EA018334B1

EA018334B1 - Буровой раствор, содержащий углеродные нанотрубки

Info

Publication number: EA018334B1
Application number: EA201070346A
Authority: EA
Inventors: Николя Пассад-Бупа; Кати Рей; Матье Нажель
Original assignee: Аркема Франс; Тоталь Са
Priority date: 2007-09-07
Filing date: 2008-08-29
Publication date: 2013-07-30
Also published as: JP4659924B2; EA201070346A1; CN101848977A; WO2009030868A3; MY148181A; EP2185665B1; EP2185665A2; US8469118B2; FR2920782B1; KR20100065359A; CA2698226A1; KR101464803B1; CN101848977B; CA2698226C; WO2009030868A2; JP2010538141A; FR2920782A1; US20100300759A1; AR068221A1

Abstract

Настоящее изобретение касается вязкопластичного бурового раствора для бурения в подземных свитах скалистых пластов, содержащего: (а) водную и/или органическую жидкую основу, (b) по меньшей мере один утяжелитель в порошкообразной форме, имеющий плотность, по меньшей мере, равную 2 г/см, предпочтительно, по меньшей мере, равную 4 г/см, в суспензии в вышеупомянутой жидкой основе, и (с) углеродные нанотрубки, имеющие средний диаметр, находящийся в диапазоне от 10 до 30 нм, и удельную поверхность больше 200 м/г, предпочтительно находящуюся в интервале от 200 до 250 м/г. Равным образом, изобретение касается способа бурения с применением такого бурового раствора.

Description

Настоящее изобретение касается вязкопластичного бурового раствора на водной или органической основе, предназначенного для бурения в подземных формациях, содержащего углеродные нанотрубки.

Жидкости для бурения, называемые также буровыми растворами, представляют собой сложные жидкости, используемые для бурения нефтяных скважин. Их закачивают обычно непрерывно через бурильную колонну в ствол скважины. Их многочисленные функции включают, например, транспорт каменистого бурового шлама на поверхность, поддержание в стволе скважины гидростатического давления, достаточного для того, чтобы предотвратить обрушение проходимой каменистой формации, или смазку и охлаждение буровой головки. Принципиально, имеется два семейства буровых растворов: буровые растворы на основе масла (обычно, обратные эмульсии рассола в масляной фазе) и буровые растворы на основе воды.

Поддержание гидростатического давления, достаточного для того, чтобы компенсировать боковое давление скалистой формации, через которую проходит ствол скважины, требует постепенного увеличения плотности бурового раствора по мере того, как бурение продвигается в глубокие зоны. Упомянутое увеличение плотности достигается добавлением утяжелителей, то есть тонко измельченных твердых материалов, имеющих значительную плотность и не растворимых в буровом растворе. Чем больше глубина скважин, тем больше увеличиваются количество и/или плотность используемого утяжелителя, и тем более эффективной должна быть система для поддержания в суспензии утяжелителя в буровом растворе.

Действительно, декантация утяжелителя, например, во время временной остановки закачки бурового раствора может иметь губительные последствия, такие как закупоривание скважины или локальное уменьшение гидростатического давления столба жидкости, заканчивающееся обрушением скважины.

Типично, поддержание в суспензии утяжелителя обеспечивается веществами, увеличивающими вязкость, выбранными обычно среди глин, органофильных или неорганофильных, и органических полимеров, растворимых в буровом растворе. Однако при превышении определенной глубины бурения, когда система поддержания в суспензии утяжелителя должна быть особенно эффективной, органические полимеры подвергаются разрушению в результате воздействия высоких температур, которые преобладают на данных глубинах и становятся частично или полностью неэффективными.

Проблема термического разрушения органических полимеров, тем не менее, не может быть разрешена их заменой глинами. Глины, обычно используемые в качестве утяжелителей (бентонит, монтмориллонит, аттапульгит, органофильные глины) устойчивы, безусловно, при определенно более высоких температурах, чем органические полимеры, но для бурения на большой глубине количество глины, необходимое для того, чтобы сохранить в суспензии значительные количества очень плотного утяжелителя, является значительным. Буровые растворы имеют в таком случае чрезвычайно высокое содержание твердых веществ, которое создает проблемы осуществления циркуляции буровых растворов, возникающие вследствие чрезмерной вязкости.

Системы, используемые в настоящее время, будь то системы на основе полимеров или глин, к сожалению, не дают возможности обеспечить поддержание в суспензии утяжелителя при температуре выше приблизительно 250°С.

В рамках этих исследований, нацеленных на разработку новых буровых растворов, которые могут быть использованы для бурения в условиях высокой температуры и высокого давления, фирма-заявитель обнаружила, что некоторые углеродные нанотрубки, используемые в относительно небольших количествах, представляют собой отличные загустители, которые одновременно обладают отличной устойчивостью при нагревании и позволяют поддерживать в суспензии значительные количества очень плотного утяжелителя, такого как барит или кальцит, тем не менее, без придания буровому раствору чрезмерной вязкости.

Польза буровых растворов настоящего изобретения, содержащих углеродные нанотрубки, заключается, в частности, в их особом вязкопластичном поведении, характеризующемся высоким динамическим сопротивлением сдвигу, в сочетании с относительно умеренной вязкостью. Динамическое сопротивление сдвигу, определяемое согласно модели Хершеля-Балкли (Негксйе1-Ви1к1еу) (НетрЫ11 Т., Сатрок е! Рйейуап А. : У|с16-ро\\ег Ьате Мо6е1 Моге Лссига1е1у Рге6ю1к Миб Р11ео1оду. 011 & Сак 1оигиа1 91, № 34 Аидик! 23, 1993, радек 45-50), представляет собой касательное напряжение, ниже которого поведение бурового раствора представляет собой, по существу, поведение твердого вещества (бесконечная вязкость), и выше которого буровой раствор показывает тиксотропное поведение.

Величина динамического сопротивления сдвигу в модели Хершеля-Балкли указывает на способность бурового раствора поддерживать в суспензии частицы плотного твердого вещества в вязкопластичной жидкости в состоянии покоя. Чем больше данный порог, тем больше буровой раствор противодействует седиментации частиц в суспензии. Особые углеродные нанотрубки, использованные в настоящем изобретении, отличающиеся относительно малым средним диаметром (меньше 30 нм) и значительной удельной поверхностью (больше 200 м²/г), придают буровым растворам на водной или масляной основе значительно более высокое динамическое сопротивление сдвигу, которое не придают органические полимеры, присутствующие в эквивалентных количествах.

Кроме того, данные углеродные нанотрубки термически устойчивы при температурах, изменяющихся вплоть до 325° и даже выше.

- 1 018334

Использование углеродных трубок в очень малых содержаниях, предпочтительно, меньше 3 мас.% не создает проблем чрезмерной вязкости, описанных выше для загущающих глин, что обеспечивает более легкую закачку и лучшее течение буровых растворов, их содержащих.

Углеродные нанотрубки, более детально описанные ниже, выгодно заменяют, таким образом, частично или полностью, загустители типа органических полимеров, глин или жирных кислот, применяемые в буровых растворах, в частности, в условиях высокого давления и высокой температуры.

Применение нанотрубок в вязкопластичных водных буровых растворах при разведке нефти, уже было предложено в европейской заявке ЕР 1634938. Данный документ касается, прежде всего, буровых растворов для гидравлического разрыва, загущенных при помощи комбинации системы поверхностноактивных веществ, электролитов и нанотрубок, причем эти последние служили, в основном, для усиления загущающей способности поверхностно-активных веществ. Упомянутые буровые растворы для гидравлического разрыва содержат, кроме того, расклинивающие агенты, например песок, частицы ореховой скорлупы, боксит, стеклянные шарики или керамические шарики.

Расклинивающие агенты, переносимые буровыми растворами, предназначены для осаждения в подземных формациях. Следовательно, речь не идет, как в настоящем изобретении, о поддержании любой ценой в суспензии частиц высокой плотности, но наоборот, об их осаждении в определенных местах каменистой формации. Кроме того, данный документ ни на минуту не предполагает применение нанотрубок в качестве единственных загустителей бурового раствора.

Применение углеродных нанотрубок для поддержания в суспензии плотных частиц, таких как утяжелители, описано в патенте И8 4735733. Нанотрубки, используемые в данном документе, имеют удельную поверхность меньше 190 м²/г. Изучение влияния удельной поверхности нанотрубок на реологическое поведение густых буровых растворов в самом деле показало, что нанотрубки, имеющие удельную поверхность больше данной величины, показывали недостаточное загущающее действие в минеральном масле (см. фиг. 4 и комментарии, относящиеся к фиг. 7, начиная со столбца 16, строка 66). Действуя наперекор рекомендации данного документа известного уровня техники, который рекомендует применение нанотрубок с низкой удельной поверхностью, фирма-заявитель, напротив, констатировала, что нанотрубки, имеющие удельную поверхность, больше или равную 200 м²/г, придают буровым растворам, их содержащим, особенно интересное реологическое поведение, дающее возможность поддерживать в суспензии утяжелители в буровом растворе в состоянии покоя.

Таким образом, предметом настоящего изобретения является вязкопластичный буровой раствор для бурения в подземных скалистых пластах, содержащий:

a) водную и/или органическую жидкую основу,

b) по меньшей мере один утяжелитель в порошкообразной форме, имеющий плотность, по меньшей мере, равную 2 г/см³, предпочтительно, по меньшей мере, равную 4 г/см³, в суспензии в вышеупомянутой жидкой основе, и

c) углеродные нанотрубки, имеющие средний диаметр, находящийся в интервале от 10 до 30 нм, и удельную поверхность больше 200 м²/г, предпочтительно, находящуюся в интервале от 200 до 250 м²/г.

Жидкая основа, используемая в буровых растворах согласно настоящему изобретению, в принципе, может быть любой основой, обычно используемой в буровых растворах. Например, это может быть водная основа, особенно выгодная по экономическим и экологическим причинам. Упомянутые водные основы содержат, известным образом, водорастворимые соли, предназначенные, в основном, для увеличения плотности основы. Предпочтительные соли включают галогениды и формиаты натрия калия, кальция, цинка, цезия и их комбинации. В качестве особенно предпочтительных солей можно назвать хлорид кальция, бромид кальция, формиат калия, формиат цезия/калия и их комбинации. Упомянутые водные основы могут содержать, кроме того, небольшие фракции органических растворителей, смешивающихся с водой и/или не смешивающихся с водой.

В некоторых случаях, тем не менее, может быть интересным, даже необходимым, ограничить содержание воды в буровых растворах, например, когда скважина проходит через свиты скалистых пластов, содержащих значительную долю водорастворимых или диспергируемых в воде компонентов, которые могут быть унесены буровым раствором. В таком случае жидкая основа будет представлять собой масло или эмульсию вода в масле, содержащую, предпочтительно самое большее 50 мас.%, в частности самое большее 20 мас.% воды.

Когда водная основа представляет собой такую эмульсию вода в масле, называемую также обратной эмульсией, вязкопластичный буровой раствор содержит кроме того по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, способное стабилизировать эмульсию.

Поверхностно-активные вещества, способные стабилизировать обратную эмульсию, обычно имеют гидрофильно-липофильный баланс ГЛБ (НЬВ) меньше 7. Количество поверхностно-активного вещества, достаточное для того, чтобы стабилизировать эмульсию вода в масле зависит, разумеется, от соответствующих содержаний водной и маслянистой фаз, но обычно находится в интервале от 1 до 5 мас.%. Поверхностно-активное вещество или поверхностно-активные вещества выбирают предпочтительно из неионных и анионных поверхностно-активных веществ. В документе ϋδ 2006-0046937 описаны поверхностно-активные вещества, которые могут быть использованы в рецептуре буровых растворов настоящего

- 2 018334 изобретения.

Масло, используемое в буровых растворах настоящего изобретения, то есть масло, образующее жидкую основу, или масло, образующее непрерывную фазу эмульсии вода в масле, или дисперсную фазу эмульсии масло в воде, представляет собой предпочтительно минеральное масло, фторированное масло, дизельное масло или синтетическое масло, предпочтительно минеральное масло или синтетическое масло. Обычно полярным маслам предпочитают неполярные масла. Обычно используемое масло представляет собой, например, коммерческий продукт ЕЭС 99-Όν, поставляемый в продажу фирмой Τοΐαΐ®.

В качестве утяжелителя, в принципе, можно использовать любое порошкообразное твердое вещество, имеющее плотность выше плотности жидкой основы, предпочтительно плотность, по меньшей мере, равную 2 г/см³, и для глубокого бурения предпочтительно плотность больше 3 г/см³, даже 4 г/см³. Упомянутые утяжелители известны и выбраны среди барита (Ва8О₄), кальцита (СаСО₃), доломита (СаСО₃-МдСО₃), гематита (Ее₂О₃), магнетита (Ее₃О₄), ильменита (ЕеТ1О₃) и сидерита (ЕеСО₃). Утяжелитель, используемый особенно предпочтительным образом, представляет собой барит.

Количество утяжелителя существенным образом зависит от плотности, которую желают придать буровому раствору. Данная плотность и, следовательно, используемое количество утяжелителя возрастают обычно постепенно с глубиной буровой скважины. Буровые растворы настоящего изобретения предпочтительно предназначены для глубокого бурения и, следовательно, имеют относительно высокую плотность, предпочтительно общую плотность, по меньшей мере, равную 1,5, предпочтительно больше 2,5. Верхний предел содержания утяжелителя определяется, по существу, проблемами вязкости, которые влечет за собой слишком высокое содержание твердых веществ. Обычно в буровых растворах настоящего изобретения утяжелитель используют в концентрации, находящейся в интервале от 10 до 70 мас.%. Процентное содержание утяжелителя сильно изменяется в зависимости от желаемой плотности.

Углеродные нанотрубки (или УНТ), используемые в настоящем изобретении, известны. Они представляют собой особые кристаллические структуры трубчатой формы, полые и закрытые, состоящие из атомов углерода, регулярно расположенных в вершинах пятиугольников, шестиугольников и/или семиугольников. УНТ образованы из одного или нескольких свернутых слоев графита. Таким образом, различают одностенные нанотрубки (81ид1е ναΐΐ №1по1иЬе или 8\νΝΤ) и многостенные нанотрубки (МиШ ναΐΐ №1по1иЬе или ΜνΝΤ).

Как указано выше, УНТ, используемые в настоящем изобретении, имеют средний диаметр, изменяющийся в диапазоне от 10 до 30 нм, предпочтительно от 10 до 15 нм. Их средняя длина благоприятно находится в интервале от 0,1 до 10 мкм, и отношение средняя длина/средний диаметр предпочтительно больше 10, чаще всего больше 100.

Удельная поверхность УНТ, используемых в настоящем изобретении, определенная методом БЭТ (ВЕТ) по адсорбции азота, больше 200 м²/г, предпочтительно находится в интервале от 200 до 250 м²/г. Их кажущаяся плотность в неуплотненном состоянии предпочтительно находится в интервале от 0,03 до 0,5 г/см³, в частности от 0,05 до 0,2 г/см³.

Данная кажущаяся плотность представляет собой отношение данной массы углеродных нанотрубок к объему той же самой массы, измеренному после трех последовательных переворачиваний пробирки, содержащей вышеупомянутые нанотрубки.

Многостенные нанотрубки могут, например, содержать от 5 до 15 слоев, более предпочтительно от 7 до 10 слоев.

Углеродные нанотрубки с малым средним диаметром и значительной удельной поверхностью, используемые в настоящем изобретении, получают согласно способам синтеза, описанным в международной заявке VО 2006/082325.

Необработанные углеродные нанотрубки, то есть не модифицированные химически, обладающие техническими характеристиками, указанными выше, имеются в распоряжении на рынке от фирмы ЛККЕМЛ под коммерческим названием СгарНМгепЦН® С100. Данный продукт представляет собой нанотрубки, содержащие, в среднем, от 5 до 15 слоев и имеющие средний диаметр, находящийся в интервале от 10 до 15 нм, и среднюю длину от 0,1 до 10 мкм.

Данные нанотрубки могут быть очищены и/или окислены, и/или измельчены перед введением в буровые растворы настоящего изобретения.

Измельчение УНТ может быть осуществлено при нагревании или при охлаждении в таких аппаратах, как шаровые мельницы, молотковые дробилки, бегунковые мельницы, ножевые мельницы, в газовой струе или в любой другой системе для измельчения, способной уменьшить размер сросшейся решетки УНТ. Предпочитают, чтобы данная стадия измельчения была осуществлена согласно методике измельчения газовой струей, в частности, в воздушной струйной мельнице.

Очистка необработанных или измельченных УНТ может быть осуществлена промывкой при помощи раствора серной кислоты так, чтобы очистить их от возможных минеральных и остаточных металлических примесей, происходящих из способа их получения. Массовое отношение УНТ/серная кислота, используемое для данной очистки, может находиться в интервале от 1:2 до 1:3. Кроме того, операция

- 3 018334 очистки может быть осуществлена при температуре, изменяющейся в диапазоне от 90 до 120°С, например, в течение промежутка времени от 5 до 10 ч. Благоприятно, за данной операцией могут следовать стадии промывки водой и сушки очищенных УНТ.

Окисление неочищенных, измельченных и/или очищенных УНТ может предпочтительно быть осуществлено контактированием нанотрубок с раствором гипохлорита натрия, например при массовом соотношении УНТ/гипохлорит натрия, изменяющемся в интервале от 1:0,1 до 1:1, предпочтительно при комнатной температуре. Благоприятно за данной операцией могут следовать стадии фильтрования и/или центрифугирования, промывки и сушки окисленных УНТ.

УНТ, используемые в настоящем изобретении, могут быть модифицированы химически введением функциональных групп посредством ковалентных связей. Упомянутые функциональные группы, такие как сульфатная, сульфонатная, карбоксильная, бензолсульфонатная аминогруппа, возможно кватернизованная, или группы, полученные полимеризацией мономеров на поверхности УНТ, улучшают обычно диспергируемость нанотрубок в воде или в органических растворителях.

В настоящем изобретении для буровых растворов на маслянистой основе или на основе обратной эмульсии предпочтительно будут использовать немодифицированные УНТ. Для буровых растворов на основе воды предпочтительно использовать нанотрубки, функционализованные ионными органическими группами.

Количество УНТ, используемое в буровых растворах настоящего изобретения, зависит, в числе прочего, от количества и плотности используемого утяжелителя, глубины бурения, природы жидкой основы и отсутствия или присутствия в буровом растворе других загустителей.

Упомянутое количество находится предпочтительно в интервале от 0,1 до 3 мас.% по отношению к общей массе бурового раствора.

В частном способе осуществления настоящего изобретения УНТ представляют собой единственный загуститель, то есть буровой раствор, по существу, свободен от других известных загустителей, таких как органические полимеры, жирные кислоты, глины или загущающие системы на основе поверхностноактивных веществ и электролитов, такие как загущающие системы, описанные в ЕР 1634938. Концентрация УНТ в буровом растворе в таком случае является относительно высокой, предпочтительно находящейся в диапазоне от 1 до 3 мас.% в частности от 1,5 до 3% УНТ. Действительно, опыты показывают, что в отсутствие других загустителей динамическое сопротивление сдвигу буровых растворов зрительно увеличивается при превышении минимальной величины порядка 1 мас.% УНТ.

Углеродные нанотрубки используют также для того, чтобы усилить действие обычных загущающих систем, например, загущающих систем на основе полимеров. В другом способе осуществления настоящего изобретения буровые растворы настоящего изобретения содержат дополнительно один или несколько органических полимеров, растворимых в водной фазе и/или в маслянистой фазе жидкой основы. Концентрация УНТ в таком случае находится предпочтительно в диапазоне от 0,1 до 1 мас.% углеродных нанотрубок.

Упомянутые загущающие органические полимеры выбраны из загущающих полимеров, обычно используемых в буровых растворах, и в качестве примеров можно назвать гуаровую смолу, гидроксипропилгуаровую смолу, карбоксиметилгуаровую смолу, гидроксипропилцеллюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу, ксантен, крахмал, полиакрилаты, полидиаллилдиметиламмонийхлорид.

Предметом настоящего изобретения являются не только буровые растворы, содержащие углеродные нанотрубки, такие как определенные выше, но, равным образом, способ бурения в подземных скалистых пластах с применением таких буровых растворов.

Кроме того, предметом изобретения является способ бурения в подземных скалистых пластах, включающий закачку бурового раствора, содержащего водную и/или органическую жидкую основу и углеродные нанотрубки, имеющие средний диаметр, изменяющийся в диапазоне от 10 до 30 нм, при этом содержание углеродных нанотрубок в буровом растворе увеличивается по мере увеличения глубины бурения, температуры бурения и/или давления бурения. В данном способе бурения в буровой раствор вводят по меньшей мере один утяжелитель и/или по меньшей мере один загуститель, отличный от углеродных нанотрубок.

Благодаря отличной термостойкости УНТ, используемых в буровых растворах настоящего изобретения, они пригодны, в частности, для глубокого бурения, то есть в условиях высокой температуры и высокого давления.

В предпочтительном варианте осуществления способов бурения согласно настоящему изобретению температура бурения, следовательно, больше или равна 200°С, в частности, больше 250°С.

Бурение при высокой температуре и высоком давлении, с другой стороны, является только предпочтительным вариантом осуществления способа согласно изобретению, и буровые растворы согласно настоящему изобретению, благодаря их высокому динамическому сопротивлению сдвигу, представляются также весьма применимыми даже при малой и средней глубине.

Таким образом, можно использовать буровые растворы согласно настоящему изобретению в течение всего времени бурения, постепенно увеличивая содержание углеродных нанотрубок по мере увеличения глубины бурения, температуры бурения и/или давления бурения. Такой способ отличается боль

- 4 018334 шой простотой, возникающей вследствие возможности непрерывной рециркуляции бурового раствора, который может быть повторно использован после удаления шлама и добавления дополнительных количеств утяжелителя и углеродных нанотрубок.

В частном варианте осуществления способа бурения согласно настоящему изобретению буровой раствор предпочтительно не содержит утяжелителя, отличного от углеродных нанотрубок.

В другом варианте осуществления способ бурения согласно настоящему изобретению включает постепенное замещение одного или нескольких загустителей, присутствующих в буровом растворе, выбранных, например, из глин (бентонит, монтмориллонит, аттапульгит, органофильные глины) или органических полимеров, углеродными трубками (с) по мере увеличения глубины бурения, температуры бурения и/или давления бурения. Действительно, может быть принципиально интересным, по причинам себестоимости буровых растворов, использовать в начале бурения известные и дешевые загустители, такие как органические полимеры и/или загущающие глины, и вводить УНТ, только начиная с определенной глубины, когда термодеструкция органических полимеров или избыточное содержание твердых веществ, подаваемых с глинами, начинает создавать проблемы, описанные во введении.

Наконец, предметом изобретения является применение углеродных нанотрубок, имеющих средний диаметр, находящийся в диапазоне от 10 до 30 нм, и удельную поверхность больше 200 м²/г при бурении подземных пластов.

Изобретение будет лучше понято в свете следующего примера, приведенного только в целях иллюстрации, и который не имеет целью ограничить объем патентной охраны изобретения, который определен прилагаемыми пунктами формулы изобретения.

Пример.

Оценивали реологические характеристики и воздействие на суспендирование барита маслянистого бурового раствора, имеющего плотность 1,7 г/см³ и содержащего 56 мас.% барита, ниже буровой раствор νίοίοπα. с добавлением и без добавления 1 мас.% углеродных нанотрубок (ниже, УНТ), по отношению к массе масла, содержащегося в буровом растворе.

При 50°С при напряжении сдвига 170 с^-1 точно измеряли вязкость тестируемых буровых растворов, которые были подвергнуты динамическому старению в течение 16 или 40 ч при 180°С, затем тесту на статическое оседание при 205°С в течение 60 или 120 ч.

Термином оседание обозначают явление образования кучи частиц утяжелителя, обычно наблюдаемое на наклонно направленных скважинах, которое влечет за собой увеличенную концентрацию утяжелителя в нижней части скважины и пониженную концентрацию в верхней части скважины, которые возникают вследствие эффекта седиментации. Осуществляемый тест на оседание заключается в измерении плотности Ό1 образца бурового раствора в его нижней части после того, как образец выдерживали при данной температуре в ячейке, наклоненной на 45°, в течение определенного времени, и вычислении коэффициента оседания 18 согласно формуле: Ι8=Ό1/2χΌ₀, где Ό₀ обозначает исходную плотность образца.

Результаты данного теста изображены на прилагаемых фиг. 1 и 2.

Как следует из фиг. 1, добавление УНТ в целом улучшает реологию образцов. Кроме того, фиг. 2 показывает, что добавление УНТ позволяет лучше предотвратить оседание барита, коэффициент оседания (или зад Гасбог) составляет 0,56 вместо 0,59 после 60 ч и 0,58 вместо 0,66 после 120 ч.

Данный пример показывает, что УНТ могут быть использованы в качестве добавок, увеличивающих вязкость при высокой температуре, для маслянистых буровых растворов. Таким образом, можно рассматривать их применение для поддержания в суспензии утяжелителей, обычно используемых в буровых растворах.

Claims

1. Вязкопластичный буровой раствор для бурения в подземных скалистых пластах, содержащий:

a) водную и/или органическую жидкую основу,

b) по меньшей мере один утяжелитель, в виде частиц, имеющий плотность, по меньшей мере, равную 2 г/см³, в суспензии в вышеупомянутой жидкой основе, и

c) углеродные нанотрубки, имеющие средний диаметр, находящийся в интервале от 10 до 30 нм, и удельную поверхность больше 200 м²/г.

2. Вязкопластичный буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что жидкая основа представляет собой основу с маслянистой непрерывной фазой, такой как масло или эмульсия вода в масле, содержащая самое большее 50 мас.%, предпочтительно самое большее 20 мас.% воды.

3. Вязкопластичный буровой раствор по п. 1 или 2, отличающийся тем, что жидкая основа представляет собой эмульсию вода в масле, и тем, что вязкопластичный буровой раствор содержит дополнительно по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, предпочтительно поверхностноактивное вещество в количестве, достаточном для того, чтобы стабилизировать эмульсию вода в масле.

4. Вязкопластичный буровой раствор по п.3, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество представляет собой анионное или неионное поверхностно-активное вещество.

- 5 018334

5. Вязкопластичный буровой раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что он содержит от 0,1 до 3 мас.% углеродных нанотрубок.

6. Вязкопластичный буровой раствор по любому из пп.2-5, отличающийся тем, что непрерывная маслянистая фаза, образующая жидкую основу, представляет собой минеральное масло, фторированное масло, дизельное масло или синтетическое масло, предпочтительно минеральное масло или дизельное масло.

7. Вязкопластичный буровой раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что утяжелитель выбран из барита (Ва8О₄), кальцита (СаСО₃), доломита (СаСО₃-МдСО₃), гематита (Ре₂О₃), магнетита (Ре₃О₄), ильменита (РеТ1О₃) и сидерита (РеСО₃) и их смесей.

8. Вязкопластичный буровой раствор по п.7, отличающийся тем, что утяжелитель представляет собой барит.

9. Вязкопластичный буровой раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что водная фаза жидкой основы содержит по меньшей мере одну водорастворимую соль, выбранную предпочтительно из галогенидов и формиатов натрия, калия, кальция, цинка, цезия и их комбинаций.

10. Вязкопластичный буровой раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что он содержит дополнительно по меньшей мере один загуститель, выбранный из органических полимеров, растворимых в водной фазе и/или в маслянистой фазе жидкой основы.

11. Вязкопластичный буровой раствор по п.10, отличающийся тем, что он содержит от 0,1 до 1 мас.% углеродных нанотрубок.

12. Вязкопластичный буровой раствор по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что он свободен от органических полимеров, растворимых в водной фазе и/или в маслянистой фазе жидкой основы.

13. Вязкопластичный буровой раствор по п.12, отличающийся тем, что он содержит от 1 до 3 мас.%, предпочтительно от 1,5 до 3 мас.% углеродных нанотрубок.

14. Вязкопластичный буровой раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что он имеет плотность, по меньшей мере, равную 1,5.

15. Способ бурения в подземных скалистых пластах с применением бурового раствора по любому из предыдущих пунктов.

16. Способ бурения в подземных скалистых пластах, включающий закачку бурового раствора, содержащего водную и/или органическую жидкую основу и углеродные нанотрубки, имеющие средний диаметр, изменяющийся в диапазоне от 10 до 30 нм, и удельную поверхность больше 200 м²/г, при этом содержание углеродных нанотрубок в буровом растворе увеличивается по мере увеличения глубины бурения, температуры бурения и/или давления бурения.

17. Способ бурения по п.16, отличающийся тем, что в буровой раствор вводят по меньшей мере один утяжелитель и/или по меньшей мере один загуститель, отличный от углеродных нанотрубок.

18. Способ бурения по одному из пп.15 или 17, отличающийся тем, что он включает постепенное замещение одного или нескольких загустителей, присутствующих в буровом растворе, углеродными нанотрубками по мере увеличения глубины бурения, температуры бурения и/или давления бурения.

19. Способ бурения по любому из пп.15-18, отличающийся тем, что температура бурения больше или равна 200°С, предпочтительно больше 250°С.

20. Способ бурения по любому из пп.15-17 и 19, отличающийся тем, что буровой раствор не содержит загустителя, отличного от углеродных нанотрубок.