EA015332B1 - Буровой раствор на водной основе - Google Patents
Буровой раствор на водной основе Download PDFInfo
- Publication number
- EA015332B1 EA015332B1 EA200970099A EA200970099A EA015332B1 EA 015332 B1 EA015332 B1 EA 015332B1 EA 200970099 A EA200970099 A EA 200970099A EA 200970099 A EA200970099 A EA 200970099A EA 015332 B1 EA015332 B1 EA 015332B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- acid
- fatty acid
- drilling fluid
- fluid
- polyol
- Prior art date
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
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/34—Lubricant additives
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)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
Abstract
Раскрыт буровой раствор на водной основе, который содержит водную жидкость, по меньшей мере один из утяжелителей и гелеобразующих агентов, и смазку, которая содержит по меньшей мере одну эфирную производную по меньшей мере одной жирной кислоты, полученной из касторового масла.
Description
Это заявка, в соответствии со статьей 35 Сводов законов США § 119, испрашивает приоритет патентной заявки США № 60/806747, выданной 7 июля 2006 г., полное содержание которой приведено здесь путем ссылки на нее.
Уровень техники
Область техники, к которой относится изобретение
Раскрытые здесь варианты осуществления относятся в целом к компонентам скважинных жидкостей (промывочным жидкостям). В частности, варианты осуществления относятся к промывочным жидкостям на водной основе и их компонентам.
Предшествующий уровень техники
При бурении или заканчивании скважин в толще пород в скважине обычно используют различные жидкости для различных целей. Обычное использование скважинных жидкостей включает смазку и охлаждение режущих поверхностей бурового долота в процессе обычного бурения или вскрытия пласта (т.е. бурения в конкретном нефтеносном пласте), транспортировку обломков выбуренной породы (кусочков породы, отбитых в результате режущего действия зубьев бурового долота) на поверхность, регулирование давления пластового флюида для предотвращения выбросов, поддержание стабильности скважины, суспендирование твердых веществ в скважине, минимизацию поглощения бурового раствора пластом и стабилизацию пласта, через который бурят скважину, гидравлический разрыв пласта в районе скважины, вытеснение жидкости в скважине другой жидкостью, очищение скважины, испытание скважины, передачу гидравлической мощности буровому долоту, жидкость, используемую для определения места установления пакера, ликвидации скважины или подготовки скважины к ликвидации и других обработок скважины или пласта.
В большинстве методов вращательного бурения буровой раствор принимает форму глинистого раствора, т. е. жидкости, содержащей твердые суспендированные в ней вещества.
Присутствие твердых веществ придает буровому раствору желательные реологические свойства, а также увеличивает его плотность для создания соответствующего гидростатического давления на забое.
Обычно буровые растворы относят к тиксотропным жидким системам. То есть они проявляют низкую вязкость в условиях деформации сдвига, например при циркуляции (как это происходит во время закачивания или контакта с движущимся буровым долотом). Однако при прекращении действия деформации сдвига жидкость должна быть способна суспендировать содержащиеся в ней твердые вещества для предотвращения гравитационного разделения. Кроме того, когда буровой раствор находится в условиях воздействия деформации сдвига и является почти свободнотекущей жидкостью, он должен сохранять высокую вязкость, достаточную для переноса нежелательных твердых частиц из забоя на поверхность. Состав бурового раствора должен также способствовать удалению обломков выбуренной породы и других нежелательных твердых частиц или же осаждению их из жидкой фракции.
Существует возрастающая потребность в буровых растворах с реологическими свойствами, которые позволяют более легко бурить скважины. Буровые растворы со специальными реологическими свойствами должны обеспечивать удаление из скважины обломков выбуренной породы с такой эффективностью, чтобы можно было предотвратить образование в скважине слоев из кусков выбуренной породы, что среди прочих проблем может вызывать прихватывание бурильной колонны. Существует также потребность в том, чтобы буровой раствор имел перспективные гидравлические характеристики (эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора) для уменьшения давлений, требуемых для циркуляции жидкости, что уменьшает время воздействия на пласт чрезмерных сил, которые могут разрывать пласт, приводя к потере жидкости, а возможно, и потере скважины. Кроме того, улучшенные свойства необходимы для предотвращения осаждения или оседания в жидкости утяжелителя, так как если это происходит, то может привести к неодинаковому профилю плотности в системы циркулирующей жидкости, в результате чего могут возникнуть проблемы при регулировании скважины (приток газа/жидкости) и стабильности ствола скважины (обрушивание/трещины).
Для получения характеристик жидкости, необходимых для решения этих сложных проблем, жидкость должна легко перекачиваться, так как это требует минимального количества давления для проталкивания ее через препятствия в системе циркуляции жидкости, такие как сопла долота или инструменты забоя скважины. Другими словами, жидкость должна иметь минимально возможную вязкость при условиях высоких деформаций сдвига. И, наоборот, в зонах скважины, где область для потока жидкости является большой и скорость жидкости является низкой, или в условиях низкой деформации сдвига, вязкость жидкости должна быть настолько высокой, насколько это возможно, для суспендирования и транспортировки кусков выбуренной породы. Это также относится к периодам нахождения жидкости в скважине в статическом положении, когда и обломки выбуренной породы, и утяжелители должны поддерживаться в суспендированном состоянии для предотвращения их осаждения. Однако необходимо также отметить, что в статических условиях вязкость жидкости не должна непрерывно увеличиваться до недопустимых уровней. Иначе, когда будет необходимо опять обеспечить циркуляцию жидкости, это может привести к избыточному давлению, которое может вызвать разрыв пласта или привести к простойному времени, если сила, необходимая для полного восстановления системы циркуляции жидкости,
- 1 015332 превышает мощности насосов.
Буровые растворы обычно классифицируют исходя из того, какой материал составляет их основу. Буровой раствор может быть или содержащим суспендированные твердые частицы буровым раствором на водной основе, или буровым раствором на основе нефти с эмульгированной в нефти водой или рассолом для образования дисперсной фазы и суспендированных твердых частиц в дисперсионной нефтяной фазе.
И на морских буровых платформах, и на наземных буровых установках, обломки выбуренной породы транспортируют с помощью бурового раствора наверх к отверстию скважины. Буровые растворы на водной основе могут быть использованы для бурения в пластах определенного типа, однако для нормального бурения в других пластах желательно использовать буровой раствор на основе нефти. В случае бурового раствора на основе нефти, обломки выбуренной породы, помимо обычного содержания влаги, покрыты прилипшей пленкой или слоем маслянистого бурового раствора, который может проникать во внутрь каждого куска выбуренной породы. Это происходит вне зависимости от использования различных вибрационных сит, устройств механического разделения и различных химических методов и промывок. Из-за опасности загрязнения окружающей среды, ни в случае буровых установок на море, ни в случае буровых установок на земле обломки выбуренной породы не могут в соответствии со всеми правилами быть сброшены в качестве отходов, пока из них не будут удалены загрязняющие вещества.
Таким образом, исторически так сложилось, что большинство работ по поиску и разведке нефтяных и газовых месторождений проводилось с использованием буровых растворов на водной основе. Главной причиной этого предпочтения является цена и соответствие требованиям охраны окружающей среды.
Использованный буровой раствор и обломки выбуренной породы из скважин, пробуренных с помощью буровых растворов на водной основе, могут быть легко удалены в качестве отходов прямо на месте в большинстве мест на берегу и сброшены с платформ буровых вышек во многих водах материковой отмели США при условии, что они соответствуют текущим нормам качества отводимых сточных вод, стандартам нормы удаления и другим разрешенным предельным нормам для удаления отходов. Как описано выше, традиционные промывочные жидкости на основе нефти, приготовленные из дизельного топлива или нефтяных топлив, будучи существенно более дорогими, чем буровые растворы на водной основе, являются экологически опасными.
В результате, использование буровых растворов на основе нефти ограничивалось только теми ситуациями, при которых их применение было необходимым. Выбор буровой жидкости на основе нефти вынуждает соблюдать точный баланс между положительными и отрицательными особенностями таких жидкостей при конкретном варианте применения. Особенно полезным свойством буровых растворов на основе нефти являются их превосходные смазывающие качества. Эти смазывающие свойства позволяют бурить скважины с существенным вертикальным отклонением, что является типичным для морских или глубоководных операций бурения или для случаев, когда требуется горизонтальная скважина. В таких скважинах с большим отклонением существенной проблемой является крутящий момент и торможение бурильной колонны, так как бурильная труба расположена вплотную к нижней стороне отверстия скважины, и существует высокая вероятность прихвата труб при использовании промывочных жидкостей на водной основе. В отличие от этого, промывочные жидкости на основе нефти создают тонкую маслянистую фильтрационную корку, которая способствует предотвращению прихвата трубы.
По сравнению с бурильными растворами на водной основе бурильные растворы на основе нефти обычно обладают превосходными смазывающими свойствами, которые уменьшают прихват бурильной трубы вследствие уменьшения сопротивления трения. Смазочные свойства (смазывающая способность) бурового раствора являются единственным известным средством уменьшения трения. Кроме того, буровые растворы на основе нефти также обычно применяют при высокой температуре в скважинах, так как буровые растворы на основе нефти обычно обладают требуемыми реологическими свойствами в более широком интервале температур, чем буровые растворы на водной основе.
Таким образом, существует потребность в компонентах или присадках, придающих смазывающее действие буровым растворам на водной основе. Ранее используемые смазочные материалы включают, например, нефтяные топлива, животные и растительные масла и сложные эфиры. Однако все более и более строгие нормы относительно биоразлагаемости буровых растворов и составляющих их компонентов постепенно ограничивают использование особенно подходящих в ряде случаев нефтяных топлив. Таким образом, существует растущий интерес к продуктам-заменителям, обладающим более высокой биоразлагаемостью, таким как, в частности, сложные эфиры. Например, в патентном документе ЕР 0770661 описаны сложные эфиры монокарбоновых кислот с одноатомными спиртами в качестве подходящих смазок для систем буровых растворов на водной основе. Тем не менее, только 2-этилгексилолеат упомянут в качестве подходящей смазки для водных жидкостей, содержащих силикаты. Однако использование многих известных сложных эфиров карбоновых кислот в системах на водной основе часто приводит к значительным проблемам. Например, распад сложного эфира в присадках на основе сложного эфира часто приводит к образованию компонентов с выраженной тенденцией к вспениванию, которое затем приводит к нежелательным побочным эффектам в жидких системах. Аналогично, сульфонаты растительных масел, в частности сульфонат соевого масла, которые также использовались в качестве смазок
- 2 015332 в системах на водной основе и нефти, характеризуются значительным вспениванием, особенно в жидкостях на водной основе, что ограничивает их применение.
Соответственно, существует постоянная потребность в жидкостях на водной основе с улучшенными свойствами, включая смазывающую способность.
Сущность изобретения
В одном аспекте раскрытые здесь варианты осуществления относятся к буровому раствору на водной основе, который содержит водную жидкость, по крайней мере один из утяжелителей и гелеобразующих агентов и смазку, содержащую по меньшей мере одну эфирную производную по меньшей мере одной жирной кислоты, полученной из касторового масла.
В другом аспекте раскрытые здесь варианты осуществления относятся к способу обработки ствола скважины, который включает смешивание водной жидкости по крайней мере с одним из утяжелителей и гелеобразующих агентов и смазкой, содержащей по меньшей мере одну эфирную производную по меньшей мере одной жирной кислоты, полученной из касторового масла, с получением скважинной жидкости на водной основе и использование этой скважинной жидкости на водной основе в процессе операция бурения.
Еще один раскрытый здесь вариант осуществления относится к скважинной жидкости, которая содержит водную жидкость, по меньшей мере один из утяжелителей и гелеобразующих агентов и смазку, которая содержит по меньшей мере одну эфирную производную рицинолеиновой кислоты и по меньшей мере одно соединение из сорбитана и пентаэритрита.
Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из следующего описания и приложенной формулы изобретения.
Подробное описание изобретения
Раскрытые здесь варианты осуществления относятся к смазкам для использования в составах скважинных жидкостей на водной основе. В частности, описанные здесь варианты осуществления относятся к смазкам, включающим эфирные производные жирных кислот, обнаруженные в касторовом масле. В следующем далее описании для облегчения понимания настоящего изобретения изложены многочисленные подробности. Однако для специалистов в этой области очевидно, что настоящее изобретение может быть осуществлено без этих подробностей и что возможны многочисленные изменения или модификации описанных вариантов осуществления.
В одном варианте осуществления буровой раствор на водной основе включает водную жидкость, смазку и по меньшей мере один из утяжелителей и гелеобразующих агентов. Смазка может включать по меньшей мере одну эфирную производную по меньшей мере одной жирной кислоты, полученной из касторового масла. В другом варианте осуществления скважинная жидкость может включить водную жидкость, смазку и по меньшей мере один из утяжелителей и гелеобразующих агентов, где смазка может включать по меньшей мере одну эфирную производную рицинолеиновой кислоты. Для обычного специалиста в этой области очевидно, что буровые или скважинные жидкости могут также включать различные другие присадки.
Смазка на основе касторового масла.
В одном варианте осуществления смазка может быть синтезирована путем взаимодействия по меньшей мере одной жирной кислоты, полученной из касторового масла, по меньшей мере с одним моно-, ди-, триолом или полиолом с получением производной сложного эфира. Такие жирные кислоты, являющиеся природными компонентами в касторовом масле, могут включать по меньшей мере одну кислоту из рицинолеиновой кислоты, масляной кислоты, стеариновой кислоты, пальмитиновой кислоты, дигидроксистеариновой кислоты, линолевой кислоты, линоленовой кислоты и эйкозановой кислоты.
Основным компонентом касторового масла является рицинолеиновая кислота, относительно постоянное содержание которой составляет приблизительно 89,5%. Касторовое масло является единственным природным источником рицинолеиновой кислоты, которая является мононенасыщенной гидроксилированной жирной кислотой с 18 атомами углерода. И гидроксильная группа, и олефиновый фрагмент рицинолеиновой кислоты позволяют проводить дополнительную химическую функционализацию и улучшение физических свойств. Кроме того, эфирные производные рицинолеиновой кислоты, так же как и других жирных кислот, присутствующих в касторовом масле, могут быть нетоксичными и легко подвергаться биологическому разложению. Длинноцепочечные жирные кислоты могут также давать производные, обладающие требуемой вязкостью и реологическими свойствами. Например, тетраэфир пентаэритрита с рицинолеиновой кислотой имеет индекс вязкости (VI) 155.
В одном варианте осуществления касторовое масло и, следовательно, смесь природных жирных кислот, содержащихся в касторовом масле, непосредственно подвергают этерификации по меньшей мере с одним моно-, ди-, триолом или полиолом с получением смеси эфирных производных жирных кислот. В другом варианте осуществления любая комбинация жирных кислот, включая рицинолеиновую кислоту, масляную кислоту, стеариновую кислоту, пальмитиновую кислоту, дигидроксистеариновую кислоту, линолевую кислоту, линоленовую кислоту или эйкозановую кислоту, может быть этерифицирована по меньшей мере одним моно-, ди-, триолом или полиолом. В еще одном варианте осуществления рицинолеиновая кислота может реагировать по меньшей мере с одним моно-, ди-, триолом или полиолом.
- 3 015332
В одном варианте осуществления по меньшей мере один сложный эфир жирной кислоты, полученный из касторового масла, может реагировать по меньшей мере с одним моно-, ди-, триолом или полиолом. В конкретном варианте осуществления полиол может включать по меньшей мере один полиол из сорбитана, пентаэритрита, полигликоля, глицерина, неопентилгликоля, триметанолпропана, ди- и/или трипентаэритрита и других полиолов. В другом варианте осуществления эфирная производная может быть получена реакцией по меньшей мере с одним полиолом из сорбитана или пентаэритрита. Взаимодействие по меньшей мере одной жирной кислоты по меньшей мере с одним моно-, диолом или полиолом может быть осуществлено известным для специалистов способом. Такие реакции, например, могут включать, но этим не ограничивая, этерификацию по Фишеру (катализируемую кислотой) и катализируемую кислотой трансэтерификацию.
В одном варианте осуществления мольное отношение жирной кислоты к компоненту спирта может составлять приблизительно от 1:1 до 5:1. В другом варианте осуществления мольное отношение может составлять приблизительно от 2:1 до 4:1. Более конкретно, это мольное отношение относится к отношению реакционноспособного мольного эквивалента доступных гидроксильных групп к мольному эквиваленту функциональных групп карбоновой кислоты жирной кислоты. В одном варианте осуществления мольное отношение карбоновой кислоты по меньшей мере одной жирной кислоты из касторового масла к гидроксильным группам по меньшей мере одного полиола из сорбитана или пентаэритрита может составлять приблизительно от 1:1 до 5:1 и от приблизительно 2:1 до 4:1 в другом варианте осуществления.
Состав бурового раствора/скважинной жидкости.
В одном варианте осуществления буровой раствор на водной основе включает водную жидкость, смазку, полученную из касторового масла или его компонентов, как описано выше, и по меньшей мере один из утяжелителей и гелеобразующих агентов.
Водная жидкость скважинной жидкости может включать по меньшей мере одну жидкость из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Например, водная жидкость может быть приготовлена из смесей требуемых солей в пресной воде. Такие соли могут, например, включать, но этим не ограничивая, хлориды, гидроксиды или карбоксилаты щелочных металлов. В различных вариантах осуществления раскрытого здесь бурового раствора рассол может включать морскую воду, водные растворы, в которых концентрация солей меньше, чем в морской воде, или водные растворы, в которых концентрация солей больше, чем в морской воде. Соли, которые могут содержаться в морской воде, включают, но этим не ограничивая, соли хлоридов, бромидов, карбонатов, йодидов, хлоратов, броматов, формиатов, нитратов, оксидов, фосфатов, сульфатов, силикатов и фторидов натрия, кальция, алюминия, магния, калия, стронция и лития. Соли, которые могут быть введены в данный рассол, включают любую одну или более из тех солей, которые содержатся в природной морской воде, или любые другие органические или неорганические растворимые соли. Кроме того, рассолы, которые могут использоваться в раскрытых здесь буровых растворах, могут быть природными или искусственными, причем искусственные рассолы обычно имеют более простой состав. В одном варианте осуществления можно регулировать плотность бурового раствора путем увеличения концентрации солей в рассоле (до насыщения). В конкретном варианте осуществления рассол может включать галогенидные или карбоксилатные соли одно- или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий.
В одном варианте осуществления буровой раствор на водной основе может включать утяжелитель. Утяжелители или материалы с высокой плотностью, подходящие для использования в раскрытых здесь жидкостях, включают галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестит, доломит, кальцит и другие материалы. Количество такого добавляемого материала, если он присутствует, может зависеть от требуемой плотности готовой композиции. Как правило, утяжелитель добавляют для того, чтобы получить буровой раствор с плотностью приблизительно до 24 фунтов на галлон. Утяжелитель может быть добавлен для достижения плотности 21 фунт на галлон в одном варианте осуществления и 19,5 фунтов на галлон в другом варианте осуществления.
В другом варианте осуществления буровой раствор на водной основе может включать гелеобразующий агент. Гелеобразующие агенты, подходящие для использования в раскрытых здесь жидкостях, могут включать, например, высокомолекулярные полимеры, такие как частично гидролизованный полиакриламид (РНРА), биополимеры, бентонит, аттапульгит и сепиолит. Примеры биополимеров включают гуаровую смолу, крахмал, ксантановую смолу и другие биополимеры. Такие материалы часто используют в качестве материалов, препятствующих поглощению бурового раствора, и для поддержания устойчивости ствола скважины.
Другие присадки, которые могут быть введены в раскрытые здесь скважинные жидкости, включают, например, смачивающие агенты, органофильные глины, загустители, понизители водоотдачи, поверхностно-активные вещества, ингибиторы сланцев, понизители фильтрации, диспергаторы, понизители поверхностного натяжения, буферы рН, взаимные растворители, понизители вязкости (такие как лигнины и танины), разжижающие вещества и очищающие средства. Добавление таких реагентов при приготовлении буровых растворов и промывочных жидкостей известно любому обычному специалисту в этой области.
- 4 015332
Могут также использоваться загустители, такие как растворимые в воде полимеры и полиамидные смолы. Количество используемого в композиции загустителя может измениться к моменту окончания использования композиции. Однако обычно для большинства случаев применения достаточно использования приблизительно от 0,1 до 6 мас.%. Другие загустители включают ΌυΟνίδ (К) и ΒΙΟνίδ (В), производимые и поставляемые фирмой М-ί Ь.Ь.С. В некоторых вариантах осуществления вязкость вытесняющих жидкостей является достаточно высокой, в результате чего вытесняющая жидкость может действовать в скважине в качестве своего рода собственного тампона для вытеснения.
К раскрытым здесь буровым растворам могут быть добавлены различные понизители водоотдачи, которые обычно выбирают из группы, состоящей из синтетических органических полимеров, биополимеров и их смесей. К системе бурового раствора на водной основе этого изобретения могут также быть добавлены такие понизители водоотдачи, как модифицированный лигнит, полимеры, модифицированные крахмалы и модифицированные целлюлозы. В одном варианте осуществления следует выбирать присадки, имеющие низкую токсичность и совместимые с обычными анионными присадками для бурового раствора, такие как полианионная карбоксиметилцеллюлоза (РАС или СМС), полиакрилаты, частично гидролизованные полиакриламиды (РНРА), лигносульфонаты, ксантановая смола, их смеси и другие подобные соединения. Понизители водоотдачи могут включать, например, полианионную целлюлозу (РАС) марки РОЬУРАС® иь, которую производит фирма М-ί Ь.Ь.С. (Нои81ои, ТХ), водорастворимый полимер, который вызывает минимальное увеличение вязкости в буровых растворах на водной основе.
В раскрытых здесь различных вариантах осуществления для уменьшения гидравлического сопротивления и предотвращения развития гелеобразования к буровому раствору могут быть добавлены понизители вязкости. Как правило, добавляют лигносульфонаты, гуматы, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты и танины. В других вариантах осуществления в качестве понизителей вязкости могут также быть добавлены низкомолекулярные полиакрилаты. Другие функции, выполняемые понизителями вязкости, включают понижение фильтрации и толщины фильтрационной корки, противодействие отрицательным последствиям применения солей, сведение к минимуму воздействия воды на вскрытые пласты, эмульгирование нефти в воде и стабилизация свойств бурового раствора при повышенных температурах. Жидкий полимер ТАСКЬЕ® (производимый и поставляемый фирмой М-ί Ь.Ь.С.) является низкомолекулярным анионным понизителем вязкости, который может быть использован для дефлокуляции различного вида буровых растворов на водной основе.
Ингибирование сланцев достигается за счет предотвращения поглощения воды глинами, и за счет превосходного сохранения целостности обломков выбуренной породы. Присадки ингибиторов сланцев эффективно предотвращают гидратирование сланцеватых глин или гумбо, и сводит к минимуму вероятность образования сальников на долоте. Ингибиторы сланцев могут включать ПЬТКАШВ™ (производимый и поставляемый фирмой М-ί Ь.Ь.С.), который является жидким полиамином. Другие важные присадки могут включать ПЬТКАСАР™, сополимер акриламида, необходимый для покрытия оболочкой обломков выбуренной породы и предотвращения диспергирования глин. Ингибитор сланцев может быть добавлен непосредственно в систему циркуляции бурового раствора без отрицательного воздействия на вязкость или фильтрационные свойства. Многие ингибиторы сланцев выполняют также дополнительную функцию в качестве понизителей фильтрации. Примеры могут включать, но этим не ограничивая, АСТЮиАКО™ А8РНА8ОЬ и САЬ-САР™, все производимые и поставляемые фирмой М-ί Ь.Ь.С. Другие понизители фильтрации могут включать ЬМТВОЬ™ на основе полисахарида, производимый и поставляемый фирмой М-ί Ь.Ь.С.
В одном варианте осуществления способ обработки ствола скважины включает смешивание, по меньшей мере, водной жидкости, включающей по меньшей мере один из утяжелителей и гелеобразующих агентов, и смазки. Смазка включает по меньшей мере одну эфирную производную по меньшей мере одной жирной кислоты, полученной из касторового масла, для приготовления скважинной жидкости на водной основе. Скважинная жидкость на водной основе может затем использоваться во время операции бурения. Жидкость может быть закачана вниз в забой скважины, например, через бурильную трубу, куда жидкость поступает через отверстия в буровом долоте. В одном варианте осуществления жидкость может использоваться в сочетании с любой операцией бурения, которая может включать, например, вертикальное бурение, бурение с увеличенным отклонением от оси скважины и наклонно направленное бурение. Для любого специалиста в этой области очевидно, что бурильные промывочные жидкости на водной основе могут быть приготовлены с большим разнообразием составов. Конкретные составы могут зависеть от условий бурения скважины в конкретное время, например, в зависимости от глубины и/или композиции пласта. Рецептуры описанных выше буровых растворов могут быть модифицированы для получения улучшенных буровых растворов на водной основе для условий высокой температуры и давления, с которыми сталкиваются в глубоких скважинах.
Примеры составов
В следующих примерах испытывали эффективность раскрытых здесь в качестве смазок эфирных производных жирных кислот касторового масла. В следующих примерах используются следующие различные присадки: ΌυΟνίδ®, ксантановая смола, и ΒΙΟνΓδ®, склероглюкановый загуститель, использу
- 5 015332 ются в качестве загустителей; иМТКОЬ™ является модифицированным полисахаридом, используемым в фильтрации; РОЬУРАС® иь полианионная целлюлоза (РАС), водорастворимый полимер, предназначенный для регулирования поглощения промывочной жидкости; иЬТКАСАР™, низкомолекулярный высушенный сополимер акриламида, предназначенный для покрытия оболочкой обломков выбуренной породы и предотвращения диспергирования глин; иЬТКАЕКЕЕ™, присадка против образования отложений, которая может использоваться для предотвращения образования сальников на долоте и увеличения скорости бурения; иЬТКАШВ™, ингибитор сланцев, ЕМ1-936 понизитель водоотдачи; ЕМ1-1001, ингибитор сланцев и ЕМ1-915, покрытый оболочкой ингибитор сланцев, каждый из которых поставляется фирмой М-Ι Ь.Ь.С. (Нонбоп. Техак). ΕΜΙ-919 является смазкой, используемой для сравнения с одним из новых эфиров жирной кислоты касторового масла, эфиром А, который является сложным эфиром, полученным в результате взаимодействия между касторовым маслом и сорбитом, и поставляется фирмой 8реС1а1 Ргобис18, 1пс., филиалом фирмы Сйатрюп Тесйпо1од1е8, 3130 ЕМ 521, Егекпо, ТХ 77245, и8А, под торговой маркой 08-25-62. Ниже в табл. 1 приведены составы жидкостей на водной основе для примеров 1-2.
Таблица 1
Составы буровых растворов
| Образец # | 1 | 2 |
| Вода | 248,0 | 248,0 |
| Морская соль | 10, 6 | 10, 6 |
| ОТНТКОЬ™ | 1,0 | 1,0 |
| Βϊθνΐ3® | 2,0 | 2,0 |
| иЬТЯАСАР™ | 2,0 | 2,0 |
| иьткАН1в™ | 10,5 | 10, 5 |
| иЬТЕАРКЕЕ™ | 10,5 | 10,5 |
| ΕΜΙ-919 | 10, 5 | - |
| Эфир А | - | 10, 5 |
| Барит | 303, 4 | 303, 4 |
Реологию жидкости измеряли при комнатной температуре после старения при 275°Е в течение 16 ч, как показано ниже в табл. 2. Реологические свойства различных составов бурового раствора при 120°Е определяли с помощью вискозиметра Еапп Мобе1 35 У18соте1ег фирмы Еапп 1п51гптеп1 Сотрапу. Были также измерены поглощение бурового раствора и его смазочное свойство.
Таблица 2
Реология после старения при температуре 275°Е в течение 16 ч
| Образец # | 1 | 2 |
| 600/300 | 100/62 | 107/66 |
| 200/100 | 48/33 | 52/35 |
| 6/3 | 8/6 | 10/8 |
| 10/10’ | 6/8 | 7/8 |
| ρν/γρ | 38/24 | 41/25 |
| рН | 7,9 | 8,0 |
| Поглощение бурового раствора | 18,0 см3 | 10,8 см3 |
| Смазочное свойство 5*/10’ | 6,2/6,0 | 7,7/7,5 |
Составы жидкостей на водной основе для образцов 3-5 приведены ниже в табл. 3.
Таблица 3
Составы бурового раствора
| Образец # | 3 | 4 | 5 |
| Вода | 248,0 | 248,0 | 248,0 |
| Морская вода | 10, 6 | 10, 6 | 10, 6 |
- 6 015332
| им ι ткоь1 | 2, 0 | 2,0 | 2,0 |
| Βΐονΐ3® | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
| иЬТКАСАР™ | 2,0 | 2,0 | 2,0 |
| иьткАшв™ | 10, 5 | 10, 5 | 10, 5 |
| иЬТКАЕКЕЕ™ | 10, 5 | 10, 5 | 10, 5 |
| ΕΜΙ-919 | — | 10,5 | - |
| Эфир А | - | - | 10, 5 |
| Барит | 303,4 | 303, 4 | 303, 4 |
Реологию жидкости измеряли после старения при 275°Б, как показано ниже в табл. 4. Реологические свойства различных составов бурового раствора при 120°Б определяли с помощью вискозиметра Багт Мобе1 35 У15соте(ег фирмы Баии 1п81гитеи1 Сотрапу. Были также измерены поглощение бурового раствора и смазочное свойство.
Таблица 4
Реология после старения при температуре 275°Б в течение 16 ч
| Образец 4 | 3 | 4 | 5 |
| 600/300 | 96/63 | 100/78 | 115/74 |
| 200/100 | 47/31 | 54/37 | 57/37 |
| 6/3 | 7/5 | 8/5 | 10/7 |
| 10''/10' | 8/11 | 8/10 | 7/8 |
| ρν/γρ | 33/30 | 22/56 | 41/33 |
| рН | 8/3 | 7,8 | 8,3 |
| Поглощение бурового раствора | 32 см3 | 22 см3 | 19 см3 |
Готовили гелеобразные пульпы с концентрацией 22,5 ррЬ смазок, ЕМ1-919 (образец 6) и эфира А (образец 7) в жидкой основе (образец 8) и измеряли реологии жидкостей до и после старения при 150°Б в течение 16 ч, как показано в табл. 5. Определяли реологические свойства различных пульп при 120°Б с помощью вискозиметра Баии Мобе1 35 У15соте(ег фирмы Баии 1и81титеп1 Сотрапу. Были также измерены поглощение бурового раствора и его смазочное свойство.
Таблица 5
Реология до и после теплового старения
| Образец # | 6-До | 7-ДО | 8-до | 6-После | 7-После | 8-После |
| 600/300 | 69/46 | 59/38 | 52/34 | 83/60 | 64/42 | 60/39 |
| 200/100 | 36/25 | 30/20 | 26/18 | 48/34 | 33/22 | 30/20 |
| 6/3 | 9/8 | 7/6 | 7/6 | 13/12 | 8/7 | 7/6 |
| 10''/10' | 9/27 | 7/23 | 7/22 | 12/31 | 6/23 | 7/23 |
| ρν/γρ | 23/23 | 23/21 | 18/16 | 23/37 | 22/20 | 21/18 |
| рН | 7,85 | 7, 81 | 8,36 | 8,23 | 7, 57 | 8,4 |
| Поглощение бурового раствора (см3) | 12,2 | 11,8 | 12,6 | 12,8 | 12,2 | 12,8 |
| Смазочное свойство 1% 5'/10’ | 14,8/10,8 | 9,0/7,4 | 32,2/30,1 | |||
| Смазочное свойство 3% 5'/10' | 8,2/4,8 | 6,9/5,3 | 32,2/30,1 | 9,6/7,4 | 8,1/7,2 | 35,8/31,5 |
Смазки из модифицированного касторового масла (образцы 2, 5, 7) обычно имели примерно такие же или более высокие рабочие характеристики по сравнению с известной смазкой ЕМ1-919 (образцы 1, 4, 6) и продемонстрировали повышенное смазочное свойство по сравнению с контрольным образцом (образец 8). Те свойства бурового раствора, которые улучшились, включают реологию жидкости, смазочное
- 7 015332 свойство и поглощение бурового раствора.
В табл. 6 ниже приведены составы жидкостей на водной основе для образцов 9-16. Жидкости включали различные сложные эфиры касторового масла раскрытых здесь вариантов осуществления, полученные при различных соотношениях спирта к касторовому маслу:эфир В (пентаэритрит:касторовое масло=3:4); С (пентаэритрит:касторовое масло=3:12); Ό (пентаэритрит:касторовое масло=3:8); Е (сорбит:касторовое масло=6:6); и Е (сорбит:касторовое масло=3:12). Сложные эфиры сравнивали с описанным выше ЕМ1-919, немодифицированным сырым касторовым маслом и немодифицированным очищенным касторовым маслом.
Таблица 6
Составы буровых растворов
| Образец # | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
| Вода | 248,0 | 248, 0 | 248,0 | 248,0 | 248,0 | 248,0 | 248,0 | 248,0 |
| Морская соль | 10, 6 | 10,6 | 10, 6 | 10,6 | 10,6 | 10, 6 | 10, б | 10, 6 |
| В1ОУ13® | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
| ишткоъ™ | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 |
| иьтв.АН1в™ | 10, 5 | 10, 5 | 10,5 | 10,5 | 10, 5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 |
| □ЪТКАСАР™ | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 |
| ОЬТКАГКЕЕ™ | 10, 5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10, 5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 |
| ΕΜΙ-919 | 10, 5 | - | - | - | - | - | - | - |
| Эфир В | - | 10,5 | - | - | - | - | - | |
| Эфир С | - | - | 10,5 | - | - | - | - | - |
| Эфир 0 | - | - | - | 10, 5 | - | - | - | - |
| Эфир Е | - | - | - | - | 10, 5 | - | - | - |
| Эфир Г | - | - | - | 10, 5 | - | |||
| Касторовое шасло (сырое) | 10, 5 | |||||||
| Касторовое масло (очищенное) | 10, 5 | |||||||
| Барит | 303, 4 | 303, 4 | 303,4 | 303, 4 | 303, 4 | 303,4 | 303,4 | 303,4 |
Измеряли реологию жидкости при 120°Е после старения при 275°Е в течение 16 ч, как показано ниже в табл. 7. Реологические свойства различных рецептур бурового раствора при 120°Е определяли с помощью вискозиметра Еагт Мобс1 35 УйеотсЮг фирмы Еапп 1п81гитеи1 Сотрапу. Были также измерены поглощение бурового раствора и его смазочное свойство.
Таблица 7
Реология при 120°Е после теплового старения при 275°Е в течение 16 ч
| Образец # | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
| 600/300 | 100/6 | 114/7 | 98/62 | 101/63 | 107/6 | 102/62 | 95/60 | 98/62 |
| 200/100 | 48/33 | 64/42 | 49/33 | 49/31 | 52/35 | 47/32 | 47/32 | 49/34 |
- 8 015332
| 6/3 | 8/6 | 8/5 | 8/6 | 6/4 | 10/8 | 7/5 | 8/5 | 8/5 |
| 10/Ю’ | 6/8 | 5/5 | 6/6 | 4/3 | 7/8 | 5/6 | 5/4 | 5/4 |
| Ρν/ΥΡ | 38/24 | 38/38 | 36/26 | 38/25 | 41/25 | 40/22 | 35/25 | 36/26 |
| рН | 7, 9 | 7,9 | 8,0 | 7,9 | 8,0 | 8,0 | 7,5 | 7,7 |
| НТНР при 275 (СМ3) | 18 | 9 | 12,8 | 25 | 10, 8 | 19, 6 | 43 | 15 |
| Смазочное свойство 5'/10' | 6,2/6,0 | 9,7/10 | 8,5/5,7 | 12,8/12,2 | 7,7/7,5 | 10,0/10,0 | 9,7/10,1 | 8,6/8, 6 |
И снова эфирные производные модифицированного касторового масла (образцы 10-13) продемонстрировали улучшенные свойства, такие как реология, поглощение бурового раствора и смазочное свойство, по сравнению с ΕΜΙ-919 (образец 9) и немодифицированным касторовым маслом (образцы 15-16). Кроме того, эти составы были также устойчивы вплоть до 275°Е.
Преимущества раскрытых здесь вариантов осуществления могут включать улучшенные реологические свойства жидкостей, которые включают описанные здесь производные касторового масла. Кроме того, введение компонента сложных эфиров жирных кислот касторового масла может обеспечить благоприятные смягчающие и смазывающие свойства. Полярные функциональные спиртовые группы в жирных кислотах, таких как рицинолеиновая кислота, могут придавать эфирным производным жирных кислот касторового масла благоприятную растворимость в воде. Такие увеличения смазывающих свойств могут способствовать снижению износа бурового оборудования. Сложные эфиры касторового масла могут также характеризоваться низким вспениванием в воде и высокой термической устойчивостью, что может обеспечить улучшение операций бурения при сверхдальнем отклонении от вертикали. Поскольку касторовое масло в целом является нетоксичным, биоразлагаемым, и возобновляемым сырьем, его производные могут обеспечивать экологически безопасные смазки при бурении. При использовании жидкостей на водной основе, раскрытые здесь смазки могут значительно уменьшить вспенивание, которое в свою очередь может облегчить корректировку вязкости и плотности.
Несмотря на то что изобретение было описано со ссылками на ограниченное число вариантов осуществления, для специалистов в этой области после их ознакомления с этим изобретением станет очевидно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые входят в объем раскрытого здесь изобретения. Соответственно, объем изобретения может быть ограничен только приложенной формулой изобретения.
Claims (18)
1. Буровой раствор на водной основе, содержащий водную жидкость;
по меньшей мере один из утяжелителей и гелеобразующих агентов и смазку, представляющую собой по меньшей мере одну эфирную производную по меньшей мере одной жирной кислоты, полученной из касторового масла.
2. Буровой раствор по п.1, в котором по меньшей мере одна жирная кислота представляет собой по меньшей мере одну кислоту из рицинолеиновой кислоты, линолевой кислоты, масляной кислоты, стеариновой кислоты, пальмитиновой кислоты, дигидроксистеариновой кислоты, линоленовой кислоты и эйкозановой кислоты.
3. Буровой раствор по п.1, в котором по меньшей мере одна жирная кислота представляет собой рицинолеиновую кислоту.
4. Буровой раствор по п.1, в котором эфирную производную по меньшей мере одной жирной кислоты получают по меньшей мере из одного из моно-, ди-, триола и полиола.
5. Буровой раствор по п.4, в котором эфирная производная по меньшей мере одной жирной кислоты представляет собой сложный эфир на основе полиола, где полиол включает по меньшей мере один полиол из сорбитана, пентаэритрита, полиглицерина и полигликоля.
6. Буровой раствор по п.5, в котором эфирная производная по меньшей мере одной жирной кислоты представляет собой по меньшей мере один из сложных эфиров на основе сорбитана и пентаэритрита.
7. Буровой раствор по п.1, в котором эфирную производную получают по меньшей мере из одной жирной кислоты и по меньшей мере одного спирта при соотношении по меньшей мере 1:1.
8. Буровой раствор по п.6, в котором эфир получают по меньшей мере из одной жирной кислоты и по меньшей мере одного полиола из сорбитана и пентаэритрита при соотношении по меньшей мере 2:1.
9. Буровой раствор по п.1, дополнительно содержащий по меньшей мере один из загустителей, понизителей фильтрации, ингибитора сланцев, понизителя водоотдачи и понизителя вязкости.
- 9 015332
10. Способ обработки ствола скважины, в котором во время операции бурения используют буровой раствор на водной основе, полученный путем смешивания водной жидкости по меньшей мере с одним из утяжелителей и гелеобразующих агентов и смазкой, представляющей собой по меньшей мере одну эфирную производную по меньшей мере одной жирной кислоты, полученной из касторового масла.
11. Способ по п.10, в котором по меньшей мере одна жирная кислота представляет собой по меньшей мере одну кислоту из рицинолеиновой кислоты, линолевой кислоты, масляной кислоты, стеариновой кислоты, пальмитиновой кислоты, дигидроксистеариновой кислоты, линоленовой кислоты и эйкозановой кислоты.
12. Способ по п.11, в котором по меньшей мере одна жирная кислота представляет собой рицинолеиновую кислоту.
13. Способ по п.10, в котором эфирную производную по меньшей мере одной жирной кислоты получают по меньшей мере из одного из моно-, ди-, триола и полиола.
14. Способ по п.13, в котором эфирная производная по меньшей мере одной жирной кислоты представляет собой эфир на основе полиола, где полиол включает по меньшей мере один полиол из сорбитана, пентаэритрита, полиглицерина и полигликоля.
15. Способ по п.14, в котором эфирная производная по меньшей мере одной жирной кислоты представляет собой по меньшей мере один эфир на основе сорбитана и пентаэритрита.
16. Способ по п.10, в котором эфирную производную получают по меньшей мере из одной жирной кислоты и по меньшей мере одного спирта при соотношении по меньшей мере 1:1.
17. Способ по п.15, в котором эфир получают по меньшей мере из одной жирной кислоты и по меньшей мере из одного полиола из сорбитана и пентаэритрита при соотношении по меньшей мере 2:1.
18. Способ по п.10, в котором скважинная жидкость дополнительно содержит по меньшей мере один из загустителей, понизителей фильтрации, ингибиторов сланцев, понизителей водоотдачи и понизителей вязкости.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US80674706P | 2006-07-07 | 2006-07-07 | |
| US11/772,618 US20080009422A1 (en) | 2006-07-07 | 2007-07-02 | High performance water base drilling fluid |
| PCT/US2007/072948 WO2008006065A1 (en) | 2006-07-07 | 2007-07-06 | Improved high performance water-based drilling fluid |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200970099A1 EA200970099A1 (ru) | 2009-12-30 |
| EA015332B1 true EA015332B1 (ru) | 2011-06-30 |
Family
ID=38894910
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200970099A EA015332B1 (ru) | 2006-07-07 | 2007-07-06 | Буровой раствор на водной основе |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20080009422A1 (ru) |
| EP (1) | EP2038363A4 (ru) |
| AU (1) | AU2007269085A1 (ru) |
| CA (1) | CA2657137C (ru) |
| CO (1) | CO6160242A2 (ru) |
| EA (1) | EA015332B1 (ru) |
| MX (1) | MX2009000088A (ru) |
| MY (1) | MY145900A (ru) |
| NO (1) | NO20090576L (ru) |
| WO (1) | WO2008006065A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2487909C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102197107A (zh) * | 2008-08-22 | 2011-09-21 | M-I施沃克诺尔热股份有限公司 | 高性能水基流体 |
| WO2010065634A2 (en) * | 2008-12-04 | 2010-06-10 | M-I L.L.C. | Lubricant for water-based muds and methods of use thereof |
| CN101486896B (zh) * | 2008-12-15 | 2011-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井液润滑剂 |
| US8734650B2 (en) * | 2010-12-01 | 2014-05-27 | Veolia Water Solutions & Technologies North America, Inc. | Method for recovering gas from shale reservoirs and purifying resulting produced water to allow the produced water to be used as drilling or frac water, or discharged to the environment |
| CN103013468B (zh) * | 2011-09-28 | 2014-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗盐超高密度钻井液、制备方法及应用 |
| CN102433110A (zh) * | 2011-10-19 | 2012-05-02 | 中国石油大学(华东) | 一种钻井液用胺类泥页岩稳定剂 |
| WO2013192621A1 (en) * | 2012-06-22 | 2013-12-27 | Clearwater International, Llc | Cement systems including a chia derived thickening agent and methods for making and using same |
| CN103146364B (zh) * | 2013-02-28 | 2015-07-01 | 中国海洋石油总公司 | 一种强抑制水基钻井液 |
| US11634620B2 (en) * | 2013-05-03 | 2023-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reducing the rheology of high internal-phase-ratio emulsion wellbore fluids |
| CA2924253C (en) * | 2013-10-31 | 2018-06-19 | Amril Ag | Environmental friendly well treatment fluids comprising an ester |
| US10647906B2 (en) * | 2016-12-12 | 2020-05-12 | M-I L.L.C. | Wax modifier in hydrocarbon fluid and method of using the same |
| WO2019175649A1 (en) * | 2018-03-14 | 2019-09-19 | Oren Hydrocarbons Private Limited | Environment-friendly lubricant composition for water-based drilling fluids |
| MX2020010449A (es) * | 2018-04-03 | 2020-10-20 | Lanxess Corp | Combinaciones supresoras de cristalizacion para fluidos de salmuera transparente de alta densidad. |
| CA3040187C (en) | 2018-07-13 | 2022-05-31 | Emery Oleochemicals Gmbh | Environmentally friendly ester-structures as viscosifier for oil based drilling fluids |
| US11124687B2 (en) | 2018-07-17 | 2021-09-21 | Saudi Arabian Oil Company | Synthesized lubricants for water-based drilling fluid systems |
| US11472995B2 (en) | 2018-07-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Environmentally-friendly lubricant for oil field drilling fluid applications |
| EA034659B1 (ru) * | 2019-03-28 | 2020-03-03 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Иско" | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов |
| US11021644B2 (en) * | 2019-09-11 | 2021-06-01 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluids and methods of making thereof |
| CN111793477B (zh) * | 2020-06-11 | 2023-01-10 | 中国海洋石油集团有限公司 | 水基钻井液 |
| CN112175591A (zh) * | 2020-10-22 | 2021-01-05 | 库尔勒郑豫石油物资有限公司 | 一种钻井液用高效抗温抗盐润滑剂及其生产和检测方法 |
| CN114410283A (zh) * | 2020-10-28 | 2022-04-29 | 杨雯淇 | 一种环保型钻井液用抗温抗盐润滑剂及其制备方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4181617A (en) * | 1978-02-13 | 1980-01-01 | Milchem Incorporated | Aqueous drilling fluid and lubricant composition |
| WO1996004349A1 (en) * | 1994-08-04 | 1996-02-15 | Baroid Technology, Inc. | Water-based drilling fluid |
| EP0770661A1 (en) * | 1995-10-27 | 1997-05-02 | B W Mud Limited | Lubricant for drilling mud |
| US20040235674A1 (en) * | 2003-04-10 | 2004-11-25 | Arthur Youngson | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4614718A (en) * | 1983-08-23 | 1986-09-30 | Dai-Ichio Kogyo Seiyaku Co., Ltd. | Synthesis of sugar or sugar-alcohol fatty acid esters |
| FR2773816B1 (fr) * | 1998-01-19 | 2001-05-04 | Inst Francais Du Petrole | Fluide et methode pour liberer des elements tubulaires coinces dans un puits |
| DE19852971A1 (de) * | 1998-11-17 | 2000-05-18 | Cognis Deutschland Gmbh | Schmiermittel für Bohrspülungen |
| DE10255554A1 (de) * | 2002-11-28 | 2004-06-17 | Goldschmidt Ag | Emulgator-Wachs-Gele auf Wasserbasis |
| US7871962B2 (en) * | 2003-08-25 | 2011-01-18 | M-I L.L.C. | Flat rheology drilling fluid |
| US8273689B2 (en) * | 2004-03-03 | 2012-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Method for lubricating and/or reducing corrosion of drilling equipment |
-
2007
- 2007-07-02 US US11/772,618 patent/US20080009422A1/en not_active Abandoned
- 2007-07-06 EP EP07799357A patent/EP2038363A4/en not_active Withdrawn
- 2007-07-06 MY MYPI20090458A patent/MY145900A/en unknown
- 2007-07-06 WO PCT/US2007/072948 patent/WO2008006065A1/en active Application Filing
- 2007-07-06 MX MX2009000088A patent/MX2009000088A/es active IP Right Grant
- 2007-07-06 CA CA2657137A patent/CA2657137C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-07-06 AU AU2007269085A patent/AU2007269085A1/en not_active Abandoned
- 2007-07-06 EA EA200970099A patent/EA015332B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-02-05 NO NO20090576A patent/NO20090576L/no not_active Application Discontinuation
- 2009-02-09 CO CO09012221A patent/CO6160242A2/es unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4181617A (en) * | 1978-02-13 | 1980-01-01 | Milchem Incorporated | Aqueous drilling fluid and lubricant composition |
| WO1996004349A1 (en) * | 1994-08-04 | 1996-02-15 | Baroid Technology, Inc. | Water-based drilling fluid |
| EP0770661A1 (en) * | 1995-10-27 | 1997-05-02 | B W Mud Limited | Lubricant for drilling mud |
| US20040235674A1 (en) * | 2003-04-10 | 2004-11-25 | Arthur Youngson | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2487909C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MY145900A (en) | 2012-05-15 |
| MX2009000088A (es) | 2009-01-23 |
| CA2657137C (en) | 2011-08-23 |
| EP2038363A4 (en) | 2010-11-24 |
| EP2038363A1 (en) | 2009-03-25 |
| WO2008006065A1 (en) | 2008-01-10 |
| AU2007269085A1 (en) | 2008-01-10 |
| US20080009422A1 (en) | 2008-01-10 |
| CO6160242A2 (es) | 2010-05-20 |
| CA2657137A1 (en) | 2008-01-10 |
| EA200970099A1 (ru) | 2009-12-30 |
| NO20090576L (no) | 2009-03-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015332B1 (ru) | Буровой раствор на водной основе | |
| US10851281B2 (en) | Development of anti-bit balling fluids | |
| EP0850287B1 (en) | Glycol based drilling fluid | |
| US5318956A (en) | Use of selected ester oils in water-based drilling fluids of the O/W emulsion type and corresponding drilling fluids with improved ecological acceptability | |
| EP2207862B1 (en) | Drilling composition, process for its preparation, and applications thereof | |
| US6596670B1 (en) | Use of selected oleophilic ethers in water-based drilling fluids of the O/W emulsion type and corresponding drilling fluids with improved ecological acceptability | |
| NO20181104A1 (en) | Lubricant for drilling and drill-in fluids | |
| US20070287636A1 (en) | Drilling fluid additive and base fluid compositions of matter containing B100 biodiesels; and applications of such compositions of matter in well drilling, completion, and workover operations | |
| JPH04505773A (ja) | ｏ／ｗエマルジョン型の水系掘削液における選ばれたエステル油の使用および生態学的許容性の改良された掘削液 | |
| EP0770661A1 (en) | Lubricant for drilling mud | |
| WO2007146067A2 (en) | Drilling fluid additive and base fluid compositions of matter containing b100 biodiesels; and applications of such compositions of matter in well drilling, completion, and workover operations | |
| US11365365B2 (en) | Lubricants that include alkyl esters and fatty acids | |
| US11542422B2 (en) | Water-based drilling fluids that include lubricants | |
| US11365337B2 (en) | Lubricants that include alkyl esters and fatty acids | |
| WO2020018129A1 (en) | Environmentally-friendly lubricant for oil field drilling fluid applications | |
| US11299661B2 (en) | Water-based drilling fluids that include lubricants | |
| CA2327422A1 (en) | Dispersions containing homopolymers or copolymers of hydroxy carboxylic acids as a rheological additive |
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 KZ 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): RU |