EA013348B1

EA013348B1 - Высокоразветвленные полимерные материалы в качестве поверхностно-активных веществ для буровых растворов на углеводородной основе

Info

Publication number: EA013348B1
Application number: EA200701199A
Authority: EA
Inventors: Дэвид Энтони Боллард
Original assignee: Эм-Ай ЭлЭлСи
Priority date: 2006-06-20
Filing date: 2007-06-15
Publication date: 2010-04-30
Also published as: EP2029693A4; US7825071B2; US20070293401A1; ATE517963T1; EA200701199A1; EP2029693B1; WO2007149779A1; EP2029693A1; NO20090272L

Abstract

Описаны текучая среда в скважине, включающая масляную диспергирующую фазу; немасляную фазу и поверхностно-активное вещество на основе модифицированного сложного полиэфирамида; и электровращательные способы бурения подземных пород с использованием указанной текучей среды в скважине.

Description

Обоснование изобретения Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится в основном к текучим средам в скважинах и полимерным поверхностно-активным агентам для применения в текучих средах в скважинах.

Уровень техники

При бурении или завершении бурения скважин в толще пород разнообразные текучие среды обычно используют в скважине для различных целей. Общее употребление текучих сред в скважине включает смазывание и охлаждение режущих поверхностей головки бура при бурении в целом или добуривании (т.е. бурении в намеченном нефтеносном пласту), транспортировку обломков выбуренной породы (кусков породы, перемещаемых под режущим действием зубьев на головке бура) к поверхности, регулирование давления с помощью пластовой текучий среды для предупреждения выбросов, сохранение устойчивости скважины, суспендирование твердой фазы в скважине, сведение к минимуму ухода рабочего раствора в пласт и стабилизацию породы, через которую бурят скважину, разрушение породы вблизи скважины, вытеснение текучей среды внутри скважины другой текучей средой, очистку скважины, испытание скважины, передачу гидравлической мощности к головке бура, текучую среду используют для установления пакера, для ликвидации скважины или подготовки скважины к ликвидации и иной обработки скважины или породы.

Многие типы текучих сред используют в буровых скважинах, в частности, при бурении нефтяных и газовых скважин. Выбор текучей среды на углеводородной основе для буровой скважины включает тщательное взвешивание как хороших, так и плохих характеристик подобных текучих сред в случае конкретного применения. Важнейшие преимущества выбираемой буровой текучей среды на углеводородной основе включают исключительную устойчивость в стволе, в особенности, в пластах глинистых сланцев; образование более тонкой глинистой корки, чем глинистая корка, обеспечиваемая буровым раствором на водной основе; превосходное смазывание бурильной колонны и скважинного инструмента; проникание через соляные пласты без разрушения или расширения ствола скважины, а также другие преимущества, известные специалисту в данной области. В особенности благоприятным свойством буровых растворов на углеводородной основе являются превосходные смазочные качества. Указанные смазочные свойства позволяют бурение скважин, имеющих существенное отклонение от вертикали, что типично для процессов бурения в открытом море или глубоководного бурения, или когда требуется горизонтальная скважина. В таких сильно наклонных скважинах скручивающие и осевые нагрузки на бурильную колонну представляют существенную проблему, поскольку буровая труба лежит у нижней стороны ствола скважины, и риск прихвата трубы высок при использовании буровых растворов на водной основе. Напротив, буровые растворы на углеводородной основе обеспечивают тонкую, скользкую глинистую корку, которая способствует предотвращению прихвата трубы, таким образом применение буровых растворов на углеводородной основе может быть оправданным.

Несмотря на многие преимущества применения буровых растворов на углеводородной основе, указанные растворы имеют недостатки. Вообще, применение буровых текучих сред и буровых растворов на углеводородной основе характеризуется высокими начальными и эксплуатационными затратами. Указанные затраты могут существенно зависеть от глубины ствола скважины, на которую требуется бурить. Однако часто более высокие затраты могут быть оправданными, если учесть что буровая текучая среда на углеводородной основе предупреждает обрушение или уширение ствола скважины, которые могут значительно увеличивать время бурения и стоимость.

В большинстве случаев, буровые текучие среды должны быть пригодны для перекачивания под давлением вниз, по колоннам бурильной трубы, затем по погруженной в землю головке бура и вокруг и потом возвращаться обратно к поверхности земли через кольцевые пространства между внешней стороной бурильной колонны и стенкой скважины или обсадной колонной. Помимо обеспечения буровой смазки и эффективности и замедления износа, буровые текучие среды должны суспендировать и переносить твердые частицы к поверхности для отсеивания и удаления. Вдобавок, буровые текучие среды должны быть способны суспендировать присадочные утяжелители (для повышения удельной плотности бурового раствора), обычно, тонко измельченные бариты (руда на основе сульфата бария), и переносить глину и другие вещества, способные налипать и образовывать слой на поверхности скважины.

Буровые текучие среды обычно характеризуются как тиксотропные системы текучих сред. То есть обладают низкой вязкостью при срезе, как, например, при циркуляции (возникающей во время накачивания насосом или контакта с движущейся головкой бура). Однако когда срезывающее действие прекращается, текучая среда должна быть способна к суспендированию содержащихся там твердых частиц для предупреждения гравитационного разделения. Кроме того, когда буровая текучая среда находится в условиях срезывающего усилия и является свободно текущей и почти жидкой, указанная текучая среда должна оставаться довольно высоковязкой, в достаточной степени, чтобы переносить все нежелательные частицы вещества со дна буровой скважины на поверхность. Состав буровой текучей среды должен также позволять всем обломкам выбуренной породы и другим нежелательным твердым веществам быть удаленными или, иначе, быть осажденными из жидкой фракции.

Существует все возрастающая потребность в буровых текучих средах, обладающих реологически

- 1 013348 ми профилями, облегчающими бурение этих скважин. Буровая текучая среда, обладающая заданными реологическими свойствами, дает гарантию того, что обломки выбуренной породы будут удалены из буровой скважины так эффективно и надежно, как возможно, чтобы избежать скоплений шлама в скважине, которые могут послужить причиной того, что бурильная колонна будет прихвачена, помимо прочего. От буровой текучей среды также требуются гидравлические характеристики, перспективные (эквивалентная плотность в циркуляционной системе) для снижения давлений, необходимых для циркуляции текучей среды, что позволяет избежать воздействия на пласт чрезмерных усилий, которые могут дробить породу, приводя к поглощению текучих сред и, возможно, утрате скважины. Вдобавок, улучшенный профиль необходим для предотвращения выпадения в осадок или оседания утяжелителя в текучей среде, если такое явление происходит, то может привести к неравномерному профилю распределения плотности в системе с циркулирующими текучими средами, что может привести к проблемам контроля за скважиной (приток газ/текучая среда) и устойчивости буровой скважины (обрушение/трещины).

Для получения характеристик текучей среды, удовлетворяющих указанным требованиям, текучая среда должна быть удобна для накачивания, то есть должно требоваться минимальное давление для подачи текучей среды через дроссели в систему с циркулирующими текучими средами, такую как сопла долота или скважинные инструменты. Или, другими словами, текучая среда должна иметь предельно низкую вязкость в условиях высокого срезывающего усилия. Напротив, в зонах скважины, где площадь потока текучей среды большая и скорость текучей среды низкая, или где существуют условия низкого срезывающего усилия, вязкость текучей среды должна быть максимально высокой, чтобы суспендировать и переносить обломки выбуренной породы. Сказанное также применимо к периодам, когда текучая среда остается неподвижной в стволе скважины, где как обломки выбуренной породы, так и утяжелители должны поддерживаться суспендированными для предупреждения выпадения в осадок. Однако следует также отметить, что вязкость текучей среды не должна непрерывно повышаться в статических условиях до уровней, превышающих допустимые, иначе, в случае необходимости повторной циркуляция текучей среды, это может приводить к избыточным давлениям, которые могут дробить породу или, альтернативно, это может приводить к простойному времени, если усилие, требуемое для возвращения системы с циркулирующей текучей средой полностью, выходит за пределы возможностей насосов.

Основной химический состав обращенной эмульсионной текучей среды радикально не изменялся со времени внедрения; те же основные типы поверхностно-активных веществ (амидоамины) и загустителей (глины органического происхождения) все еще используются в соответствии с заявленными. Например, сильная смачиваемость амидоамина может заставить систему стать сверхдиспергируемой, что приведет к потере вязкости.

Следовательно, существует постоянная потребность в улучшенных буровых материалах и текучих средах.

Сущность изобретения

По одному из аспектов указанные варианты осуществления касаются текучей среды в скважине, которая включает масляную диспергирующую фазу; немасляную фазу и поверхностно-активное вещество на основе модифицированного сложного полиэфирамида.

Согласно другому аспекту указанные варианты осуществления касаются электровращательного способа бурения подземной скважины с использованием обращенной эмульсионной буровой текучей среды, включающей смешивание масляной текучей среды, немасляной текучей среды и поверхностноактивного вещества на основе модифицированного сложного полиэфирамида, приводящее к образованию обращенной эмульсии; где поверхностно-активное вещество присутствует в количестве, достаточном для образования обращенной эмульсии, в которой масляная текучая среда составляет диспергирующую фазу и немасляная текучая среда является дисперсной фазой; и бурение указанной подземной скважины с применением указанной обращенной эмульсии в качестве буровой текучей среды.

По еще одному аспекту указанные варианты осуществления касаются способа составления обращенного эмульсионной буровой текучей средой, который включает смешивание масляной текучей среды, немасляной текучей среды и поверхностно-активного вещества на основе модифицированного сложного полиэфирамида, где поверхностно-активное вещество присутствует в количестве, достаточном для образования обращенной эмульсии, в которой масляная текучая среда составляет диспергирующую фазу и немасляная текучая среда является дисперсной фазой.

Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из следующего описания и приложенных пунктов.

Подробное описание

По одному из аспектов указанные варианты осуществления касаются поверхностно-активных агентов для скважинных текучих сред. В частности, указанные варианты осуществления касаются поверхностно-активных агентов на основе разветвленного сложного полиэфирамида. Содержащие сложный полиэфирамид поверхностно-активные агенты могут включать модифицированные сложные полиэфирамиды. Как использовано здесь, модифицированные сложные полиэфирамиды могут включать сложные полиэфирамиды, модифицированные по меньшей мере одной функционализацией и сшивкой.

По одному из вариантов осуществления сложный полиэфирамид может включать высокоразветв

- 2 013348 ленную макромолекулу, полученную поликонденсацией циклических ангидридов с аминдиолами, где разветвления оканчиваются концевыми группами третичного амина. Гиперразветвленный сложный полиэфирамид может иметь молекулярную массу приблизительно от 300 до 30000 согласно одному из вариантов осуществления, приблизительно от 500 до 10000 согласно другому варианту осуществления и приблизительно от 1000 до 3000 согласно еще одному варианту осуществления. Гиперразветвленный сложный полиэфирамид может содержать приблизительно от 2 до 20 концевых групп третичного амина согласно одному из вариантов осуществления; приблизительно от 3 до 15 концевых групп третичного амина согласно другому варианту осуществления и приблизительно от 4 до 10 концевых групп третичного амина согласно еще одному варианту осуществления.

По одному из вариантов осуществления соединения сложного полиэфирамида, которые могут быть использованы в указанных вариантах осуществления, включают поликонденсаты циклического ангидрида и аминдиола. Циклические ангидриды, которые могут быть использованы для получения указанного сложного полиэфирамида, включают стандартные ангидриды и функциональные ангидриды, такие, например, как глутаровый ангидрид, 2,2-диметилглутаровый ангидрид, 3,3-диметилглутаровый ангидрид, малеиновый ангидрид, гексагидрофталевый ангидрид, фталевый ангидрид, янтарный ангидрид, алкенилянтарные ангидриды и поли(алкенил)янтарные ангидриды. Аминдиолы, которые могут быть использованы для получения указанного сложного полиэфирамида, включают, например, аминдиолы, содержащие линейную или разветвленную алканольную группу с 1-30 атомами углерода, такую как диметаноламин, диэтаноламин, дипропаноламин, диизопропаноламин, дибутаноламин, метанолэтаноламин, метанолпропаноламин, метанолбутаноламин, этанолпропаноламин, этанолбутаноламин и пропанолбутаноламин и пр.

Один из примеров соединений сложного полиэфирамида, пригодных для указанных вариантов осуществления, включает соединения, полученные по приведенным ниже реакциям поликонденсации

- 3 013348

где Κι и Κ₂ могут независимо означать Н или С1 -С₂о-алкил, либо Κι и К₂ вместе могут образовывать С₅С₈-циклоалкил или фенил, который, необязательно, может быть замещенным; и Ь₁ и Ь₂ независимо означают С₁-С₃₀-алкил. Для специалиста в данной области очевидно, что вышеуказанный продукт может быть подвергнут дальнейшим поликонденсациям для достижения более высокого разветвления в сложном полиэфирамиде.

По другому варианту осуществления сложный полиэфирамид может включать соединения, пред-

где Κ может быть выбран из линейной или разветвленной либо циклической алифатической группы и ароматической группы; X может быть выбран из N и О; Ь₁ и Ь₂ независимо означают С₁-С₃₀алифатические группы и η может изменяться в пределах от 2 до 50.

По одному из вариантов осуществления сложные полиэфирамиды могут включать модификацию концевых групп. Например, концевые группы сложных полиэфирамидов могут быть, необязательно, функционализированы в зависимости от ожидаемого применения сложных полиэфирамидов. По одному из вариантов осуществления концевые группы могут быть функционализированы для усиления сшивки многочисленных молекул сложного полиэфирамида. По другому варианту осуществления концевые группы могут быть функционализированы для повышения липофильности сложного полиэфирамида. Степень функционализации концевых групп может изменяться, по меньшей мере, от незначительной функционализации до полной функционализации. Функционализация концевых групп может включать, например, концевые группы эфиров алифатических и ароматических карбоновых кислот, концевые группы эфиров ненасыщенных жирных кислот, концевые группы третичного амина, концевые группы эфиров акриловой и метакриловой кислот, концевые группы карбоновых кислот, концевые группы триалкоксисилана, концевые группы полиэтиленоксида и эпоксиконцевые группы.

Примеры сложных полиэфирамидов, которые могут быть использованы в указанных вариантах осуществления, включают соединения под торговой маркой ΗΥΒΚΑΝΕ®, промышленно выпускаемые Ό8Μ НуЬгапе (Веек, №1йет1апб8). Конкретными примерами дендримеров ΗΥΒΚΑΝΕ®, которые выпускаются промышленно, являются Н1500 (немодифицированный), Н84700 (50%-ная модификация стеариновой кислотой) и Р82550 (100%-ная модификация стеариновой кислотой).

По другому варианту осуществления указанные сложные полиэфирамиды могут быть модифицированы путем сшивки. Согласно одному из вариантов осуществления указанные сложные полиэфирамиды могут быть сшиты, что приводит к образованию более крупного полимерного материала, который может быть использован в качестве поверхностно-активного агента.

Специалисту в данной области понятно, что выбор сшивающего агента может зависеть от функ

- 4 013348 ционализации концевых групп сложного полиэфирамида. По одному из вариантов осуществления сложный полиэфирамид может быть сшит по крайней мере одним из эпоксидированных масел, таким как, например, эпоксидированное соевое масло, эпоксидированное масло ореха кешью, другие эпоксидированные природные масла или производные указанных масел, бисфенол и новолак. При сшивании указанных сложных полиэфирамидов может быть также желательно варьировать реакционные условия, как, например, добавлением сильного основания, которое может гидролизовать эпоксидированные масла, для наделения полимера амфотерностью посредством создания анионных карбоксилатных групп на полимере.

По другому варианту осуществления сшивающий агент может включать диглицидный эфир этиленгликоля, диглицидный эфир пропиленликоля, диглицидный эфир бутиленгликоля, производные азиридина, эпоксифункционализированные полиалкиленгликоли, окисленный крахмал (полимерный диальдегид) и комбинации указанных соединений.

По другим вариантам осуществления сшивающий агент может включать ацеталь, который может быть гидролизован, образуя альдегид на месте. Например, сшивающий агент может включать альдегидный аддукт, тетраметоксипропан или бисульфитные аддитивные соединения альдегидов. Например, формальдегидный аддукт может быть получен при взаимодействии формальдегида и соединения, выбираемого из сернистой кислоты и водорастворимых солей указанной кислоты, таких как соли щелочных металлов (например, соли натрия или калия). По одному из вариантов осуществления используемая соль может представлять собой бисульфит натрия. В дополнение к применению солей щелочных металлов для получения аддукта могут быть использованы соли аммония и третичного амина с сернистой кислотой, такие как бисульфит аммония или триметиламинсульфит.

По другим вариантам осуществления сшивающим агентом может быть диэпоксид или триэпоксид. Согласно иным вариантам осуществления сшивающий агент может включать триглицидный эфир триметилолпропана, диглицидный эфир меопентилгликоля, эпоксидированный 1,6-гександиол, 1,4диглицидный эфир бутандиола (ΒΌΌΟΕ), 1,2,7,8-диэпоксиоктан, 3-(бис(глицидоксиметил)метокси)-1,2пропандиол, 1,4-диглицидный эфир циклогександиметанола, 4-винил-1-циклогексендиэпоксид, 1,2,5,6диэпоксициклооктан и диглицидный эфир бисфенола А или комбинации указанных соединений.

Для специалиста в данной области очевидно, что молярное эквивалентное соотношение соединения сложного полиэфирамида и выбранного сшивающего агента (соотношение РЕА:СА) будет значительно влиять на образование поперечных связей между соединением сложного полиэфирамида и сшивающим агентом. Такой специалист должен учитывать, что согласно уравновешенному стехиометрическому уравнению два молярных эквивалента амида (амина) сочетаются с одним молярным эквивалентом сшивающего агента. Путем стандартных изменений молярного эквивалентного соотношения РЕА:СА специалист в данной области легко способен определить подходящее молярное эквивалентное соотношение для получения требуемой вязкости. Для специалиста в данной области очевидно, что минимально сшитый полимер с высокой текучестью (т. е. низкой вязкостью) может быть получен при использовании высокого молярного эквивалентного соотношения РЕА:СА. Например, соотношение РЕА:СА выше 50:1 дает полимер с минимальным образованием поперечных связей и, таким образом, очень минимальным изменением вязкости по сравнению с несшитым сложным полиэфирамидом. С другой стороны, очень низкое соотношение РЕА:СА, например 10:1, должно обеспечивать высокий уровень образования поперечных связей и, таким образом, более вязкую текучую среду. По одному из вариантов осуществления соотношение РЕА:СА следует выбирать таким, чтобы происходила только частичная полимеризация.

Для специалиста в данной области также очевидно, что факторы, такие как рН и температура, могут значительно влиять на скорость взаимодействия. Путем систематического исследования специалист в данной области способен определить идеальные условия достижения заданного результата, будь то гелеобразная текучая среда, или твердообразный, воскообразный материал, или твердый жесткий материал. Следует также учитывать, что для нефтедобычи возможна оптимизация реакционных условий, таких как рН, концентрация реагентов, температура и пр. в целях получения полимера с определенным заданным временем.

По одному из вариантов осуществления взаимодействие соединений сложного полиэфирамида и сшивающих агентов может быть проведено с использованием методики суспензионной полимеризации. При суспензионной полимеризации полимер получают в носителе текучей среды. Обычно, мономеры растворимы в носителе текучей среды, и указанные мономеры стабилизируют в носителе текучей среды перед началом и во время полимеризации с применением поверхностно-активных веществ.

В предпочтительном варианте осуществления поверхностно-активные агенты на основе сложного полиэфирамида могут быть включены в текучую среду в скважине. Текучие среды в скважине могут включать масляную диспергирующую фазу, немасляную дисперсную фазу и поверхностно-активное вещество на основе сложного полиэфирамида. Специалисту в данной области понятно, что сложные полиэфирамиды могут быть модифицированы, как указано здесь, соответственно с предполагаемым употреблением. Например, модификации могут включать функционализацию цепи сложного полиэфирамида или концевых групп и/или образование поперечных связей.

Масляная текучая среда может представлять собой жидкость и более предпочтительно натуральное

- 5 013348 или синтетическое масло, и наиболее желательно масляную текучую среду выбирают из группы, включающей дизельное масло; минеральное масло; синтетическое масло, такое как гидрированные и негидрированные олефины, включающие поли-альфа-олефины, линейные и разветвленные олефины и т.п., полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, эфиры жирных кислот, в частности линейные, разветвленные и сложные эфиры циклических алкиловых эфиров жирных кислот, смеси указанных соединений и подобные соединения, известные специалистам из уровня техники; и смеси таких соединений. Концентрация масляной текучей среды должна быть достаточной для образования обращенной эмульсии и может быть приблизительно менее 99 об.% от обращенной эмульсии. По одному из вариантов осуществления количество масляной текучей среды составляет около 30-95 об.% и более предпочтительно около 40-90 об.% от обращенной эмульсионной текучей среды. Масляная текучая среда по одному из вариантов осуществления может включать по меньшей мере 5 об.% материала, выбираемого из группы, включающей сложные эфиры, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и комбинации указанных веществ.

Немасляная текучая среда, используемая для составления указанной обращенной эмульсионной текучей среды, представляет собой жидкость и предпочтительно водную жидкость. Более предпочтительно немасляная жидкость может быть выбрана из группы, включающей морскую воду, солевой раствор, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие смешиваемые с водой органические соединения, и комбинации указанных веществ. Количество немасляной текучей среды является, как правило, ниже теоретического предела, необходимого для получения обращенной эмульсии. Так, по одному из вариантов осуществления, количество немасляной текучей среды составляет приблизительно менее 70 об.% и предпочтительно примерно от 1 до 70 об.%. По другому варианту осуществления немасляная текучая среда составляет приблизительно от 5 до 60 об.% от обращенной эмульсионной текучей среды. Фаза текучей среды может включать либо водную текучую среду, либо масляную текучую среду, либо смеси указанных текучих сред. В заслуживающем особого внимания варианте осуществления твердые материалы с покрытием из сложного полиэфирамида могут быть включены в текучую среду в скважине, содержащей водную текучую среду, которая включает по меньшей мере один из следующих компонентов: пресную воду, морскую воду, солевой раствор и комбинации указанных компонентов.

Указанная текучая среда особенно полезна при бурении, завершении и разработке подземных нефтяных и газовых скважин. В частности, указанная текучая среда может находить применение в составлении буровых растворов и текучих сред для завершения скважины, обеспечивающих легкое и быстрое удаление глинистой корки. Такие буровые растворы и текучие среды особенно полезны при бурении горизонтальных скважин в нефтегазоносных пластах.

Для получения указанных буровых текучих сред могут быть использованы общепринятые способы, аналогичные стандартно употребляемым для получения обычных буровых текучих сред на углеводородной основе. По одному из вариантов осуществления требуемое количество масляной текучей среды, такой как базовое масло, и подходящее количество поверхностно-активного вещества на основе сложного полиэфирамида смешивают вместе и остальные компоненты добавляют последовательно при непрерывном перемешивании. Обращенная эмульсия может быть получена путем энергичного взбалтывания, перемешивания или плоского сдвига масляной текучей среды и немасляной текучей среды.

Другие добавки, которые могут быть включены в указанные текучие среды в скважине, включают, например, утяжелители, смачивающие агенты, органофильные глины, загустители, понизители фильтрации, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, понизители поверхностного натяжения на границе раздела фаз, буферы рН, взаимные растворители, понизители вязкости, разжижающие вещества и очищающие средства. Добавление таких агентов хорошо известно специалисту в области получения буровых текучих сред и буровых растворов.

Указанные варианты осуществления успешно предоставляют, по крайней мере, следующие возможности. Характер указанных соединений обеспечивает легкость приведения химических свойств соединений в соответствие с требуемыми употреблением. Скважинные текучие среды, содержащие указанные поверхностно-активные вещества на основе сложного полиэфирамида, могут обеспечивать улучшенные свойства текучей среды, способствующие процессу бурения. Кроме того, может быть отмечено сниженное повреждение продуктивного пласта и улучшенное многократное использование и рециклирование текучей среды при применении указанной текучей среды. Форма и размер поверхностно-активных веществ на основе сложного полиэфирамида допускают наличие разветвленного, сферического гидрофильного участка, который может быть больше и/или иметь большую молекулярную массу, чем гидрофильный участок обычного поверхностно-активного вещества, и, таким образом, может обеспечивать более сильные связи и меньшую десорбцию. Кроме того, модификация поверхностно-активных веществ может быть осуществлена в соответствии с предполагаемым употреблением текучей среды.

Хотя изобретение описано ограниченным числом вариантов осуществления, специалисту в данной области из приведенного описания ясно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, не выходящие за рамки объема данного изобретения. Таким образом, рамки объема изобретения ограничиваются исключительно предлагаемой формулой изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Текучая среда в скважине, содержащая масляную диспергирующую фазу; немасляную фазу и поверхностно-активное вещество на основе модифицированного сложного полиэфирамида, где модифицированным сложным полиэфирамидом является полиэфирамид, модифицированный по меньшей мере одной функционализацией и сшивкой.
2. Текучая среда в скважине по п.1, где сложный полиэфирамид представляет собой поликонденсат циклического ангидрида и аминодиола.
3. Текучая среда в скважине по п.1, где сложный полиэфирамид включает сшивку с помощью по меньшей мере одного из соединений, выбираемых из группы, включающей эпоксидированное масло, эпоксидированный 1,6-гександиол, производные азиридина, эпоксифункционализированные полиалкиленгликоли, окисленный крахмал, полимерный диальдегид, альдегидный аддукт, тетраметоксипропан и гидролизованный ацеталь.
4. Текучая среда в скважине по п.1, где сложный полиэфирамид содержит концевые группы жирных кислот.

где В выбирают из линейной или разветвленной либо циклической алифатической группы и ароматической группы; Ь₁ и Ь₂ независимо означают С1-С₃о-алифатические группы и η может изменяться в пределах от 2 до 50.
6. Текучая среда в скважине по п.1, где масляную текучую среду выбирают из группы, включающей дизельное масло, минеральное масло, синтетическое масло, сложноэфирное синтетическое масло, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали и комбинации указанных веществ.
7. Текучая среда в скважине по п.1, где немасляную фазу выбирают из группы, включающей пресную воду, морскую воду, солевой раствор, водные растворы, содержащие водорастворимые органические соли, водорастворимые спирты или водорастворимые гликоли, или комбинации указанных веществ.
8. Электровращательный способ бурения подземной скважины с использованием обращенной эмульсионной буровой текучей среды, включающий смешивание масляной текучей среды, немасляной текучей среды и поверхностно-активного вещества на основе модифицированного сложного полиэфирамида, приводящее к образованию обращенной эмульсии; где поверхностно-активное вещество присутствует в количестве, достаточном для образования обращенной эмульсии, в которой масляная текучая среда составляет диспергирующую фазу и немасляная текучая среда является дисперсной фазой; и бурение указанной подземной скважины с применением указанной обращенной эмульсии в качестве буровой текучей среды.
9. Способ по п.8, где сложный полиэфирамид представляет собой поликонденсат циклического ангидрида и аминдиола.
10. Способ по п.8, где сложный полиэфирамид включает сшивку с помощью по меньшей мере одного из соединений, выбираемых из группы, включающей эпоксидированное масло, эпоксидированный 1,6-гександиол, производные азиридина, эпоксифункционализированные полиалкиленгликоли, окисленный крахмал, полимерный диальдегид, альдегидный аддукт, тетраметоксипропан и гидролизованный ацеталь.
11. Способ по п.8, где сложный полиэфирамид содержит концевые группы жирных кислот.
12. Способ по п.8, где сложный полиэфирамид включает соединения, представленные общей формулой

- 7 013348 где Я выбирают из линейной или разветвленной либо циклической алифатической группы и ароматической группы; Ь1 и Ь₂ независимо означают С1-Сзо-алифатические группы и η может изменяться в пределах от 2 до 50.
13. Способ по п.8, где масляную текучую среду выбирают из группы, включающей дизельное масло, минеральное масло, синтетическое масло, сложноэфирное синтетическое масло, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали и комбинации указанных веществ.
14. Способ по п.8, где немасляную фазу выбирают из группы, включающей пресную воду, морскую воду, солевой раствор, водные растворы, содержащие водорастворимые органические соли, водорастворимые спирты или водорастворимые гликоли, или комбинации указанных веществ.
15. Способ получения обращенной эмульсионной буровой текучей среды, включающий смешивание масляной текучей среды, немасляной текучей среды и поверхностно-активного вещества на основе модифицированного сложного полиэфирамида, где поверхностно-активное вещество присутствует в количестве, достаточном для образования обращенной эмульсии, в которой масляная текучая среда составляет диспергирующую фазу и немасляная текучая среда является дисперсной фазой.
16. Способ по п.15, где сложный полиэфирамид представляет собой поликонденсат циклического ангидрида и аминдиола.
17. Способ по п.15, где сложный полиэфирамид включает сшивку с помощью по меньшей мере одного из соединений, выбираемых из группы, включающей эпоксидированное масло, эпоксидированный 1,6-гександиол, производные азиридина, эпоксифункционализированные полиалкиленгликоли, окисленный крахмал, полимерный диальдегид, альдегидный аддукт, тетраметоксипропан и гидролизованный ацеталь.
18. Способ по п.15, где сложный полиэфирамид содержит концевые группы жирных кислот.
19. Способ по п.15, где сложный полиэфирамид включает соединения, представленные общей формулой где Я выбирают из линейной или разветвленной либо циклической алифатической группы и ароматической группы; Ь1 и Ь₂ независимо означают С1-С₃₀-алифатические группы и η может изменяться в пределах от 2 до 50.
20. Способ по п.15, где масляную текучую среду выбирают из группы, включающей дизельное масло, минеральное масло, синтетическое масло, сложноэфирное синтетическое масло, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали и комбинации указанных веществ.
21. Способ по п.15, где немасляную фазу выбирают из группы, включающей пресную воду, морскую воду, солевой раствор, водные растворы, содержащие водорастворимые органические соли, водорастворимые спирты или водорастворимые гликоли, или комбинации указанных веществ.