EA015201B1 - Буровой раствор на водной основе - Google Patents

Буровой раствор на водной основе Download PDF

Info

Publication number
EA015201B1
EA015201B1 EA200970739A EA200970739A EA015201B1 EA 015201 B1 EA015201 B1 EA 015201B1 EA 200970739 A EA200970739 A EA 200970739A EA 200970739 A EA200970739 A EA 200970739A EA 015201 B1 EA015201 B1 EA 015201B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
water
drilling fluid
based drilling
solution
fluid according
Prior art date
Application number
EA200970739A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200970739A1 (ru
Inventor
Луиз Бэйли
Original Assignee
Эм-Ай Эл. Эл. Си.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эм-Ай Эл. Эл. Си. filed Critical Эм-Ай Эл. Эл. Си.
Publication of EA200970739A1 publication Critical patent/EA200970739A1/ru
Publication of EA015201B1 publication Critical patent/EA015201B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
  • Drilling Tools (AREA)

Abstract

Буровой раствор на водной основе содержит в качестве добавки один или более алкилэтоксилатов, имеющих формулу RO(CHCHO)H; в котором радикал R представляет собой C-алкильную группу (предпочтительно R является алифатическим и более предпочтительно R является линейным), и индекс n представляет собой целое число в диапазоне 2-30. Раствор дополнительно содержит один или более загустителей и, по существу, не содержит глины.

Description

Настоящее изобретение относится к буровым растворам, в частности к буровым растворам на водной основе.
Буровые растворы употребляются в операциях бурения скважин, например, во время бурения нефтяных и газовых скважин.
Во время бурения буровой раствор закачивают вниз в колонну бурильных труб, выводят через отверстия в буровой коронке и возвращают на поверхность через кольцевое затрубное пространство между бурильной трубой и окружающим пластом. Буровой раствор выполняет разнообразные функции, включающие охлаждение и смазывание буровой коронки и колонны бурильных труб, удаление обломков горной породы, образовавшихся во время процесса бурения, и вынос их на поверхность, суспендирование обломков в затрубном пространстве, когда закачивание прекращается, предотвращение обжатия или обрушения породы пласта и удержание пластовых жидкостей на забое.
Буровые растворы в общем включают носитель, утяжелитель и химические добавки.
Буровые растворы подразделяются на две основные категории: буровые растворы на водной основе, также известные как водные буровые растворы (\УВМ5). в которых носителем является водная среда; и буровые растворы на масляной основе, также известные как масляные буровые растворы (ОВМ§), в которых носителем является масло. В общем, масляные буровые растворы (ОВМ) в технологическом отношении превосходят водные буровые растворы (^ВМ) по ряду важных показателей, включая сравнительно низкий уровень неблагоприятной реакционной способности масляных буровых растворов (ОВМ) в отношении глинистых сланцев, одного из наиболее часто встречающихся типов горной породы во время бурения на нефть и газ. Однако употребление масляных буровых растворов (ОВМ) имеет недостаток в образовании огромных количеств загрязненных маслом отходов, таких как обломки горной породы, которые создают проблемы утилизации приемлемым для окружающей среды путем. В то время как применение водных буровых растворов (^ВМ) с экологической точки зрения является более приемлемым, чем масляных буровых растворов (ОВМ), производительность водных буровых растворов (^ВМ), в особенности при бурении сквозь чувствительные к воде горные породы, такие как глинистые сланцы, является в техническом плане худшей по сравнению с масляными буровыми растворами (ОВМ). Глинистые сланцы проявляют огромное сродство к воде, и поглощение воды глинистыми сланцами обусловливает набухание глинистых сланцев и производит химические изменения в горной породе, что создает напряжения, которые ослабляют пласт, возможно приводя к эрозии буровой скважины или разрушению структуры. Это может создавать проблемы при бурении, такие как прихват труб. В дополнение, низкое качество буровой скважины может затруднять операции каротажа и завершения.
Многие усилия были направлены на улучшение производительности водных буровых растворов (^ВМ) в отношении глинистых сланцев, а именно, повышение уровня так называемого ингибирования глинистых сланцев от действия водных буровых растворов (^ВМ). В водные буровые растворы (^ВМ) вводили разнообразные химические добавки в попытках улучшить ингибирование глинистых сланцев.
Один из водных буровых растворов (^ВМ), обладающих наиболее выраженным ингибирующим действием в промышленном применении, основывается на силикатных системах, и его типичным представителем является продукт 8ΙΓΌΚ.ΙΓ фирмы М-Ι Бетасо. В терминах ингибирования (контроль как стабильности буровой скважины, так и диспергирования обломков горной породы) эти буровые растворы являются не столь эффективными, как масляные буровые растворы (ОВМ), но существенно лучшими по сравнению с прочими водными буровыми растворами (^ВМ), включая гликолевые. Однако силикатные буровые растворы имеют ряд недостатков, в том числе касающихся охраны здоровья и условий безопасности (вследствие их высокого значения рН), плохой термической устойчивости и смазывающей способности, чувствительности к загрязнениям, высокой стоимости обслуживания, вредного воздействия на некоторое скважинное оборудование и потенциальной возможности разрушения пласта.
В патенте И8 4828724 описан водный буровой раствор (^ВМ), основанный на этоксилированных аминах, диаминах или четвертичных этоксилированных солях аммония. В водном буровом растворе (^ВМ) используют катионное поверхностно-активное вещество для способствования адсорбции капелек эмульсии глинистыми сланцами с образованием масляного слоя. В качестве электролита обычно употребляется хлорид калия.
Водорастворимые гликоли или полиолы (то есть, молекулы, содержащие более чем одну гидроксильную группу) представляют собой широко применяемые химические добавки к водным буровым растворам (^ВМ) для улучшения ингибирования глинистых сланцев.
Патент И8 3396105 предлагает алкилэтоксилатные добавки для контроля глинистых сланцев в содержащих глину водных буровых растворов (^ВМ). Патентная заявка \¥О 96/24646 раскрывает применение спиртовых этоксилатов в качестве добавок для водных буровых растворов (^ВМ).
Термины углеводородо и углеводородный, будучи применяемыми здесь, имеют отношение к соединениям и/или группам, которые имеют только углеродные и водородные атомы.
Термин алифатический, будучи применяемым здесь, имеет отношение к соединениям и/или группам, которые являются линейными или разветвленными, но не циклическими.
Термин алкил, как применяемый здесь, имеет отношение к одновалентному фрагменту, получен
- 1 015201 ному удалением атома водорода от атома углерода в углеводородном соединении, которое может быть алифатическим и которое может быть насыщенным или ненасыщенным (например, частично ненасыщенным, полностью ненасыщенным). В контексте алкильных групп префиксы (например, С1-4-, С2-7- и т.д.) обозначают количество атомов углерода, или диапазон числа атомов углерода. Например, термин С1-4-алкил, как применяемый здесь, имеет отношение к алкильной группе, имеющей от 1 до 4 атомов углерода. Вторичные префиксы (если имеются) обозначают число непредельных (то есть двойных или тройных) связей в алкильной группе.
Значение гидрофильно-липофильного баланса (НЬВ, ГЛБ) неионного поверхностно-активного вещества (такого как алкилэтоксилат) задается формулой НЬВ=20(Мй/М), где Мй представляет молекулярную массу гидрофильной части молекулы (то есть, этоксилатной части алкилэтоксилата), и М представляет молекулярную массу всей молекулы. Для смеси двух или более неионных поверхностноактивных веществ объединенное значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) поверхностноактивных веществ в смеси задается комбинированием значений гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) соответственных отдельных поверхностно-активных веществ в пропорции, отвечающей их массовым долям в смеси. Так, объединенное значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) смеси поверхностно-активного вещества А и поверхностно-активного вещества В, где масса поверхностноактивного вещества А в смеси вдвое больше массы поверхностно-активного вещества В, составляет НЕВсмеси=(2НЬВА+НЬВв)/3.
В общих чертах настоящее изобретение представляет буровой раствор на водной основе, содержащий в качестве добавки одно или более алкилэтоксилатных поверхностно-активных веществ, имеющих алкильные группы с относительно большими длинами углеродных цепей и с низкой до умеренной степенями этоксилирования.
Как представляется, этоксилатные группы в таком поверхностно-активном веществе способствуют поглощению поверхностно-активного вещества глинистыми сланцами, тогда как упаковка алкильных цепей создает гидрофобный барьер, который препятствует переносу ионов.
Таким образом, в первом аспекте настоящее изобретение представляет буровой раствор на водной основе, содержащий в качестве добавки один или более алкилэтоксилатов, имеющих формулу ЯО(СН2СН2О)ПН;
в которой
Я представляет собой С16-22-алкильную группу (предпочтительно Я является алифатическим, и более предпочтительно Я является линейным), и η представляет собой целое число в диапазоне 2-30;
причем раствор дополнительно содержит один или более загустителей и, по существу, не содержит глины.
Буровой раствор предпочтительно, по существу, не содержит минеральных загустителей. Радикал Я может представлять собой С16-1§-алкильную группу. Индекс η может варьировать в диапазоне 2-21.
Такой раствор может обеспечивать высокие уровни ингибирования глинистых сланцев, наравне с водными буровыми растворами (\УВМ). основанными на силикатных системах, и достигать производительности масляных буровых растворов (ОВМ). Раствор ведет себя подобно масляному буровому раствору (ОВМ) в плане создания осмотической мембраны, которая регулирует движение ионов, тем самым ограничивая проникновение воды.
Далее раствор должен выгодно отличаться от известных буровых растворов в отношении токсичности, биодеградации и бионакопления.
Концентрация одного или более алкилэтоксилатов в растворе может варьировать в диапазоне 1-5 г/л, и предпочтительно варьирует в диапазоне 2-4 г/л. Более предпочтительно концентрация составляет около 3 г/л.
Один или более алкилэтоксилатов могут иметь объединенное значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) менее чем 16 и предпочтительно менее чем 9. Избегание высоких значений гидрофильнолипофильного баланса (ГЛБ) способствует сокращению проблем, связанных с пенообразованием и вспениванием. Один или более алкилэтоксилатов могут иметь объединенное значение гидрофильнолипофильного баланса (ГЛБ) более чем 4 и предпочтительно более чем 6.
Типично содержание поверхностно-активных веществ будет тогда превышать уровень критической концентрации мицеллообразования (~10-5 г/л), и они будут агрегироваться в структурированные мезофазы, либо мицеллы, липосомы, либо ламели, которые представляют собой гидрофильную поверхность для раствора и олеофильную, или гидрофобную, сердцевину. Этоксилатные группы могут адсорбироваться на поверхности глины или глинистых сланцев, как это делают гликоли с более низкой молекулярной массой, тем самым создавая поверхностное покрытие с внутренним олеофильным характером. В масляных буровых растворах (ОВМ) соль не проявляет тенденции диффундировать из капелек эмульсии, и подобным образом предотвращается диффузия ионов электролитов в глинистые сланцы в силу их плохой растворимости в этой олеофильной среде.
Буровой раствор может содержать два алкилэтоксилата с различными значениями гидрофильно
- 2 015201 липофильного баланса. Концентрация в г/л алкилэтоксилата с более низким значением гидрофильнолипофильного баланса тогда предпочтительно составляет величину по меньшей мере в 1,5 раза больше, чем концентрация в г/л алкилэтоксилата с более высоким значением гидрофильно-липофильного баланса. Так, например, буровой раствор может содержать смесь полиоксиэтилен(2)-стеарилового простого эфира (значение ГЛБ = 4,9) и полиоксиэтилен(10)-стеарилового простого эфира (значение ГЛБ=12,4) в примерном концентрационном соотношении 2:1, давая объединенное значение гидрофильнолипофильного баланса (ГЛБ) смеси около 7,4.
Буровой раствор дополнительно обычно содержит одну или более растворенных неорганических солей. Например, одна или более неорганических солей может быть выбрана из группы, состоящей из СаС12, КС1, ЫаС1, СаВг2, КВг, №1Вг. Са(ЫО3)2, ΚΝΟ3, ΝαΝΟ3. Са8О4, К28О4, Ыа28О4, фосфата кальция, фосфата калия, фосфата натрия, формиата кальция, формиата калия и формиата натрия. Предпочтительным является хлорид кальция (СаС12). Неорганическая соль типично присутствует в такой концентрации, чтобы обеспечивать более низкую активность воды, чем таковая в ингибируемых глинистых сланцах, и может находиться в растворе в концентрации, варьирующей от 1- до 3-молярного раствора, и предпочтительно в виде 2-3 М раствора.
Один или более загустителей может быть выбран из биополимеров в группе, состоящей, но не ограничивающейся таковыми, из ксантановой камеди, склероглюкана, велановой камеди, гуаровой смолы, биозана, диутановой глины, карбоксиметилцеллюлозы, полианионной целлюлозы, крахмала, модифицированного крахмала, гидрофобно-модифицированных вариантов такового, и полимерных загустителей, таких как, но не ограничивающихся таковыми, полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид, поливинилацетат и поливинилпирролидон. Концентрация одного или более загустителей в растворе может варьировать в диапазоне 0,5-30 г/л.
В дополнительном аспекте настоящее изобретение представляет применение раствора предшествующего аспекта для бурения скважины.
Конкретные варианты исполнения настоящего изобретения теперь будут описаны с привлечением нижеследующих чертежей, в которых фиг. 1 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 1М раствором КС1 и пресной водой;
фиг. 2 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 1М раствором СаС12 и пресной водой;
фиг. 3 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов индивидуального поверхностно-активного вещества с 2,5 М раствором СаС12 и пресной водой;
фиг. 4 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 2,5М раствором СаС12, водного бурового раствора (^ВМ) на основе силиката натрия и масляного бурового раствора (ОВМ); и фиг. 5 приводит график изменения пористости относительно вымытой суммарной массы, для испытания с использованием ячейки На881ет на 2,5М водном растворе СаС12, содержащем 2 г/л неионогенного поверхностно-активного вещества ВгЦ 72 и 1 г/л Вту 76, и подобные графики для соответствующих испытаний на четырех сравнительных растворах.
Водные растворы, содержащие индивидуальное алкилэтоксилатное поверхностно-активное вещество, имеющее формулу КО(СН2СН2О)ПН, или смесь двух таких поверхностно-активных веществ, были приготовлены из серии продуктов Вту™ фирмы 1С1. Подробные сведения о поверхностно-активных веществах приведены в табл. 1.
Таблица 1
Поверхностно- активное вещество Н η Молекулярная масса Гидрофильнолипофильный баланс (ГЛБ)
Вг1] 72 Стеарил (СЩ 2 358 4,9
Вг!) 76 Стеарил (Схз) 10 710 Ι 12,4
Вгх] 73 Стеарил (С1а> 20 1150 15,3
Вг12 721 Стеарил (Си) 21 1194 15,5
ΒΓίί 58 Цетил (Си) 20 1122 15,7
ВГ1] 98 Олеил (С18 ι) 20 1148 15,3
Каждый раствор имел общую концентрацию поверхностно-активного вещества 3 г/л. Там, где использовали смесь двух поверхностно-активных веществ, смесевое соотношение (по концентрации) в общем составляло 2:1. Таким образом, принято допущение, что для данной смеси, где соотношение четко не обозначено, соотношение составляет 2:1, и первое названное поверхностно-активное вещество имеет
- 3 015201 более высокую концентрацию. Так, например, 72/98-смесь содержит 2 г/л продукта Вгу 72 и 1 г/л Вгу 98. Однако, где смесь выходит за пределы соотношения 2:1, соотношение в смеси указано недвусмысленно. Например, 72/78 3:2,5 смесь содержит 1,6 г/л продукта Вгу 72 и 1,4 г/л Вгу 78.
Все растворы были загущены ксантановой камедью в концентрации 4 г/л.
В исследованиях с использованием растворов поверхностно-активных веществ употребляли испытания на набухание и тесты с ячейкой На881ег, более подробные сведения о которых можно найти в материалах конференции авторов Вайеу, Ь., СгаЫег. В., 8а\\'боп. С, Вгабу, М., СИГГе. 8., №\ν ΙιΜβΙιΙ ίηΐο 111е Месйашзтз оГ 8На1е ΙηΗίόίΙίοη Изтд \Уа1ег Вазеб 8Шса!е ОгННпд Р1шбз (Новый взгляд на механизмы ингибирования глинистых сланцев с использованием буровых растворов на силикатной основе), Конференция по бурению ΙΆΌ8/8ΡΕ, 3-6 марта 1998 г., Даллас, Техас, Материалы 8РЕ (Общества инженеров-нефтяников) 39401.
Для испытаний на набухание вырезанные из керна образцы погружали в испытательные растворы и измеряли степень неограниченного линейного набухания. Ранее испытание использовалось для демонстрации осмотического отклика обнаженных кернов глинистых сланцев, подвергнутых воздействию масляных буровых растворов (ОВМ) и силикатных растворов, а также общих уровней ингибирования.
Ячейку Назз1ег использовали для измерения проницаемости кернов оксфордской глины во время воздействия различных ингибирующих растворов. Керн глинистых сланцев, с диаметром и длиной ~25 мм (отрез перпендикулярно слоистости) был обжат радиально в гильзе из фторкаучука νίΐοη, которая изолировала его от гидравлического масла, применяемого для приложения обжимающего давления величиной 8,6 МПа. На своем месте керн удерживался стальными концевыми заглушками на винтах с головками. Эти концевые заглушки предохраняли керн от набухания в осевом направлении, но попрежнему было возможным радиальное набухание против давления масла. Испытательный раствор подавали в ячейку Назз1ег с помощью поршневого насоса прямого вытеснения Ойзоп при заранее заданном давлении в 8 МПа. Выходной канал ячейки Назз1ег был открыт в атмосферу. Испытательный раствор поступал в ячейку и выходил из таковой через капиллярную трубку, чтобы свести к минимуму мертвый объем. Проницаемые волокнистые диски на каждом конце керна открывали испытательному раствору доступ ко всем концевым поверхностям керна, в то же время препятствуя радиальному течению на входе и выходе. Раствор, вымытый из керна, собирали в пробоотборные трубки, запечатанные липкой пленкой во избежание испарения. Массу собранного элюента использовали для определения расхода потока через керн. Ионный состав элюента измеряли с помощью ионной хроматографии.
Перед каждым экспериментом керн дренировали при номинальном изотропном напряжении в 8,5 МПа в течение по меньшей мере 72 ч для обеспечения его стабильности в условиях испытательных давлений; будучи оставлена недренированной, мягкая оксфордская глина выдавливается через выходной канал ячейки Назз1ег. Обжимное давление и давление раствора повышали до эксплуатационных уровней постадийно, с приращением приблизительно по 0,5 МПа, следя за тем, чтобы обжимное давление никогда не превышало давления раствора более чем на 1 МПа.
Во время испытания керны сначала подвергали воздействию синтетической поровой жидкости (0,12М ИаС1, 0,01М КС1, 0,04М МдС12 и 0,04М СаС12), чтобы создать равновесные условия течения. После этого включали подачу испытательного раствора.
В конце испытания останавливали подающий насос и, пока давление сбрасывалось протечкой через керн, обжимающее давление снижали для поддержания разности между обжимающим давлением и давлением раствора. Когда приложенное давление достигало нулевого значения, установку быстро разбирали и извлекали керн для послетестового анализа на содержание воды и ионов.
Обнаженный глинистый сланец, использованный для испытаний на набухание керна и в ячейке Назз1ег, представлял собой оксфордскую глину из каменоломни ВебГогб Лондонского кирпичного завода. Минералогические данные приведены в табл. 2.
- 4 015201
Таблица 2
Фиг. 1 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 1М КС1 и пресной водой; фиг. 2 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 1М раствором СаС12 и пресной водой; фиг. 3 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов индивидуального поверхностно-активного вещества с 2,5М раствором СаС12 и пресной водой; и фиг. 4 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 2,5М раствором СаС12, водного бурового раствора (^ВМ) на основе силиката натрия (водный раствор, содержащий 8 г/л КС1 и силикат натрия), и масляного бурового раствора (ОВМ).
Растворы поверхностно-активных веществ были эффективными ингибиторами, снижая степень наблюдаемого набухания. В особенности при высоких концентрациях солей, например, см. фиг. 4, наиболее эффективными смесями являются таковые с более высокой долей поверхностно-активного вещества, имеющего более низкое значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ). Действительно, определенные смеси обусловливают усадку керна (что имело место с водным буровым раствором (^ВМ) на основе силиката натрия и масляным буровым раствором (ОВМ)). В общем авторы изобретения нашли, что более гидрофобные комбинации являются более эффективными, в особенности таковые со значением гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) <9.
Сравнение фиг. 3 и 4 наводит на мысль, что растворы, содержащие смеси, являются более эффективными ингибиторами, чем растворы, содержащие индивидуальные поверхностно-активные вещества.
Обращаясь к испытаниям в ячейке На881ет, фиг. 5 показывает сравнение между испытанием с использованием наиболее эффективной смеси поверхностно-активных веществ (2 г/л продукта Вгу 72 с 1 г/л Вту 76), дающей значение ГЛБсмеси=7,4, в 2,5 М с испытаниями с использованием водного бурового раствора (^ВМ) на основе силиката/КС1, 0,3 М водного раствора КС1, водного бурового раствора (^ВМ), содержащего 14 г/л КС1, и масляного бурового раствора (ОВМ). Фиг. 5 представляет графики изменения пористости для соответствующего испытания в зависимости от вымытой суммарной массы. Табл. 3 обобщает степень снижения проницаемости при использовании этих систем, а также двух общеупотребительных гликолевых систем (Ωο\\ό11 Όη11ίη§ Р1шб8 81ар1ех 500™ в водном растворе КС1 с концентрацией 8 г/л и ВР ЭСР 101™ в водном растворе КС1 с концентрацией 8 г/л), и 1,4 М водного раствора КС1. Таблица включает расчет приблизительных объемов закупоривания пор, обусловливающих сокращение, и результаты послетестового анализа на содержание воды в кернах.
- 5 015201
Таблица 3
Система Процентов (%) изменения проницаемости Приблиз ит ель ные вымытые объемы пор Процентов (%) послетестового содержания ВОДЬ!
0,3 М КС1 118 5 25-21
1.4 М КС1 142 12 24-19
31ар1ех 500 89 5 22-18
ОСР 101 54 6 22-16
ЦаЕИо 18 11 20-16
Масляный буровой раствор (ОВМ) 0, 5 1 14
72/76 0,7 <2 13,8
В отличие от силикатных систем, где постепенное сокращение проницаемости происходит на уровне нескольких поровых объемов, имеет место внезапное и резкое падение проницаемости при введении 72/76-раствора, после которого из керна вымывается лишь слегка больше чем 1 поровый объем. Это подобно поведению, наблюдаемому для масляных буровых растворов (ОВМ). Несмотря на протяженное время испытания (достигающее нескольких месяцев), ни масляный буровой раствор (ОВМ), ни 72/76раствор не достигли реального равновесия, но кажущаяся проницаемость снизилась до 0,5-0,7% от первоначальной проницаемости.
Послетестовый анализ на содержание воды в керне для 72/76-раствора показал содержание воды около 13,8%, равномерное вдоль длины керна, что подобно послетестовому содержанию воды в керне для масляного бурового раствора (ОВМ). Напротив, гликолевые (81ар1ех 500 и ЭСР 101) и натрийсиликатные системы показали неравномерные профили содержания воды, варьирующего от 23 до 16% от входного канала до выходного канала соответственного керна.
На основании вышеизложенного были разработаны примерные составы буровых растворов.
Пример 1.
л воды, СаС12 до концентрации 2,5М, 1-5 г ксантановой камеди, 10-30 г полианионного целлюлозного полимера низковязкого сорта, 10-30 г крахмала, 20 г продукта Вгу 72, 10 г Вгу 721. Баритовый утяжелитель сорта АР1 добавили для получения желательной плотности раствора. Также добавили биоцид и противовспениватель (например, ЭеГоат X или ЭеГоат А от фирмы М-1).
Пример 2.
л воды, СаС12 до концентрации 2,5 М, 1-5 г склероглюкана (например, Βίονίδ), 10-30 г модифицированного крахмала (например, Эиа1Е1о), 20 г продукта Вту 72, 10 г Вту 721. Утяжелитель на основе карбоната кальция (например, 8аГеСатЬ) добавили для получения желательной плотности раствора. Также добавили биоцид и противовспениватель (например, ЭеГоат X или ЭеГоат А от фирмы М-1).
В обоих примерах количества загустителя и снижающих водоотдачу добавок могут быть скорректированы для достижения желательных реологических характеристик.
В то время как изобретение было описано в связи с приведенными выше примерными вариантами осуществления, многие эквивалентные модификации и вариации будут очевидными квалифицированным специалистам в данной области техники по прочтении этого описания. Соответственно этому примерные варианты осуществления изобретения, изложенные выше, рассматриваются как иллюстративные и неограничивающие. Разнообразные изменения описанных вариантов осуществления могут быть сделаны без выхода за рамки смысла и объема настоящего изобретения.
Все цитированные здесь литературные источники включены в виде ссылок.

Claims (13)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Буровой раствор на водной основе, содержащий в качестве добавки один или более алкилэтоксилатов, имеющих формулу КО(СН2СН2О)ПН;
    где В представляет собой С16-22-алкильную группу и η представляет собой целое число в диапазоне 2-30;
    причем раствор дополнительно содержит один или более загустителей и, по существу, не содержит глины.
  2. 2. Буровой раствор на водной основе по п.1, в котором В представляет собой С16-18-алкильную группу.
    - 6 015201
  3. 3. Буровой раствор на водной основе по п.1 или 2, в котором индекс η варьирует в диапазоне 2-21.
  4. 4. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, в котором концентрация одного или более алкилэтоксилатов в растворе варьирует в диапазоне 1-5 г/л.
  5. 5. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, в котором один или более алкилэтоксилатов имеют объединенное значение гидрофильно-липофильного баланса менее чем 9.
  6. 6. Буровой раствор на водной основе по п.5, содержащий два алкилэтоксилата с различными значениями гидрофильно-липофильного баланса.
  7. 7. Буровой раствор на водной основе по п.6, в котором концентрация в г/л алкилэтоксилата с более низким значением гидрофильно-липофильного баланса по меньшей мере в 1,5 раза выше, чем концентрация в г/л алкилэтоксилата с более высоким значением гидрофильно-липофильного баланса.
  8. 8. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, дополнительно содержащий одну или более растворенных неорганических солей.
  9. 9. Буровой раствор на водной основе по п.8, в котором одну или более неорганических солей выбирают из группы, состоящей из СаС12, КС1, ЫаС1, СаВг2, КВг, ЫаВг, Са(ЫО3)2, ΚΝΟ3, ΝαΝΟ3, Са8О4, Κ2δΟ4, Ν;·ι28Ο+ фосфата кальция, фосфата калия, фосфата натрия, формиата кальция, формиата калия и формиата натрия.
  10. 10. Буровой раствор на водной основе по любому из пп.8-9, в котором неорганическая соль находится в растворе в виде раствора с концентрацией от 1 до 3М.
  11. 11. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, в котором один или более загустителей выбирают из группы, состоящей из ксантановой камеди, склероглюкана, велановой камеди, гуаровой смолы, биозана, диутановой глины, карбоксиметилцеллюлозы, полианионной целлюлозы, крахмала, модифицированного крахмала, гидрофобно-модифицированных вариантов такового и полимерных загустителей.
  12. 12. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, в котором концентрация одного или более загустителей в растворе варьирует в диапазоне 0,5-30 г/л.
  13. 13. Применение раствора по любому из предшествующих пунктов для бурения скважины.
EA200970739A 2007-02-08 2008-02-06 Буровой раствор на водной основе EA015201B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0702445A GB2446400B (en) 2007-02-08 2007-02-08 Water-based drilling fluid
PCT/GB2008/000432 WO2008096147A1 (en) 2007-02-08 2008-02-06 Water-based drilling fluid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200970739A1 EA200970739A1 (ru) 2009-12-30
EA015201B1 true EA015201B1 (ru) 2011-06-30

Family

ID=37898967

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200970739A EA015201B1 (ru) 2007-02-08 2008-02-06 Буровой раствор на водной основе

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7833946B2 (ru)
BR (1) BRPI0807007A2 (ru)
CA (1) CA2677550C (ru)
EA (1) EA015201B1 (ru)
GB (1) GB2446400B (ru)
MX (1) MX2009008467A (ru)
NO (1) NO344264B1 (ru)
WO (1) WO2008096147A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2681614C2 (ru) * 2017-07-17 2019-03-11 Общество с ограниченной ответственностью "БурениеСервис" Буровой раствор

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101423752B (zh) * 2008-12-17 2010-12-29 山东大学 一种钻井液用润滑剂及其制备方法
US20100184630A1 (en) * 2009-01-16 2010-07-22 Sullivan Philip F Breaking the rheology of a wellbore fluid by creating phase separation
US20130085052A1 (en) 2011-09-29 2013-04-04 R. J. Reynolds Tobacco Company Apparatus for Inserting Microcapsule Objects into a Filter Element of a Smoking Article, and Associated Method
US9091622B2 (en) 2011-12-20 2015-07-28 Exxonmobil Upstream Research Company Capillary-based calibration standards for measurement of permeability
WO2014004968A1 (en) * 2012-06-28 2014-01-03 Rhodia Operations Environmentally friendly solvent systems/surfactant systems for drilling fluids
CN102851009B (zh) * 2012-09-27 2015-05-20 北京奥凯立科技发展股份有限公司 一种有机盐高密度钻井液
RU2561630C2 (ru) * 2013-12-02 2015-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard)
RU2561634C2 (ru) * 2013-12-02 2015-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "СБК-ТЕХНОСЕРВИС" Биополимерный буровой раствор сбк-uni (plus)
US10351750B2 (en) 2017-02-03 2019-07-16 Saudi Arabian Oil Company Drilling fluid compositions with enhanced rheology and methods of using same
CN108728054B (zh) * 2017-04-21 2021-07-23 中国石油化工股份有限公司 一种油基钻井液用降滤失剂及其制备方法
CN109971439B (zh) * 2017-12-28 2021-08-31 中国石油化工股份有限公司 一种钻井液用接枝改性淀粉防塌剂及其制备方法
US10577300B2 (en) 2018-06-12 2020-03-03 Saudi Arabian Oil Company Synthesis of sodium formate and drilling fluid comprising the same

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3236769A (en) * 1956-09-10 1966-02-22 Socony Mobil Oil Co Inc Drilling fluid treatment
US3396105A (en) * 1963-08-19 1968-08-06 Mobil Oil Corp Drilling fluid treatment
WO1996024646A1 (en) * 1995-02-10 1996-08-15 Sofitech N.V. Drilling fluid

Family Cites Families (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE201478C (ru)
US4486316A (en) 1979-02-02 1984-12-04 Nl Industries, Inc. Borehole drilling fluid and method
US4301016A (en) 1979-02-02 1981-11-17 Nl Industries, Inc. Borehole drilling fluid and method
US4384096A (en) 1979-08-27 1983-05-17 The Dow Chemical Company Liquid emulsion polymers useful as pH responsive thickeners for aqueous systems
EP0070075B2 (en) * 1981-07-13 1992-11-04 THE PROCTER &amp; GAMBLE COMPANY Foaming dishwashing liquid compositions
US4579669A (en) 1981-08-12 1986-04-01 Exxon Research And Engineering Co. High temperature drilling fluids based on sulfonated thermoplastic polymers
US4385155A (en) 1981-12-02 1983-05-24 W. R. Grace & Co. Method of preparing crosslinked poly(vinyl alcohol)
US4425461A (en) 1982-09-13 1984-01-10 Exxon Research And Engineering Co. Drilling fluids based on a mixture of a sulfonated thermoplastic polymer and a sulfonated elastomeric polymer
US4525522A (en) 1982-09-13 1985-06-25 Exxon Research And Engineering Co. Drilling fluids based on sulfonated thermoplastic polymers having improved low temperature rheological properties
GB2131067A (en) 1982-11-17 1984-06-13 Doverstrand Ltd Improvements in drilling fluids
US4537688A (en) 1983-11-02 1985-08-27 Exxon Research And Engineering Co. Low and high temperature drilling fluids based on sulfonated terpolymer ionomers
US4740319A (en) 1984-04-04 1988-04-26 Patel Arvind D Oil base drilling fluid composition
GB8412423D0 (en) 1984-05-16 1984-06-20 Allied Colloids Ltd Polymeric compositions
NL8402756A (nl) 1984-09-10 1986-04-01 Polysar Financial Services Sa Verdikkingsmiddel.
US4600515A (en) 1984-09-12 1986-07-15 National Starch And Chemical Corporation Fluid loss control agents for drilling fluids containing divalent cations
USRE33008E (en) 1985-04-04 1989-08-01 Alco Chemical Corporation Acrylic emulsion copolymers for thickening aqueous systems and copolymerizable surfactant monomers for use therein
US4978461A (en) 1986-09-02 1990-12-18 Exxon Research And Engineering Company Low and high temperature drilling fluids based on sulfonated terpolymer ionomers
GB8630295D0 (en) 1986-12-18 1987-01-28 Shell Int Research Drilling fluid
US5964692A (en) * 1989-08-24 1999-10-12 Albright & Wilson Limited Functional fluids and liquid cleaning compositions and suspending media
US5007489A (en) * 1990-04-27 1991-04-16 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid methods and composition
US5518996A (en) 1994-04-11 1996-05-21 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Fluids for oilfield use having high-solids content
US5874495A (en) 1994-10-03 1999-02-23 Rhodia Inc. Polymers useful as PH responsive thickeners and monomers therefor
US5614474A (en) * 1994-10-18 1997-03-25 Exxon Research And Engineering Company Polymer-surfactant fluids for decontamination of earth formations
US5588488A (en) 1995-08-22 1996-12-31 Halliburton Company Cementing multi-lateral wells
US5913364A (en) 1997-03-14 1999-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing subterranean zones
US6258757B1 (en) 1997-03-14 2001-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Water based compositions for sealing subterranean zones and methods
US6063737A (en) * 1997-06-12 2000-05-16 Shell Oil Company Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores
US6184287B1 (en) 1999-01-26 2001-02-06 Omnova Solutions Inc. Polymeric latexes prepared in the presence of 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate
GB2351986B (en) 1999-07-13 2002-12-24 Sofitech Nv Latex additive for water-based drilling fluids
EP1196134B1 (en) * 1999-07-16 2008-11-19 Calgon Corporation Water soluble polymer composition and method of use
GB2378716B (en) 2001-08-08 2004-01-14 Mi Llc Process fluid
US20040116304A1 (en) * 2002-12-02 2004-06-17 An-Ming Wu Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation and use thereof
US7084092B2 (en) * 2003-08-25 2006-08-01 M-I L.L.C. Shale hydration inhibition agent and method of use

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3236769A (en) * 1956-09-10 1966-02-22 Socony Mobil Oil Co Inc Drilling fluid treatment
US3396105A (en) * 1963-08-19 1968-08-06 Mobil Oil Corp Drilling fluid treatment
WO1996024646A1 (en) * 1995-02-10 1996-08-15 Sofitech N.V. Drilling fluid

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2681614C2 (ru) * 2017-07-17 2019-03-11 Общество с ограниченной ответственностью "БурениеСервис" Буровой раствор

Also Published As

Publication number Publication date
GB0702445D0 (en) 2007-03-21
MX2009008467A (es) 2009-10-12
CA2677550A1 (en) 2008-08-14
US20090042746A1 (en) 2009-02-12
US7833946B2 (en) 2010-11-16
BRPI0807007A2 (pt) 2014-04-15
NO20092857L (no) 2009-11-06
NO344264B1 (no) 2019-10-21
CA2677550C (en) 2015-11-24
WO2008096147A1 (en) 2008-08-14
GB2446400B (en) 2009-05-06
EA200970739A1 (ru) 2009-12-30
GB2446400A (en) 2008-08-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA015201B1 (ru) Буровой раствор на водной основе
US7549474B2 (en) Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor
EP0973843B1 (en) Well servicing fluid for trenchless directional drilling
US4830765A (en) Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same
US4941981A (en) Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid
EP0850287B1 (en) Glycol based drilling fluid
US7870903B2 (en) Inverse emulsion polymers as lost circulation material
US4963273A (en) Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same
CA2398225C (en) Method for reducing borehole erosion in shale formations
US8969260B2 (en) Glycerol based drilling fluids
AU2009294452B2 (en) Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations
GB2223255A (en) Invert emulsion drilling fluid
US5602082A (en) Efficiency of ethoxylated/propoxylated polyols with other additives to remove water from shale
US7829506B1 (en) Clay stabilizing aqueous drilling fluids
US5686396A (en) Efficiency of polyglycerol with other additives to remove water from shale
Simpson et al. Studies dispel myths, give guidance on formulation of drilling fluids for shale stability
CN108084976A (zh) 一种疏松砂岩储层保护钻井液及其制备方法
CN113583639A (zh) 用于深井钻井的钻井液体系及其制备方法
Binqiang et al. A Novel Strong Inhibition Water-Based Drilling Fluid Technology
Rashak APPLICATION OF APHRON DRILLING FLUIDS IN UNDER-BALANCE DRILLING

Legal Events

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

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

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

Designated state(s): KZ RU