EA011177B1 - Добавка для снижения крутящего момента на бурильную колонну - Google Patents
Добавка для снижения крутящего момента на бурильную колонну Download PDFInfo
- Publication number
- EA011177B1 EA011177B1 EA200701078A EA200701078A EA011177B1 EA 011177 B1 EA011177 B1 EA 011177B1 EA 200701078 A EA200701078 A EA 200701078A EA 200701078 A EA200701078 A EA 200701078A EA 011177 B1 EA011177 B1 EA 011177B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- solid particles
- barite
- polymer
- composition according
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000000654 additive Substances 0.000 title description 8
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 116
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 112
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 100
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 94
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 92
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 92
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 73
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims abstract description 30
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 25
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 22
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 18
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000010450 olivine Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910052609 olivine Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 70
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 9
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 9
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 claims description 7
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 6
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- -1 fatty acid esters Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 3
- 238000000227 grinding Methods 0.000 abstract description 22
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 9
- 230000005484 gravity Effects 0.000 abstract 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 31
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 29
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 24
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 24
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 21
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 16
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 14
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 13
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 11
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 10
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 10
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 10
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 9
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 9
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 9
- 239000002585 base Substances 0.000 description 8
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 7
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 7
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 7
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 6
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 6
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- IZRICFNDFRWBBG-UHFFFAOYSA-N ethenesulfonic acid;3-hydroxypropyl prop-2-enoate Chemical compound OS(=O)(=O)C=C.OCCCOC(=O)C=C IZRICFNDFRWBBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 5
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 5
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 5
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- XJRBAMWJDBPFIM-UHFFFAOYSA-N methyl vinyl ether Chemical compound COC=C XJRBAMWJDBPFIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 4
- 238000003878 thermal aging Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- PWGIEBRSWMQVCO-UHFFFAOYSA-N phosphono prop-2-enoate Chemical class OP(O)(=O)OC(=O)C=C PWGIEBRSWMQVCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 238000001238 wet grinding Methods 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OHBKNWDVVSUTRV-UHFFFAOYSA-N 1-(prop-2-enoylamino)propane-2-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C(C)CNC(=O)C=C OHBKNWDVVSUTRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 2
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 239000012669 liquid formulation Substances 0.000 description 2
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- KMNONFBDPKFXOA-UHFFFAOYSA-N prop-2-enamide;styrene Chemical class NC(=O)C=C.C=CC1=CC=CC=C1 KMNONFBDPKFXOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MRXVCTWDXRBVLW-UHFFFAOYSA-N prop-2-enoylsulfamic acid Chemical compound OS(=O)(=O)NC(=O)C=C MRXVCTWDXRBVLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 2
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 1-palmitoyl-2-arachidonoyl-sn-glycero-3-phosphocholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)OC(=O)CCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCC IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 0.000 description 1
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000609240 Ambelania acida Species 0.000 description 1
- 101100289989 Drosophila melanogaster alpha-Man-Ia gene Proteins 0.000 description 1
- 101150021286 MAS1 gene Proteins 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001441723 Takifugu Species 0.000 description 1
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000010905 bagasse Substances 0.000 description 1
- 239000010427 ball clay Substances 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 210000000481 breast Anatomy 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 208000018459 dissociative disease Diseases 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000010696 ester oil Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007794 irritation Effects 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000787 lecithin Substances 0.000 description 1
- 229940067606 lecithin Drugs 0.000 description 1
- 235000010445 lecithin Nutrition 0.000 description 1
- 239000006249 magnetic particle Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 150000005217 methyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003415 peat Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 150000003904 phospholipids Chemical class 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 150000003459 sulfonic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000009941 weaving Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M173/00—Lubricating compositions containing more than 10% water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M171/00—Lubricating compositions characterised by purely physical criteria, e.g. containing as base-material, thickener or additive, ingredients which are characterised exclusively by their numerically specified physical properties, i.e. containing ingredients which are physically well-defined but for which the chemical nature is either unspecified or only very vaguely indicated
- C10M171/06—Particles of special shape or size
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M173/00—Lubricating compositions containing more than 10% water
- C10M173/02—Lubricating compositions containing more than 10% water not containing mineral or fatty oils
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M2201/00—Inorganic compounds or elements as ingredients in lubricant compositions
- C10M2201/06—Metal compounds
- C10M2201/062—Oxides; Hydroxides; Carbonates or bicarbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M2201/00—Inorganic compounds or elements as ingredients in lubricant compositions
- C10M2201/08—Inorganic acids or salts thereof
- C10M2201/084—Inorganic acids or salts thereof containing sulfur, selenium or tellurium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M2201/00—Inorganic compounds or elements as ingredients in lubricant compositions
- C10M2201/10—Compounds containing silicon
- C10M2201/102—Silicates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M2209/00—Organic macromolecular compounds containing oxygen as ingredients in lubricant compositions
- C10M2209/02—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C10M2209/08—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds containing monomers having an unsaturated radical bound to a carboxyl radical, e.g. acrylate type
- C10M2209/084—Acrylate; Methacrylate
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
- C10N2010/00—Metal present as such or in compounds
- C10N2010/04—Groups 2 or 12
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
- C10N2010/00—Metal present as such or in compounds
- C10N2010/14—Group 7
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
- C10N2010/00—Metal present as such or in compounds
- C10N2010/16—Groups 8, 9, or 10
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
- C10N2020/00—Specified physical or chemical properties or characteristics, i.e. function, of component of lubricating compositions
- C10N2020/01—Physico-chemical properties
- C10N2020/055—Particles related characteristics
- C10N2020/06—Particles of special shape or size
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
- C10N2030/00—Specified physical or chemical properties which is improved by the additive characterising the lubricating composition, e.g. multifunctional additives
- C10N2030/06—Oiliness; Film-strength; Anti-wear; Resistance to extreme pressure
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
- C10N2040/00—Specified use or application for which the lubricating composition is intended
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10N—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASS C10M RELATING TO LUBRICATING COMPOSITIONS
- C10N2050/00—Form in which the lubricant is applied to the material being lubricated
- C10N2050/015—Dispersions of solid lubricants
Abstract
Рассматривается способ снижения крутящего момента бурильной колонны, используемой в бурении подземной скважины, который включает введение в буровую жидкость композиции, включающей основную жидкость и коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием. Коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием включает твердые частицы, имеющие средневзвешенный диаметр частиц (d) менее 10 мкм, и полимерный диспергатор, нанесенный на поверхность твердых частиц в процессе дробления (т.е. измельчения), используемого для получения коллоидальных частиц. Полимерным диспергатором может быть водорастворимый полимер, имеющий молекулярную массу по меньшей мере 2000 Да. Твердый дисперсный материал может быть выбран из материалов, имеющих относительную плотность по меньшей мере 2,68, и предпочтительно тертый дисперсный материал может быть выбран из сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, сульфата стронция, их комбинаций и смесей их и других подобных твердых материалов, которые должны быть известны специалисту в данной области техники.
Description
При бурении газовых и нефтяных скважин композиции жидкости с множеством свойств, включая смазывающую способность, прокачивают насосом вниз в скважину через бурильную колонну и наружу через сопла в буровом долоте, так что буровая жидкость циркулирует вверх через кольцевое пространство между вращающейся бурильной колонной и пластом породы. Функциями указанных буровых жидкостей, или «буровых растворов», являются охлаждение и смазывание бурового долота и бурильной колонны, вынос кусков породы от бурения на поверхность, регулирование и снижение потерь жидкости в пластах породы и поддержание и защита ствола скважины до тех пор, пока металлическое крепление не цементируется на месте (т.е. создается прочный ствол).
Смазывающая способность бурового раствора (для достижения минимального крутящего момента и сопротивления) и токсичность бурового раствора (для скважин в областях, чувствительных к окружающей среде, таких как морское бурение) являются главными моментами при выборе рецептуры буровой жидкости. Основная масса буровых жидкостей может быть разделена на две главные категории: водосодержащие и маслянистые. Большинство буровых жидкостей, используемых сегодня, являются водосодержащими, т.е. они содержат воду в качестве внешней непрерывной фазы. Хотя маслянистые буровые жидкости, включающие так называемые синтетику содержащие жидкости, имеют предпочтительные характеристики, недостатками являются высокая стоимость и плохое соответствие окружающей среде в отдельных областях мира.
Смазывающая способность буровой жидкости является важным фактором в экономике в бурении скважин и измеряется при определении влияния жидкости на коэффициент трения между движущейся частью, такой как бурильная колонна, и поверхностью в контакте с движущейся частью. Чем ниже коэффициент трения, тем больше смазывающая способность. Смазывающая способность буровой жидкости определяет способность жидкости к снижению крутящего момента и сил сопротивления в процессе операции бурения.
Существующая техника заполнена информацией о различных смазочных материалах, используемых для снижения крутящего момента бурильной колонны. Для способствования снижению крутящего момента в буровые жидкости вводят, например, различные типы углеводородов, синтетические масла, сложные эфиры, жирные кислоты, природные масла, мыла и другие соединения. Для снижения коэффициента трения в водосодержащие буровые жидкости часто вводят органические маслосодержащие смазочные материалы. Снижение трения в процессе бурения является особенно важным в операциях бурения, когда ствол скважины является невертикальным. Эмульгаторы и поверхностно-активные вещества обычно вводят в буровые жидкости для поддержания их маслосодержащих водонерастворимых смазочных компонентов суспендированными в виде капель в водосодержащих жидкостях и для предотвращения их выделения и слияния. Указанные смазочные материалы могут увеличить уровень токсичности и раздражения жидкостей.
В дополнение к жидким смазочным материалам в водосодержащие буровые жидкости для увеличения их смазывающей способности могут также вводиться твердые частицы или шарики микронного размера. Некоторыми характерными примерами данного типа смазочной системы являются:
(1) износостойкие и стойкие к разрушению, термостойкие и химически инертные керамические сферы;
(2) пластиковые шарики, например шарики, выполненные из сополимера дивинилбензола и стирола;
(3) магнитные частицы с полимерным покрытием в форме шариков для облегчения удаления и рециклирования указанных шариковых композиций;
(4) химически стойкие известь-кремнеземные стеклянные шарики;
(5) упругие графитоуглеродные частицы;
(6) целлюлоза, торф или багасса, содержащие адсорбированные маслосодержащие жидкие смазочные материалы;
(7) смеси графита, силиката и кремниевых материалов.
Общие трудности для вышеуказанных твердых смазочных материалов заключаются в экологических соображениях при использовании водосодержащих буровых жидкостей и при наполнении буровой жидкости твердыми материалами. Кроме того, должно быть понятно, что введение твердых материалов, которые не способствуют утяжелению жидкости, может дать возрастание проблем неутяжеленной жидкости относительно раздува или коллапса стенки. Другой проблемой, имеющей место в случае твердых смазочных веществ, является небольшой диаметр отверстий, присутствующих в клапанах, и другое используемое оборудование контроля потока и давления может предотвратить использование твердых дисперсных смазочных веществ, поскольку указанные материалы блокируют и закупоривают узкие сечения. Более серьезным вопросом является то, что твердые материалы могут быть трудными для удаления из ствола скважины и, таким образом, вызывают повреждение пласта. Несмотря на непрерывные усилия в данной области сохраняется и существует насущная потребность в жидкостях, которые снижают крутящий момент бурильной колонны и не имеют проблем оседания твердых частиц, высокой вязкости и сниженной общей массы жидкости.
- 1 011177
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение в общем относится к жидкостям, используемым для снижения крутящего момента бурильной колонны, а также к способам получения и способам применения таких жидкостей. Жидкости настоящего изобретения включают коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием, который покрыт полимером, введенным в процессе дробления (т.е. измельчения) для получения коллоидального твердого материала с полимерным покрытием.
Один иллюстративный вариант настоящего изобретения включает способ снижения крутящего момента у вращающегося компонента бурильной колонны. В таком иллюстративном способе способ включает введение в буровую жидкость композиции, включающей основную жидкость и коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием. Коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием включает твердые частицы, покрытые полимерным диспергатором, адсорбированным на поверхности твердых частиц. Полимерный диспергатор адсорбируется на поверхности твердых частиц в процессе дробления (т.е. измельчения), используемого для получения коллоидального твердого материала с полимерным покрытием. Основная жидкость, используемая в вышеуказанном иллюстративном варианте, может быть водосодержащей жидкостью или маслянистой жидкостью и предпочтительно выбрана из воды, соляного рассола, дизельного топлива, минерального масла, белого масла, н-алканов, синтетических масел, насыщенных и ненасыщенных поли(альфа-олефинов), эфиров жирных карбоновых кислот и комбинаций и смесей их и подобных жидкостей, которые должны быть известны специалисту в данной области техники. Подходящие и иллюстративные коллоидальные твердые материалы выбраны так, что твердые частицы состоят из материала относительной плотности по меньшей мере 2,68 и предпочтительно выбраны из сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, сульфата стронция, комбинаций и смесей их и других подходящих материалов, которые должны быть известны специалисту в данной области техники. В одном предпочтительном и иллюстративном варианте коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием имеет средневзвешенный диаметр частиц (ά50) менее 10 мкм. Другой предпочтительный и иллюстративный вариант является таким, что по меньшей мере 50% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм и более предпочтительно по меньшей мере 80% твердых частиц имеют диаметр менее 5 мкм. Альтернативно, распределение частиц по диаметру в одном иллюстративном варианте является таким, что более 25% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм и более предпочтительно более 50% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм. Полимерный диспергатор, используемый в одном иллюстративном и предпочтительном варианте, представляет собой полимер молекулярной массы не менее 2000 Да. В другом более предпочтительном и иллюстративном варианте полимерным диспергатором является водорастворимый полимер, который является гомополимером или сополимером мономеров, выбранных из группы, содержащей акриловую кислоту, итаконовую кислоту, малеиновую кислоту или малеиновый ангидрид, гидроксипропилакрилатвинилсульфоновую кислоту, акриламидо-2-пропансульфоновую кислоту, акриламид, стиролсульфоновую кислоту, акрилфосфатные сложные эфиры, простой метилвиниловый эфир и винилацетат, и где кислотные мономеры также могут быть нейтрализованы до соли.
Настоящее изобретение также относится к смазочной композиции, которая включает основную жидкость и коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием. Рецептура коллоидального твердого материала с полимерным покрытием составляется таким образом, чтобы включать твердые частицы, покрытые полимерным диспергатором, адсорбированным на поверхности коллоидальных твердых частиц.
Указанные и другие характеристики настоящего изобретения более полно представлены в последующем описании предпочтительных или иллюстративных вариантов настоящего изобретения.
Краткое описание чертежа
Описание представлено со ссылкой на прилагаемый чертеж, на котором графически представлено распределение по диаметру частиц коллоидального барита настоящего изобретения по сравнению с АИН-баритом.
Описание иллюстративных вариантов
Новым и неизвестным аспектом настоящего изобретения является двойная роль, которую коллоидальные частицы играют в буровой жидкости. Другими словами, коллоидальные частицы с полимерным покрытием могут служить как утяжелителем, так и смазочным веществом. Двойная роль материала является неизвестной в отрасли бурения, потому что ранее функциональности утяжелителя и смазочного вещества были различными.
Специалист в данной области техники заметит, что указанные выше твердые смазочные вещества имеют меньшую плотность, чем традиционно используемые утяжелители. Например, графит минерального происхождения имеет относительную плотность от примерно 2,09 до 2,25. Напротив, традиционные утяжелители, такие как барит, имеют относительную плотность примерно 4,50, гематит имеет относительную плотность примерно 5,3. Согласно одному предпочтительному варианту настоящего изобретения смазочное вещество/утяжелитель настоящего изобретения образуется из частиц, которые состоят из материала с относительной плотностью не менее 2,68. Таким образом, частицы могут служить как комбинация смазочного вещества и утяжелителя. Материалы с относительной плотностью более 2,68, кол
- 2 011177 лоидальные твердые частицы из которых составляют один аспект настоящего изобретения, включают один или более материалов, выбранных из (но без ограничения) сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита или других железных руд, оливина, сидерита, сульфата стронция. Обычно самая низкая вязкость жидкости ствола скважины при любой частной плотности получается при использовании коллоидальных частиц самой высокой плотности. Однако на выбор продукта могут влиять другие соображения, такие как стоимость, локальная доступность и энергия, требуемая для измельчения.
Специалист в данной области техники также поймет и заметит, что традиционные утяжелители, такие как порошкообразный сульфат бария («барит»), имеют минимальное воздействие на снижение крутящего момента бурильной колонны. Физически традиционные утяжелители используются благодаря их высокой плотности и имеют средний диаметр частиц (б50) в интервале 10-30 мкм. Специалисту в данной области техники должно быть известно, что свойства традиционных утяжелителей и барита, в частности, подвергаются строгому качественному контролю параметров, установленному Американским институтом нефти ((АИН) (ΑΡΙ)). Суспендирование указанных материалов адекватно требует введения гелеобразователя, или загустителя, такого как бентонит для водосодержащих жидкостей или органически модифицированный бентонит для маслосодержащих жидкостей. Полимерные загустители, такие как ксантановая смола, обычно вводятся для замедления скорости осаждения традиционного утяжелителя. Поэтому является очень неожиданным, что продукты данного изобретения, которые содержат твердые коллоидальные частицы, которые покрыты полимерным дефлокулирующим веществом, или диспергатором, дают жидкости, которые содержат твердые вещества высокой плотности, которые также снижают крутящий момент вращающихся частей бурильной колонны без увеличения седиментации, или оседания.
Добавки данного изобретения содержат диспергированные твердые коллоидальные частицы, которые покрыты полимерным дефлокулирующим веществом, или диспергатором. Малый размер частиц обеспечивает суспензии, или пульпы, которые имеют сниженную тенденцию к седиментации, или оседанию, тогда как полимерный диспергатор на поверхности частиц регулирует взаимодействие между частицами. Комбинация малого размера частиц и регулирования коллоидальных взаимодействий согласует два назначения высокой плотности и увеличенной смазывающей способности.
Согласно настоящему изобретению полимерный диспергатор наносится на поверхность дисперсного утяжелителя в процессе измельчения, используемого для формования коллоидальных частиц. Предполагается, что в процессе измельчения поверхности вновь обработанных частиц становятся покрытыми полимером, таким образом создавая свойства, показываемые коллоидальным твердым материалом настоящего изобретения. Экспериментальные данные показывают, что коллоидальный твердый материал, созданный в отсутствие полимерного диспергатора, дает концентрированную суспензию небольших частиц, которая представляет собой неперекачиваемую насосом пасту или гель. В соответствии с описанием настоящего изобретения полимерный диспергатор вводят в процессе измельчения. Предполагается, что указанное отличие обеспечивает преимущественное улучшение в состоянии дисперсии частиц по сравнению с поствведением полимерного диспергатора в тонкодисперсные частицы. Согласно предпочтительному варианту полимерный диспергатор выбран так, что он обеспечивает подходящий механизм взаимодействия между частицами, чтобы сделать их стойкими к ряду общих загрязнений ствола скважины, включая насыщенный рассол.
Способ измельчения твердого материала для получения коллоидального твердого материала согласно настоящему изобретению хорошо известен, например, из описания Британского патента № 1472701 или № 1599632. Минерал в водной суспензии смешивают с полимерным диспергатором и затем измельчают в перемешиваемом псевдоожиженном слое дисперсной измельчающей среды в течение времени, достаточного для обеспечения требуемого распределения частиц по размеру. Важным аспектом предпочтительного варианта настоящего изобретения является присутствие диспергатора на стадии «мокрого» измельчения минерала. Это предотвращает новые кристаллические поверхности, образованные в ходе стадии измельчения, от образования агломератов, которые не так легко разрушаются, если они последовательно обрабатываются диспергатором.
Предпочтительный вариант данного изобретения заключается в том, что средневзвешенный диаметр частиц (б50) коллоидальных твердых частиц составляет менее 10 мкм. Другой предпочтительный и иллюстративный вариант заключается в том, что не менее 50% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм и более предпочтительно не менее 80% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм. Альтернативно, распределение частиц по диаметру в одном иллюстративном варианте является таким, что более 25% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм и более предпочтительно более 50% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм. Это улучшает характеристики суспензии в плане стабильности седиментации, или оседания, без увеличения вязкости жидкости, причем такого увеличения, которое делает ее непрокачиваемой насосом.
Коллоидальные твердые частицы с полимерным покрытием согласно настоящему изобретению могут быть предусмотрены как концентрированная суспензия в водной среде или в маслянистой жидкости. В последнем случае маслянистая жидкость должна иметь кинематическую вязкость менее 10 сантистокс (10 мм2/с) при 40°С и из соображений безопасности температуру воспламенения выше 60°С. Подходя
- 3 011177 щими маслянистыми жидкостями являются, например, дизельное топливо, минеральное или белое масла, н-алканы или синтетические масла, такие как альфа-олефиновые масла, сложноэфирные масла или поли(альфа-олефины).
Когда коллоидальные твердые частицы с полимерным покрытием предусматриваются в водной среде, диспергатором может быть, например, водорастворимый полимер молекулярной массы не менее 2000 Да. Полимер представляет собой гомополимер или сополимер любых мономеров, выбранных из (но без ограничения) класса, содержащего акриловую кислоту, итаконовую кислоту, малеиновую кислоту или малеиновый ангидрид, гидроксипропилакрилатвинилсульфоновую кислоту, акриламидо-2пропансульфоновую кислоту, акриламидстиролсульфоновую кислоту, акриловые фосфатные сложные эфиры, простой метилвиниловый эфир и винилацетат. Кислотные мономеры могут быть также нейтрализованы до соли, такой как натриевая соль.
Было установлено, что, когда диспергатор вводится в процессе дробления (т.е. измельчения), могут эффективно использоваться полимеры промежуточной молекулярной массы (например, в интервале 10000-200000). Диспергаторы промежуточной молекулярной массы являются преимущественно менее чувствительными к таким загрязнениям, как соль, глины, и поэтому являются более подходящими для жидкостей ствола скважины.
Когда коллоидальные твердые частицы предусматриваются в маслянистой среде, диспергатор может быть выбран, например, среди карбоновых кислот молекулярной массы не менее 150, таких как олеиновая кислота, и многоосновных жирных кислот, алкилбензосульфоновых кислот, алкансульфоновых кислот, линейных альфа-олефиновых сульфоновых кислот или солей щелочно-земельного металла любой из вышеуказанных кислот, фосфолипидов, таких как лецитин, синтетических полимеров, таких как Нурегтег ОМ-1 (торговая марка 1С1).
Не имея в виду быть связанными какой-либо конкретной теорией взаимодействия, предполагается, что формование коллоидального твердого материала высокомощным мокрым способом, в котором средний размер частиц АИН-барита 25-30 мкм снижается до среднего размера частиц менее 2 мкм, является более эффективным, когда измельчение проводится при высокой плотности, обычно относительной плотности более 2,1, предпочтительно относительной плотности 2,5. При указанных плотностях объемная или массовая фракция барита является очень высокой. Однако полученная суспензия еще остается жидкостью. Присутствие поверхностно-активного полимера в процессе измельчения является важным фактором в достижении результатов настоящего изобретения. Кроме того, поверхностно-активный полимер предназначен адсорбироваться на участках поверхности баритных частиц. В дробилке, где имеется очень высокая массовая фракция барита, полимер легко находит свой путь к поверхности вновь образованных частиц. Раз полимер «находит» барит (а в условиях дробилки это осуществляется каждый раз), комбинация условий чрезвычайно высокой мощности в мельнице мокрого измельчения (которые могут достигать 85-90°С внутри мельницы) эффективно обеспечивает, что полимер «обматывается» вокруг частиц барита коллоидального размера. Как результат указанного способа, предполагается, что полимерные «петли» или «хвосты» не свисают с барита с прилипанием, застопориванием или переплетением со смежными частицами. Таким образом, предполагается, что высокая мощность и сдвиг способа измельчения обеспечивает, что полимер остается постоянно на барите, и, таким образом, полимер не десорбируется и не становится отсоединенным.
Указанная теория взаимодействия подкрепляется наблюдением, что введение одного и того же полимера в одинаковую массовую фракцию коллоидального барита при комнатной температуре и смешение обычным лабораторным оборудованием дает очень различающиеся результаты. Предполагается, что в таких условиях полимер сам не присоединяется к поверхности надлежащим образом. Это может быть обусловлено присутствием сферы гидратации или других молекул, занимающих участки соединения поверхности. Как результат, полимерный диспергатор постоянно не «нормализуется» с поверхностью, и, таким образом, реология суспензии является намного выше. Также наблюдается, что суспензия не является достаточно устойчивой к другим загрязнениям, возможно благодаря тому, что полимер стремится сам отсоединиться от барита и вместо этого присоединиться к указанным более реакционным участкам.
Следующие примеры приводятся для иллюстрации свойств и характеристик жидкостей ствола скважины настоящего изобретения, хотя изобретение не ограничивается отдельными вариантами, показывающими указанные примеры. Все испытания проводятся с применением ΑΡΙ ЯР 13В. Смешение проводится на смесителях БПуегюп Ь2К или НатШои Веасй М1хет8. Вязкость при различных скоростях сдвига (об/мин) и другие реологические свойства определяют с использованием Рапи-вискозиметра. Массу буровых растворов определяют с использованием стандартной шкалы буровых растворов или аналитических весов. Потерю жидкости определяют с использованием стандартной АИН-ячейки потери жидкости.
При выражении в метрическом эквиваленте используются следующие факторы перевода из показателей США в метрические:
галлон=3,785 л;
фунт=0,454 кг;
фунт/галлон=0,1198 г/см3;
- 4 011177 баррель=42 галлона;
фунт/баррель=2,835 кг/м3;
фунт/100 фут2=0,4788 Па.
Указанные испытания проводят с использованием различных сортов измельченного барита: стандартный сорт АИН-барита, имеющий средневзвешенный диаметр (О50) примерно 20 мкм; необработанный барит (М), имеющий средний размер 3-5 мкм, полученный помолом/измельчением барита в сухом состоянии и в отсутствие диспергатора, и коллоидальный барит согласно настоящему изобретению с полимерным диспергатором, введенным в процессе «мокрого» измельчения. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что при осуществлении настоящего изобретения могут быть использованы другие твердые дисперсные материалы.
Характерный образец распределения частиц по размеру показан на чертеже. Как показано на чертеже, специалисту в данной области техники должно быть понятно и заметно, что коллоидальные частицы барита настоящего изобретения имеют распределение частиц по размеру, которое очень отличается от распределения частиц по размеру АИН-барита. В частности, можно определить, что более 90% (по объему) коллоидального барита настоящего изобретения имеет диаметр частиц менее примерно 5 мкм. Напротив, менее 15 об.% частиц барита по техническим условиям АИН имеет диаметр частиц менее 5 мкм.
Полимерным диспергатором является диспергатор торговой марки ΙΌ8ΡΕΚ.8Ε ХТ - анионный акриловый терполимер молекулярной массы в интервале 40000-120000 с карбоксилатными и другими функциональными группами, коммерчески доступный от фирмы М-Ι ЕЕС, Хьюстон, Техас. Данный предпочтительный полимер является преимущественно стабильным при температуре до 200°С, устойчивым к широкому ряду загрязнений, дает хорошие фильтрационные свойства и не десорбируется легко с поверхности частиц.
Следующие примеры иллюстрируют двойное использование смазочного вещества как в качестве утяжелителя, так и в качестве смазочного вещества (т.е. снижая крутящий момент).
Пример 1.
Жидкости с плотностью 22 фунт/баррель (2,63 г/см3) на основе сульфата бария и воды получают с использованием стандартного барита и коллоидального барита согласно настоящему изобретению. Суспензию с плотностью 22 фунт/баррель барита АИН-сорта и воды получают без гелеобразователя для регулирования взаимодействия между частицами (жидкость № 1). Жидкость № 2 является жидкостью также на основе стандартного АИН-барита, но с поствведением 2 фунт/баррель (5,7 кг/м3) ΙΌ8ΡΕΚ.8Ε ХТ. Жидкость № 3 представляет собой 100% новое смазочное вещество/утяжелитель с 67% мас./мас., частиц размером менее 1 мкм и не менее 90% - менее 2 мкм. Результаты представлены в табл. I.
Таблица I
| Вязкость при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания} считываемые данные шкалы или Рапп-единицы | Пластическая вязкость | Предельное динамическое напряжение | ||||||
| 600 об/мин | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин | мПа с | фунт/ 100 фут2 (Па) | |
| 1 | 250 | 160 | 124 | 92 | 25 | 16 | 90 | 70(34) |
| 2 | 265 | 105 | 64 | 26 | 1 | 1 | 160 | -55(-26) |
| 3 | 65 | 38 | 27 | 17 | 3 | 2 | 27 | 11(5) |
Вязкость жидкости № 1 является очень высокой, и наблюдается, что суспензия фильтруется очень быстро. (Если другие материалы вводятся для снижения потери жидкости, вязкость должна быть еще больше увеличена). Указанная система оседает значительно больше 1 ч, давая, по существу, свободную воду (приблизительно 10% первоначального объема).
Поствведение 2 фунт/баррель (5,7 кг/м3) ΙΌ8ΡΕΚ.8Ε ХТ в традиционный АИН-барит (жидкость № 2) снижает вязкость при низкой скорости сдвига при регулировании взаимодействия между частицами. Однако благодаря концентрации частиц и среднему размеру частиц жидкость проявляет дилатансию, на которую указывает высокая пластическая вязкость и отрицательное предельное динамическое напряжение. Это оказывает значительное влияние на падение давления для этих жидкостей при прокачивании насосом. Другими словами способность прокачивать насосом данную жидкость значительно снижается благодаря высокой вязкости. Жидкость № 2 оседает сразу при выстаивании.
Напротив, жидкость № 3 проявляет превосходную низкую пластическую вязкость. Присутствие полимерного диспергатора регулирует взаимодействие между частицами, делая жидкость № 3 перекачиваемой насосом, а не гелем. Также намного меньший средний размер частиц стабилизирует режим тече
- 5 011177 ния, который является теперь ламинарным при 1000 с-1, на что указывает низкая пластическая вязкость и положительное предельное динамическое напряжение.
Пример 2.
Эксперименты проводят для исследования влияния поствведения выбранного полимерного диспергатора на суспензию, содержащую утяжелители одинакового размера коллоидальных частиц. Выбирают измельченный барит (Ό50»4 мкм) и измельченный карбонат кальция (70 мас.% частиц менее 2 мкм), оба из которых являются одинакового размера частицами по отношению к изобретению. Суспензии получают при эквивалентной объемной фракции 0,282 и сравнивают с продуктом настоящего изобретения (новым баритом). См. табл. II.
Реологические характеристики определяют при 120°Р (49°С), затем вводят 6 фунт/баррель (17,2 кг/м3) ΙΌδΡΕΒδΕ ХТ. Реологические характеристики последующих суспензий окончательно определяют при 120°Е (см. табл. III) с дополнительным АИН-испытанием на потерю жидкости.
Таблица II
| № | Материал | Диспергатор | Плотность (фунт/галлон | Объемная фракция | мае./ мае. |
| 4 | Новый барит | При измельчении | 16Д [1,92 г/см3] | 0,282 | 0,625 |
| 5 | Измельченный барит | отсутствует | 16,0 [1,92 г/см1] | 0,282 | 0,625 |
| 6 | Измельченный барит | поста ведение | 16,0 [1,92 г/см1] | 0,282 | 0,625 |
| 7 | Карбонат кальция | отсутствует | 12,4 [1,48 г/см3] | 0,282 | 0,518 |
| 8 | Карбонат кальция | поствведение | 12,4 [1,48 г/см3] | 0,282 | 0,518 |
Таблица III
| № | Вязкость при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания): считываемые данные шкалы или Рапп-единицы | Пластическая вязкость | Предельное динамическое напряжение | АПНпотеря жидкости | |||||
| 600 об/мин | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин | мПа с | фунт/ 100 фут2 | ||
| 4 | 12 | 6 | 4 | 2 | 6 | 0 | 11 | ||
| 5 | вне установленного размера | вне установленного размера | вне установленного размера | вне установленного размера | вне установленного размера | вне установленного размера | |||
| 6 | 12 | 6 | 4 | 2 | 6 | 0 | общая' | ||
| 7 | вне установленного размера | вне установленного размера | 260 | 221 | 88 | 78 | |||
| 8 | 12 | 6 | 4 | 3 | 1 | 1 | 6 | 0 | общая2 |
11 Общая потеря жидкости за 26 мин.
2) Общая потеря жидкости за 20 мин.
Регулирование фильтрации от поствведения полимера не достигается, как подтверждается общей потерей жидкости в АИН-испытании.
Специалисту в данной области техники должно быть понятно и известно, что параметрами характеристик особой важности являются низкая реология, включая пластическую вязкость ((РУ) (ПВ)), предельное динамическое напряжение ((ΥΡ) (ПДН)), прочность геля; минимальный разброс реологии между
- 6 011177 исходными свойствами и свойствами после теплового старения; минимальная потеря жидкости и минимальное оседание, или осаждение. Оседание определяется количественно в следующих примерах отдельным измерением плотности верхней половины и нижней половины состаренного образца жидкости, и безразмерный коэффициент рассчитывается с использованием следующего уравнения:
коэффициент оседания=(плотность верхней половины)/ (плотность верхней половины+плотность нижней половины)
Коэффициент 0,50 указывает на нулевое отделение твердых частиц и отсутствие разброса плотности в образце жидкости. Коэффициент оседания более 0,52 обычно считается неприемлемым отделением твердых частиц.
Пример 3.
В следующем примере сравниваются две рецептуры жидкости с плотностью 13,0 фунт/галлон, одна, утяжеленная традиционным АИН-баритом, и вторая, утяжеленная коллоидальным баритом с полимерным покрытием ((КПП-барит) (РСС-барит)), полученным согласно описанию настоящего изобретения, в виде жидкой суспензии с относительной плотностью 2,2. Другие добавки в рецептуру включают для обеспечения дополнительного регулирования рН, потери жидкости, реологии, ингибирования реакционных сланца и аргиллитов. Указанные добавки являются доступными от М-Ι Όπ11ίπ§ Р1шб8.
| Продукт | Жидкость А | Жидкость В | |
| КПП-барит | фунт/баррель | 320, 0 | |
| АИН-барит | фунт/баррель | 238,1 | |
| Свежая вода | фунт/баррель | 175, 0 | 264,2 |
| Кальциниро- ванная сода | фунт/баррель | 0,4 | 0,4 |
| Се1ро1 ЕЗЬ | фунт/баррель | 3,5 | 4,2 |
| Г1обго1 | фунт/баррель | 3,5 | 0 |
| ОеРоат N5 | фунт/баррель | 0,4 | 0 |
| КС1 | фунт/баррель | 32,9 | 36,1 |
| С1убгИ; МС | фунт/баррель | 10,5 | 10,5 |
| Оиобес N3 | фунт/баррель | 0,1 | 1,4 |
Жидкости подвергают статическому тепловому старению в течение 48 ч при 104°С с последующими типичными результатами.
| Данные ГАММ 35-считывания (120°Г) | Жидкость А | Жидкость В | ||
| Исходная | После старения | Исходная | После старения | |
| 600 об/мин | 56 | 62 | 73 | 65 |
| 300 об/мин | 36 | 41 | 52 | 47 |
| 200 об/мин | 28 | 33 | 42 | 39 |
| 100 об/мин | 19 | 23 | 31 | 29 |
| 6 об/мин | 5 | 7 | 11 | 10 |
| 3 об/мин | 4 | 6 | 9 | 8 |
| Пластическая | 20 | 21 | 21 | 18 |
| вязкость (сП) | ||||
| Предельное динамическое | 16 | 20 | 31 | 29 |
| напряжение (фунт/100 кв.фут) | ||||
| 10 сек гель (фунт/100 | 5 | 7 | 10 | 9 |
| кв.фут) | ||||
| 10 мин гель (фунт/100 | 8 | 8 | 12 | |
| кв.фуг) | ||||
| Коэффициент оседания | 0,50 | 0,58 |
При рассмотрении приведенных выше результатов специалист в данной области техники должен заметить, что жидкость А, имеющая в своем составе коллоидальный барит с полимерным покрытием, не имеет отделения твердых частиц с коэффициентом оседания 0 с реологическими характеристиками на
- 7 011177 много ниже, чем у жидкости, утяжеленной традиционным АИН-баритом.
Пример 4.
В следующем примере жидкость свежая вода с плотностью 14,0 фунт/галлон выбрана для сравнения со свойствами жидкостей, имеющих в своем составе коллоидальный барит с полимерным покрытием, коллоидальный барит без покрытия и традиционный АИН-барит. Рецептура жидкости А содержит коллоидальный барит с полимерным покрытием данного изобретения. Рецептура жидкости В содержит традиционный АИН-барит. Рецептура жидкости С содержит промышленный сорт коллоидального барита без покрытия со средним размером частиц 1,6 мкм, поставляемого фирмой Нщ11\гооб Векоигсек Ыб., Канада. Введение после измельчения полимерного покрытия изобретения включается в составы жидкостей В и С для поддержания жидкости в дефлокулированном состоянии.
| Продукт | Жидкость А | Жидкость В | Жидкость С | |
| КПП-барит | фунт/баррель | 407 | ||
| АИН-барит | фунт/баррель | 300 | ||
| ЗрагыШе Н-5НВ | фунт/баррель | 310 | ||
| Свежая вода | фунт/баррель | 182 | 276 | 274 |
| 105регве ХТ | 6, 0 | 6,2 | ||
| Полимер ХСБ | фунт/баррель | 0, 5 | 0, б | 0,5 |
| рим.~гьо | фунт/баррель | 7 | 5 | 7 |
| Бентонит | фунт/баррель | 10 | 10 | 10 |
Образцы жидкостей А, В и С преднамеренно загрязняют бентонитом для моделирования включения в рецептуру естественных частиц от бурения. Образцы подвергают динамическому тепловому старению в течение 16 ч при 150°Р. Типичные и характерные результаты после старения показаны ниже.
| Данные ΕΑΝΝ35 считывания (100Т) | Жидкость А | Жидкость В | Жидкость С | |||
| Без бентонита | С бентонитом | Без бентонита | С бентонитом | Без бентонита | С бентонитом | |
| 600 об/мин | 74 | 76 | 78 | 205 | 94 | больше установленных размеров |
| 300 об/мин | 48 | 49 | 51 | 129 | 58 | больше установленных размеров |
| 200 об\мин | 38 | 39 | 39 | 100 | 45 | |
| 100 об/мин | 27 | 27 | 27 | 67 | 29 | |
| 6 об/мин | 8 | 8 | 8 | 20 | 7 | |
| 3 об/мин | 6 | 6 | 6 | 19 | 6 | |
| Пластическая вязкость (сП) | 26 | 27 | 27 | 76 | 36 | |
| Предельное динамическое напряжение (фунт/100 кв.фут) | 22 | 22 | 24 | 53 | 22 | |
| 10 сек гель (фунт/100 кв.фут) | 7 | 6 | 6 | 17 | 6 | |
| 10 мин гель (фунт/100 кв.фут) | 9 | 9 | 7 | 20 | 7 | |
| АИН-лотеря жидкости (мл/30 мин) | 3,5 | 3.0 | 4 | 3,9 |
При рассмотрении приведенных выше данных специалист в данной области техники отметит, что свойства жидкости А остаются, по существу, неизменными, тогда как жидкость В становится очень вязкой, в то время как жидкость С, содержащая в своем составе коллоидальный барит без покрытия, после старения является слишком вязкой для измерения реологических характеристик.
- 8 011177
Пример 5.
Другое сравнение между коллоидальным баритом с полимерным покрытием данного изобретения и традиционным АИН-баритом проводят в жидкости с плотностью 14 фунт/галлон, в котором предельное динамическое напряжение жидкости откорректировано так, что оно является одинаковым у двух жидкостей перед старением.
| Продукт | Жидкость А | Жидкость В | |
| КПП-барит | фунт/баррель | 265 | |
| АИН-барит | фунт/баррель | 265 | |
| Свежая вода | фунт/баррель | 238 | 293 |
| Кальциниро- ванная сода | фунт/баррель | 0,5 | 0, 5 |
| кон | фунт/баррель | 0,5 | 0,5 |
| Ро1уР1из КС | фунт/баррель | 0,5 | 0, 5 |
| РоЛуРас ОЛ | 2,0 | 2,0 | |
| ϋίΛΟνίδ | фунт/баррель | 1,0 | 0,75 |
| КС1 | фунт/баррель | 8,0 | 8,0 |
Жидкости подвергают динамическому тепловому старению в течение 16 ч при 150°Е. В следующей таблице представлены типичные результаты.
| Данные ΓΑΝΝ 35-считывания (120°Г) | Жидкость А | Жидкость В | |||
| Исходная | После старения | Исходная | После старения | ||
| 600 об/мин | 64 | 61 | 80 | 72 | |
| 300 об/мин | 42 | 39 | 50 | 43 | |
| 200 об/мин | 32 | 32 | 33 | 32 | |
| 100 об/мин | 22 | 21 | 24 | 21 | |
| 6 об/мин | 6 | 5 | 6 | 6 | |
| 3 об/мин | 4 | 4 | 4 | 4 | |
| Пластическая ВЯЗКОСТЬ (сП) | 22 | 22 | 30 | 29 | |
| Предельное динамическое напряжение (фунт/100 кв.фут) | 20 | 17 | 20 | 14 | |
| 10 сек гель кв,фут) | (фунт/100 | 5 | 5 | 5 | 5 |
| 10 мин гель (фунт/100 кв.фут) | 17 | 11 | 6 | 6 | |
| АИН-потеря (мл/30 мин) | жидкости | 2,8 | 4,7 | ||
| Испытание на вискозиметре (фунт/галлон) | оседание в | 0,21 | 1,33 |
При рассмотрении вышеуказанного специалисту в данной области техники должно быть понятно, что пластичная вязкость жидкостей коллоидального барита с полимерным покрытием является ниже и, таким образом, более желательна. Испытание на оседание в вискозиметре (У8Т) является альтернативным методом определения оседания в буровых жидкостях и описано в Атепсаи 8οοίοΙν οί МесЬашса1 Еидшеега Мадахше (1991) Ьу Ό. 1еГГег50и. Как показано выше, У8Т-значения для жидкости А, содержащей коллоидальный барит с полимерным покрытием данного изобретения, являются ниже, чем у жидкости В, содержащей необработанный АИН-барит.
- 9 011177
Пример 6.
Длительная термостойкость жидкостей, содержащих коллоидальный барит, настоящего изобретения показана в следующем примере при 17,34 фунт/галлон. Добавка ЕСЕ-614 представляет собой добавку органофильной глины, поставляемую фирмой Μ-Ι Όη11ίη§ Е1шб8.
| ПРОДУКТ | Жидкость Ά | |
| КПП-барит | фунт/баррель | 682 |
| Свежая вода | фунт/баррель | 53,5 |
| ЕСЕ-614 | фунт/баррель | 2,0 |
Жидкости подвергают статическому тепловому старению в течение 4 суток при 350°Е. В следующей таблице представлены типичные результаты.
| Данные ΓΑΝΝ 35-считывания (120°Г) | Жидкость А | |
| Исходная | После старения | |
| 600 об/мин | 107 | 45 |
| 300 об/мин | 64 | 28 |
| 6 об/мин | 7 | 3 |
| 3 об/мин | 5 | 2 |
| Пластическая вязкость (сП) | 43 | 17 |
| Предельное динамическое напряжение (фунт/100 кв.фут) | 21 | 11 |
| 10 сек гель (фунт/100 кв.фут) | 6 | 4 |
| 10 мин гель (фунт/100 кв.фут) | 10 | 11 |
| Коэффициент оседания | 0,503 |
При рассмотрении вышеуказанного специалисту в данной области техники должна быть понятна и заметна длительная термостойкость жидкостей с коллоидальным баритом настоящего изобретения.
Пример 7.
Данное испытание проводят для показа возможности получения суспензий с относительной плотностью 24 фунт/галлон [2,87 г/см3] (0,577 объемная фракция). В каждой жидкости содержатся следующие компоненты: 135,4 г свежей воды, 861,0 г барита, 18,0 г ΙΌ8ΡΕΒ8Ε ХТ. Баритный компонент варьируется в композиции в соответствии с табл. IV.
Таблица IV
| № | Барит АИН-сорта (%) | Коллоидальный барит (%) |
| 9 | 100 | 0 |
| 10 | 90 | 10 |
| 11 | 80 | 20 |
| 12 | 75 | 25 |
| 13 | 60 | 40 |
| 14 | 0 | 100 |
- 10 011177
Таблица V
| № | Вязкость при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания): считываемые данные шкалы или Гапп-единицы | Пластическая вязкость | Предельное динамическое напряжение | ||||||||
| 600 | 300 | 200 | 117 | 100 | 59 | 30 | 6 | 3 | мПа с | Фунт/100 <ЬуЛПа1 | |
| 9 | *О5 | 285 | 157 | 66 | 56 | 26 | 10 | 3 | 2 | ||
| 10 | 245 | 109 | 67 | 35 | 16 | 13 | 7 | 3 | 2 | 136 | -27(-13) |
| 11 | 171 | 78 | 50 | 28 | 23 | 10 | 7 | 3 | 2 | 93 | -15(-7) |
| 12 | 115 | 55 | 36 | 19 | 17 | 8 | 5 | 3 | 2 | 60 | -5(-2) |
| 13 | 98 | 49 | 34 | 21 | 20 | 14 | 10 | 4 | 3 | 49 | 0 |
| 14 | 165 | 84 | 58 | 37 | 32 | 22 | 18 | 5 | 3 | 81 | 3(-1.5) |
*О8 - вне установленного размера.
Результаты, приведенные в табл. V, показывают, что барит АИН-сорта благодаря размеру его частиц и высокой объемной фракции, требуемой для достижения высокой массы бурового раствора, проявляет дилатансию, т.е. высокую пластическую и кажущуюся вязкость и отрицательные значения предельного динамического напряжения.
Введение материалов тонкодисперсного сорта способствует стабилизации режима течения, поддерживая его ламинарным при высоких скоростях сдвига: пластическая вязкость заметно снижается, и предельное динамическое напряжение изменяется от отрицательных значений к положительным. Отсутствие значительного увеличения вязкости при низкосдвиговой скорости (при 3 об/мин) обусловлено коллоидальным баритом.
Приведенные результаты показывают, что коллоидальный материал данного изобретения может быть преимущественно использоваться в сочетании с традиционным АИН-баритом.
Пример 8.
Получают 18 фунт/галлон (2,15 г/см3) суспензию смазочного вещества/утяжелителя согласно настоящему изобретению и затем загрязняют рядом общих загрязнений и подвергают горячему прокатыванию при 300°Р (148,9°С). Реологические характеристики до горячего прокатывания ((ДГП) (ВНЕ)) и после горячего прокатывания ((ПГП) (АНК)) представлены ниже. Система показывает превосходную устойчивость к загрязнениям, низкую регулируемую реологию и дает регулирование потери жидкости при стандартном АИН-испытании бурового раствора, как показано в следующей табл. VI. Эквивалентный набор жидкостей получают с использованием традиционного АИН-барита без полимерного покрытия в качестве прямого сравнения двух типов частиц (табл. VII).
Таблица VI
Новый барит
| Вязкость (Гапп-единицы) при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания) | Пластическая вязкость | Предельное динамическое напряжение | Потеря жидкости | ||||||
| 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | мПа.с | фунт/100 фуг2 (Па) | мл | |
| без загрязнения ДГП | 21 | 11 | 8 | 4 | 1 | 1 | 10 | 1(0,5) | |
| без загрязнения ПГП | 18 | 10 | 7 | 4 | 1 | 1 | 8 | 2(1) | 5,0 |
| + 80 фукт/баррель ЫаС1 ДГП | 41 | 23 | 16 | 10 | 2 | 1 | 18 | 5(2,5) | |
| +80 фунт/баррель МаС1 ПГП | 26 | 14 | 10 | 6 | I | 1 | 12 | 2(1) | 16 |
- 11 011177
| +30 фунт/баррель ОСМА1 ДГП | 38 | 22 | 15 | 9 | 2 | 1 | 16 | 6(3) | |
| +30 фунт/баррель ОСМА1 ПГП | 26 | 14 | 10 | 6 | 1 | 1 | 12 | 2(1) | 6,8 |
| +5 фунт/баррель извести ДГП | 15 | 7 | 5 | 3 | 1 | 1 | 8 | -К-0,5) | |
| +5 фунт/баррель извести ПГП | 10 | 5 | 4 | 2 | 1 | 1 | 5 | 0 | 6,4 |
1) ОСМА - глина ОСМА, мелкодисперсная шариковая глина, обычно используемая для воспроизведения загрязнения твердыми частицами бурения, получаемого от соединения глинистого сланца в процессе бурения.
Таблица VII
Традиционный АИН-барит
| Вязкость (Еапп-единицы) при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания) | Пластическая вязкость | П редели* ное динамическое напряжение | Потеря жидкости | ||||||
| 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | мПа. с | фунт/100 фуг2 (Па) | мл | |
| без загрязнения ДГП | 22 | 10 | 6 | 3 | 1 | ] | 12 | -2 | |
| без загрязнения ПГП | 40 | 24 | 19 | 11 | 5 | 4 | 16 | 8 | Обшая1 |
| + 80 фунт/баррель ЙаС1 ДГП | 27 | 13 | 10 | 6 | 2 | 1 | 14 | -1 | |
| +80 фунт/баррель №С1 ПГП | 25 | 16 | 9 | 8 | 1 | 1 | 9 | 7 | Общая1 |
| +30 фунт/баррель ОСМА ДГП | 69 | 55 | 49 | 43 | 31 | 26 | 14 | 31 | |
| +30 фунт/баррель ОСМА ПГП | 5! | 36 | 31 | 25 | 18 | 16 | 15 | 21 | Общая1 |
| +5 фунт/баррель извести ДТП | 26 | 14 | 10 | 6 | 2 | 1 | 12 | 2 | |
| +5 фунт/баррель извести ПГП | 26 | 14 | 10 | 6 | 1 | 1 | 12 | 2 | Общая1 |
11 Общая потеря жидкости за 30 с.
2) Общая потеря жидкости за 5 мин.
Сравнение двух групп данных показывает, что смазочное вещество/утяжелитель согласно настоящему изобретению (новый барит) имеет значительно регулируемые свойства потери жидкости по сравнению с АИН-баритом. АИН-барит также показывает чувствительность к загрязнению твердыми частицами от бурения, тогда как новая баритная система является более устойчивой.
Пример 9.
Эксперимент проводят для показа способности нового смазочного вещества/утяжелителя образовывать буровые растворы с плотностью выше 20 фунт/галлон (2,39 г/см3).
Получают две системы бурового раствора с относительной плотностью 22 фунт/галлон (2,63 г/см3), причем утяжелители содержат смесь 35% мас./мас. нового смазочного вещества/утяжелителя с 65% мас./мас. барита АИН-сорта (жидкость № 1) и 100% барита АИН-сорта (жидкость № 2), обе с
11.5 фунт/баррель (32,8 кг/м3) 8ТАРЬЕХ 500 (торговая марка 8сЪ1итЬегдег, сланцевый стабилизатор), 2 фунт/баррель (5,7 кг/м3) ЮСАР (торговая марка 8сЪ1итЬегдег, сланцевый ингибитор) и
3.5 фунт/баррель (10 кг/м3) хлорида калия. Другие добавки обеспечивают ингибирование буровой жидкости, но здесь показывают способность новой рецептуры выдерживать любые последующие введения полимера. Жидкость подвергается горячему прокатыванию при 200°Р (93,3°С). Результаты представлены в табл. VIII.
- 12 011177
Таблица VIII
| Вязкость (Рапп-единицы) при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания) | Пластическая вязкость | Предельное динамическое напряжение | Потеря жидкости | ||||||
| 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | мПах | фу нт/100 фут2 (Па) | мл | |
| До горячего прокатывания (№ 1) | ПО | 58 | 46 | 30 | 9 | 8 | 52 | 6(2,9) | |
| После горячего прокатывания (№ 1) | 123 | 70 | 52 | 30 | 9 | 8 | 53 | 17(8,1) | 8,0 |
| До горячего прокатывания (№ 2) | 270 | 103 | 55 | 23 | 3 | 2 | 167 | -64(-32) | |
| После горячего прокатывания (№ 2) | 05 | 177 | ПО | 47 | 7 | 5 | 12,0 |
- больше установленных размеров.
100% барит АИН-сорта имеет очень высокую пластическую вязкость и является фактически турбулентным, как показано отрицательным значением предельного динамического напряжения. После горячего прокатывания реология является такой высокой, что она является больше установленных размеров.
Пример 10.
Данный эксперимент показывает способность нового смазочного вещества/утяжелителя настоящего изобретения снижать вязкость жидкостей. Смазочное вещество/утяжелитель представляет собой 100% коллоидальный барит согласно настоящему изобретению. Жидкость № 15 представляет собой жидкость на основе синтетического масла (ШДбгШ, торговая марка 8сЫишЬегдег, линейный альфа-олефин, имеющий 14-16 углеродных атомов). Жидкость № 16 представляет собой водосодержащий буровой раствор и включает загуститель (0,5 фунт/баррель Ιϋνΐδ, торговая марка 8сЫишЬегдег, чистую ксантановую смолу) и агент регулирования потери жидкости (6,6 фунт/баррель 1ОЕЪО. торговая марка 8сЫишЬегдег). Жидкость № 15 подвергается горячему прокатыванию при 200°Е (93,3°С), жидкость № 16 - при 250°Е (121,1°С). Результаты после горячего прокатывания представлены в табл. IX.
Таблица IX
| Вязкость (Рапп-единицы) при различных скоростях сдвига (οδ/мин перемешивания) | Пласти- ческая вязкость | Гели1 | Предельное динамическое напряжение | ||||||
| 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | мПа.с | фунт/100 фут2 (Па) | фунт/100 фут2 (Па) | |
| № 15:13,6 фунт/галлон (1,63 г/см!) | 39 | 27 | 23 | 17 | 6 | 5 | 12 | 7/11 | 15 |
| №16:14 фунт/галлон (1,67 г/см3) | 53 | 36 | 27 | 17 | 6 | 5 | 17 | 5/- | 19 |
11 Мера характеристик гелеобразования и суспендирования жидкости, определенная при с/10 мин с использованием Еали-вискозиметра.
Несмотря на то что рецептура является неоптимизированной, данное испытание делает ясным, что новое смазочное вещество/утяжелитель обеспечивает способ получения жидкостей, аналогов рассола, используемых для применений в буровых жидкостях для скважин малого диаметра или змеевиковых трубопроводов. Реологические характеристики улучшаются при введении коллоидальных частиц.
Пример 11.
Данный эксперимент проводится для показа способности нового смазочного вещества/утяжелителя настоящего изобретения образовывать растворы для закачивания скважин, где регулирование плотности и стабильности седиментации является основным фактором. Смазочное вещество/утяжелитель состоит из нового коллоидального барита согласно настоящему изобретению с 50 фунт/баррель (142,65 кг/м3) карбоната кальция стандартного АИН-сорта, который действует как твердые заполнители. Получают жидкость с относительной плотностью 18,6 фунт/галлон (2,23 г/см3) с 2 фунт/баррель (5,7 кг/м3) буфера рН РТ8 200 (торговая марка 8сЫишЬегдег). Проводят испытания на статическое старение при 400°Е (204,4°С) в течение 72 ч. Результаты до статического старения ((ДСС) (В8А)) и после статического старения ((ПСС) (А8А)), приведенные в таблице ниже, подтверждают хорошие устойчивость к седимента- 13 011177 ции и реологические характеристики.
| Вязкость (Еапп-единицы) при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания) | Пластическая вязкость | Предельное динамическое напряжение | Свободная вода* | ||||||
| 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | мПа.с | фунт/100 фут2 (Па) | МЛ | |
| 18,6 фунт/галлон дсс | 37 | 21 | 15 | 11 | 2 | 1 | 16 | 5(2,5) | |
| 18,6 фунт/галлон ПСС | 27 | 14 | 11 | 6 | 1 | 1 | 13 | 1(0,5) | 6 |
*) Свободная вода представляет собой объем чистой воды, которая появляется поверх жидкости. Остальная часть жидкости имеет однородную плотность.
Пример 12.
Данный эксперимент показывает способность нового смазочного вещества/утяжелителя настоящего изобретения образовывать жидкости с низкой вязкостью и показывает его устойчивость к изменению рН. Смазочное вещество/утяжелитель состоит из нового коллоидального барита согласно настоящему изобретению. Получают жидкость с относительной плотностью 16 фунт/галлон (1,91 г/см3) с каустической содой для корректирования рН до требуемого уровня с последующим определением реологических характеристик и АИН-фильтрации. Результаты, представленные ниже в таблице, подтверждают хорошие устойчивость к изменению рН и реологические характеристики.
| Вязкость (Рапп-единицы) при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания) | Пластическая вязкость | Предельное динамическое напряжение | Потеря жидкости | ||||||
| РН | 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | мПа.с | фунт/100 фут2 (Па) | мл |
| 8,01 | 14 | 7 | 5 | 3 | 7 | 0(0) | 8.4 | ||
| 9,03 | 14 | 8 | 5 | 3 | 6 | 2(1) | 8.5 | ||
| 10,04 | 17 | 9 | 6 | 3 | 8 | 1(0,5) | 7.9 | ||
| 10,97 | 17 | 9 | 6 | 3 | 8 | 1(0,5) | 7,9 | ||
| 12,04 | 19 | 10 | 7 | 4 | 1 | 1 | 9 | 1(0,5) | 8,1 |
Пример 13.
Данный эксперимент показывает способность нового смазочного вещества/утяжелителя образовывать высокотемпературные высокого давления ((ВТВД) (НТНР)) водосодержащие жидкости с низкой реологией. Смазочное вещество/утяжелитель состоит из нового коллоидального барита согласно настоящему изобретению с 10 фунт/баррель (28,53 кг/м3) САЬОТЕМР (торговая марка 8сй1итЬегдег, добавка, регулирующая потерю жидкости) и 1 фунт/баррель (2,85 кг/м3) буфера рН РТ8 200 (торговая марка 8сй1итЬегдег). Жидкости с относительной плотностью 17 фунт/галлон (2,04 г/м3) и 18 фунт/галлон (2,16 г/м3) подвергают статическому старению при 250°Р (121°С) в течение 72 ч. Результаты, приведенные в таблице ниже, подтверждают хорошие устойчивость к седиментации и реологические характеристики с последующими испытаниями на фильтрацию.
| Плот- ность | РН | Вязкость (Еапп-единицы) при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания) | Пластическая вязкость | Предельное динамическое напряжение | Свобод- ная вода | Потеря жидкости | |||||
| фунт/гал- лон | 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | мПа.с | фу нт/100 фут2 (Па) | мл | мл | |
| 17 | 7,4 | 28 | 16 | 11 | 6 | 1 | 1 | 12 | 4(2) | 10 | 3,1 |
| 18 | 7,5 | 42 | 23 | 16 | 10 | 1 | 1 | 19 | 4(2) | 6 | 3,4 |
Пример 14.
Следующие примеры иллюстрируют способность жидкостей, полученных с использованием коллоидальных твердых материалов с полимерным покрытием настоящего изобретения, снижать крутящий
- 14 011177 момент бурильной колонны и, таким образом, действовать как смазочное вещество.
Полевое испытание 1.
311-мм секция высокотемпературной скважины высокого давления была пробурена с 60-градусным наклоном к 5121 м с использованием 1,8 кг/л (15 фунт/галлон) буровой жидкости на основе инвертированного масла (парафина) с введением коллоидальных твердых частиц настоящего изобретения. Жидкость получают как буровую жидкость с массовым соотношением масло:вода 80:20 со следующими дополнительными компонентами: Ети1 НТ (27,0 фунт/баррель); 8,1 фунт/баррель извести; ΕΜΙ-783 (3,2 фунт/баррель); ΕΜΙ-783 (3,2 фунт/баррель); УС Биртете (1,8 фунт/баррель), причем жидкость показывает следующие свойства.
Свойства жидкости
Были сделаны следующие наблюдения относительно жидкости:
система жидкости стабильна до максимальной температуры нисходящей скважины 166°С; во время длительных стационарных периодов продолжительностью до 82 ч отсутствуют признаки осыпания обломков или колебаний массы бурового раствора; пластическая вязкость составляет 25 сП первоначально и постепенно увеличивается до 41 сП на конце секции, когда увеличивается как масса бурового раствора, так и низкая относительная плотность твердых частиц; предельное динамическое напряжение остается неизменным во всей секции, находясь в интервале от 3 до 41 фунт/100 фут2. Неожиданно, при сравнении с жидкостью традиционного состава, используемой для бурения ответвлений скважин, крутящий момент, необходимый для вращения компонентов бурильной колонны, снижается на 22% по отношению ко всему интервалу и до 25% в отводной секции.
Полевое испытание 2.
Расширенная достигающая 215,9 мм секция была пробурена морским бурением в Северном море в резервуаре с использованием 1,6 кг/л (13 фунт/галлон) маслосодержащей буровой жидкости, содержащей коллоидальные твердые частицы с полимерным покрытием настоящего изобретения и имеющей следующую рецептуру:
| ПРОДУКТ | Жидкость А | |
| Коллоидный барит с полимерным покрытием | фунт/баррель | 175,0 |
| Свежая вода | баррель | 0,18 |
| Основное масло ЕОС 99РИ | баррель | 0,5 |
| Известь | фунт/баррель | 7 |
| Уегва1;го1 | фунт/баррель | 2,8 |
| Вепбопе 128 | фунт/баррель | 4,6 |
| Еши1 НТ | фунт/баррель | 17,5 |
Жидкость имеет следующие свойства:
| Вязкость (Рапп-единицы) при различных скоростях сдвига (об/мин перемешивания) | Пластическая вязкость | Предельное динамическое напряжение | Потеря жидкости | ||||||
| 600 | 300 | 200 | 100 | 6 | 3 | сП | фунт/100 фут2 (Па) | мл | |
| 62 | 36 | 26 | 16 | 4 | 3 | 26 | 10 | 2.1 |
Секция была пробурена при массе бурового раствора 13,2 фунт/галлон и соотношении масло:вода в интервале от 72:28 до 84:16. Активность воды находится в интервале от 0,89 до 0,82 с электрической стабильностью, регулируемой в интервале от 675 до 706 В. Были сделаны следующие наблюдения: отсутствуют оседание, или осаждение, или изменение массы бурового раствора; может быть использована программа агрессивного отделения твердых частиц (т.е. более мелкое сито); отсутствует различное прилипание при избыточном давлении 2321 фунт/кв.дюйм в нижней части резервуара. Система жидкости снижает крутящий момент в необсаженном стволе скважины примерно на 28% по сравнению с отводами,
- 15 011177 пробуренными с традиционными буровыми жидкостями.
При рассмотрении вышеуказанных данных специалист в данной области техники должен понять и отметить, что жидкости, содержащие коллоидальный барит с покрытием полимерного диспергатора, снижают крутящий момент, необходимый для вращения бурильной колонны, по сравнению с жидкостями традиционной рецептуры.
Принимая во внимание приведенное выше описание, специалист в данной области техники должен понять и отметить, что один иллюстративный вариант настоящего изобретения включает способ снижения крутящего момента бурильной колонны, используемой для бурения подземных скважин. В одном таком иллюстративном способе способ включает введение в буровую жидкость композиции, включающей основную жидкость и коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием. Коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием включает твердые частицы, имеющие средневзвешенный диаметр частиц (ά50) менее 10 мкм, и полимерный диспергатор, адсорбированный на поверхности твердых частиц в процессе измельчения. Основная жидкость, используемая в вышеуказанном иллюстративном варианте, может быть водной жидкостью или маслянистой жидкостью и предпочтительно выбрана из воды, соляного раствора, дизельного топлива, минерального масла, белого масла, н-алканов, синтетических масел, насыщенных и ненасыщенных поли(альфа-олефинов), эфиров жирных карбоновых кислот и их комбинаций и смесей их и подобных жидкостей, которые должны быть известны специалисту в данной области техники. Подходящие и иллюстративные коллоидальные твердые материалы выбраны так, что твердые частицы состоят из материала относительной плотности не менее 2,68 и предпочтительно выбраны из сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, сульфата стронция и комбинаций и смесей указанных и других подходящих материалов, которые должны быть известны специалисту в данной области техники. В одном предпочтительном и иллюстративном варианте коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием имеет средневзвешенный диаметр частиц (ά50) менее 2,0 мкм. Другой иллюстративный вариант содержит не менее 60% твердых частиц, которые имеют диаметр менее 2 мкм, или, альтернативно, более 25% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм. Полимерный диспергатор, используемый в одном предпочтительном и иллюстративном варианте, представляет собой полимер молекулярной массы не менее 2000 Да. В другом более предпочтительном и иллюстративном варианте полимерный диспергатор представляет собой водорастворимый полимер, который является гомополимером или сополимером мономеров, выбранных из группы, содержащей акриловую кислоту, итаконовую кислоту, малеиновую кислоту или малеиновый ангидрид, гидроксипропилакрилатвинилсульфоновую кислоту, акриламидо-2-пропан-сульфоновую кислоту, акриламид, стиролсульфоновую кислоту, акрилфосфатные сложные эфиры, простой метилвиниловый эфир и винилацетат, и где кислотные мономеры также могут быть нейтрализованы до соли.
В дополнение к вышеуказанному иллюстративному способу настоящее изобретение также относится к смазочной композиции, которая включает основную жидкость и коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием. Коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием получен так, что он включает твердые частицы, имеющие средневзвешенный диаметр частиц (ά50) менее 10 мкм, и полимерный диспергатор, адсорбированный на поверхности твердых частиц. Один иллюстративный вариант включает основную жидкость, которая является либо водной жидкостью, либо маслянистой жидкостью и предпочтительно выбрана из воды, соляного раствора, дизельного топлива, минерального масла, белого масла, н-алканов, синтетических масел, насыщенных и ненасыщенных поли(альфа-олефинов), эфиров жирных карбоновых кислот и комбинаций и смесей указанных и других подобных жидкостей, которые должны быть известны специалисту в данной области техники. Предпочтительно в одном иллюстративном варианте твердые частицы состоят из материала относительной плотности не менее 2,68, и более предпочтительно коллоидальные твердые частицы выбраны из сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, сульфата стронция и комбинаций и смесей указанных и других подобных твердых материалов, которые должны быть известны специалисту в данной области техники. Коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием, используемый в одном предпочтительном и иллюстративном варианте, имеет средневзвешенный диаметр частиц (ά50) менее 2,0 мкм. Другой иллюстративный вариант содержит не менее 60% твердых частиц, которые имеют диаметр менее 2 мкм, или, альтернативно, более 25% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм. Полимерный диспергатор используется в предпочтительном и иллюстративном варианте и выбран так, что полимер предпочтительно имеет молекулярную массу не менее 2000 Да. Альтернативно, иллюстративный полимерный диспергатор может быть водорастворимым полимером, который является гомополимером или сополимером мономеров, выбранных из группы, содержащей акриловую кислоту, итаконовую кислоту, малеиновую кислоту или малеиновый ангидрид, гидроксипропилакрилатвинилсульфоновую кислоту, акриламидо-2-пропансульфоновую кислоту, акриламид, стиролсульфоновую кислоту, акрилфосфатные сложные эфиры, простой метилвиниловый эфир и винилацетат, и где кислотные мономеры также могут быть нейтрализованы до соли.
Специалисту в данной области техники должно быть понятно и заметно, что настоящее изобретение, кроме того, включает способ получения коллоидального твердого материала с полимерным покрытием, описанного выше. Такой иллюстративный способ включает измельчение твердого дисперсного
- 16 011177 материала и полимерного диспергатора в течение времени, достаточного для достижения средневзвешенного диаметра частиц (ά50) менее 10 мкм, и так, что полимерный диспергатор адсорбируется на поверхности твердых частиц. Предпочтительно, иллюстративный способ измельчения осуществляется в присутствии основной жидкости. Основная жидкость, используемая в одном иллюстративном варианте, является либо водной жидкостью, либо маслянистой жидкостью и предпочтительно выбрана из воды, соляного раствора, дизельного топлива, минерального масла, белого масла, н-алканов, синтетических масел, насыщенных и ненасыщенных поли(альфа-олефинов), эфиров жирных карбоновых кислот и их комбинаций. В одном иллюстративном варианте твердый дисперсный материал выбран из материалов, имеющих относительную плотность не менее 2,68, и предпочтительно твердый дисперсный материал выбран из сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, сульфата стронция и комбинаций и смесей указанных и других подобных твердых материалов, которые должны быть известны специалисту в данной области техники. Способ настоящего изобретения включает измельчение твердого материала в присутствии полимерного диспергатора. Предпочтительно полимерный диспергатор представляет собой полимер молекулярной массы не менее 2000 Да. Полимерный диспергатор в одном предпочтительном и иллюстративном варианте представляет собой водорастворимый полимер, который является гомополимером или сополимером мономеров, выбранных из группы, содержащей акриловую кислоту, итаконовую кислоту, малеиновую кислоту или малеиновый ангидрид, гидроксипропилакрилатвинилсульфоновую кислоту, акриламидо-2-пропансульфоновую кислоту, акриламид, стиролсульфоновую кислоту, акрилфосфатные сложные эфиры, простой метилвиниловый эфир и винилацетат, и где кислотные мономеры также могут быть нейтрализованы до соли.
Также специалисту в данной области техники должно быть понятно, что продукт вышеуказанного иллюстративного способа считается частью настоящего изобретения. По существу, один такой предпочтительный вариант включает продукт вышеуказанного иллюстративного способа, в котором коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием имеет средневзвешенный диаметр частиц (ά50) менее 2,0 мкм. Другой иллюстративный вариант содержит не менее 60% твердых частиц, которые имеют диаметр менее 2 мкм, или, альтернативно, более 25% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм.
Хотя устройство, композиции и способы данного изобретения описаны в плане предпочтительных и иллюстративных вариантов, специалистам в данной области техники будет ясно, что могут быть сделаны вариации способа, описанного здесь, без отступления от сути и объема изобретения. Все такие подобные замены и модификации, очевидные для специалистов в данной области техники, считаются входящими в объем и суть изобретения, как установлено в следующей формуле изобретения.
Claims (21)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Смазочная композиция, содержащая основную жидкость и коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием, частицы которого имеют средневзвешенный диаметр (ά50) менее 10 мкм, при этом полимерный диспергатор адсорбирован на поверхности твердых частиц.
- 2. Композиция по п.1, в которой основная жидкость является водной жидкостью или маслянистой жидкостью.
- 3. Композиция по п.1, в которой основная жидкость выбрана из воды, соляного раствора, дизельного топлива, минерального масла, белого масла, н-алканов, синтетических масел, насыщенных и ненасыщенных поли(альфа-олефинов), эфиров жирных карбоновых кислот и их комбинаций.
- 4. Композиция по п.1, в которой материал твердых частиц выбран из сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, сульфата стронция и их комбинаций.
- 5. Композиция по п.1, в которой твердые частицы имеют средневзвешенный диаметр частиц (ά50) менее 10 мкм.
- 6. Композиция по п.1, в которой более 25% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм.
- 7. Композиция по п.1, в которой твердые частиц состоят из материала, имеющего относительную плотность по меньшей мере 2,68.
- 8. Композиция по п.1, в которой полимерный диспергатор представляет собой водорастворимый полимер с молекулярной массой по меньшей мере 2000 Да.
- 9. Смазочная композиция, содержащая основную жидкость и коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием, в котором менее 10% твердых частиц имеют диаметр более 10 мкм, при этом полимерный диспергатор адсорбирован на поверхности твердых частиц.
- 10. Композиция по п.9, в которой основная жидкость является водной жидкостью или маслянистой жидкостью.
- 11. Композиция по п.9, в которой основная жидкость выбрана из воды, соляного раствора, дизельного топлива, минерального масла, белого масла, н-алканов, синтетических масел, насыщенных и ненасыщенных поли(альфа-олефинов), эфиров карбоновых жирных кислот и их комбинаций.
- 12. Композиция по п.9, в которой материал твердых частиц выбран из сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, сульфата стронция и их комбинаций.
- 13. Композиция по п.9, в которой твердые частицы имеют средневзвешенный диаметр частиц (ά50)- 17 011177 менее 10 мкм.
- 14. Композиция по п.9, в которой более 25% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм.
- 15. Композиция по п.9, в которой твердые частицы состоят из материала, имеющего относительную плотность по меньшей мере 2,68.
- 16. Композиция по п.9, в которой полимерный диспергатор представляет собой водорастворимый полимер с молекулярной массой по меньшей мере 2000 Да.
- 17. Смазочная композиция, содержащая основную жидкость и коллоидальный твердый материал с полимерным покрытием, в котором по меньшей мере 90% твердых частиц имеют диаметр менее 10 мкм, при этом полимерный диспергатор адсорбирован на поверхности твердых частиц и представляет собой водорастворимый полимер с молекулярной массой по меньшей мере 2000 Да.
- 18. Композиция по п.17, в которой материал твердых частиц выбран из сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита, оливина, сидерита, сульфата стронция и их комбинаций.
- 19. Композиция по п.17, в которой более 25% твердых частиц имеют диаметр менее 2 мкм.
- 20. Композиция по п.17, в которой твердые частицы состоят из материала, имеющего относительную плотность по меньшей мере 2,68.
- 21. Способ снижения крутящего момента у вращающегося компонента бурильной колонны, включающий введение в буровую жидкость композиции по любому из пп.1-20.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US65528805P | 2005-02-22 | 2005-02-22 | |
| PCT/US2006/006030 WO2006091562A1 (en) | 2005-02-22 | 2006-02-22 | Additive for reducing torque on a drill string |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200701078A1 EA200701078A1 (ru) | 2007-10-26 |
| EA011177B1 true EA011177B1 (ru) | 2009-02-27 |
Family
ID=36927745
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200701078A EA011177B1 (ru) | 2005-02-22 | 2006-02-22 | Добавка для снижения крутящего момента на бурильную колонну |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20080167203A1 (ru) |
| EP (1) | EP1853685A4 (ru) |
| CN (1) | CN101124307B (ru) |
| BR (1) | BRPI0607902A2 (ru) |
| CA (1) | CA2598123C (ru) |
| EA (1) | EA011177B1 (ru) |
| MX (1) | MX2007010236A (ru) |
| NO (1) | NO20074059L (ru) |
| WO (1) | WO2006091562A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080169130A1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-07-17 | M-I Llc | Wellbore fluids for casing drilling |
| US8252729B2 (en) | 2008-01-17 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services Inc. | High performance drilling fluids with submicron-size particles as the weighting agent |
| US20090186781A1 (en) * | 2008-01-17 | 2009-07-23 | Hallibruton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation | Drilling fluids comprising sub-micron precipitated barite as a component of the weighting agent and associated methods |
| US8324136B1 (en) * | 2010-01-06 | 2012-12-04 | Grinding & Sizing Company LLC | Synergistic bead lubricant and methods for providing improved lubrication to drilling fluids for horizontal drilling |
| US8623790B2 (en) * | 2010-12-21 | 2014-01-07 | Newpark Drilling Fluids Llc | Method of drilling a subterranean well with crosslinked polyacrylic acid |
| US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles 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 |
| US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
| CN103396770B (zh) * | 2013-07-16 | 2015-08-19 | 蔡修枝 | 一种多功能钻井液助剂 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5314031A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-24 | Shell Oil Company | Directional drilling plug |
| US5325922A (en) * | 1992-10-22 | 1994-07-05 | Shell Oil Company | Restoring lost circulation |
| US5826669A (en) * | 1995-12-15 | 1998-10-27 | Superior Graphite Co. | Drilling fluid loss prevention and lubrication additive |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030203822A1 (en) * | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
| GB2315505B (en) * | 1996-07-24 | 1998-07-22 | Sofitech Nv | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
| US7267291B2 (en) * | 1996-07-24 | 2007-09-11 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| CN1132917C (zh) * | 2001-01-05 | 2003-12-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种润滑油添加剂 |
-
2006
- 2006-02-22 EA EA200701078A patent/EA011177B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-02-22 MX MX2007010236A patent/MX2007010236A/es unknown
- 2006-02-22 CN CN2006800054062A patent/CN101124307B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-02-22 BR BRPI0607902-4A patent/BRPI0607902A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2006-02-22 US US11/816,304 patent/US20080167203A1/en not_active Abandoned
- 2006-02-22 CA CA2598123A patent/CA2598123C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-02-22 WO PCT/US2006/006030 patent/WO2006091562A1/en active Application Filing
- 2006-02-22 EP EP06735616A patent/EP1853685A4/en not_active Withdrawn
-
2007
- 2007-08-07 NO NO20074059A patent/NO20074059L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5314031A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-24 | Shell Oil Company | Directional drilling plug |
| US5325922A (en) * | 1992-10-22 | 1994-07-05 | Shell Oil Company | Restoring lost circulation |
| US5826669A (en) * | 1995-12-15 | 1998-10-27 | Superior Graphite Co. | Drilling fluid loss prevention and lubrication additive |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2598123A1 (en) | 2006-08-31 |
| CN101124307A (zh) | 2008-02-13 |
| CN101124307B (zh) | 2011-04-20 |
| EP1853685A1 (en) | 2007-11-14 |
| EA200701078A1 (ru) | 2007-10-26 |
| MX2007010236A (es) | 2007-11-06 |
| US20080167203A1 (en) | 2008-07-10 |
| WO2006091562A1 (en) | 2006-08-31 |
| WO2006091562A8 (en) | 2007-11-01 |
| BRPI0607902A2 (pt) | 2009-10-20 |
| EP1853685A4 (en) | 2011-11-30 |
| CA2598123C (en) | 2013-11-12 |
| NO20074059L (no) | 2007-11-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2502673C (en) | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control | |
| US7449431B2 (en) | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control | |
| US7745380B2 (en) | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control | |
| EA011177B1 (ru) | Добавка для снижения крутящего момента на бурильную колонну | |
| US7538074B2 (en) | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive | |
| NZ575007A (en) | Dispersant coated weighting agents | |
| CA3078569A1 (en) | Drilling fluid formulations and methods thereof | |
| CN112585236A (zh) | 用于水基钻井液系统的合成润滑剂 | |
| AU2003279939B2 (en) | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control | |
| AU2011202933B2 (en) | Dispersant coated weighting agents | |
| NO342495B1 (no) | Borehullsfluid og fremgangsmåte for fremstilling av et tilsetningsstoff for å øke densiteten av et fluid |
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): KZ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ RU |