф/баррель | 185 | 290 | 442 |
| 9. ΕΜΙ-755, ф/баррель | 2 | 2,5 | 1,7 |
Реологические и НТНР-фильтрационные свойства (при высоких температуре и давлении) вышеуказанных буровых растворов с плоской реологией после горячей прокатки показаны в табл. 2. Чтобы показать плоский реологический профиль, вязкость растворов измерялась на вискозиметре Еапп 35А при 40, 70 и 100°Е, или 40, 100 и 150°Е после горячей прокатки при 100 или 150°Е в течение 16 ч, соответственно. Так как раствор концентрацией 11,0 ф/галлон подвергался горячей прокатке только при 100°Е, измерения при 150°Е сочли не относящимися к делу.
- 6 007842
Таблица 2 Свойства типичных растворов с плоской реологией после горячей прокатки (ПГП) при указанных температурах.
| 11,0 ф/галлон, ПГП при 100°Г | 13,00 ф/галлон, ПГП при 150° Г | 15,6 ф/галлон ПГП при 150°Г | |||||||
| Реология при | 40°Г | 70°Г | 100°Г | 40°Г | 100°Г | 150°Г | 40°Г | 100°Е | 150°? |
| 600 | 104 | 73 | 60 | 106 | 62 | 45 | 128 | 65 | 50 |
| 300 | 59 | 41 | 35 | 62 | 38 | 30 | 72 | 37 | 31 |
| 200 | 43 | 31 | 27 | 46 | 29 | 25 | 53 | 28 | 25 |
| 100 | 27 | 20 | 20 | 29 | 20 | 19 | 31 | 19 | 18 |
| 6 | 10 | 10 | 12 | 9 | 11 | 11 | 8 | 8 | 10 |
| 3 | 9 | 9 | 12 | 8 | 10 | 10 | 7 | 8 | 9 |
| ρν | 45 | 32 | 25 | 44 | 24 | 15 | 56 | 28 | 19 |
| ΥΡ | 14 | 9 | 10 | 18 | 14 | 15 | 16 | 9 | 12 |
| 10 Се1з | 14 | 15 | 15 | 13 | 13 | 10 | 11 | 11 | 11 |
| 10' Се1з | 22 | 21 | 22 | 22 | 17 | 14 | 20 | 18 | 20 |
| ЕЗ (стабильность эмульсии) | 290 | 670 | 520 | ||||||
| НТНР ЕЬ | 5,6 при 200°Е | 5,2 при 250°Е | 14,2 при 250°Е |
После рассмотрения вышеприведенных иллюстративных данных, специалист в данной области должен отметить, что несмотря на разный вес глины, проявляется сходная реология. Далее, следует отметить, что хотя и было небольшое изменение в реологии рецептуры глинистого раствора, это изменение менее существенно, чем у сравнимого глинистого раствора, в котором не используются преимущества от применения раскрытых здесь модификаторов вязкости.
Пример 2. Влияние состава органоглины и модификатора вязкости.
Поскольку плоские реологические свойства получаются от взаимодействия модификатора вязкости и органоглин, необходимо исследовать влияние модификатора вязкости как функцию содержания органоглины. Рассмотрение полученных данных показывает изменение реологических свойств как функцию содержания органоглины (С) и модификатора вязкости (КМ). Чтобы облегчить прямое сравнение, полезно графическое сравнение, при условии, что вертикальная шкала сделана одной и той же на всех трех графиках. Специалист в данной области должен заметить в вышеприведенных иллюстративных данных тенденцию к улучшению свойств с увеличением содержания органоглины и модификатора вязкости. Принимая во внимание начальные данные, был сделан вывод, что наиболее эффективной рецептурой системы является рецептура, содержащая 1-2 ф/баррель органоглины, 5-8 ф/баррель эмульгатора, 1-2 ф/баррель увлажнителя, 1-2 ф/баррель модификатора вязкости и 0,5-1 ф/баррель понизителей водоотдачи.
Пример 3. Влияние шлама, морской воды и загрязнения цементом.
В табл. 3 показано сохранение плоских реологических свойств системы в случае бурового шлама, морской воды и загрязнения цементом для раствора концентрацией 13,0 ф/галлон, взятого в качестве примера. Поскольку система не является на 100% инертной к загрязнениям, после добавления любого загрязняющего вещества все же встречаются некоторые изменения в реологических свойствах по сравнению с исходным глинистым раствором без загрязнений. Одним заметным изменением является увеличение предельного статического напряжения сдвига через 10 мин после загрязнения твердыми частицами. Это увеличение было приписано взаимодействию модификатора вязкости и легкого шлама.
- 7 007842
Таблица 3
Влияние шлама, морской воды, загрязнения цементом на раствор с плоской реологией концентрацией 13 ф/галлон. Следует отметить, что плоский реологический профиль сохраняется после загрязнения, несмотря на некоторые заметные изменения в реологии
| Исходный раствор, ф/галлон | 13,0 | Исходный р-р + | Исходный р-р + | Исходный р-р + | ||||||||
| 35 глинь | ф/баррель ι ОСМА | 10% воды | морской | 10 υ,θΜθί | ф/баррель 1та класса С | |||||||
| Реология при | 40°Е | 100°Г | 150°Е | 40°Г | 100°Г | 150°Е | 40°Г | 100°Е | 150°Г | 40°Г | 100°Г | 150°Е |
| 600 | 106 | 62 | 45 | 149 | 90 | 73 | 130 | 71 | 55 | 115 | 62 | 44 |
| 300 | 62 | 38 | 30 | 88 | 59 | 52 | 76 | 46 | 37 | 65 | 36 | 29 |
| 200 | 46 | 29 | 25 | 66 | 48 | 43 | 57 | 37 | 31 | 49 | 28 | 23 |
| 100 | 29 | 20 | 19 | 43 | 36 | 34 | 38 | 28 | 23 | 31 | 19 | 17 |
| 6 | 9 | 11 | 11 | 16 | 21 | 20 | 13 | 16 | 11 | 9 | 10 | 9 |
| 3 | 8 | 10 | 10 | 14 | 20 | 20 | 12 | 15 | 10 | 8 | 9 | 8 |
| ρν | 44 | 24 | 15 | 61 | 31 | 21 | 54 | 25 | 18 | 50 | 26 | 15 |
| ΥΡ | 18 | 14 | 15 | 27 | 28 | 31 | 22 | 21 | 19 | 15 | 10 | 14 |
| 10 Се1з | 13 | 13 | 10 | 22 | 26 | 24 | 19 | 17 | 11 | 15 | 12 | 9 |
| 10' 6е1з | 22 | 17 | 14 | 36 | 35 | 32 | 21 | 18 | 16 | 21 | 17 | 12 |
| ЕЗ | - | - | 670 | - | - | 660 | - | - | 230 | - | - | 630 |
| НТНР при 250°Е | 5,2 | 5,8 | 4,5 | 4 |
По рассмотрении приведенных выше иллюстративных данных специалист должен понять и разобраться, что если сравнивать показания при 6 об./мин, ΥΡ и 10-минутное предельное статическое напряжение сдвига растворов с глиной ОСМА, морской водой и загрязненный цементом исходный буровой раствор, первоначальные плоские реологические свойства более или менее сохраняются после загрязнения.
Аналогичные тесты на загрязнение были проведены также для рецептур с растворами концентрацией 11,0 ф/галлон. Из-за большего содержания органоглины в рецептуре, загрязнение шламом приводило к более значительному увеличению вязкости. Однако, когда систему соответствующим образом разбавляли премиксом для сохранения первоначального веса раствора, реологические свойства возвращались к желательному диапазону. Иллюстративные реологические изменения системы концентрацией 11,0 ф/галлон до и после загрязнения шламом и разбавления приведены в табл. 4.
- 8 007842
Таблица 4
Реологические свойства системы концентрацией 11,0 ф/галлон после загрязнения шламом и 10% разбавления неутяжеленным исходным раствором с отношением 8Ж=80/20
| 11,0 ф/галлон исх. раствор, ПГП при 100°Г | Исх. р-р + 35 ф/баррель глины ОСМА, ПГП при 100°Г | Исх. р-р + 35 ф/баррель глины ОСМА+ 10% разбавление премиксом* После разбавления | |||||||
| 40°Е | 70°Г | 100°Г | 40°Е | 100°Г | 150°Е | 40°Е | 100°Е | 150°Е | |
| 600 | 106 | 72 | 59 | 162 | 113 | 92 | 119 | 90 | 77 |
| 300 | 59 | 39 | 34 | 94 | 70 | 62 | 69 | 55 | 50 |
| 200 | 43 | 29 | 26 | 71 | 56 | 51 | 52 | 44 | 41 |
| 100 | 26 | 20 | 18 | 47 | 40 | 40 | 34 | 31 | 31 |
| 6 | 9 | 9 | 11 | 21 | 25 | 28 | 15 | 17 | 20 |
| 3 | 8 | 9 | 10 | 21 | 24 | 27 | 15 | 17 | 20 |
| ρν | 47 | 33 | 25 | 68 | 43 | 30 | 50 | 35 | 27 |
| ΥΡ | 12 | 6 | 9 | 26 | 27 | 32 | 19 | 20 | 23 |
| 10 Се1з | 14 | 13 | 13 | 31 | 32 | 33 | 24 | 25 | 26 |
| 10' Οθΐ з | 20 | 18 | 17 | 42 | 40 | 42 | 36 | 37 | 36 |
| ЕЗ | 290 | 540 | 530 |
*Премикс: 80/20 основа, содержащая 1 ф/баррель УО Р1иб, 3 ф/баррель извести, 7 ф/баррель ΕΜΙ595, 2 ф/баррель ΜΙ-157 и 1 ф/баррель ΕΜΙ-755
Специалист в данной области должен понять, что приведенные выше иллюстративные результаты теста указывают, что для испытаний в эксплуатационных условиях свойства системы могут поддерживаться путем соответствующего разбавления. Для дальнейшего снижения вязкости может применяться обработка малым количеством разбавителя.
Пример 4. Добавление извести.
При испытании бурового раствора с концентрацией 11 ф/галлон, составленного как описано в данной заявке, было замечено, что плоский реологический профиль проявляется больше после теплового старения, чем перед тепловым старением, что указывает на то, что время и температура могут быть важными факторами, которые могут стабилизировать плоские свойства. Для большинства приложений, где температура в забое скважины превышает 150°Т, растворная система должна стабилизироваться через несколько дней бурения. Однако в скважинах с низкой температурой в забое и с короткой длиной секций плоские реологические свойства могут развиться и стабилизироваться не полностью. Таким образом, может быть необходимо добиваться плоской реологии, раскрываемой здесь, с помощью свежего раствора. В попытках стабилизировать плоские реологические свойства свежего раствора было обнаружено, что добавление извести может помочь достичь этой цели.
Табл. 5 показывает свойства двух растворов концентрацией 11,0 ф/галлон (А и В), которые смешивали в сходных условиях со сходным составом глинистого раствора. Единственной разницей было то, что второй раствор (В) имел один лишний фунт извести, добавленной в конце смешения.
- 9 007842
Таблица 5 Добавление одного лишнего фунта извести в конце смешения способствует стабилизации плоского реологического профиля до теплового старения. Оба раствора, А и В, имели один и тот же состав шлама, за исключением содержания извести
| А, 11 ф/галлон | А, 11 ф/галлон, ПГП | В, 11 ф/галлон | В, 11 ф/галлон, ПГП | |||||||||
| Реология при | 40°Г | 70°Г | 100°Г | 40°Е | 70°Г | 100°Е | 40°Е | 70°Е | 100°Е | 40°Г | 70°Г | 100°Е |
| 600 | 121 | 98 | 76 | 104 | 73 | 60 | 98 | 78 | 63 | 107 | 73 | 60 |
| 300 | 82 | 69 | 52 | 59 | 41 | 35 | 57 | 47 | 42 | 60 | 41 | 35 |
| 200 | 68 | 56 | 43 | 43 | 31 | 27 | 43 | 37 | 34 | 45 | 30 | 27 |
| 100 | 50 | 42 | 32 | 27 | 20 | 20 | 29 | 27 | 26 | 29 | 21 | 20 |
| 6 | 21 | 18 | 14 | 10 | 10 | 12 | 13 | 16 | 17 | 10 | 9 | 12 |
| 3 | 18 | 16 | 12 | 9 | 9 | 12 | 12 | 15 | 15 | 9 | 8 | 11 |
| ρν | 39 | 29 | 24 | 45 | 32 | 25 | 41 | 31 | 21 | 47 | 32 | 25 |
| ΥΡ | 43 | 40 | 28 | 14 | 9 | 10 | 16 | 16 | 21 | 13 | 9 | 10 |
| 10 Се1з | 18 | 16 | 14 | 14 | 15 | 15 | 18 | 19 | 18 | 13 | 15 | 15 |
| 10’ Се1з | 21 | 20 | 17 | 22 | 21 | 22 | 25 | 25 | 25 | 23 | 23 | 22 |
| ЕЗ | 280 | 290 | 310 | 370 |
По рассмотрении специалист поймет, что второй раствор, содержащий лишний фунт извести, добавленной в конце смешения, обнаруживает желательный плоский реологический профиль перед горячей прокаткой. Однако после теплового старения при 100 I' оба раствора показывают почти идентичную реологию, что указывает на то, что на эффект от добавления извести по каким-то причинам влияет процесс теплового старения.
Полагают, что обработка известью может применяться для придания свежему раствору плоских реологических свойств, когда такое свойство необходимо на установке смешения. Полагают также, что цемент, возможно, будет иметь почти тоже влияние на систему, когда для бурения в цементе используется свежесделанный раствор. Таким образом, если свежий раствор планируется использовать для бурения цемента, такая обработка на установке смешения может не потребоваться.
Пример 5. Влияние разбавителя и увлажнителя.
Хотя система с плоской реологией предназначена для наиболее эффективной работы при низком содержании бурового шлама (2-4%), часто может быть необходимо обрабатывать систему разбавителем или увлажнителем для снижения полной вязкости и предельного статического напряжения сдвига в системе, например, перед началом крепления обсадными трубами. Были оценены данные, показывающие влияние разных разбавителей и увлажнителей на реологию системы ЕМ8 4000 с концентрацией 13 ф/галлон, нагруженной 50 ф/баррель глины ОСМА, эти данные показывают влияние разных разбавителей и увлажнителей на плоские реологические свойства ЕМ8 4000 с концентрацией 13 ф/галлон. Исходный буровой раствор содержал 50 ф/баррель глины ОСМА как бурового шлама. Наиболее эффективными разбавителями являются Ν'ονπΤΙιίη и ЕМ1-711. Увлажнители, такие как М1-157 и \о\'а\\'е(, действительно вызывали некоторое увеличение вязкости. Уег5а\\’е( показал наименьшее влияние на реологию.
Из результатов испытания специалист в данной области должен понять, что Ν'ονπΤΙιίη и ЕМ1-711 дают очень хороший эффект понижения вязкости, тогда как увлажнители показали некоторое увеличение вязкости. Из-за сильного влияния ЕМ1-711 на понижение вязкости перед проведением добавления продукта на вышке должно быть проведено контрольное испытание.
Пример 6. Оседание барита.
Для приложений с увеличенным отклонением от оси скважины оседание барита может вызвать различные потенциальные проблемы. Система с плоской реологией с концентрацией 13,0 ф/галлон была испытана на контроль оседания барита, используя тестер оседания с циркуляционным контуром.
Около 2,8 галлонов испытываемого раствора циркулирует в контуре потока, состоящем из пластмассовой тестовой трубки (2 дюйма внешний диаметр х 6 дюймов длина), циркуляционного насоса и плотномера. Пластмассовая тестовая трубка может регулироваться по углу, изменяясь от вертикального (0°) до горизонтального (90°). Внутри пластмассовой трубки используется стальной стержень для моделирования бурильной колонны, который может вращаться со скоростями, меняющимися от 0 до 225 об./мин. Для оценки оседания барита испытание обычно проводят при наклоне 60° при переменных скоростях откачки (угловая скорость от 25 до 185 фт/мин) и вращения насоса (от 0 до 225 об./мин). Измене
- 10 007842 ния веса раствора из-за оседания/выпадения из раствора барита или другого утяжелителя в трубке определяли с помощью плотномера в условиях циркуляции. После испытания на оседание данные по весу раствора были скорректированы для сравнения на постоянную температуру 120°Е.
После рассмотрения полученных данных специалист в данной области должен разобраться, что кривые оседания являются графиками изменений веса раствора (в большинстве случаев падения веса раствора), обнаруженного в ходе 200-минутного испытания. При работе исходного бурового раствора без глины ОСМА (не показано) имеет место более значительное падение веса раствора из-за его относительно низкого реологического профиля. Однако после добавления глины ОСМА оседание барита было значительно снижено из-за увеличения вязкости. На некоторый стабилизирующий эффект также указывает сглаживание кривой.
Систему обрабатывали ΕΜΙ-756 с концентрацией 1,0 ф/баррель и испытывали повторно. После изучения специалист в данной области должен отметить, что было обнаружено дальнейшее снижение оседания барита при обработке, которое вызвало только 15-20% повышение вязкости.
Принимая во внимание вышеприведенное изложение, специалист среднего уровня в данной области должен понять и разобраться, что один иллюстративный вариант осуществления заявленного объекта изобретения включает буровой раствор, составленный так, что он содержит масляную жидкость, которая образует непрерывную фазу, немасляную жидкость, которая образует дискретную фазу, эмульгатор, имеющий достаточную концентрацию, чтобы стабилизировать обратную эмульсию, и модификатор вязкости, выбранный так, чтобы, по существу, достичь изложенных выше результатов. Предпочтительно, чтобы модификатор вязкости находился в концентрации, достаточной, чтобы достичь описанного выше результата, и выбран из жирных поликарбоновых кислот и полиамидов. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления модификатор вязкости выбран из группы, состоящей из димера (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, тримера (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, тетрамера (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, смеси этих кислот и полиамида, причем полиамид является продуктом реакции конденсации (С12-С22)-жирной кислоты и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетраамина и пентаэтилентетраамина. Как отмечено выше, масляная жидкость, применяемая в настоящем иллюстративном варианте осуществления, образует непрерывную фазу и составляет примерно от 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и предпочтительно выбрана из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. В другом иллюстративном варианте осуществления немасляная жидкость образует дискретную фазу и составляет примерно от 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора, причем предпочтительная немасляная жидкость выбрана из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области.
Иллюстративный эмульгатор должен присутствовать в достаточной концентрации, чтобы стабилизировать обратную эмульсию, и предпочтительно выбран из соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. В одном иллюстративном варианте осуществления в буровой раствор при желании включены утяжелитель или закупоривающий агент, в таких случаях утяжелитель или закупоривающий агент выбраны из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Как указывалось ранее, иллюстративные растворы могут также включать обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых глинистых растворов эмульсии, в том числе, но без ограничения указанным: понизители водоотдачи, материалырезервы щелочи и другие обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области.
Другой иллюстративный вариант осуществления раскрываемого объекта изобретения включает буровой раствор, который содержит масляную жидкость, образующую непрерывную фазу бурового раствора, немасляную жидкость, образующую дискретную фазу бурового раствора, эмульгатор, имеющий достаточную концентрацию, чтобы стабилизировать обратную эмульсию, органофильную глину и модификатор вязкости. Модификатор вязкости, используемый в данном иллюстративном варианте осуществления, может быть выбран из группы, состоящей из димера поликарбоновой (С12-С22)-жирной кислоты, тримера поликарбоновой (С12-С22)-жирной кислоты, тетрамера (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, смеси этих кислот и полиамида, причем полиамид является продуктом реакции конденсации (С12-С22)-жирной кислоты и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетраамина и пентаэтилентетраамина. Когда в одном иллюстративном варианте осуществления используется полиамид, он является продуктом конденсации одного моля диэтилентриамина и трех молей (С12-С22)-жирной кислоты. Как было указано ранее выше, компонент - масляная жидкость в настоящем иллюстративном варианте осуществления составляет от примерно 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и состоит из материала, выбранного из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических
- 11 007842 масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Аналогично, немасляная жидкость, используемая в иллюстративном варианте осуществления, составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и выбрана из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, а также из комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Иллюстративные растворы могут также включать обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, в том числе, но без ограничения указанным: утяжелители или закупоривающие агенты, понизители водоотдачи, материалы-резервы щелочи и другие обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Если содержится утяжелитель или закупоривающий агент, он может быть выбран из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области.
Специалист в данной области должен также понять и разобраться, что заявленный объект изобретения включает применение раскрываемых здесь растворов при бурении подземной скважины. В одном таком иллюстративном варианте осуществления способа роторного бурения подземной скважины, использующего буровой раствор, усовершенствования включают применение бурового раствора, содержащего масляную жидкость, немасляную жидкость, эмульгатор, органофильную глину и модификатор вязкости. Масляная жидкость образует непрерывную фазу, а немасляная жидкость образует дискретную фазу бурового раствора. Масляная жидкость составляет от примерно 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и состоит из материала, выбранного из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Немасляная жидкость содержит от примерно 1 до примерно 70 об.% бурового раствора, и немасляная жидкость выбрана из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, а также из комбинаций и смесей этих и других жидкостей, которые должны быть известны специалисту в данной области. Эмульгатор должен присутствовать в достаточной концентрации, чтобы стабилизировать обратную эмульсию и может быть выбран из комбинации и смесей этих и других жидкостей, которые должны быть известны специалисту в данной области. Плоские реологические характеристики раствора задаются, в основном, включением модификатора вязкости, который выбран из жирных поликарбоновых кислот и полиамидов. В одном иллюстративном варианте осуществления жирная поликарбоновая кислота является смесью поликарбоновых кислот, добавленных в достаточной концентрации, так что концентрация тримерной поликарбоновой жирной кислоты в буровом растворе превышает 0,1 фунта на баррель и доходит до 5,0 фунтов на баррель. В другом иллюстративном варианте осуществления в качестве модификатора вязкости используется полиамид, который является продуктом конденсации одного моля диэтилентриамина и трех молей (С12-С22)-жирной кислоты, а также комбинации и смеси этих и других соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Как отмечалось выше, иллюстративные растворы могут также содержать обычные компоненты буровых растворов на обратных эмульсиях, в том числе, но без ограничения указанным: утяжелитель или закупоривающий агент, понизители водоотдачи, материалы-резервы щелочи и другие обычные компоненты буровых растворов на обратных эмульсиях, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области.
Хотя аппаратура, составы и методы, изложенные выше, были описаны для предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления, специалисту в данной области будет очевидно, что могут быть проведены изменения описанного здесь способа, не отходя от сути и объема патентуемого изобретения. Все такие сходные замены и модификации, очевидные специалистам в данной области, считаются находящимися в пределах объема и сути изобретения, как оно изложено в следующей формуле изобретения.
Claims (20)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Буровой раствор, содержащий масляную жидкость, причем масляная жидкость является непрерывной фазой бурового раствора; немасляную жидкость, причем немасляная жидкость является дискретной фазой бурового раствора; эмульгатор, присутствующий в концентрации, достаточной для того, чтобы стабилизировать обратную эмульсию;модификатор вязкости, причем модификатор вязкости выбран из группы, состоящей из димера (С12С22)-поликарбоновой жирной кислоты, тримера (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, тетрамера (С12-С22)-поликарбоновой жирной кислоты, смесей этих кислот и полиамида, где полиамид является про- 12 007842 дуктом реакции конденсации (С12-С22)-жирной кислоты и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетраамина и пентаэтилентетраамина.
- 2. Буровой раствор по п.1, где жирная поликарбоновая кислота является смесью поликарбоновых кислот, добавленных в достаточной концентрации, такой что концентрация тримерной жирной поликарбоновой кислоты в буровом растворе превышает 0,1 фунта на баррель и доходит до 5,0 фунтов на баррель.
- 3. Буровой раствор по п.1, где масляная жидкость составляет от примерно 30 до примерно 99 об.% бурового раствора и масляная жидкость выбрана из группы материалов, состоящей из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов и их комбинаций.
- 4. Буровой раствор по п.1, где немасляная жидкость составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и немасляная жидкость выбрана из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинаций.
- 5. Раствор по п.1, дополнительно содержащий утяжелитель или закупоривающий агент.
- 6. Буровой раствор по п.5, в котором утяжелитель или закупоривающий агент выбран из группы, состоящей из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их комбинаций.
- 7. Буровой раствор по п.1, где концентрация полиамида превышает 0,1 и доходит до 5,0 фунтов на баррель.
- 8. Буровой раствор по п.1, где полиамид является продуктом конденсации одного моля диэтилентриамина и трех молей (С12-С22)-жирной кислоты.
- 9. Буровой раствор, содержащий масляную жидкость, причем масляная жидкость является непрерывной фазой бурового раствора; немасляную жидкость, причем немасляная жидкость является дискретной фазой бурового раствора; эмульгатор, присутствующий в концентрации, достаточной для того, чтобы стабилизировать обратную эмульсию;органофильную глину и модификатор вязкости, причем модификатор вязкости выбран из группы, состоящей из поликарбоновых (С12-С22)-жирных кислот и полиамидов, образованных при реакции конденсации поликарбоновых (С12-С22)-жирных кислот и этиленполиаминов.
- 10. Буровой раствор по п.9, где жирная поликарбоновая кислота является смесью поликарбоновых кислот, добавленной в достаточной концентрации, такой, что концентрация тримерной жирной поликарбоновой кислоты в буровом растворе выше 0,1 фунта на баррель и доходит до 5,0 фунтов на баррель.
- 11. Буровой раствор по п.9, где масляная жидкость составляет от примерно 30 до примерно 99 об.% бурового раствора и масляная жидкость материала выбрана из группы, состоящей из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов и их комбинаций.
- 12. Буровой раствор по п.9, где немасляная жидкость составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и немасляная жидкость выбрана из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинаций.
- 13. Раствор по п.9, дополнительно содержащий утяжелитель или закупоривающий агент.
- 14. Буровой раствор по п.13, где утяжелитель или закупоривающий агент выбраны из группы, состоящей из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их комбинаций.
- 15. Буровой раствор по п.9, где концентрация полиамида выше 0,1 и доходит до 5,0 фунтов на баррель.
- 16. Буровой раствор по п.9, где полиамид является продуктом конденсации одного моля диэтилентриамина и трех молей (С12-С22)-жирной кислоты.
- 17. Способ роторного бурения подземной скважины с использованием бурового раствора, отличающийся тем, что используемый в данном способе буровой раствор представляет собой буровой раствор по любому из пп.1-16.
- 18. Способ по п.17, где жирная поликарбоновая кислота является смесью поликарбоновых кислот, добавленной в достаточной концентрации, такой, что концентрация тримерной жирной поликарбоновой кислоты в буровом растворе превышает 0,1 фунта на баррель и доходит до 5,0 фунтов на баррель.
- 19. Способ по п.17, где масляная жидкость содержит от примерно 30 до примерно 99 об.% бурового раствора и масляная жидкость материала выбрана из группы, состоящей из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов и их комбинаций.
- 20. Способ по п.17, где немасляная жидкость составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и немасляная жидкость выбрана из группы, состоящей из пресной воды, мор- 13 007842 ской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинаций.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/647,737 US7871962B2 (en) | 2003-08-25 | 2003-08-25 | Flat rheology drilling fluid |
| PCT/US2004/026470 WO2005021676A1 (en) | 2003-08-25 | 2004-08-17 | Flat rheology drilling fluid |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200501063A1 EA200501063A1 (ru) | 2005-12-29 |
| EA007842B1 true EA007842B1 (ru) | 2007-02-27 |
Family
ID=34216583
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200501063A EA007842B1 (ru) | 2003-08-25 | 2004-08-17 | Буровой раствор с плоским реологическим профилем |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7871962B2 (ru) |
| EP (1) | EP1567610B1 (ru) |
| AT (1) | ATE391157T1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0407990B8 (ru) |
| CA (1) | CA2512841C (ru) |
| DE (1) | DE602004012834T2 (ru) |
| EA (1) | EA007842B1 (ru) |
| MX (1) | MXPA05006551A (ru) |
| NO (1) | NO340427B1 (ru) |
| WO (1) | WO2005021676A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2762504C1 (ru) * | 2020-12-25 | 2021-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «НИИПАВ» (ООО НПО «НИИПАВ») | Способ получения эмульгатора инвертных эмульсий и эмульгатор инвертных эмульсий для буровых растворов |
Families Citing this family (41)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6887832B2 (en) * | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
| US7456135B2 (en) * | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
| US7799742B2 (en) * | 2008-03-07 | 2010-09-21 | Elementis Specialties Inc. | Equivalent circulating density control in deep water drilling |
| US20090163386A1 (en) * | 2002-11-27 | 2009-06-25 | Elementis Specialties, Inc. | Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions |
| AU2005250481B2 (en) * | 2004-06-03 | 2009-10-08 | M-I L.L.C. | The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
| US8524640B2 (en) | 2006-07-07 | 2013-09-03 | M-I L.L.C. | Fluid loss additive for oil-based muds |
| US20080009422A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-01-10 | M-I Llc | High performance water base drilling fluid |
| CA2606537C (en) * | 2007-05-23 | 2010-12-21 | M-I Llc | Use of invert epoxy emulsions for wellbore stabilization |
| CA2703318C (en) * | 2007-10-22 | 2014-09-02 | Elementis Specialties, Inc. | Thermally stable compositions and use thereof in drilling fluids |
| BRPI0823062A2 (pt) * | 2008-09-11 | 2015-06-16 | Mi Llc | Fluidos de furo de poço de emulsão invertida e método para a redução de toxicidade dos mesmos |
| BRPI0823061A2 (pt) * | 2008-09-11 | 2015-06-16 | Mi Llc | Fluido de furo de poço em emulsão de fase inversa isento de nitrogênio |
| US8691733B2 (en) * | 2009-09-01 | 2014-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Suspension characteristics in invert emulsions |
| US9004167B2 (en) | 2009-09-22 | 2015-04-14 | M-I L.L.C. | Methods of using invert emulsion fluids with high internal phase concentration |
| US8387442B2 (en) * | 2010-01-11 | 2013-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to characterize sag in fluids |
| EP2588560A1 (en) * | 2010-06-30 | 2013-05-08 | M-I L.L.C. | Flat rheology wellbore fluid |
| CN102010703B (zh) * | 2010-11-27 | 2012-10-03 | 成都孚吉科技有限责任公司 | 一种用于稠油开采的稠油冷采驱油剂及其制作工艺 |
| US8476201B2 (en) * | 2010-12-23 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids having reduced sag potential and related methods |
| CN102424747B (zh) * | 2011-09-30 | 2013-05-15 | 山东天信化工有限公司 | 合成基钻井液 |
| CN102443381B (zh) * | 2011-09-30 | 2013-06-26 | 山东天信化工有限公司 | 合成基钻井液的基液 |
| ITVA20120022A1 (it) | 2012-06-25 | 2013-12-26 | Lamberti Spa | Modificatore reologico per fluidi di perforazione e per il trattamento di pozzi petroliferi |
| CN102807848B (zh) * | 2012-07-19 | 2014-08-06 | 中国海洋石油总公司 | 一种煤制油深水恒流变合成基钻井液 |
| CN104232034B (zh) * | 2013-06-09 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井液和提高钻井液降滤失性能的方法 |
| CN104371675B (zh) * | 2013-08-12 | 2017-12-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井液用降滤失剂 |
| ITUB20153988A1 (it) * | 2015-09-30 | 2017-03-30 | Lamberti Spa | Emulsionante esente da idrocarburi |
| CN105349124A (zh) * | 2015-11-18 | 2016-02-24 | 辽宁石油化工大学 | 一种抗高温高压的油基钻井液 |
| US11060010B2 (en) * | 2016-05-31 | 2021-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsified fluid system for fracturing application |
| JP6773353B2 (ja) | 2016-07-11 | 2020-10-21 | ベーイプシロンカー ユーエスエー インコーポレイテッド | 有機化クレイ組成物及びその使用 |
| US10626314B1 (en) | 2016-07-11 | 2020-04-21 | Byk-Chemie, Gmbh | Additive for drilling fluids |
| CN106634895B (zh) * | 2016-12-13 | 2019-04-02 | 安东石油技术（集团）有限公司 | 生物合成基础油、页岩气钻井用生物合成基环保钻井液及其制备方法和应用 |
| MX2019008010A (es) | 2017-01-03 | 2019-08-29 | Byk Chemie Gmbh | Copolimeros (met)acrilicos como aditivos reologicos en fluidos de perforacion y fluidos de perforacion que comprenden dichos copolimeros. |
| US10351750B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluid compositions with enhanced rheology and methods of using same |
| BR112019016499A2 (pt) * | 2017-02-13 | 2020-04-07 | Qmax Solutions Inc | fluido e método de perfuração com reologia melhorada |
| BR112019017731A8 (pt) | 2017-02-26 | 2023-02-07 | Mi Llc | Composição aditiva, método para modificar a estabilidade de temperatura fria de um modificador de reologia e método para modificar um fluido de furo de poço |
| US11708519B2 (en) | 2017-02-26 | 2023-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids |
| CN110418829B (zh) * | 2017-04-24 | 2023-07-04 | 亨斯迈石油化学有限责任公司 | 生产氨基甲酸羟烷基酯官能化聚酰胺的方法及其用途 |
| US11390792B2 (en) | 2017-11-17 | 2022-07-19 | Oren Hydrocarbons Llc | Clay-free drilling fluid composition |
| US10131622B1 (en) | 2018-01-03 | 2018-11-20 | Saudi Arabian Upstream Technology Company | N-hydroxyalkylated polyamines, methods of making N-hydroxyalkylated polyamines, and fluids containing an N-hydroxyalkylated polyamine |
| CN108276974B (zh) * | 2018-02-10 | 2020-09-11 | 长江大学 | 一种深水恒流变合成基钻井液 |
| BR112021008937A2 (pt) * | 2018-11-09 | 2021-08-10 | Schlumberger Technology B.V. | fluidos de poço de reologia plana para gerar poços limpos |
| CN113136181B (zh) * | 2021-04-07 | 2022-12-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种生物合成基钻井液及其制备方法 |
| US11814570B2 (en) | 2021-08-19 | 2023-11-14 | Schlumberger Technology Corporation | Amide emulsifier for high-temperature oil-based drilling fluid |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5869433A (en) * | 1990-03-30 | 1999-02-09 | M-I L.L.C. | Non-fluorescing oil-based drilling fluid |
| US20010009890A1 (en) * | 1996-08-02 | 2001-07-26 | Patel Arvind D. | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility |
| US20030114316A1 (en) * | 2001-08-10 | 2003-06-19 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3127343A (en) * | 1964-03-31 | Invert emulsion well fluid | ||
| US2994660A (en) * | 1957-05-27 | 1961-08-01 | Magnet Cove Barium Corp | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US2873253A (en) * | 1957-10-22 | 1959-02-10 | Exxon Research Engineering Co | Method of inhibiting the deposition of formally solid paraffins from a petroliferousfluid containing same |
| US3654177A (en) * | 1970-01-12 | 1972-04-04 | Witco Chemical Corp | Emulsifier composition |
| US3728277A (en) * | 1970-01-12 | 1973-04-17 | Witco Chemical Corp | Stable water-in-oil emulsions |
| US4010111A (en) * | 1974-02-11 | 1977-03-01 | Nalco Chemical Co | Corrosion inhibitor used in brines containing oxygen |
| US4663076A (en) * | 1984-05-10 | 1987-05-05 | Milchem Incorporated | Invert emulsion drilling fluid comprising oligamide composition |
| GB8621086D0 (en) * | 1986-09-01 | 1986-10-08 | Sandoz Ltd | Organic compounds |
| GB8811574D0 (en) * | 1988-05-16 | 1988-06-22 | Sandoz Products Ltd | Improvements in/relating to organic compounds |
| US5254531A (en) * | 1989-02-09 | 1993-10-19 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Oleophilic basic amine compounds as an additive for invert drilling muds |
| DE3923394A1 (de) * | 1989-07-14 | 1991-01-17 | Henkel Kgaa | Alkoxylierungsprodukte von oh-gruppenhaltigen carbonsaeurederivaten und/oder carbonsaeuren |
| US5027901A (en) * | 1989-09-06 | 1991-07-02 | Petrolite Corporation | Method of oil well corrosion inhibition via emulsions and emulsions therefore |
| DE4019266A1 (de) * | 1990-06-16 | 1992-01-23 | Henkel Kgaa | Fliessfaehige bohrlochbehandlungsmittel auf basis von polycarbonsaeureestern |
| DE4024658A1 (de) | 1990-08-03 | 1992-04-16 | Henkel Kgaa | Verwendung oberflaechenaktiver alkylglycosidverbindungen in wasser- und oel-basierten bohrspuelungen und anderen bohrlochbehandlungsmitteln |
| GB9406057D0 (en) | 1994-03-26 | 1994-05-18 | Univ Heriot Watt | Drilling mud |
| GB2297103A (en) | 1995-01-20 | 1996-07-24 | Baroid Ltd | Base oil for well-bore fluids |
| US5960878A (en) * | 1995-03-29 | 1999-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of protecting well tubular goods from corrosion |
| DE19643857A1 (de) * | 1996-10-30 | 1998-05-07 | Henkel Kgaa | Verwendung biologisch abbaubarer Alkoxylierungsprodukte zum Reinigen von Bohrlöchern, Bohrgeräten oder Bohrklein |
| US6339048B1 (en) * | 1999-12-23 | 2002-01-15 | Elementis Specialties, Inc. | Oil and oil invert emulsion drilling fluids with improved anti-settling properties |
| US6017854A (en) * | 1997-05-28 | 2000-01-25 | Union Oil Company Of California | Simplified mud systems |
| US5883054A (en) * | 1997-09-19 | 1999-03-16 | Intevep, S.A. | Thermally stable drilling fluid |
| US6159906A (en) * | 1997-10-01 | 2000-12-12 | Rheox, Inc. | Oil well drilling fluids with improved anti-settling properties and methods of providing anti-settling properties to oil well drilling fluids |
| US6887832B2 (en) * | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
| CA2433589C (en) | 2000-12-29 | 2011-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thinners for invert emulsions |
| WO2002053675A1 (en) | 2000-12-29 | 2002-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thinners for invert emulsions |
| US6861393B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids |
| US20040102332A1 (en) * | 2002-11-25 | 2004-05-27 | Elementis Specialties, Inc. | Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions |
| US7345010B2 (en) * | 2002-11-27 | 2008-03-18 | Elementis Specialties, Inc. | Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions |
-
2003
- 2003-08-25 US US10/647,737 patent/US7871962B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-08-17 EP EP04781195A patent/EP1567610B1/en not_active Not-in-force
- 2004-08-17 EA EA200501063A patent/EA007842B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-08-17 MX MXPA05006551A patent/MXPA05006551A/es active IP Right Grant
- 2004-08-17 WO PCT/US2004/026470 patent/WO2005021676A1/en active Application Filing
- 2004-08-17 BR BRPI0407990A patent/BRPI0407990B8/pt active IP Right Grant
- 2004-08-17 AT AT04781195T patent/ATE391157T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-08-17 CA CA002512841A patent/CA2512841C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-08-17 DE DE602004012834T patent/DE602004012834T2/de active Active
-
2005
- 2005-06-13 NO NO20052850A patent/NO340427B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5869433A (en) * | 1990-03-30 | 1999-02-09 | M-I L.L.C. | Non-fluorescing oil-based drilling fluid |
| US20010009890A1 (en) * | 1996-08-02 | 2001-07-26 | Patel Arvind D. | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility |
| US20030114316A1 (en) * | 2001-08-10 | 2003-06-19 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2762504C1 (ru) * | 2020-12-25 | 2021-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «НИИПАВ» (ООО НПО «НИИПАВ») | Способ получения эмульгатора инвертных эмульсий и эмульгатор инвертных эмульсий для буровых растворов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MXPA05006551A (es) | 2005-08-16 |
| ATE391157T1 (de) | 2008-04-15 |
| NO20052850L (no) | 2006-01-11 |
| BRPI0407990B1 (pt) | 2017-05-16 |
| US20050049147A1 (en) | 2005-03-03 |
| NO340427B1 (no) | 2017-04-18 |
| EP1567610A1 (en) | 2005-08-31 |
| BRPI0407990A (pt) | 2006-03-07 |
| NO20052850D0 (no) | 2005-06-13 |
| EP1567610B1 (en) | 2008-04-02 |
| DE602004012834T2 (de) | 2009-04-30 |
| DE602004012834D1 (de) | 2008-05-15 |
| US7871962B2 (en) | 2011-01-18 |
| CA2512841A1 (en) | 2005-03-10 |
| BRPI0407990B8 (pt) | 2017-11-07 |
| EA200501063A1 (ru) | 2005-12-29 |
| WO2005021676A1 (en) | 2005-03-10 |
| CA2512841C (en) | 2010-02-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA007842B1 (ru) | Буровой раствор с плоским реологическим профилем | |
| US6828279B2 (en) | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid | |
| CA2772133C (en) | Improved suspension characteristics in invert emulsions | |
| CA2804172C (en) | Flat rheology wellbore fluid | |
| US8524640B2 (en) | Fluid loss additive for oil-based muds | |
| CA2790724A1 (en) | Invert drilling fluids having enhanced rheology and methods of drilling boreholes | |
| US10435612B2 (en) | Thermal thickening in invert emulsion treatment fluids | |
| WO2018157076A1 (en) | Fluids and methods for mitigating sag and extending emulsion stability | |
| EP2134804A1 (en) | Method for viscosifying invert emulsion drilling fluids | |
| US10947434B2 (en) | Additive to enhance sag stability of drilling fluid | |
| AU2014249450B2 (en) | Method of drilling boreholes with invert emulsion drilling fluids characterized by flat rheology | |
| WO2013106213A1 (en) | Invert drilling fluids having enhanced rheology and methods of drilling boreholes | |
| US11390792B2 (en) | Clay-free drilling fluid composition |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ |
|
| 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): RU |