EA008211B1 - Агент ингибирования гидратации глинистых сланцев и способ его применения - Google Patents
Агент ингибирования гидратации глинистых сланцев и способ его применения Download PDFInfo
- Publication number
- EA008211B1 EA008211B1 EA200500205A EA200500205A EA008211B1 EA 008211 B1 EA008211 B1 EA 008211B1 EA 200500205 A EA200500205 A EA 200500205A EA 200500205 A EA200500205 A EA 200500205A EA 008211 B1 EA008211 B1 EA 008211B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling fluid
- water
- shale
- group
- drilling
- Prior art date
Links
- 230000036571 hydration Effects 0.000 title claims abstract description 83
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 title claims abstract description 83
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 title claims abstract description 29
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 187
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 148
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 74
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 70
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 55
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 42
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 26
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims abstract description 17
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 12
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 claims abstract description 8
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 74
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 30
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 29
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 claims description 22
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 claims description 13
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 claims description 13
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 9
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 9
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 9
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 claims description 8
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 claims description 8
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 7
- 229920000592 inorganic polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 4
- 239000008393 encapsulating agent Substances 0.000 claims description 4
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 125000005843 halogen group Chemical group 0.000 claims description 4
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 13
- 125000000956 methoxy group Chemical group [H]C([H])([H])O* 0.000 abstract description 6
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 abstract description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 41
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 38
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 30
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 28
- -1 Sodium cations Chemical class 0.000 description 26
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 24
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 24
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 21
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 17
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 15
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 14
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 12
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 11
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 10
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 10
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 10
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 10
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 7
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 6
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 6
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 6
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 6
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 6
- 240000004507 Abelmoschus esculentus Species 0.000 description 5
- 235000003934 Abelmoschus esculentus Nutrition 0.000 description 5
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 5
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical class [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 4
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 4
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 4
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 4
- 238000003878 thermal aging Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000238557 Decapoda Species 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical group [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007516 brønsted-lowry acids Chemical class 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 3
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical class [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 235000005979 Citrus limon Nutrition 0.000 description 2
- 244000131522 Citrus pyriformis Species 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Chemical class 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical class [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 2
- 229920005613 synthetic organic polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- JDSQBDGCMUXRBM-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CCCCOC(C)COC(C)COC(C)CO JDSQBDGCMUXRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical group C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical group [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N Sodium cation Chemical compound [Na+] FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000011953 bioanalysis Methods 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 150000001767 cationic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 235000013365 dairy product Nutrition 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910001412 inorganic anion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001411 inorganic cation Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 150000002891 organic anions Chemical class 0.000 description 1
- 150000002892 organic cations Chemical class 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- AOHJOMMDDJHIJH-UHFFFAOYSA-N propylenediamine Chemical compound CC(N)CN AOHJOMMDDJHIJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005588 protonation Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000000052 vinegar Substances 0.000 description 1
- 235000021419 vinegar Nutrition 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
- C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/068—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole using chemical treatment
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/905—Nontoxic composition
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Nitrogen Condensed Heterocyclic Rings (AREA)
- Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды. Буровой раствор предпочтительно включает водную дисперсионную среду, утяжелитель и агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулуHN-R-{OR'}-Y∙[HB]в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от 1 до 25; Y представляет собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно первичный амин или метоксигруппу. HBпредставляет собой протонную кислоту, выбранную из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания. Агент ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания сланцев. Настоящее изобретение также включает способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, включающий циркулирование в скважине бурового раствора на водной основе, полученного в соответствии с настоящим изобретением.
Description
Настоящее изобретение заявляет приоритет согласно заявке США № 09/709962, поданной 10 ноября 2000 г. и находящейся на одновременном рассмотрении заявке США № 09/884013, поданной 18 июня 2001 г., при этом указанная вторая заявка, в свою очередь, заявляет приоритет согласно заявке № 09/709962, поданной 10 ноября 2000 г., и заявке 09/503558, поданной 11 февраля 2000 г.
Предпосылки иобретения
При роторном бурении подземных скважин от бурового раствора требуются различные функции и характеристики. Буровой раствор должен циркулировать через скважину и выносить буровой шлам изпод головки бура, переносить буровой шлам вверх по межтрубному пространству и обеспечивать его отделение на поверхности. В то же время, от бурового раствора требуется охлаждение и очистка головки бура, снижение трения между бурильной колонной и стенками скважины и поддержание стабильности в необсаженных интервалах стволов скважин. Буровой раствор также должен образовывать тонкую низкопроницаемую глинистую корку, которая уплотняет отверстия в пластах, через которые проходит головка бура, и снижает нежелательный приток пластовых флюидов из проницаемой породы.
Буровые растворы типично классифицируют в соответствии с их основным веществом. В жидкостях на углеводородной основе твердые частицы суспендированы в нефти, а вода или рассол могут быть эмульгированы в нефти. Нефть типично представляет собой дисперсионную среду. В жидкостях на водной основе твердые частицы суспендированы в воде или рассоле, а нефть может быть эмульгирована в воде. Вода типично представляет собой дисперсионную среду. Пневматические жидкости представляют собой третий класс буровых растворов, в которых высокая скорость потока воздуха или природного газа удаляет буровой шлам.
В буровых растворах на водной основе обычно присутствуют три типа твердых веществ: 1) глины и органические коллоиды, добавляемые для обеспечения необходимой вязкости и фильтрационных свойств; 2) тяжелая порода, чьей функцией является повышение плотности бурового раствора; и 3) твердые частицы породы, которые становятся диспергированными в буровом растворе в процессе бурения.
Твердые частицы породы, которые становятся диспергированными в буровом растворе, типично представляют собой буровой шлам, образуемый при прохождении головки бура, и твердые частицы, образуемые из-за неустойчивости буровой скважины. Когда твердые частицы породы представляют собой глинистые минералы, которые набухают, присутствие какого-либо типа твердых частиц породы в буровом растворе может сильно увеличить время и стоимость бурильных работ.
Глинистые минералы обычно кристаллические по природе. Структура кристаллов глины определяет ее свойства. Типично, глины имеют чешуйчатую структуру типа слюды. Чешуйки глины состоят из множества кристаллических пластин, уложенных лицом к лицу. Каждую пластину называют элементарным слоем, и поверхности элементарного слоя называют базальными поверхностями.
Элементарный слой состоит из нескольких листов. Один лист называют восьмигранным листом, он состоит из атомов алюминия или магния, восьмигранно координированных с атомами кислорода гидроксильных групп. Другой лист называют четырехгранным листом. Четырехгранный лист состоит из атомов кремния, четырехгранно координированных с атомами кислорода.
Листы элементарного слоя связаны вместе посредством общих для них атомов кислорода. Когда такое связывание происходит между одним восьмигранным и одним четырехгранным листом, одна базальная поверхность состоит из открытых атомов кислорода, а другая базальная поверхность состоит из открытых гидроксилов. Для четырехгранных листов также типично связывание с одним восьмигранным листом посредством общих атомов кислорода. Образованная структура, известная как структура Хоффмана, имеет восьмигранный лист, расположенный между двумя четырехгранными листами в виде структуры типа сэндвича. В результате, обе базальные поверхности в структуре Хоффмана состоят из открытых атомов кислорода.
Элементарные слои уложены вместе лицом к лицу и удерживаются на месте посредством слабых притягивающих сил. Расстояние между соответствующими плоскостями в смежных элементарных слоях называется с-расстоянием. Структура кристалла глины с элементарным слоем, состоящим из трех листов, типично имеет с-расстояние примерно 9,5х10-7мм.
В кристаллах глинистых минералов атомы, имеющие различные валентности, обычно располагаются в пределах листов структуры так, чтобы образовывался отрицательный потенциал на поверхности кристалла. В этом случае катион адсорбируется на поверхности. Такие адсорбированные катионы называют обменными катионами, поскольку они могут химически меняться местами с другими катионами при суспендировании кристаллов глины в воде. Кроме того, ионы также могут адсорбироваться по краям кристалла глины и обмениваться с другими ионами в воде.
Тип замещений, происходящих в структуре кристаллов глины и обменные катионы, адсорбированные на поверхности кристаллов, сильно влияют на набухание глины, основное важное свойство в промышленности буровых растворов. Набухание глины представляет собой явление, когда молекулы воды окружают структуру кристалла глины и располагаются так, чтобы увеличивать с-расстояние этой структуры, что приводит, таким образом, к увеличению объема. Могут иметь место два типа набухания.
Гидратирование поверхности представляет собой один тип набухания, в котором молекулы воды адсорбируются на поверхностях кристалла. Водородные связи удерживают слой молекул воды у атомов
- 1 008211 кислорода, находящихся на поверхностях кристалла. Следующие слои молекул воды располагаются с образованием квази-кристаллической структуры между элементарными слоями, что дает увеличение срасстояния. Фактически все типы глин набухают таким образом.
Осмотическое набухание представляет собой второй тип набухания. Когда концентрация катионов между элементарными слоями в глинистом минерале выше, чем концентрация катионов в окружающей воде, вода осмотически втягивается между элементарными слоями и с-расстояние увеличивается. Осмотическое набухание приводит к большему увеличению общего объема, чем поверхности гидратации. Однако, только некоторые глины, такие как натриевый монтмориллонит, набухают подобным образом.
Сообщалось, что обменные катионы, обнаруженные в глинистых минералах оказывают значительное влияние на размер набухания, которое имеет место. Обменные катионы конкурируют с молекулами воды за доступные реакционноспособные участки в структуре глины. Обычно катионы с высокой валентностью более сильно адсорбируются, чем катионы с низкой валентностью. Таким образом, глины с низковалентными обменными катионами более сильно набухают, чем глины, в которых обменные катионы имеют высокие валентности.
В Северном море и на побережье Мексиканского залива в США бурильщики обычно сталкиваются с глинистыми осадками, в которых основным глинистым минералом является монтмориллонит (обычно называемый гумбо сланец). Катионы натрия являются преобладающими обменными катионами в гумбо сланце. Поскольку катион натрия обладает низкой положительной валентностью (т.е. формально а+1 валентность), он легко диспергируется в воде. Следовательно, гумбо сланец отличается своим набуханием.
Набухание глины в процессе бурения подземных скважин может оказывать неблагоприятное действие на операции бурения. Общее увеличение общего объема, сопровождающееся набуханием глины, мешает удалению бурового шлама из-под головки бура, увеличивает трение между бурильной колонной и стенками скважины и препятствует образованию тонкой глинистой корки, которая уплотняет отверстия в пластах. Набухание глины также может создавать другие проблемы в процессе бурения, такие как потеря циркуляции прихваченной трубы, что замедляет бурение и повышает стоимость бурильных работ. Таким образом, учитывая распространенность гумбо сланцев, с которыми сталкиваются во время бурения подземных скважин, разработка вещества и способа снижения набухания глины продолжает оставаться насущной потребностью в нефте- и газодобывающей промышленности.
Один способ снижения набухания глины включает использование солей в буровых растворах. Соли обычно снижают набухание глины. Однако соли вызывают флоккуляцию глин, что приводит как к большому поглощению бурового раствора, так и почти к полной потере тиксотропии. Кроме того, повышение минерализации часто снижает функциональные характеристики добавок в буровых растворах.
Другой способ снижения набухания глины включает использование в буровых растворах органических молекул-ингибиторов сланцев. Считается, что такие органические молекулы, являющиеся ингибиторами сланцев, адсорбируются на поверхностях глин с добавленным органическим ингибитором гидратации сланцев, конкурируя с молекулами воды за реакционноспособные участки глины и, таким образом, способствуют снижению набухания глины.
Органические молекулы, являющиеся ингибиторами гидратации сланцев могут быть катионными, анионными или неионными. Катионные органические ингибиторы для сланцев диссоциируют на органические катионы и неорганические анионы, тогда как анионные органические ингибиторы для сланцев диссоциируют на неорганические катионы и органические анионы. Неионные органические ингибиторы для сланцев не диссоциируют.
Важно, чтобы при бурении подземных скважин можно было регулировать реологические свойства буровых растворов путем использования добавок, включая органические молекулы, являющиеся ингибиторами гидратации сланцев. В нефте- и газодобывающей промышленности сегодня нет необходимости в том, чтобы добавки были одинаково пригодными как для континентальных, так и для морских скважин, и в условиях как пресной, так и соленой воды. Кроме того, поскольку бурильные операции влияют и на растительную и на животную жизнь, добавки к буровым растворам должны обладать низким уровнем токсичности и не должны вызывать проблем при обращении с ними и их использовании, чтобы угроза загрязнению окружающей среды и вред, наносимый операторам, были минимальными. Любая добавка к буровому раствору также должна обеспечивать желаемые результаты, но не должна ингибировать желательное действие других добавок. Разработка таких добавок будет способствовать удовлетворению потребности нефте- и газодобывающей промышленности, давно испытываемые в этой области, в более качественных добавках к буровым растворам, выполняющих функции контроля набухания глины и выбуренных пластов, не ухудшая реологические свойства буровых растворов. Настоящее изобретение направлено на удовлетворение такой потребности.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение, в основном, направлено на буровой раствор на водной основе для использования при бурении скважин, проходящих через пласт, содержащий сланцеватую глину, которая набухает в присутствии воды. Буровой раствор по настоящему изобретению включает водную дисперсион
- 2 008211 ную среду, утяжелитель и агент ингибирования гидратации сланцев. Предпочтительно агент ингибирования гидратации сланцев имеет формулу
Н2П-К-{ОК'}х-¥-[Н+В-]0, в которой К. и К1 представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от около 1 до около 25. Группа Υ может представлять собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно первичный амин или метоксигруппу. Н+В- может представлять собой протонную кислоту Бренстеда-Лоури (ВгопДеб-Ьотегу), которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение б сильно изменяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рКЬ аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, б имеет значение меньше чем или равное 2. Агент ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания гумбо сланцев или других гидрофильных пород, встречающихся при бурении скважин, с использованием бурового раствора по настоящему изобретению. Алкиленовые группы К и К' могут быть одинаковыми или отличными друг от друга и могут включать смесь алкиленовых групп. То есть К и К' могут включать смесь, содержащую различные количества атомов углерода.
Еще один иллюстративный вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой буровой раствор на водной основе как описано выше, в котором агент ингибирования гидратации сланцев может быть выбран из
Н2Ы-СН2СН2-О-СН2СН2-МН2· |Н'В |б
Н2Ы-СН2СН2СН2-О-СН2СН2-О-СН2СН2СН2-ПН2-[Н+В-]б ПН2-СН2-СН(СНз)-(О-СН2-СН(СНз))8-О-СН2-СН2-ОСНз^[Н+В-]б и их смесей. Н+В- может представлять собой протонную кислоту Бренстеда-Лоури, которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение б сильно применяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рКЬ аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, б имеет значение меньше чем или равное 2. Как это описано выше, агент ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
Кроме того, агенты ингибирования гидратации сланцев предпочтительно должны характеризоваться относительно низкой токсичностью, измеренной в испытании на креветках мизидах, и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора, которые могут присутствовать в буровом растворе. Комитетом по защите окружающей среды США был одобрен биоанализ с использованием креветок мизид как средство определения токсичности буровых растворов в отношении морских организмов. Подробное описание процедуры измерения токсичности буровых растворов представлено в Пике, Т.^., РаггЫг Р.К.; Аси1е Тохюйу о£ Ещ1И ЬаЬога1огу Ргерагеб Сепепс ОгППпд Ишбк 1о Муыбк (Мущрорык) 1984 ЕРА-600/3-84-067, содержание которого включено в настоящую заявку посредством ссылки.
Чтобы понять термин низкая токсичность в контексте настоящего изобретения, нужно указать, что термин относится к буровому раствору с ЬС50 больше чем 30000 ч./млн., как определено в испытании с использованием креветок мизид. Хотя 30000 является числом, которое используют для оценки, его не следует рассматривать как ограничение объема настоящего изобретения. Наоборот, испытания обеспечивают контекст для использования термина низкая токсичность как он используется в настоящем изобретении, что должно быть понятно специалисту в данной области. Другие значения ЬС50 могут быть приемлемыми в других условиях окружающей среды. Значение ЬС50 больше чем 30000 было приравнено к экологически совместимому продукту.
Буровые растворы по настоящему изобретению предпочтительно включают водную дисперсионную среду, выбранную из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Кроме того, такой буровой раствор может также содержать агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы органических синтетических полимеров, биополимеров и отсортированной по размеру частиц диатомовой земли и их смесей. Буровой раствор дополнительно может содержать инкапсулирующее вещество, такое как предпочтительно выбранное из группы, состоящей из органических и неорганических полимеров и их смесей, и это также входит в объем настоящего изобретения. В состав бурового раствора также может быть включен утяжелитель, при этом утяжелитель предпочтительно выбирают из группы барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, растворимых и нерастворимых органических и неорганических солей и их сочетаний.
Настоящее изобретение также включает способ снижения набухания сланцеватой глины в скважине, включающий циркулирование в скважине бурового раствора на водной основе, сформулированного в соответствии с настоящим изобретением.
Эти и другие характерные признаки настоящего изобретения более подробно описаны в следующем далее описании иллюстративных вариантов воплощения изобретения.
Описание иллюстративных вариантов воплощения изобретения
Настоящее изобретение направлено на буровой раствор на водной основе для использования при бурении скважин через пласт, содержащий сланцеватую глину, которая набухает в присутствии воды. Обычно буровой раствор по настоящему изобретению включает утяжелитель, агент ингибирования гид
- 3 008211 ратации сланцев и водную дисперсионную среду. Как описано ниже, буровые растворы по настоящему изобретению могут также включать дополнительные компоненты, такие как агенты регулирования водоотдачи, закупоривающие агенты, смазки, агенты против налипания на головке бура, ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества и суспендирующие агенты и т.п., которые можно добавлять к буровому раствору на водной основе.
Предпочтительно агент ингибирования гидратации сланцев по настоящему изобретению представляет собой соль протонной кислоты полиоксиалкилендиаминов и моноаминов, которая ингибирует набухание сланца, с которым сталкиваются в процессе бурильных работ. Предпочтительно алкиленовая группа представляет собой алкилен с прямой цепью, который может представлять собой одинаковые (например, все этиленовые звенья), отличные друг от друга (например, метилен, этилен, пропилен и т.д.) или смеси алкиленовых групп. Однако можно также использовать разветвленные алкиленовые группы. Хотя различные члены этой группы можно использовать в качестве агентов ингибирования для сланцев, авторы настоящего изобретения обнаружили, что соединения, имеющие формулу
Н2М-К-{ОК'}х-¥-[Н+В-]а, в которой К и К1 представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и в которой К и К' группы могут быть одинаковыми или отличными друг от друга или представлять собой смеси алкиленовых групп, являются эффективными в качестве ингибиторов гидратации сланцев. Группа Υ может представлять собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно первичный амин или метоксигруппу.
Н'В- представляет собой протонную кислоту Бренстеда-Лоури (Втоп^еб-Ьотету), которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение б сильно изменяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рКЬ аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, б имеет значение меньше чем или равное 2. Важным свойством при выборе кислоты является ее способность, по меньшей мере частично, протонировать одну или несколько протоноакцепторных групп аминового соединения. Иллюстративные примеры подходящей протоной кислоты включают хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания. Специалисту должно быть понятно, что сопряженное основание В- в композиции ингибитора для сланцев, показанной выше, непосредственно зависит от выбора кислоты или смеси кислот, используемой для нейтрализации исходных аминовых соединений. Кроме того, должно быть также понятно, что концентрация аминовой соли против концентрации свободного амина зависит от многих факторов, рКа кислоты и рКЬ основания и общего рН бурового раствора. Однако, при наличии такой информации специалист сможет легко рассчитать относительные соотношения непротонированного амина и протонированного амина в композиции бурового раствора.
Было обнаружено, что значение х является показателем способности ингибиторов гидратации сланцев выполнять свою роль. Значение х может представлять собой как целое число, так и дробное число, отражающее среднюю молекулярную массу соединения. В одном варианте осуществления изобретения х может иметь значение от 1 до 25 и предпочтительно имеет значение от 1 до 10.
Важным свойством при выборе агентов ингибирования для сланцев по настоящему изобретению является такое, чтобы выбранные соединения или смесь соединений обеспечивали эффективное ингибирование гидратации глинистых сланцев при воздействии бурового раствора на глинистый сланец.
В одном предпочтительном иллюстративном варианте воплощения настоящего изобретения агент ингибирования гидратации сланцев может быть выбран из
Н2Ы-СН2СН2-О-СН2СН2-ИН2·|Н'В |б
Н2Ы-СН2СН2СН2-О-СН2СН2-О-СН2СН2СН2-ИН2-[Н+В-]б ИН2-СН2-СН(СН3)-(О-СН2-СН(СН3))8-О-СН2-СН2-ОСН3· [Н+В-]б и смесей этих соединений, и подобных соединений. Н' В- представляет собой протонную кислоту Бренстеда-Лоури, которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение б сильно изменяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рКЬ аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, б имеет значение меньше чем или равное 2. Важным свойством при выборе кислоты является ее способность, по меньшей мере частично, протонировать одну или несколько протонно-акцепторных групп аминового соединения. Иллюстративные примеры подходящей протонной кислоты включают хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания. Специалисту должно быть понятно, что сопряженное основание В- в композиции ингибитора для глинистых сланцев, показанной выше, непосредственно зависит от выбора кислоты или смеси кислот, используемой для нейтрализации исходных аминовых соединений. Кроме того, должно быть также понятно, что концентрация аминовой соли против концентрации свободного амина зависит от многих факторов, рКа кислоты и рКЬ основания и общего рН бурового раствора. Однако при наличии такой информации специалист сможет
- 4 008211 легко рассчитать относительные соотношения непротонированного амина и протонированного амина в композиции бурового раствора.
Ингибитор гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения обоих типов набухания:
набухания в результате поверхностной гидратации и/или осмотического набухания сланцев. Точное количество ингибитора гидратации сланцев, присутствующего в конкретной композиции бурового раствора, можно определить методом проб и ошибок при испытании комбинации бурового раствора и сланцевой породы, с которой он соприкасается. Однако, как правило, ингибитор гидратации сланцев по настоящему изобретению можно использовать в буровых растворах в концентрации от около 1 до около 18 фунтов на баррель (2,853-51,354 кг/м3) и более предпочтительно в концентрации от около 2 до около 12 фунтов на баррель (5,706-34,236 кг/м3) бурового раствора.
В дополнение к ингибированию гидратации сланцев при помощи агента ингибирования гидратации сланцев достигаются и другие выгодные свойства. В частности, было обнаружено, что агенты ингибирования гидратации сланцев по настоящему изобретению могут также дополнительно характеризоваться их совместимостью с другими компонентами бурового раствора, стойкостью к загрязнениям, термостабильностью и низкой токсичностью. Эти факторы подкрепляют концепцию, что агенты ингибирования гидратации сланцев по настоящему изобретению могут иметь широкое применение как в бурении наземных, так и морских скважин.
Буровые растворы по настоящему изобретению включают утяжелитель для повышения плотности бурового раствора. Основной целью таких утяжелителей является повышение плотности бурового раствора таким образом, чтобы предотвратить обратные выбросы и нерегулируемые выбросы. Специалисту в данной области должно быть известно и понятно, что предотвращение обратных выбросов и нерегулируемых выбросов является важным для безопасности повседневной работы бурильных установок. Таким образом, утяжелитель добавляют к буровому раствору в функционально эффективном количестве, в основном зависящем от природы пласта, в котором происходит бурение.
Утяжелители, подходящие для использования в композиции буровых растворов по настоящему изобретению, как правило, выбирают из любого типа утяжелителей, независимо от того находятся они в твердой форме, в форме частиц, суспендированы в растворе, растворены в водной фазе, что составляет часть способа получения, или добавлены после в процессе бурения. Предпочтительно, когда утяжелитель выбирают их группы, включающей барит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, карбонат магния, органические и неорганические соли и смеси и сочетания этих соединений и подобных утяжелителей, которые можно использовать в композиции буровых растворов.
Водная дисперсионная среда, в основном, может представлять любую водную жидкую фазу, которая совместима с композицией бурового раствора и совместима с агентами ингибирования гидратации сланцев, раскрываемыми в настоящем изобретении. В одном предпочтительном варианте осуществления изобретения водную дисперсионную среду выбирают из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и смесей указанных веществ. Количество водной дисперсионной среды должно быть достаточным для образования бурового раствора на водной основе. Это количество может составлять от почти 100% бурового раствора до менее 30% бурового раствора в расчете на объем. Предпочтительно водная дисперсионная среда составляет от около 95 до около 30 об.% и предпочтительно от около 90 до около 40% в расчете на объем бурового раствора.
В дополнение к другим компонентам, указанным выше, к композициям бурового раствора на водной основе необязательно добавляют вещества, обычно называемые гелеобразующими материалами, разбавители и агенты регулирования водоотдачи. Каждое из этих дополнительных веществ может быть добавлено к композиции в такой концентрации, как это необходимо для условий бурения с учетом реологических свойств и функциональности. Типичные гелеобразующие материалы, используемые в буровых растворах на водной основе представляют собой бентонит, сепиолит, глину, аттапульгитовую глину, анионные высокомолекулярные полимеры и биополимеры.
Также к буровым растворам на водной основе часто добавляют разбавители, такие как лигносульфонаты. Типично добавляют лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты и танины. В других вариантах воплощения изобретения, в качестве разбавителей также добавляют низкомолекулярные полисахариды. Разбавители добавляют к буровому раствору для снижения и контроля за тенденциями к гелеобразованию. Другие функции, которые выполняют разбавители, включают снижение фильтрации и толщины глинистой корки, образующейся на стенках ствола скважины, противодействие действию солей, сведение к минимуму действия воды на породу, в которой происходит бурение, эмульгирование нефти в воде и стабилизацию свойств бурового раствора при повышенных температурах.
К буровым растворам по настоящему изобретению можно добавлять различные агенты регулирования водоотдачи, которые обычно выбирают из группы, состоящей из синтетических органических полимеров, биополимеров и их смесей. К буровым растворам на водной основе по настоящему изобретению также можно добавлять такие агенты регулирования водоотдачи как модифицированный лигнит, полимеры, модифицированные крахмалы и модифицированные целлюлозы. В одном варианте воплощения
- 5 008211 изобретения предпочтительно, чтобы выбранные добавки по настоящему изобретению обладали низкой токсичностью и были совместимыми с обычными анионными добавками к буровым растворам, такими как полианионная карбоксиметилцеллюлоза (РАС или СМС), полиакрилаты, частично гидролизованные полиакриламиды (РНРА), лигносульфонаты, ксантановая смола, смеси этих веществ и т.п.
Буровой раствор по настоящему изобретению может также содержать инкапсулирующее вещество, обычно выбираемое из группы, включающей синтетические органические, неорганические и биополимеры и их смеси. Назначением инкапсулирующего вещества является абсорбирование на множестве участков вдоль цепи на частицах глины, связывая, таким образом, эти частицы вместе и инкапсулируя буровой шлам. Такие инкапсулирующие вещества облегчают удаление бурового шлама с меньшей дисперсией бурового шлама в буровом растворе. Инкапсулирующие вещества могут быть по своей природе анионными, катионными, амфотерными или неионными.
Другие добавки, которые могут присутствовать в буровых растворах по настоящему изобретению, включают такие продукты как смазки, усилители пенетрации, пеногасители, ингибиторы коррозии и агенты, препятствующие уходу бурового раствора. Такие соединения должны быть известны специалистам, работающим над композициями буровых растворов на водной основе.
Настоящим изобретением охватывается применение описанных выше буровых растворов. Такое применение должно быть обычной процедурой в области бурения подземных скважин, и специалисты должны оценить такие способы и применения.
Так, один вариант воплощения настоящего изобретения может включать способ снижения набухания сланцеватых глин в скважине, включающий циркуляцию в скважине бурового раствора на водной основе, имеющего состав в соответствии с настоящим изобретением. Предпочтительно, такой раствор может включать водную дисперсионную среду, утяжелитель и ингибитор гидратации сланцев, имеющий формулу
Η2Ν-Κ-{ΟΚ'}χ-Υ·[Η+Β-]ά
Как указано выше, Я и Я1 представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х должен иметь значение от 1 до 25. Предпочтительно, х имеет значение от 1 до 10. Группа Υ может представлять собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно первичный амин или метоксигруппу. Кроме того, буровой раствор должен включать ингибитор гидратации сланцев, присутствующий в концентрации, достаточной для снижения набухания глин, с которым сталкиваются в процессе бурения скважин.
Н' В- представляет собой протонную кислоту Бренстеда-Лоури, которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение ά сильно изменяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рКЬ аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, ά имеет значение меньше чем или равное 2. Важным свойством при выборе кислоты является ее способность, по меньшей мере частично, протонировать одну или несколько протоно-акцепторных групп аминового соединения. Иллюстративные примеры подходящей протоной кислоты включают хлористоводородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания. Специалисту должно быть понятно, что сопряженное основание В- в композиции ингибитора для сланцев, показанной выше, непосредственно зависит от выбора кислоты или смеси кислот, используемой для нейтрализации исходных аминовых соединений. Кроме того, должно быть также понятно, что концентрация аминовой соли против концентрации свободного амина зависит от многих факторов, рКа кислоты и рКЬ основания и общего рН бурового раствора. Однако при наличии такой информации специалист сможет легко рассчитать относительные соотношения непротонированного амина и протонированного амина в композиции бурового раствора.
В другом варианте воплощения изобретения способ включает способ снижения набухания сланцев в скважине, включающий циркуляцию в скважине бурового раствора на водной основе, композиция которого была получена в соответствии с указаниями, содержащимися в настоящем раскрытии.
Следующие далее примеры включены для демонстрации предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения. Специалистам должно быть понятно, что раскрытия, приведенные в представленных ниже примерах, представляют собой способы, которые, как было обнаружено авторами настоящего изобретения, хорошо работают при осуществлении на практике настоящего изобретения и, таким образом, могут рассматриваться как составляющие предпочтительные способы его осуществления. Однако специалистам, в свете настоящего раскрытия, должно быть понятно, что возможны различные изменения в конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения, которые были описаны, с получением при этом аналогичного или подобного результата, не выходя за рамки настоящего изобретения.
Если не указано иное, все исходные вещества являются коммерчески доступными и используют стандартное лабораторное оборудование и приемы. Испытания проводили в соответствии с процедурами ΑΡΙ ВиПейп ЯР 13Β-2, 1990. Для описания результатов, обсуждаемых в примерах, в некоторых случаях используются следующие сокращения.
- 6 008211
ПВ означает пластическую вязкость (сПз), которая является одной переменной, используемой при расчете вязкостных характеристик бурового раствора.
ПТ означает предел текучести (ф/100 фт2), что является другой переменной, используемой при расчете вязкостных характеристик буровых растворов.
ГЕЛИ (ф/100 фт2) является мерой характеристик суспендирования и тиксотропных свойств бурового раствора.
Е/Ь означает водоотдачу по ΑΡΙ и представляет измерение водоотдачи в миллилитрах бурового раствора при 100 ф/дюйм2.
Пример 1.
В настоящем примере были испытаны различные полиоксиалкиламины для определения их способности функционировать в качестве ингибиторов гидратации глинистых сланцев.
Описанное ниже испытание проводили для демонстрации максимального количества бентонита ΑΡΙ, которое может быть ингибировано при однократной обработке ингибитором гидратации глинистых сланцев по настоящему изобретению в концентрации 10 фунтов на баррель (28,53 кг/мЗ)) в течение нескольких дней. Процедура испытания предусматривает использование сосудов емкостью в пинтах, которые заполняли эквивалентным 1 баррелю количеством водопроводной водой и около 10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ) ингибитора гидратации глинистых сланцев. Водопроводную воду использовали в качестве контрольного образца. Все образцы доводили до значения рН по меньшей мере 9 и обрабатывали примерно 10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ) М-Ι ОЕЬ (бентонит) при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение примерно 30 мин измеряли реологические характеристики и затем образцы подвергали температурному старению в течение ночи при около 150°Е. После охлаждения образцов измеряли их реологические характеристики и значения рН и записывали показания. Затем все образцы снова доводили до значения рН по меньшей мере 9, а затем их снова обрабатывали бентонитом, как описано выше.
Эту процедуру осуществляли для каждого образца до тех пор, пока все образцы не стали слишком вязкими для измерения. В табл. 1-6 представлены данные, иллюстрирующие эффекты ингибирования гидратации сланцев в соответствии с настоящим изобретением путем ежедневного добавления бентонита в водопроводную воду, обработанную различными ингибиторами по настоящему изобретению. Как это используется ниже, 1а££аште ϋ-230 представляет собой полиоксиалкилдиамин, доступный от фирмы Ншйзтап СйепнсаЬ, а 8-2053 представляет собой полиоксиэтилендиамин, доступный от фирмы СИатρΐοη СйепмсаЬ.
Таблица 1. Реологические данные, 600 об./мин
| Данные температурного старения - рН 11,0-11,8 | ||
| 10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Ца££аш1пе ϋ-230 | 3-2053 |
| 20 | 5 | 40 |
| 30 | 6 | 43 |
| 40 | 8 | 44 |
| 50 | 10 | 43 |
| 60 | 13 | 29 |
| 70 | 20 | 49 |
| 80 | 29 | 79 |
| 90 | 55 | 141 |
| 100 | 98 | 300 + |
| 110 | 169 | - |
| 120 | 300 + | - |
Таблица 2. Реологические данные, 300 об./мин
| Данные температурного старения - рН 11,0-11,8 | ||
| 10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Да££атд.пе Ώ-230 | 3-2053 |
| 20 | 3 | 33 |
| 30 | 3 | 38 |
| 40 | 4 | 36 |
| 50 | 5 | 30 |
| 60 | 7 | 14 |
| 70 | 10 | 25 |
| 80 | 15 | 42 |
| 90 | 30 | 76 |
| 100 | 52 | 290 |
| 110 | 94 | - |
| 120 | 186 | - |
Таблица 3. Реологические данные, 3 об./мин
| Данные температурного старения - рН 11,0-11,8 | ||
| 10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Да££атЁпе Ό-230 | 3-2053 |
| 20 | 1 | 5 |
| 30 | 1 | 9 |
| 40 | 1 | 9 |
| 50 | 0 | 5 |
| 60 | 1 | 1 |
| 70 | 1 | 1 |
| 80 | 1 | 1 |
| 90 | 1 | 2 |
| 100 | 1 | 11 |
| 110 | 8 | - |
| 120 | 4 | - |
-8008211
Таблица 4. Гели, 10 мин
| Данные температурного старения - рН 11,0-11,8 | ||
| 10 ф/баррель(28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Да££аш1пе Ό-230 | 3-2053 |
| 20 | 1 | 5 |
| 30 | 1 | 9 |
| 40 | 1 | 9 |
| 50 | 1 | 7 |
| 60 | 1 | 1 |
| 70 | 2 | 2 |
| 80 | 1 | 2 |
| 90 | 1 | 8 |
| 100 | 1 | 53 |
| 110 | 9 | - |
120 40
| 120 | 40 | - |
Таблица 6. Предел текучести
| Данные температурного старения - рН 11,0-11,8 | ||
| 10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Да££аш1пе ϋ-230 | 5-2053 |
| 20 | 1 | 26 |
| 30 | 0 | 33 |
| 40 | 0 | 28 |
| 50 | 0 | 17 |
| 60 | 1 | -1 |
| 70 | 0 | 1 |
| 80 | 1 | 5 |
| 90 | 5 | 11 |
| 100 | 6 | - |
| 110 | 16 | - |
| 120 | - | - |
При рассмотрении приведенных выше данных в табл. Гб специалист может видеть, что диоксиэтилендиаминовый продукт (8-2053) показывает хорошие характеристики и свойства ингибирования гидратации сланцев.
Пример 2.
Проводили оценку диоксиэтилендиаминов ого продукта, который был нейтрализован в испытываемом растворе хлористо-водородной кислотой до рН около 9,0. Результаты, представленные в табл. 7-12, показывают эксплуатационные характеристики буровых растворов по настоящему изобретению при значении рН около 9,0.
-9008211
Таблица 7. Реологические данные, 600 об./мин
| Данные температурного старения - рН 9,0 | ||
| 10 ф/баррель(28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Да££аш1пе Б-230 | 3-2053 |
| 20 | 4 | 4 |
| 30 | 4 | 4 |
| 40 | б | б |
| 50 | 7 | 6 |
| 60 | 8 | 7 |
| 70 | 9 | 9 |
| 80 | 13 | 13 |
| 90 | 16 | 14 |
| 100 | 15 | 15 |
| 110 | 21 | 19 |
| 120 | 25 | 23 |
| 130 | 31 | 28 |
| 140 | 44 | 36 |
| 140 | - | - |
| 160 | 180 | 82 |
| 170 | - | 204 |
Таблица 8. Реологические данные, 300 об./мин
| Данные температурного старения - рН 9,0 | ||
| 10 ф/баррель(28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι 6е1 | Да££аш1пе Б-230 | 3-2053 |
| 20 | 2 | 2 |
| 30 | 3 | 3 |
| 40 | 3 | 3 |
| 50 | 3 | 3 |
| 60 | 4 | 4 |
| 70 | 5 | 6 |
| 80 | 8 | 8 |
| 90 | 11 | 9 |
| 100 | 10 | 10 |
| 110 | 14 | 13 |
| 120 | 17 | 15 |
| 130 | 19 | 19 |
| 140 | 26 | 25 |
| 140 | - | - |
| 160 | 130 | 62 |
| 170 | 0 | 150 |
- 10008211
Таблица 9. Реологические данные, 3 об./мин
| Данные температурного старения - рН 9,0 | ||
| 10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Да££атд.пе Ώ-230 | 3-2053 |
| 20 | 1 | 1 |
| 30 | 1 | 1 |
| 40 | 1 | 1 |
| 50 | 1 | 1 |
| 60 | 1 | 1 |
| 70 | 2 | 2 |
| 80 | 3 | 3 |
| 90 | 5 | 4 |
| 100 | 4 | 3 |
| 110 | 7 | 6 |
| 120 | 8 | 7 |
| 130 | 7 | 9 |
| 140 | 7 | 14 |
| 140 | - | - |
| 160 | 65 | 35 |
| 170 | 90 |
Таблица 10. Гели, 10 мин
| Данные температурного старения - рН 9,0 | ||
| 10 ф/баррель(28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Да££ат1пе ϋ-230 | 3-2053 |
| 20 | 0 | 0 |
| 30 | 0 | 0 |
| 40 | 0 | 0 |
| 50 | (-1) | 0 |
| 60 | 0 | 1 |
| 70 | 1 | 3 |
| 80 | 3 | 3 |
| 90 | 6 | 4 |
| 100 | 5 | 5 |
| 110 | 7 | 7 |
| 120 | 9 | 7 |
| 130 | 12 | 10 |
| 140 | 8 | 14 |
| 140 | - | - |
| 160 | 80 | 42 |
| 170 | - | 90 |
- 11 008211
Таблица 11. Данные пластической вязкости
| Данные температурного старения - рН 9,0 | ||
| 10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Да££аш1пе Ό-230 | 3-2053 |
| 20 | 2 | 2 |
| 30 | 1 | 1 |
| 40 | 3 | 3 |
| 50 | 4 | 3 |
| 60 | 4 | 3 |
| 70 | 4 | 3 |
| 80 | 5 | 5 |
| 90 | 5 | 5 |
| 100 | 5 | 5 |
| 110 | 7 | 6 |
| 120 | 8 | 8 |
| 130 | 12 | 9 |
| 140 | 18 | 11 |
| 140 | - | - |
| 160 | 50 | 20 |
| 170 | - | 54 |
Таблица 12. Данные предела текучести
| Данные температурного старения - рН 9,0 | ||
| 10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ) | ||
| М-Ι Се1 | Ла££ат1пе Ό-230 | 3-2053 |
| 20 | 0 | 0 |
| 30 | 2 | 2 |
| 40 | 0 | 0 |
| 50 | -1 | 0 |
| 60 | 0 | 1 |
| 70 | 1 | 3 |
| 80 | 3 | 3 |
| 90 | 6 | 4 |
| 100 | 5 | 5 |
| 110 | 7 | 7 |
| 120 | 9 | 7 |
| 130 | 7 | 10 |
| 140 | 8 | 14 |
| 150 | - | - |
| 160 | 80 | 42 |
| 170 | - | 96 |
При рассмотрении приведенных выше данных в табл. 7-12 специалист может видеть, что диоксиэтилендиаминовый продукт (8-2053) показывает хорошие характеристики и свойства ингибирования гидратации глинистых сланцев при значении рН около 9,0.
Пример 3.
Для дополнительной демонстрации эксплуатационных характеристик буровых растворов, композиция которых была получена в соответствии с указаниями настоящего изобретения, осуществляли испытание с использованием испытательной установки для определения твердости сыпучих веществ. ВР Ви1к
- 12008211
Нагбпезз Тез1ег представляет собой устройство, сконструированное для оценки твердости обломков выбуренных глинистых сланцев, подвергающихся воздействию бурового раствора, что, в свою очередь, можно отнести к ингибирующим свойствам испытываемого бурового раствора. В этом испытании обломки сланцев подвергают перемешиванию при вращении при повышенной температуре в испытываемом буровом растворе при 150°Р в течение 16 ч. Кусочки сланцев просеивают через сито и затем помещают в ВР Ви1к Нагбпезз Тез1ег. Установку закрывают и, используя динамометрический гаечный ключ, регистрируют силу, используемую для экструдирования шлама через пластину с отверстиями. В зависимости от состояния гидратации и твердости частиц шлама и используемого бурового раствора, область плато вращающего момента достигается с началом экструзии частиц шлама. Альтернативно, вращающий момент может продолжать увеличиваться, что обычно бывает с более твердыми образцами шлама. Поэтому чем больше число вращающего момента, тем более высокими ингибирующими свойствами обладает система бурового раствора. Иллюстративные данные, полученные с использованием трех различных концентраций каждого испытываемого продукта с тремя разными образцами бурового шлама, представлены ниже.
Таблица 13. Данные твердости сыпучего вещества
| Кусочки породы Агпе | ||||||
| Число оборотов | 3-2053 При 1% | 3-2053 при 3% | 3-2053 при 5% | ϋ-230 при 1% | ϋ-230 при 3% | ϋ-230 при 5% |
| 0 | ||||||
| 1 | ||||||
| 2 | ||||||
| 3 | ||||||
| 4 | ||||||
| 5 | 10 | 10 | ||||
| 6 | 10 | 20 | ||||
| 7 | 10 | 15 | 10 | 20 | 70 | 110 |
| 8 | 50 | 50 | 50 | 80 | 160 | 180 |
| 9 | 50 | 70 | 70 | 100 | 200 | 240 |
| 10 | 60 | 80 | 80 | 120 | 230 | 260 |
| 11 | 60 | 80 | 80 | 130 | 240 | 290 |
| 12 | 60 | 80 | 85 | 130 | 250 | 310 |
| 13 | 60 | 90 | 85 | 140 | 290 | 330 |
| 14 | 65 | 90 | 100 | 170 | ||
| 15 | 200 | 150 | ||||
| 16 |
- 13 008211
Таблица 14. Данные твердости сыпучего вещества
| Глина Гозз Е1ке1апд | ||||||
| Число оборотов | 3-2053 при 1% | 3-2053 при 3% | 3-2053 при 5% | Ό-230 При 1% | ϋ-230 при 3% | ϋ-230 при 5% |
| 0 | ||||||
| 1 | ||||||
| 2 | ||||||
| 3 | ||||||
| 4 | ||||||
| 5 | 10 | 10 | ||||
| 6 | 10 | 10 | 10 | 20 | 20 | |
| 7 | 15 | 20 | 20 | 50 | 50 | |
| 8 | 10 | 40 | 70 | 30 | 280 | 290 |
| 9 | 20 | 230 | 310 | 200 | ||
| 10 | 80 | 330 | ||||
| 11 | 230 | |||||
| 12 | 260 | |||||
| 13 | 290 | |||||
| 14 | ||||||
| 15 |
Таблица 15. Данные твердости сыпучего вещества
| Глина ОхГогб | ||||||
| Число оборотов | 3-2053 при 1% | 3-2053 при 3% | 3-2053 при 5% | ϋ-230 при 1% | ϋ-230 при 3% | Ώ-230 при 5% |
| 0 | ||||||
| 1 | ||||||
| 2 | ||||||
| 3 | 10 | 10 | 10 | |||
| 4 | 10 | 15 | 20 | 20 | ||
| 5 | 10 | 10 | 20 | 35 | 25 | |
| 6 | 15 | 20 | 50 | 70 | 40 | |
| 7 | 10 | 50 | 70 | 180 | 250 | 100 |
| 8 | 50 | 160 | 190 |
| 9 | 100 | 205 | 200 | |||
| 10 | 130 | 210 | 220 | |||
| 11 | 130 | 210 | 220 | |||
| 12 | 120 | 200 | 210 | |||
| 13 | 130 | 210 | 210 | |||
| 14 | 150 | 220 | 240 | |||
| 15 | 250 | |||||
| 16 |
При рассмотрении приведенных выше данных в табл. 13-15 специалист может видеть, что буровые растворы, композиция которых была получена в соответствии с раскрытием настоящего изобретения, предотвращают гидратацию различных типов сланцеватых глин и, таким образом, могут обеспечивать
- 14008211 хорошие эксплуатационные свойства при бурении подземных скважин, в которых встречаются такие сланцеватые глины.
Пример 4.
В этом примере испытывали полиоксиэтиленпропилендиамин КМК 8-38, доступный от фирмы СНатрюп СйеппсаЬ, для определения его способности выполнять функции ингибитора для сланцев, как описано в настоящем изобретении. Сосуды объемом в пинтах заполняли эквивалентным 1 баррелю количеством водопроводной водой и образцом для испытаний, значение рН доводили по меньшей мере до 9 и обрабатывали примерно 50 ф/баррель (142,65 г/м3) М-Ι ОЕЬ (бентонит) при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение примерно 30 мин измеряли реологические характеристики и затем образцы подвергали температурному старению в течение ночи при около 150°Р. После перемешивания при вращении образцов измеряли их реологические характеристики и значения рН и записывали показания. Представленные ниже данные (табл. 16) наглядно показывают, как влияет добавление около 50 ф/баррель (142,65 кг/м3) бентонита в водопроводную воду, обработанную ингибиторами сланцев по настоящему изобретению, на реологические характеристики.
Таблица 16. Ингибирование бентонита - 50 г М-Ι ОЕЬ
| Данные температурного старения - при рН 8 | ||||||
| 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | |
| Ό-230 | 5 | 3 | 2 | 2 | 1 | 1 |
| 5-2053 | 5 | 3 | 2 | 2 | 1 | 1 |
| ИМИ 8- 38 | 5 | 3 | 2 | 2 | 1 | 1 |
| Гели 10 сек | Гели 10 мин | ПВ | ПТ | РН | ||
| Б-230 | 1 | 1 | 2 | 1 | 7,7 | |
| 5-2053 | 1 | 1 | 2 | 1 | 7,6 | |
| КМК 8- 38 | 1 | 1 | 2 | 1 | 7,0 |
Результаты приведенного выше примера показывают превосходное ингибирующее действие буровых растворов, композиции которых были получены в соответствии с настоящим изобретением.
Пример 5.
Испытание дисперсионных свойств и твердости сыпучего вещества методом ВР проводили с использованием кусочков породы Ате с перемешиванием при вращении при повышенной температуре около 40,0 г бурового шлама со стандартным размером частиц около 5-8 меш США в эквивалентном 1 баррелю количестве глинистого раствора в течение около 16 ч при около 150°Р. Глинистый раствор представлял собой водный раствор лигносульфоната, утяжеленный 18,3 ф/галлон (52,21 кг/м3) барита от МигрНу Е&Р, УеггшНоп РапзИ, Еош81апа. После перемешивания с вращением при высокой температуре кусочки породы просеивали через стандартное сито США 20 меш и промывали 10% водным раствором КС1, и сушили с получением процентного количества восстановленного вещества. Аналогичную процедуру использовали для получения кусочков породы для установки определения твердости сыпучих веществ ВР (ВР Ви1к Нагйпезз Тез1ег), как описано выше. Следующие результаты представляют данные этих испытаний и представлены в табл. 17 и 18.
Таблица 17. Испытание дисперсии сланцеватой глины
Кусочки породы Ате (4,6-8,0 мм)
| Общее восстановленное количество, % | |
| Базовый глинистый раствор | <5 |
| Базовый глинистый раствор + Де££ат1пе Б230 | >90 |
| Базовый глинистый раствор + специальные продукты 5-2053 | >90 |
- 15 008211
Таблица 18. Данные твердости сыпучих веществ
| Количество оборотов | Базовый глинистый раствор | Базовый глинистый раствор + 3% Б230 | Базовый глинистый раствор + 3% 3-2053 |
| 1 | * * | - | - |
| 2 | * ★ | - | - |
| 3 | ★ * | - | - |
| 4 | ** | 10 | - |
| 5 | * * | 15 | 10 |
| б | ** | 40 | 20 |
| 7 | * * | 80 | 60 |
| 8 | ** | 90 | 70 |
| 9 | * * | 100 | 80 |
| 10 | ** | 105 | 80 |
| 11 | ** | 120 | 90 |
| 12 | ** | 140 | 90 |
| 13 | ** | 150 | 120 |
| 14 | ** | 210 | 180 |
| 15 | ★ ★ |
**Указывает, что обломки породы растворялись и испытание нельзя было проводить
Реологические данные Данные теплового старения - Исходные
| Базовый глинистый раствор | Базовый глинистый раствор + 3% 3-2053 | |
| Реологические характеристики при 600 об/мин | 158 | 150 |
| Реологические характеристики при 300 об/мин | 92 | 84 |
| Реологические характеристики при 3 об/мин | 5 | 4 |
| Гели 5 сек 7 5 10 мин 15 10 | ||
| Пластическая вязкость | 66 | 66 |
| Предел текучести | 26 | 18 |
| рн | 9 | 11 |
- 16008211
Реологические данные
Данные теплового старения после испытания дисперсионных свойств - Обломки породы Ате (40 г)
| Базовый глинистый раствор | Базовый глинистый раствор + 3% 2053 | |
| Реологические характеристики при 600 об/мин | 300 | 165 |
| Реологические характеристики при 300 об/мин | 270 | 95 |
| Реологические характеристики при 3 об/мин | 50 | 5 |
| Гели | ||
| 5 сек | 57 | 8 |
| 10 мин | 134 | 15 |
| Пластическая | - | 70 |
| вязкость | ||
| Предел текучести | - | 25 |
| РН | 9,1 | 12,7 |
При рассмотрении приведенных выше данных в табл. 17-18 специалист может видеть, что буровые растворы, композиция которых была получена так, что представляет собой композицию бурового раствора по настоящему изобретению, предотвращают гидратацию различных типов сланцеватых глин и, таким образом, могут обеспечивать хорошие эксплуатационные свойства при бурении подземных скважин, в которых встречаются такие сланцеватые глины.
Пример 6.
В этой процедуре в сосуд объемом в пинтах загружали эквивалентным 1 баррелю количеством водопроводной воды и образцом для испытания, доводили уровень рН до по меньшей мере 9 и обрабатывали гелем М-Ι ОЕЬ (бентонит) в количестве 50 ф/баррель (142,65 кг/мЗ) при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение 30 мин измеряли реологические свойства, и затем образцы подвергали температурному старению при 150°Е. После охлаждения образцов записывали их реологические свойства и рН. Представленные ниже данные иллюстрируют как добавление 5 ф/баррель (14,265 кг/мЗ) бентонита в водопроводную воду, обработанную экспериментальными ингибиторами, влияет на реологические свойства.
Испытание гидратации бентонита Исходные реологические характеристики
| Добавка | Об/мин | |||||
| Де££ат1пе М-600 | 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 |
| 52 | 33 | 25 | 17 | 5 | 4 |
*Если показания при 600 об/мин больше, чем 300, больше никакие показания не определяли.
1е££атше М-600 представляет собой полиалкоксиалкенамин от Ншйзтап СйегшсаК
- 17008211
Испытание гидратации бентонита Исходные реологические характеристики
| Добавка | Гели 10 сек | Гели 10 мин | ПВ | ПТ | РН |
| Це££ат1пе М-600 | 11 | 25 | 19 | 14 | 11,1 |
Испытание гидратации бентонита
Реологические свойства после температурного старения (150°Р)
| Добавка | Об/мин | |||||
| 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | |
| Це££ат1пе М-600 | 40 | 24 | 17 | 10 | 1 | 1 |
*Если показания при 600 об/мин больше, чем 300, больше никакие показания не определяли.
Испытание гидратации бентонита
Реологические свойства после температурного старения (150°Р)
| Добавка | Гели 10 сек | Гели 10 мин | ПВ | ПТ | РН |
| Пе££ат1пе М-600 | 1 | 1 | 16 | 8 | 11,1 |
На основании приведенных выше результатов специалистам должно быть понятно, что 1е££атте М-600 является соединением формулы
ХН2-СН(СНз)-СН2-(О-СН2-СН(СНз))8-О-СН2-СН2-ОСНз и в объеме настоящего изобретения показал хорошие эксплуатационные характеристики в качестве ингибиторов гидратации глинистых сланцев.
Пример 7.
Следующее испытание проводили для определения максимального количества бентонита ΑΡΙ, которое может быть ингибировано однократной обработкой 10 фунтов на баррель (ф/баррель) (28,53 кг/м3) ингибитора для сланцев по настоящему изобретению в течение нескольких дней. Процедура этого испытания предусматривает использование сосудов объемом в пинтах, в которые загружают эквивалентным 1 баррелю количеством водопроводной воды и 10 ф/баррель(28,53 кг/м3) ингибитора сланцев. Водопроводную воду использовали в качестве контрольного образца. Все образцы доводили до рН по меньшей мере 9 и обрабатывали М-Ι ОЕЬ (бентонит) в количестве 10 ф/баррель при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение 30 мин измеряли реологические свойства и образцы подвергали температурному старению в течение ночи при 150°Е. После охлаждения образцов регистрировали их реологические характеристики и рН. Затем все образцы доводили до уровня рН по меньшей мере 9, а затем их снова обрабатывали бентонитом, как описано выше. Эту процедуру осуществляли для каждого образца до тех пор, пока они не становились слишком вязкими для измерения. В представленных ниже таблицах приводятся репрезентативные данные, показывающие эффект ингибирования сланцев по настоящему изобретению путем ежедневного добавления бентонита в водопроводную воду, обработанную ингибиторами, указанными вверху каждой колонки.
- 18008211
Таблица 19. Реологические характеристики при 600 об./мин после температурного старения (150°Р)
| Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ) | Основа | Де££ат1пе М-600 |
| 30 (85,59) | 162 | 18 |
| 40 (114,12) | 300* | 35 |
| 50 (142,65) | - | 74 |
| 60 (171,18) | - | 146 |
| 70 (199,71) | 259 |
| 80 (228, 24) | - | - |
| 90 (256, 77) | - | - |
*Если показания при 600 об/мин больше, чем 300, больше никакие показания не определяли.
Таблица 20. Реологические характеристики при 300 об./мин после температурного старения (150°Р)
| Бентонит (ф/баррель) (кг/мЗ) | Основа | Де££ат1пе М-600 |
| 30 (85,59) | 112 | 9 |
| 40 (114,12) | - | 18 |
| 50 (142,65) | - | 41 |
| 60 (171,18) | - | 71 |
| 70 (199,71) | - | 121 |
| 80 (228,24) | - | - |
| 90 (256,77) | - | - |
Таблица 21. Реологические характеристики при 3 об./мин после температурного старения (150°Р)
| Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ) | Основа | Те££ат1пе М-600 |
| 30 (85,59) | 8 | 0 |
| 40 (114,12) | 132 | 0 |
| 50 (142,65) | - | 0 |
| 60 (171,18) | - | 0 |
| 70 (199,71) | - | 0 |
| 80 (228,24) | - | - |
| 90 (256,77) | - |
- 19008211
Таблица 22
| Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ) | Основа | Эе££аш1пе |
| 30 (85, 59) | 30 | 0 |
| 40 (114,12) | 184 | 0 |
| 50 (142,65) | - | 0 |
| 60 (171,18) | - | 0 |
| 70 (199,71) | - | 3 |
| 80 (228,24) | - | - |
| 90 (256,77) | - |
Таблица 23. Пластическая вязкость - после температурного старения (150°Е)
| Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ) | Основа | Эе££ат1пе М-600 |
| 30 (85,59) | 50 | 9 |
| 40 (114,12) | - | 16 |
| 50 (142,65) | - | 33 |
| 60 (171,18) | - | 75 |
| 70 (199, 71) | - | 138 |
| 80 (228,24) | - | - |
| 90 (256, 77) | - | - |
Таблица 24. Предел текучести - после температурного старения (150°Е)
| Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ) | Основа | 0е££аш1пе М-600 |
| 30 (85,59) | 62 | 1 |
| 40 (114,12) | - | 1 |
| 50 (142,65) | - | 8 |
| 60 (171,18) | - | 4 |
| 70 (199,71) | - | 17 |
| 80 (228,24) | - | - |
| 90 (256,77) | - | - |
Рассмотрев приведенные выше реологические данные, специалисту должно быть понятно и очевидно, что 1е££апппе М-600 функционирует как ингибитор гидратации сланцеватых глин в объеме настоящего изобретения.
Пример 8.
Следующие испытания проводили для демонстрации того, что раскрытые выше эффекты ингибирования сланцев можно достичь с использованием соли кислоты Бренстеда-Лоури (т.е. протонной кислоты) указанных выше соединений.
Синтез соли.
Синтез солей из свободных аминовых соединений является простым и должен быть хорошо известен квалифицированным специалистам среднего уровня. В одном способе соль образуется ίη зйи в полностью сформулированном буровом растворе путем добавления кислоты непосредственно к буровому раствору. Альтернативно, аминовое соединение сначала нейтрализуют кислотой, а затем соль добавляют к буровому раствору. При осуществлении реакции нейтрализации между соединением амина и кислотой можно использовать как концентрированную, так и разбавленную кислоту. При использовании концентрированной кислоты типично образуется суспензия соли. Когда кислоту разводят в воде, образуется водный раствор, содержащий соль амина. В представленной ниже таблице приводятся в качестве примера данные вязкостей продукта, полученного при нейтрализации 1е££атте Ώ-230 различными кислотами до установленных значений рН.
-20008211
| Кислота | Вязкость (сантипуазы) при рН 9,5 | Вязкость (сантипуазы) при рН 10,5 |
| Хлористоводородная | 275 сПз | 98 сПз |
| Азотная | 610 сПз | 120 сПз |
| Уксусная | 1425 сПз | 33 сПз |
| Лимонная | 2000 сПз | 180сПз |
| Фосфорная | взвесь | взвесь |
В приведенных выше примерах осуществляли частичную нейтрализацию добавлением кислоты к амину так, чтобы получить желаемое значение рН. Альтернативно, один или несколько эквивалентов кислоты можно смешивать с соединением амина с доведением рН полученного раствора до нейтрального значения, равного 7, или слабо-кислотного значения. В таких случаях соль аминового соединения может быть восстановлена с использованием традиционных способов, известных специалистам в данной области техники.
Буровой раствор/Композиция бурового раствора
Композиция бурового или глинистого раствора, который включает указанные выше соединения, является, за исключением включения указанных выше соединений, традиционной. Иллюстративная композиция базового бурового раствора приводится в таблице ниже.
| Компонент | Количество |
| Вода | 278 |
| Морская соль | 11, 91 |
| Соль | 70,91 |
| Инкапсулирующее вещество | 2,00 |
| Ро1урас иЬ | 2,00 |
| Био-Утз | 0,73 |
| Барит | 117,7 |
| Κβν БизЪ | 25, 0 |
В иллюстративных композициях бурового раствора по настоящему изобретению используют указанную выше композицию бурового раствора, и они включают около 2-3 мас.% ингибитора гидратации сланцев. Ингибитор гидратации сланцев добавляют до добавления Κεν Ииз! или любых других глинистых компонентов.
Описанная выше композиция бурового раствора, содержащая различные ингибиторы гидратации сланцев, показала следующие свойства
-21 008211
| Ингибитор гидратации сланцев | Ц-230, соль НС1 | ДЪВ-352, соль НС1 | ДЬВ-354, соль НС1 |
| РН | 9,8 | 9,8 | 9,8 |
| Реология при 120°Г | |||
| 600 | 92 | 109 | 110 |
| 300 | 57 | 69 | 70 |
| 200 | 44 | 54 | 54 |
| 100 | 28 | 35 | 34 |
| б | 7 | 9 | 8 |
| 3 | 5 | 7 | 7 |
| Гели | |||
| 10 мин | 6 | 8 | 8 |
| 10 сек | 9 | 11 | 11 |
| ПВ | 35 | 40 | 40 |
| ПТ | 22 | 29 | 30 |
| Водоотдача по ΑΡΙ | 4,2 мл | 3,4 мл | 3,6 мл |
В приведенной выше таблице 1ЛВ-352 представляет собой этиленгликолевый эфир диамин, а 1ЪВ354 представляет собой пропиленгликолевый эфир диамин, доступные от Сйашрюп СйеписаВ.
Рассмотрев представленные выше данные, специалист должен понять и оценить, что представленная выше композиция демонстрирует свойства, делающие ее полезной в качестве бурового раствора.
Дисперсия, полученная перемешиванием с вращением при высокой температуре
Следующие эксперименты осуществляли для иллюстрации свойств соединений по настоящему изобретению по ингибированию гидратации сланцев. Испытание дисперсии, полученной перемешиванием при вращении при высокой температуре, проводили с использованием сланцевой породы Агпе, сланцевой породы Ро88 Е1ке1апб и настоящего бурового шлама, извлеченного из буровой скважины. Образцы сланцевой породы добавляли к полностью сформированному буровому раствору, включающему ингибитор гидратации сланцев и добавляли Κεν ЭиН в количестве 10 г частиц породы в эквивалентном 1 баррелю количестве полученных лабораторным способом буровых растворов. Полученную смесь перемешивали при вращении в течение 16 ч при 150°Р. После перемешивания оставшиеся в буровом растворе кусочки породы просеивали через сито 20 меш США и отмывали от бурового раствора 10% водным раствором хлорида калия. После сушки образцов и их взвешивания подсчитывали процент восстановленного сланца. Результаты представлены в качестве примера в приведенной ниже таблице
| Ингибитор гидратации сланцев | Сланцы Агпе | Говз Е1ке1апб | Буровой шлам из скважины |
| Ό-230, соль НС1 | 95 | 97 | 96 |
| ДЪВ-352, соль НС1 | 96 | 97 | 94 |
| ДЬВ-354, соль НС1 | 96 | 97 | 95 |
Рассмотрев представленные выше данные, специалист должен понять и оценить, что соли амина по настоящему изобретению демонстрируют свойства ингибирования гидратации сланцев, делающие их полезными в качестве агентов ингибирования гидратации сланцев в буровых растворах.
Испытание стойкости по Слейку (81аке)
Аппарат Слейка для испытания стойкости состоит из латунной проволочной сетки с размером отверстий 1 мм, вращающейся при 40 об./мин в пластмассовых резервуарах. Примерно 50% сетки погружено в примерно 350 мл испытываемого раствора. 25-30 г испытываемых кусочков породы помещают в проволочную сетку для испытания стойкости по Слейку и сетку помещают в резервуар, заполненный эквивалентным 1 баррелю количеством испытываемого раствора, и вращают в течение 4 ч. По завершении вращательного процесса проволочную сетку извлекают из резервуара и окунают в ванну с 10% раствором хлорида калия для смывки какого-либо избыточного количества испытываемого раствора с кусочков породы. Затем кусочки породы извлекают из проволочной сетки, сушат при 220°Е и взвешивают. Подсчитывают процент извлеченных кусочков породы, при этом более высокий процент извлечения указывает на эффективность агента ингибирования гидратации сланцев. Данные представлены в качестве примера в приведенной ниже таблице
-22008211
| Ингибитор гидратации сланцев | Сланцы Агпе (% извлечения) | Гозз Е1ке1апб (% извлечения) | Буровой шлам из скважины (% извлечения) |
| Б-230, соль НС1 | 49 | 55 | 94 |
| ЛиВ-352, соль НС1 | 27 | 60 | 91 |
| гГЬВ-354, соль НС1 | 43 | 55 | 94 |
Рассмотрев представленные выше данные, специалист должен понять и оценить, что соли амина по настоящему изобретению демонстрируют свойства ингибирования гидратации сланцев, делающие их полезными в качестве агентов ингибирования гидратации сланцев в буровых растворах.
Пример 9.
Следующие испытания проводили для демонстрации того, что раскрытые выше эффекты ингибирования сланцев можно достичь с использованием солей различных кислот Бренстеда-Лоури (т.е. протонных кислот) указанных выше соединений. Синтез соли амина осуществляли, как описано выше. Пресную воду использовали в качестве базового раствора в этом примере.
Дисперсия, полученная перемешиванием с вращением при высокой температуре:
Следующие эксперименты осуществляли для иллюстрации свойств соединений по настоящему изобретению по ингибированию гидратации сланцев. Испытание дисперсии, полученной перемешиванием при вращении при высокой температуре, проводили с использованием образцов сланцевой породы Οχίόίά, сланцевой породы Р Е1ке1апс1 и настоящего бурового шлама, извлеченного из буровой скважины. К 350 мл пресной воды, содержащей 10,5 г ингибитора для сланцев, добавляли 10 г кусочков породы. Полученную смесь перемешивали при вращении в течение 16 ч при 150°Е. После перемешивания оставшиеся в буровом растворе кусочки породы просеивали через сито 20 меш США и отмывали от бурового раствора 10% водным раствором хлорида калия. После сушки образцов и их взвешивания подсчитывали процент извлеченного сланца. Результаты представлены в качестве примера в приведенной ниже таблице.
| Ингибитор | Сланцы | Сланцы Гозз | Буровой шлам |
| гидратации сланцев | Ох£огб (% | Е1ке1апс1 (% | из скважины |
| Ώ-230, соль | извлечения) | извлечения) | (% |
| кислоты | извлечения) | ||
| Хлористоводородной | 89, 0 | 45,0 | 43, 9 |
| кислоты | |||
| Уксусной кислоты | 88,0 | 72,4 | 47,6 |
| Лимонной кислоты | 87,0 | 78,0 | 30,9 |
| Азотной кислоты | 87,6 | 69,1 | 45, 7 |
| Фосфорной кислоты | 87,8 | 69,1 | 42,6 |
Рассмотрев представленные выше данные, специалист должен понять и оценить, что аминовые соли различных протонных кислот по настоящему изобретению демонстрируют свойства ингибирования гидратации сланцев, делающие их полезными в качестве агентов ингибирования гидратации сланцев в буровых растворах.
В свете представленного выше раскрытия, специалист в данной области должен понять и оценить, что один иллюстративный вариант воплощения настоящего изобретения включает буровой раствор на водной основе для использования при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды. В таком иллюстративном варианте воплощения изобретения буровой раствор включает водную дисперсионную среду, утяжелитель и агент ингибирования гидратации сланцев. Предпочтительно агент ингибирования гидратации сланцев имеет формулу
Η2Ν-Β-{ΟΒ'}χ-Υ·[Η+Β]4, в которой К и К' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от около 1 до около 25. Группа Υ представляет собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно, первичный амин или метоксигруппу. Анион В' является сопряженным основанием кислоты, предпочтительно протонной кислоты Бренстеда-Лоури. Значение ά зависит от степени протонирования ами
-23008211 нового соединения, однако, как правило, ά имеет значение, равное или меньше чем 2. Иллюстративные примеры подходящей протонной кислоты включают хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную и их сочетания.
Агент ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания и гидратации сланцев.
В одном аспекте этого иллюстративного варианта воплощения изобретения х имеет среднее значение в пределах от 1 до 25 и предпочтительно от 1 до 10. В другом аспекте этого иллюстративного варианта воплощения изобретения Я и Я' представляют собой алкиленовые группы, содержащие разное количество атомов углерода. Композиция иллюстративного бурового раствора должна быть составлена так, чтобы включать агент ингибирования гидратации сланцев, отличающийся низкой токсичностью и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора. Предпочтительно, когда в представленных иллюстративных вариантах воплощения изобретения водную дисперсионную среду выбирают из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Кроме того, иллюстративные буровые растворы могут содержать агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, включающей органические полимеры, крахмалы и их смеси. Также может быть включен инкапсулирующий агент и предпочтительно инкапсулирующий агент может быть выбран из группы органических и неорганических полимеров и их смесей. Иллюстративный буровой раствор может содержать утяжелитель, выбранный из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей магния, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка и их сочетаний.
Другой иллюстративный вариант воплощения настоящего изобретения включает буровой раствор на водной основе для использования при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды. В таком иллюстративном варианте воплощения изобретения буровой раствор может включать: водную дисперсионную среду, утяжелитель и агент ингибирования гидратации сланцев, выбранный из группы
Η2Ν-ΟΗ^Η2-Ο^Η^Η2-ΝΗ2·| Н' В |ά
Η2N-СΗ2СΗ2СΗ2-Ο-СΗ2СΗ2-Ο-СΗ2СΗ2СΗ2-NΗ2·[Н+Β-]ά МЩ-СЩ-СЩСНзМО-СЩ-СЩСНз^-О-СЩ-СЩ-ОСНзфНЪЪ и их смесей. Группа В- представляет собой сопряженное основание кислоты, предпочтительно выбранной из группы кислот Бренстеда-Лоури, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоты и их сочетания. Значение ά зависит от эквивалентов присутствующей кислоты, а также от рКа кислоты, рКЬ амина и рН композиции бурового раствора. Однако, как правило, ά имеет значение, равное или меньше чем 2. Агент ингибирования гидратации должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
В одном аспекте этого иллюстративного варианта воплощения изобретения водная дисперсионная среда может быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Кроме того, иллюстративные буровые растворы могут содержать агент регулирования водоотдачи, выбранный из органических полимеров, крахмалов и их смесей.
Кроме того, иллюстративный буровой раствор может также содержать инкапсулирующий агент, выбранный из органических и неорганических полимеров и их смесей. Предпочтительно, когда утяжелитель в представленном иллюстративном варианте воплощения настоящего изобретения выбирают из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей магния, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка и их сочетаний.
Настоящее изобретение также включает способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин. В одном иллюстративном варианте воплощения настоящего изобретения этот способ включает циркулирование в подземной скважине в процессе бурения указанной скважины бурового раствора на водной основе, который включает водную дисперсионную среду и агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулу
1Ε\-Β-;ΟΙΒ;..-Υ·|1ΒΒ |ά в которой Я и Я' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от около 1 до около 25 и предпочтительно от около 1 до около 10. Группа Υ представляет собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно первичный амин или метоксигруппу. Группа В- является сопряженным основанием протонной кислоты, предпочтительно выбранной из группы кислот БренстедаЛоури, включающей хлористо-водородную, бромист-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоты и их сочетания. Значение ά зависит от эквивалентов присутствующей кислоты, а также от рКа кислоты, рКЬ амина и рН композиции бурового раствора. Однако, как правило, ά имеет значение равное или меньше чем 2. Как указано выше, агент
- 24 008211 ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания сланцеватой глины. Агент ингибирования гидратации сланцев может дополнительно характеризоваться низкой токсичностью и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора.
Другой иллюстративный вариант воплощения настоящего изобретения включает способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, где способ включает: циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе. Раствор, используемый в иллюстративном способе, имеет композицию, включающую водную дисперсионную среду, утяжелитель и функционально эффективную концентрацию агента ингибирования гидратации сланцев, выбранного из группы
Н2И-СН2СН2-О-СН2СН2-ИН2·| Н' В |ά |В\-С11;С1ВСН;-О-СН;СН;-О-СН;СН;СН;-\1В-|11'В |<
МЩ-СЩ-СНССНзНО-СЩ-СНССНз^-О-СЩ-СЩ-ОСНзфНФ-].!
и смесей этих соединений. Группа В- является сопряженным основанием протонной кислоты, предпочтительно выбранной из группы кислот Бренстеда-Лоури, включающей хлорист-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоты и их сочетания. Значение ά зависит от эквивалентов присутствующей кислоты, а также от рКа кислоты, рКЬ амина и рН композиции бурового раствора. Однако, как правило, ά имеет значение, равное или меньше чем 2. Агент ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания сланцеватых глин. Предпочтительно, когда в этом иллюстративном способе водную дисперсионную среду выбирают из пресной и морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.
Хотя композиции и способы по настоящему изобретения были описаны как предпочтительные варианты осуществления изобретения, специалистам должно быть понятно, что возможны различные варианты описанного способа без отступления от сути и объема изобретения. Все такие замены и модификации, очевидные для специалистов, охватываются объемом и концепцией настоящего изобретения, как представлено ниже в формуле изобретения.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды, при этом буровой раствор включает водную дисперсионную среду;утяжелитель и агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулуН2М-К.-{ОК.'}х-¥фН+В-]<1 в которой Я и Я' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от 1 до 25, иΥ представляет собой амин или алкоксигруппу, иВ- является сопряженным основанием кислоты, и ά имеет значение, равное или меньше чем 2, где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания сланцев.
- 2. Буровой раствор по п.1, где х имеет среднее значение в пределах от 1 до 10.
- 3. Буровой раствор по п.1, где Я и Я' представляют собой алкиленовые группы, содержащие разное количество атомов углерода или одинаковое количество атомов углерода.
- 4. Буровой раствор по п.1, где Н'В- представляет собой протонную кислоту, выбранную из группы, состоящей из органических кислот и неорганических кислот.
- 5. Буровой раствор по п.1, где В- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.
- 6. Буровой раствор по п.1, где агент ингибирования гидратации сланцев дополнительно характеризуется низкой токсичностью и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора.
- 7. Буровой раствор по п.1, где водная дисперсионная среда выбрана из: пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.
- 8. Буровой раствор по п.1, где буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмала и их смесей.
- 9. Буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды, при этом буровой раствор включает водную дисперсионную среду;утяжелитель- 25 008211 и агент ингибирования гидратации сланцев, выбранный из группыН2Ы-СН2СН2-О-СН2СН2-МН2· [НВ^Н2Ы-СН2СН2СН2-О-СН2СН2-О-СН2СН2СН2-МН2· |Н В |ά МН2-СН2-СН(СНз)-(О-СН2-СН(СНз))8-О-СН2-СН2-ОСНз· 111 ' В |,|. где В- является сопряженным основанием протонной кислоты и ά имеет значение равное или меньше чем 2, где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
- 10. Буровой раствор по п.9, где водная дисперсионная среда выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.
- 11. Буровой раствор по п.10, где буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмала и их смесей.
- 12. Буровой раствор по п.11, где буровой раствор дополнительно содержит инкапсулирующий агент, выбранный из группы, состоящей из органических и неорганических полимеров и их смесей.
- 13. Буровой раствор по п.11, где В- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.
- 14. Способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, включающий циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе, который включает водную дисперсионную среду и агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулуН2М-В-{ОВ'}х-¥^[Н+В-]а, в которой В и В представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от 1 до 25, иΥ представляет собой амин или алкоксигруппу, иВ- является сопряженным основанием кислоты, и ά имеет значение равное или меньше чем 2, где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
- 15. Буровой раствор по п.14, где х имеет значение от 1 до 10.
- 16. Буровой раствор по п.15, где В- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.
- 17. Способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, включающий циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе, который включает водную дисперсионную среду, утяжелитель и функционально эффективную концентрацию агента ингибирования гидратации сланцев, выбранного из группыН2Ы-СН2СН2-О-СН2СН2-МН2· |Н'В |άН2Ы-СН2СН2СН2-О-СН2СН2-О-СН2СН2СН2-МН2· |Н В |ά МН2-СН2-СН(СНз)-(О-СН2-СН(СНз))8-О-СН2-СН2-ОСНз· |Н4В |ά.где В- является сопряженным основанием протонной кислоты, и ά имеет значение, равное или меньше чем 2, и где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
- 18. Способ по п.17, где В- является сопряженным основанием протонной кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/195,686 US6857485B2 (en) | 2000-02-11 | 2002-07-15 | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| PCT/US2003/021717 WO2004007897A2 (en) | 2002-07-15 | 2003-07-14 | Shale hydration inhibition agent and method of use |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200500205A1 EA200500205A1 (ru) | 2005-08-25 |
| EA008211B1 true EA008211B1 (ru) | 2007-04-27 |
Family
ID=30114992
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200500205A EA008211B1 (ru) | 2002-07-15 | 2003-07-14 | Агент ингибирования гидратации глинистых сланцев и способ его применения |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6857485B2 (ru) |
| EP (1) | EP1540126A4 (ru) |
| CN (1) | CN100341976C (ru) |
| AU (1) | AU2003251862B2 (ru) |
| BR (1) | BR0312687A (ru) |
| CA (1) | CA2492797C (ru) |
| EA (1) | EA008211B1 (ru) |
| EC (1) | ECSP055598A (ru) |
| MX (1) | MXPA05000623A (ru) |
| NO (1) | NO20050453L (ru) |
| WO (1) | WO2004007897A2 (ru) |
Families Citing this family (61)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080064613A1 (en) * | 2006-09-11 | 2008-03-13 | M-I Llc | Dispersant coated weighting agents |
| US6831043B2 (en) * | 2002-01-31 | 2004-12-14 | M-I Llc | High performance water based drilling mud and method of use |
| US7084092B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-08-01 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| US7192907B2 (en) * | 2003-09-03 | 2007-03-20 | M-I L.L.C. | High performance water-based drilling mud and method of use |
| US7879767B2 (en) * | 2004-06-03 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Additives for hydrate inhibition in fluids gelled with viscoelastic surfactants |
| CA2574015C (en) * | 2004-08-06 | 2012-08-28 | Lamberti S.P.A. | Clay inhibitors for the drilling industry |
| US20100222241A1 (en) * | 2004-08-06 | 2010-09-02 | Lamberti Spa | Clay Inhibitors for the Drilling Industry |
| WO2006041822A2 (en) | 2004-10-05 | 2006-04-20 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| US7312183B2 (en) * | 2004-10-05 | 2007-12-25 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| US8397171B2 (en) | 2006-03-31 | 2013-03-12 | Reaearch In Motion Limited | User interface methods and apparatus for controlling the visual display of maps having selectable map elements in mobile communication devices |
| US8544565B2 (en) * | 2007-01-23 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Lost circulation control fluids for naturally fractured carbonate formations |
| US7942215B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluids for oil and gas reservoirs with high carbonate contents |
| DE102007020778A1 (de) * | 2007-05-03 | 2008-11-06 | Giesecke & Devrient Gmbh | Vorrichtung zur Handhabung von Wertdokumenten |
| US8020617B2 (en) | 2007-09-11 | 2011-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment to inhibit fines migration |
| ITVA20070085A1 (it) | 2007-11-21 | 2009-05-22 | Lamberti Spa | Inibitori di rigonfiamento di argille |
| WO2009120875A2 (en) * | 2008-03-26 | 2009-10-01 | Shrieve Chemical Products, Inc. | Shale hydration inhibition agent(s) and method of use |
| CN101531888B (zh) * | 2009-03-05 | 2010-12-29 | 荆州市伟创化工科技有限公司 | 一种钻井液用页岩抑制剂及其制备方法 |
| US9034801B2 (en) | 2010-10-13 | 2015-05-19 | Lamberti Spa | Clay inhibitors for the drilling industry |
| US8466092B2 (en) | 2010-10-13 | 2013-06-18 | Lamberti Spa | Clay inhibitors for the drilling industry |
| IT1402351B1 (it) | 2010-10-13 | 2013-08-30 | Lamberti Spa | Inibitori di argille per l'industria petrolifera. |
| CN102226075A (zh) * | 2011-04-21 | 2011-10-26 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 无固相强抑制性钻井液的配方和制备方法 |
| FR2986798B1 (fr) * | 2012-02-14 | 2014-01-31 | Rhodia Operations | Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procedes mettant en oeuvre ledit agent |
| AU2013280840B2 (en) | 2012-06-25 | 2016-06-30 | Dow Global Technologies Llc | Glycol ether amines for use as clay and shale inhibition agents for the drilling industry |
| RU2015105385A (ru) | 2012-07-18 | 2016-09-10 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Моно-четвертичные аминоспирты для применения в качестве ингибиторов глины и сланца для буровой промышленности |
| MX2015000902A (es) | 2012-07-20 | 2015-04-10 | Dow Global Technologies Llc | Agentes de inhibicion de arcilla y esquisto mejorados y metodo de uso. |
| CN103897676B (zh) * | 2012-12-27 | 2017-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 烷基酚醚羧酸盐油基钻井液 |
| US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
| US10407988B2 (en) | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| EP2954026B1 (en) | 2013-02-07 | 2019-03-06 | Dow Global Technologies LLC | Polyaminopolyamide-epichlorohydrin resins for use as clay and shale inhibition agents for the drilling industry |
| AU2014241193B2 (en) | 2013-03-28 | 2016-10-20 | The Procter And Gamble Company | Cleaning compositions containing a polyetheramine |
| US9164018B2 (en) | 2013-04-01 | 2015-10-20 | Saudi Arabian Oil Company | Method for prediction of inhibition durability index of shale inhibitors and inhibitive drilling mud systems |
| ITVA20130030A1 (it) | 2013-05-29 | 2014-11-30 | Lamberti Spa | Inibitori di argille |
| CA2918838C (en) | 2013-08-26 | 2018-07-24 | The Procter & Gamble Company | Cleaning compositions containing a polyetheramine |
| CN103773353A (zh) * | 2014-02-21 | 2014-05-07 | 亿城淄博石油陶粒制造有限公司 | 水基压裂用粘土稳定剂及其制备方法和应用 |
| US9719052B2 (en) | 2014-03-27 | 2017-08-01 | The Procter & Gamble Company | Cleaning compositions containing a polyetheramine |
| CA2940405A1 (en) | 2014-03-27 | 2015-10-01 | The Procter & Gamble Company | Cleaning compositions containing a polyetheramine |
| US10081750B2 (en) | 2014-04-23 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clay stabilization with control of migration of clays and fines |
| US10988657B2 (en) * | 2014-07-01 | 2021-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clay stabilizers |
| WO2016019281A1 (en) * | 2014-07-31 | 2016-02-04 | M-I L.L.C. | High performance water based fluid |
| US10294410B2 (en) | 2014-07-31 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Guanidine- or guanidinium-containing compounds for treatment of subterranean formations |
| CN104194743B (zh) * | 2014-08-19 | 2015-06-10 | 北京培康佳业技术发展有限公司 | 油田钻井液用防塌剂及其制备方法与应用 |
| WO2016041697A1 (en) | 2014-09-15 | 2016-03-24 | Basf Se | Salts of etheramines and polymeric acid |
| US9617502B2 (en) | 2014-09-15 | 2017-04-11 | The Procter & Gamble Company | Detergent compositions containing salts of polyetheramines and polymeric acid |
| CA2958655C (en) | 2014-09-25 | 2018-09-18 | The Procter & Gamble Company | Cleaning compositions containing a polyetheramine |
| US9631163B2 (en) | 2014-09-25 | 2017-04-25 | The Procter & Gamble Company | Liquid laundry detergent composition |
| US9752101B2 (en) | 2014-09-25 | 2017-09-05 | The Procter & Gamble Company | Liquid laundry detergent composition |
| WO2016049388A1 (en) | 2014-09-25 | 2016-03-31 | The Procter & Gamble Company | Fabric care compositions containing a polyetheramine |
| US9388368B2 (en) | 2014-09-26 | 2016-07-12 | The Procter & Gamble Company | Cleaning compositions containing a polyetheramine |
| WO2016057746A1 (en) | 2014-10-08 | 2016-04-14 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibitor and method of use |
| ITUB20150203A1 (it) | 2015-02-17 | 2016-08-17 | Lamberti Spa | Inibitori di scisti |
| US9969921B2 (en) | 2015-03-12 | 2018-05-15 | Hercules Llc | Oil and gas treatment composition comprising hydroxyethyl cellulose and crosslinked polyvinylpyrrolidone |
| MX2017012744A (es) * | 2015-04-03 | 2018-03-07 | Hppe Llc | Composiciones y metodos para la estabilizacion de suelos que contengan arcilla. |
| US20170275565A1 (en) | 2016-03-24 | 2017-09-28 | The Procter & Gamble Company | Compositions containing an etheramine |
| CN106190064A (zh) * | 2016-07-07 | 2016-12-07 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种钻井液用聚胺类抑制剂的制备方法 |
| EP3533969A1 (en) * | 2018-03-01 | 2019-09-04 | ETH Zürich | Admixture for preventing swelling of anhydrite containing rock material |
| CN111320972B (zh) * | 2018-12-13 | 2022-11-18 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种酰胺胺基壳聚糖及其制备方法和钻井液 |
| CA3142878A1 (en) | 2019-06-19 | 2020-12-24 | Huntsman Petrochemical Llc | Synergistic performance of amine blends in shale control |
| CN110982496B (zh) * | 2019-12-24 | 2022-04-08 | 中国海洋石油集团有限公司 | 油基钻井液及其制备方法和防沉降稳定剂的制备方法 |
| CA3109490C (en) | 2020-05-05 | 2023-05-23 | Syncrude Canada Ltd. In Trust For The Owners Of The Syncrude Project As Such Owners Exist Now And In The Future | Methods for processing oil sands containing swelling clays |
| IT202100002456A1 (it) | 2021-02-04 | 2022-08-04 | Lamberti Spa | Inibitori dell’idratazione di scisti e fluidi di trattamento sotterraneo che li contengono |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3404165A (en) * | 1966-01-10 | 1968-10-01 | Ashland Oil Inc | Acid salts of ether diamines |
| US4519922A (en) * | 1983-03-21 | 1985-05-28 | Halliburton Company | Environmentally compatible high density drill mud or blow-out control fluid |
| US5211250A (en) * | 1992-01-21 | 1993-05-18 | Conoco Inc. | Method for stabilizing boreholes |
| US5593952A (en) * | 1995-04-12 | 1997-01-14 | Baker Hughes Incorporated | Amphoteric acetates and glycinates as shale stabilizing surfactants for aqueous well fluids |
| US5908814A (en) * | 1991-10-28 | 1999-06-01 | M-I L.L.C. | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
Family Cites Families (57)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA876019A (en) | 1971-07-20 | G. Schweiger Richard | Drilling fluid and method | |
| US3123559A (en) * | 1964-03-03 | Hccjhio | ||
| US2960464A (en) * | 1957-07-08 | 1960-11-15 | Texaco Inc | Drilling fluid |
| SU486128A2 (ru) | 1970-07-30 | 1975-09-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Инвертный эмульсионный буровой раствор |
| US3726796A (en) | 1971-06-03 | 1973-04-10 | Kelco Co | Drilling fluid and method |
| US3928695A (en) | 1974-06-28 | 1975-12-23 | Dow Chemical Co | Odorless electroconductive latex composition |
| US4374739A (en) | 1976-08-13 | 1983-02-22 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4366071A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4366074A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4366072A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US4383933A (en) | 1981-01-30 | 1983-05-17 | Petrolite Corporation | Organo titanium complexes |
| US4440649A (en) * | 1982-01-28 | 1984-04-03 | Halliburton Company | Well drilling and completion fluid composition |
| CA1185779A (en) | 1982-07-12 | 1985-04-23 | Arthur S. Teot | Aqueous wellbore service fluids |
| DE3238394A1 (de) | 1982-10-16 | 1984-04-19 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | Biozide zubereitungen, die quaternaere ammoniumverbindungen enthalten |
| FR2544326B1 (fr) * | 1983-04-18 | 1987-01-16 | Produits Ind Cie Fse | Procede et agents pour le controle du gonflement des argiles en presence d'eau de mer et boues a base d'argile |
| US4526693A (en) * | 1983-05-16 | 1985-07-02 | Halliburton Co. | Shale and salt stabilizing drilling fluid |
| GB2164370B (en) | 1984-09-11 | 1988-01-27 | Shell Int Research | Drilling fluid |
| US4710586A (en) | 1984-10-17 | 1987-12-01 | Dresser Industries, Inc. | Fluid loss additives for oil base muds and low fluid loss compositions thereof |
| US4637883A (en) | 1984-10-17 | 1987-01-20 | Dresser Industries, Inc. | Fluid loss additives for oil base muds and low fluid loss compositions thereof |
| JPS61137846A (ja) | 1984-11-21 | 1986-06-25 | アトランテイツク・リツチフイールド・カンパニー | アルコキシル化第四級アンモニウム化合物 |
| US4605772A (en) | 1984-12-24 | 1986-08-12 | The Dow Chemical Company | Process for preparing N-alkane-N-alkanolamines |
| US4889645A (en) | 1985-02-08 | 1989-12-26 | Union Camp Corporation | Substituted-ammonium humate fluid loss control agents for oil-based drilling muds |
| GB8511416D0 (en) | 1985-05-04 | 1985-06-12 | Perchem Ltd | Organoclays |
| SU1320220A1 (ru) | 1986-02-12 | 1987-06-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Способ получени структурообразовател дл буровых растворов на углеводородной основе |
| US4713183A (en) | 1986-03-12 | 1987-12-15 | Dresser Industries, Inc. | Oil based drilling fluid reversion |
| DE3629510A1 (de) | 1986-08-29 | 1988-03-03 | Henkel Kgaa | Mittel zur pflege und nachbehandlung der haare |
| US4767549A (en) | 1986-09-16 | 1988-08-30 | Usg Interiors, Inc. | Dispersant coated mineral fiber in a drilling fluid |
| GB8630295D0 (en) | 1986-12-18 | 1987-01-28 | Shell Int Research | Drilling fluid |
| FR2612916B1 (fr) | 1987-03-27 | 1991-02-15 | Elf Aquitaine | Traitement des rejets d'eaux de bourbiers contenant des lignosulfonates |
| US4828726A (en) | 1987-09-11 | 1989-05-09 | Halliburton Company | Stabilizing clayey formations |
| US5066753A (en) | 1987-12-21 | 1991-11-19 | Exxon Research And Engineering Company | Polymerizable cationic viscoelastic monomer fluids |
| US4847342A (en) | 1987-12-21 | 1989-07-11 | Exxon Research And Engineering Company | Cationic-hydrogen bonding type hydrophobically associating copolymers |
| EP0330379A3 (en) | 1988-02-26 | 1990-04-18 | The British Petroleum Company p.l.c. | Cleansing compositions |
| US4842073A (en) | 1988-03-14 | 1989-06-27 | Halliburton Services | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
| US4990270A (en) | 1988-12-19 | 1991-02-05 | Meister John J | Water soluble graft copolymers of lignin methods of making the same and uses therefore |
| US4940764A (en) | 1988-12-19 | 1990-07-10 | Meister John J | Water soluble graft copolymers of lignin and methods of making the same |
| US4913585A (en) | 1988-12-21 | 1990-04-03 | Tricor Envirobonds, Ltd. | Method of treating solids containing waste fluid |
| US5112603A (en) | 1988-12-30 | 1992-05-12 | Miranol Inc. | Thickening agents for aqueous systems |
| US5026490A (en) | 1990-08-08 | 1991-06-25 | Exxon Research & Engineering | Zwitterionic functionalized polymers as deflocculants in water based drilling fluids |
| US5089151A (en) | 1990-10-29 | 1992-02-18 | The Western Company Of North America | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
| US5099923A (en) | 1991-02-25 | 1992-03-31 | Nalco Chemical Company | Clay stabilizing method for oil and gas well treatment |
| US5097904A (en) | 1991-02-28 | 1992-03-24 | Halliburton Company | Method for clay stabilization with quaternary amines |
| TW271448B (ru) | 1991-07-18 | 1996-03-01 | Lubrizol Corp | |
| FR2679574B1 (fr) | 1991-07-25 | 1993-11-12 | Aussedat Rey | Composition pour rendre, un support a caractere papetier ou textile, resistant a l'eau, a l'huile et aux solvants, support traite et procede de realisation du support traite. |
| US5424284A (en) | 1991-10-28 | 1995-06-13 | M-I Drilling Fluids Company | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
| US5350740A (en) | 1991-10-28 | 1994-09-27 | M-1 Drilling Fluids Company | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
| EP0545677A1 (en) | 1991-12-06 | 1993-06-09 | Halliburton Company | Well drilling fluids and methods |
| CA2088344C (en) | 1992-04-10 | 2004-08-03 | Arvind D. Patel | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
| CA2126938A1 (en) | 1993-07-02 | 1995-01-03 | Arvind D. Patel | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
| US5558171A (en) * | 1994-04-25 | 1996-09-24 | M-I Drilling Fluids L.L.C. | Well drilling process and clay stabilizing agent |
| WO1995030722A1 (en) * | 1994-05-04 | 1995-11-16 | The Burwood Corporation Limited | Surfactant composition |
| US5771971A (en) * | 1996-06-03 | 1998-06-30 | Horton; David | Clay stabilizing agent and a method of use in subterranean formations to inhibit clay swelling |
| US6339048B1 (en) * | 1999-12-23 | 2002-01-15 | Elementis Specialties, Inc. | Oil and oil invert emulsion drilling fluids with improved anti-settling properties |
| US6609578B2 (en) * | 2000-02-11 | 2003-08-26 | Mo M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| US6484821B1 (en) * | 2000-11-10 | 2002-11-26 | M-I L.L.C. | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| US6247543B1 (en) | 2000-02-11 | 2001-06-19 | M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| WO2001088334A2 (en) * | 2000-05-15 | 2001-11-22 | Bj Services Company | Well service composition and method |
-
2002
- 2002-07-15 US US10/195,686 patent/US6857485B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-07-14 AU AU2003251862A patent/AU2003251862B2/en not_active Ceased
- 2003-07-14 BR BR0312687-0A patent/BR0312687A/pt not_active Application Discontinuation
- 2003-07-14 MX MXPA05000623A patent/MXPA05000623A/es active IP Right Grant
- 2003-07-14 CA CA2492797A patent/CA2492797C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-14 WO PCT/US2003/021717 patent/WO2004007897A2/en active IP Right Grant
- 2003-07-14 EP EP03764502A patent/EP1540126A4/en not_active Ceased
- 2003-07-14 EA EA200500205A patent/EA008211B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-07-14 CN CNB038218658A patent/CN100341976C/zh not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-01-26 NO NO20050453A patent/NO20050453L/no not_active Application Discontinuation
- 2005-02-14 EC EC2005005598A patent/ECSP055598A/es unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3404165A (en) * | 1966-01-10 | 1968-10-01 | Ashland Oil Inc | Acid salts of ether diamines |
| US4519922A (en) * | 1983-03-21 | 1985-05-28 | Halliburton Company | Environmentally compatible high density drill mud or blow-out control fluid |
| US5908814A (en) * | 1991-10-28 | 1999-06-01 | M-I L.L.C. | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
| US5211250A (en) * | 1992-01-21 | 1993-05-18 | Conoco Inc. | Method for stabilizing boreholes |
| US5593952A (en) * | 1995-04-12 | 1997-01-14 | Baker Hughes Incorporated | Amphoteric acetates and glycinates as shale stabilizing surfactants for aqueous well fluids |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200500205A1 (ru) | 2005-08-25 |
| EP1540126A2 (en) | 2005-06-15 |
| BR0312687A (pt) | 2005-05-24 |
| NO20050453L (no) | 2005-02-15 |
| CN100341976C (zh) | 2007-10-10 |
| AU2003251862A1 (en) | 2004-02-02 |
| AU2003251862B2 (en) | 2007-03-29 |
| EP1540126A4 (en) | 2009-10-28 |
| CA2492797C (en) | 2011-06-28 |
| ECSP055598A (es) | 2005-04-18 |
| WO2004007897A3 (en) | 2004-08-05 |
| WO2004007897A2 (en) | 2004-01-22 |
| US20030106718A1 (en) | 2003-06-12 |
| CN1681902A (zh) | 2005-10-12 |
| US6857485B2 (en) | 2005-02-22 |
| MXPA05000623A (es) | 2005-04-25 |
| CA2492797A1 (en) | 2004-01-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA008211B1 (ru) | Агент ингибирования гидратации глинистых сланцев и способ его применения | |
| CA2447770C (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
| CA2425776C (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
| EP1257610B1 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
| US5424284A (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
| US7494958B2 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
| US7084092B2 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
| EA010505B1 (ru) | Высокопроизводительный водный буровой раствор и его применение | |
| EP0634468A1 (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
| CA2088344C (en) | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration | |
| CA2581891C (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
| CA2727093C (en) | Low conductivity water based wellbore fluid | |
| US8298996B2 (en) | Low toxicity shale hydration inhibition agent and method of use | |
| AU2002220263B2 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
| AU2002310417A1 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use | |
| AU2002220263A1 (en) | Shale hydration inhibition agent and method of use |
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): BY KG MD TJ |
|
| 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 KZ TM RU |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ |