EA020861B1 - Композиция флюида и эмульсия для применения в гравийной набивке, способ их получения и набор - Google Patents
Композиция флюида и эмульсия для применения в гравийной набивке, способ их получения и набор Download PDFInfo
- Publication number
- EA020861B1 EA020861B1 EA201200324A EA201200324A EA020861B1 EA 020861 B1 EA020861 B1 EA 020861B1 EA 201200324 A EA201200324 A EA 201200324A EA 201200324 A EA201200324 A EA 201200324A EA 020861 B1 EA020861 B1 EA 020861B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- emulsion
- vol
- acid
- gravel
- composition
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 125
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 66
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 31
- -1 sorbitan ester Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims abstract description 20
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 13
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 30
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 30
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 27
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 22
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 claims description 17
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 claims description 15
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 15
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 claims description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 11
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 6
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 5
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 229940105990 diglycerin Drugs 0.000 claims description 3
- GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N diglycerol Chemical compound OCC(O)COCC(O)CO GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 claims description 3
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 claims description 3
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 abstract description 16
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 37
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 29
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 16
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 13
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 10
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 9
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 8
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 239000010775 animal oil Substances 0.000 description 3
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 3
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 3
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 3
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 3
- BDDLHHRCDSJVKV-UHFFFAOYSA-N 7028-40-2 Chemical compound CC(O)=O.CC(O)=O.CC(O)=O.CC(O)=O BDDLHHRCDSJVKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000005227 gel permeation chromatography Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 2
- 229920001515 polyalkylene glycol Chemical class 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Chemical class 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FGRBYDKOBBBPOI-UHFFFAOYSA-N 10,10-dioxo-2-[4-(N-phenylanilino)phenyl]thioxanthen-9-one Chemical compound O=C1c2ccccc2S(=O)(=O)c2ccc(cc12)-c1ccc(cc1)N(c1ccccc1)c1ccccc1 FGRBYDKOBBBPOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MUHFRORXWCGZGE-KTKRTIGZSA-N 2-hydroxyethyl (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OCCO MUHFRORXWCGZGE-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N N-(2-hydroxyethyl)iminodiacetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CC(O)=O JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N [(2s,3r,4r,5r)-2,3,4,5,6-pentahydroxyhexyl] (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 229940053200 antiepileptics fatty acid derivative Drugs 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 125000004956 cyclohexylene group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 150000005690 diesters Chemical class 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004494 ethyl ester group Chemical group 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 150000002314 glycerols Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000007530 organic bases Chemical class 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000010773 plant oil Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000009528 severe injury Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 150000005691 triesters Chemical class 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
В изобретении описана композиция для гравийной набивки, включающая 1) эмульсию вода-в-масле, включающую а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита, б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного эфира полиола и по крайней мере одной C-Cжирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и в) агент для контроля плотности, и 2) гравий. Флюид характеризуется отсроченным распадом вплоть до приблизительно 72 ч, что позволяет удалять глинистую корку бурового раствора. Настоящее изобретение относится также к способам получения композиций и эмульсий, предназначенных для применения в гравийных фильтрах.
Description
Настоящее изобретение относится к композициям для гравийной набивки, к способам получения композиций и эмульсий, предназначенных для применения в гравийных фильтрах.
Установка гравийной набивки в стволах пробуренных скважин является широко распространенным способом. Гравий, который присутствует в форме крупнозернистого песка или керамического материала, выполняет функцию фильтра, сводя к минимуму выработку твердых частиц и их перемещение в эксплуатационную и нагнетательную скважины в пласте-коллекторе углеводородов, прежде всего выработку мелкозернистого песка. Указанные твердые частицы могут вызвать значительный износ скважинных фильтров и эксплуатационного оборудования скважин, системы трубопровода, насосов, клапанов и другого оборудования, применяемого для извлечения углеводородов из пласта, а также представляют проблему при переработке больших количеств нефтеносного песка у поверхности. Кроме эрозии и проблем с переработкой, указанные твердые частицы могут вызвать значительное снижение производительности/приемистости вследствие забивания скважины вырабатываемым песком.
В основном, стандартный способ размещения гравия включает подачу гравия с использованием жидкости-носителя, прокачиваемой в область между пригодным фильтром, установленным в стволе скважины, и самим пластом. Правильный выбор жидкости-носителя имеет большое значение. Жидкостями-носителями являются флюиды на водной основе или на нефтяной основе, и они представляют собой однофазные жидкости-носители или присутствуют в форме эмульсий. Например, эмульсия вода-вмасле включает капли воды (или водной фазы), суспендированные в непрерывной масляной фазе.
Большинство коммерческих композиций жидкостей-носителей являются флюидами на водной основе. Указанные флюиды обычно содержат соли металлов, предназначенные для контроля их плотности и для повышения их пригодности для применения в конкретных пластах, и их можно также отнести к солевым растворам или к флюидам на основе солевых растворов. Однако недостаток жидкостейносителей на водной основе заключается в их несовместимости с буровыми растворами на нефтяной основе, которые использовались ранее в пласте. В связи с этим, были предложены жидкости-носители на нефтяной основе, включающие эмульсии вода-в-масле.
Например, в заявке АО 01/61148 описаны способы очистки буровых растворов на нефтяной основе и водной основе от фильтрационной корки и способы гравийной набивки. В указанной заявке в состав жидкости-носителя включают агент для модификации рН, который обращает эмульсию вода-в-масле, уже присутствующую в фильтрационной корке (которая отлагается на стенке ствола скважины из бурового раствора), и превращает ее в эмульсию масло-в-воде, таким образом, фильтрационная корка удаляется входящими в ее состав агентами. Указанная заявка относится к системам, в которых в качестве бурового раствора используется эмульсия вода-в-масле.
В заявке АО 2008/129160 описан раствор для заканчивания водонагнетательной скважины. В стволе эксплуатационной скважины флюид поступает из пласта в ствол скважины. В водонагнетательной скважине флюид поступает из ствола скважины в пласт. В результате твердые вещества из бурового раствора, которые образуют корку на поверхности песка в ходе операций бурения, могут забивать поры пласта при закачивании воды. Эмульсия, описанная в заявке АО 2008/129160, является стабильной в течение короткого периода времени, что позволяет ее прокачивать, но разрушается в течение приблизительно 24 ч, что дает возможность продуктам в составе обеих фаз оказывать воздействие на пласт.
В патенте И8 2005/139354 описан способ гравийной набивки с использованием жидкости-носителя на нефтяной основе. Флюид представляет собой эмульсию вода-в-масле и включает специальный эмульгатор, основу которого составляет выбранный эфир жирной кислоты и сорбита, характеризующийся определенным пиком на хроматограмме гель-проникающей хроматографии (ГПХ).
В настоящем изобретении предлагаются следующие объекты.
1. Композиция для гравийной набивки, включающая:
1) эмульсию вода-в-масле, включающую:
а) непрерывную органическую фазу, содержащую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
2) гравий.
2. Композиция для гравийной набивки по п.1, где неионогенное или катионное ПАВ включает эфир полимеризованной ненасыщенной монокарбоновой жирной кислоты.
3. Композиция для гравийной набивки по п.1 или 2, где сложный эфир сорбита включает моноолеат сорбита.
4. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-3, где кислоту выбирают из группы, включающей муравьиную кислоту, уксусную кислоту, пропионовую кислоту и лимонную кислоту.
5. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-4, где хелатирующий агент включает натриевые или калиевые соли полиаминокарбоновых кислот.
6. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-5, где частичный сложный эфир полиола
- 1 020861 включает эфиры жирных кислот и смеси глицерина, моноглицерина, диглицерина, триглицерина, тетраглицерина и пентаглицерина.
7. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-6, где агент для контроля плотности включает водорастворимую соль, катион которой выбирают из группы, включающей кальций, магний, цезий, натрий и калий, а анион выбирают из группы, включающей формиат, хлорид и бромид.
8. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-7, где гравий характеризуется размером от 12 до 70 меш по американской шкале измерения.
9. Набор компонентов, включающий:
1) эмульсию вода-в-масле, включающую:
а) непрерывную органическую фазу, содержащую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного эфира полиола, по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
2) гравий.
10. Способ получения композиции для гравийной набивки, который заключается в том, что смешивают
1) эмульсию вода-в-масле, включающую:
а) непрерывную органическую фазу, содержащую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
2) гравий.
11. Способ гравийной набивки ствола скважины в подземном пласте, включающий стадию закачивания в ствол скважины композиции для гравийной набивки по любому из пп.1-9.
12. Применение эмульсии вода-в-масле, включающей:
а) непрерывную органическую фазу, содержащую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, а также от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты, и
в) агент для контроля плотности, в качестве жидкости-носителя при гравийной набивке ствола скважины в подземном пласте.
13. Эмульсия вода-в-масле, включающая:
а) от 30 до 70 об.% эмульсии непрерывной органической фазы, содержащей базовое масло, и от 0,3 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, а также от 0,2 до 2 об.% эмульсии частичного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты, и
в) агент для контроля плотности.
Базовым маслом, которое представляет собой компонент непрерывной органической фазы эмульсии, является любое органическое базовое масло, такое как нефтяные дистилляты (например, газойль, бензин или керосиновая фракция), растительное масло или масло животного происхождения. Пригодными прежде всего являются базовые масла, которые можно также использовать в буровых растворах. Примерами таких базовых масел являются продукты под торговым названием С1а1гко1, например С1аико1 370, выпускаемые фирмой Рс1госкст Саг1екк Ыб.
Базовое масло обычно включает от 10 до 70 об.% эмульсии, более предпочтительно от 15 до 60 об.% эмульсии, еще более предпочтительно от 20 до 50 об.% эмульсии.
Непрерывная органическая фаза эмульсии содержит по крайней мере одно ПАВ, как правило, неионогенное или катионное ПАВ следующих типов: сополимеры этиленоксида и пропиленоксида, алкоксилированные или полиалкоксилированные производные спиртов или фенолов, полиалкиленгликоли, полиамины, алкоксилированные или полиалкоксилированные производные аминов, четвертичные аммониевые соли, сложные эфиры четвертичных алканоламинов и силиконизированные производные, неионогенные амфифильные композиции, полученные при взаимодействии по крайней мере одного полимеризованного растительного масла по крайней мере с одним аминоспиртом, алкиловые эфиры жирных кислот, полученные из растительных или животных масел, необязательно алкоксилированные или полиалкоксилированные, а также любое другое производное жирных кислот, прежде всего, полимеризованных ненасыщенных монокарбоновых жирных кислот. Органическая фаза эмульсии необязательно может содержать анионное ПАВ. В органической фазе эмульсии необязательно могут присутствовать также
- 2 020861 растворители. Примером пригодной композиции является продукт под торговым названием КаФадгееп СЬО™, выпускаемый фирмой О1еоп.
Непрерывная органическая фаза дополнительно содержит эмульгатор. Эмульгатором обычно является сложный эфир сорбита, такой как сложный моно-, ди- или триэфир сорбита или их смесь. Количество эмульгатора, обеспечивающее достаточные стабильность и вязкость эмульсии, составляет более 0,2 об.% в расчете на общий объем эмульсии, предпочтительно по крайней мере 0,25 об.%, более предпочтительно по крайней мере 0,35 об.%, например по крайней мере 0,5 об.% в расчете на общий объем эмульсии. Верхний предел количества эмульгатора обычно составляет 3 об.%, предпочтительно 2 об.%, например 1 об.%.
Если композиция для гравийной набивки предназначена для применения при температуре в скважине выше 105°С, композиция предпочтительно содержит высокотемпературный стабилизатор эмульсии. Указанный высокотемпературный стабилизатор эмульсии является компонентом органической фазы эмульсии. Высокотемпературным стабилизатором эмульсии соответственно является алкоксилированная жирная кислота, предпочтительно этоксилированная жирная кислота, полученная при взаимодействии полиэтиленгликоля с жирной кислотой, такой как лауриновая кислота, стеариновая кислота и олеиновая кислота. Молекулярная масса этоксилированной жирной кислоты находится в диапазоне от 200 до 1000, обычно в диапазоне от 400 до 600. Пример пригодного высокотемпературного стабилизатора эмульсии включает моноолеат полиэтиленгликоля, характеризующийся молекулярной массой приблизительно 600. Для обеспечения достаточной вязкости и стабильности эмульсии при температуре выше 105°С количество высокотемпературного стабилизатора эмульсии составляет предпочтительно по крайней мере 0,02 об.% в расчете на общий объем эмульсии, предпочтительно по крайней мере 0,03 об.%, более предпочтительно по крайней мере 0,05 об.% в расчете на общий объем эмульсии. Верхний предел количества высокотемпературного стабилизатора эмульсии обычно составляет 2 об.%, предпочтительно 1 об.%, более предпочтительно 0,5 об.%, например 0,25 об.%.
Диспергированная водная фаза эмульсии может содержать кислоту, предшественник кислоты, хелатирующее соединение или их смеси для удаления карбоната кальция, карбоната магния или частиц доломита, которые присутствуют в фильтрационной корке, которая отлагается на стенках ствола скважины в ходе бурения ствола скважины. Примеры пригодных кислот включают одну или более органических кислот, прежде всего выбранных из муравьиной кислоты, уксусной кислоты, пропионовой кислоты и лимонной кислоты, или неорганических кислот, таких как соляная или фтористо-водородная кислота. Предшественниками кислот являются добавки, которые высвобождают кислоту ίη 8Йи. Примеры пригодных предшественников кислот включают эфиры карбоновых кислот, такие как метиловый или этиловый эфиры муравьиной кислоты, уксусной кислоты и молочной кислоты. Кислоты, как правило, растворяют карбонат кальция, карбонат магния или частицы доломита, но не растворяют частицы сульфата бария. Вместе с тем, предложены химические реагенты, которые можно использовать для удаления частиц сульфата бария, и они включают химические реагенты, такие как продукты под торговыми названиями НЭС Магк II и НОС Магк III, выпускаемые фирмой Ае11 Р1оте 1п1егпайопа1 ЬЬС. Указанные химические реагенты также обычно удаляют частицы карбоната кальция, но, как правило, являются относительно дорогостоящими по сравнению с множеством других соединений, способных удалять карбонат кальция. В качестве другого способа или наряду с применением кислоты или предшественника кислоты в диспергированную водную фазу можно включать хелатирующие агенты, которые прежде всего пригодны для растворения сульфата бария. Примеры хелатирующих агентов включают соли щелочных металлов или аммония и полиаминокарбоновой кислоты, такие как водные растворы диметаллических солей щелочных металлов или аммония (предпочтительно дикалиевые соли) этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТУ), циклогексилендинитрилотетрауксусной кислоты, этилен-бис(оксиэтиленнитрило)тетрауксусной кислоты, карбоксиметилимино-бис(этиленнитрило)тетрауксусной кислоты, гидроксиэтилэтилендиамин триуксусной кислоты и гидроксиэтилиминодиуксусной кислоты. Предпочтительно хелатирующий агент выбирают из химических реагентов типа ЭДТУ, одной или более солей указанной кислоты, таких как натриевые или калиевые соли, а также комбинаций указанных соединений. Кроме хелатирующего агента в диспергированную водную фазу необязательно можно включать буферные вещества и химические реагенты, которые ускоряют растворение сульфата бария. Пример буферного вещества включает гидроксид калия, а примеры химических реагентов, которые ускоряют растворение сульфата бария, включают карбонат калия и формиат калия.
В композиции для гравийной набивки по настоящему изобретению может также присутствовать одно или более ПАВ, способных ускорять растворение частиц карбоната кальция и/или сульфата бария (компонент фильтрационной корки, которая образуется на стенках ствола скважины в ходе операции бурения). Одно или более ПАВ, способных ускорять растворение частиц карбоната кальция и/или сульфата бария, включают по крайней мере один компонент, выбранный из неионогенных или катионных ПАВ следующих типов: сополимеры этиленоксида и пропиленоксида, алкоксилированные или полиалкоксилированные производные спиртов или фенолов, полиалкиленгликоли, полиамины, алкоксилированные или полиалкоксилированные производные аминов, четвертичные аммониевые соли, сложные эфиры четвертичных алканоламинов и силиконизированные производные, неионогенные амфифильные
- 3 020861
ПАВ, полученные при взаимодействии по крайней мере одного полимеризованного растительного масла по крайней мере с одним аминоспиртом, и алкиловые эфиры жирных кислот, полученные из природных растительных или животных масел, необязательно алкоксилированные или полиалкоксилированные производные жирных кислот, а также любое другое производное жирных кислот, прежде всего полимеризованных ненасыщенных монокарбоновых жирных кислот. Указанные ПАВ являются компонентами непрерывной органической фазы эмульсии.
Диспергированная водная фаза эмульсии включает один или более частичных эфиров полиолов и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты. Длина цепи жирной кислоты предпочтительно составляет от С6 до Сю и еще более предпочтительно от С8 до Сю. Молярное соотношение число свободных гидроксильных групп/число гидроксильных групп, этерифицированных жирной кислотой, составляет предпочтительно по крайней мере 1:1, более предпочтительно по крайней мере 2:1, наиболее предпочтительно 3:1. Эмульсия предпочтительно содержит смесь частичных эфиров полиолов, полученных при этерификации жирной кислоты смесью по крайней мере двух полиолов, выбранных из глицерина, моноглицерина, диглицерина, триглицерина и высших глицеринов. Пример пригодной композиции включает продукт под торговым названием КаЛадгееиКА™, выпускаемый фирмой О1еоп. Частичный сложный эфир полиола предпочтительно характеризуется низкой растворимостью в диспергированной или прерывной водной фазе, т.к. такие свойства способствуют сохранению исходных поверхностно-активных свойств эмульсии. По крайней мере часть частичного сложного эфира полиола диспергируется, а не растворяется в водной фазе. Количество частичного сложного эфира полиола, как правило, составляет от 0,05 до 3 об.% в расчете на общий объем эмульсии, более предпочтительно по крайней мере 0,1 об.% в расчете на общий объем эмульсии, еще более предпочтительно по крайней мере 0,2 об.% в расчете на общий объем эмульсии. Верхний предел количества частичного сложного эфира полиола составляет 1 или 2 об.%.
Дискретная или прерывная водная фаза эмульсии по настоящему изобретению содержит также агент для контроля плотности, такой как одна или более солей металлов. Как известно в данной области техники, соли добавляют для контроля плотности жидкости-носителя (компонент эмульсии вода-в-масле композиции для гравийной набивки) с целью обеспечения управления скважиной, т.е. плотность жидкости-носителя должна быть достаточно высокой, чтобы гидростатическое давление в стволе скважины соответствовало давлению пласта в стволе скважины. Соли металлов должны растворяться в воде и предпочтительно представляют собой соли щелочных металлов или щелочно-земельных металлов. Конкретные примеры пригодных солей включают ЫаС1, ЫаВг, КС1, КВг, ΝαΝΟ3, НСООЫа, НСООК, НСООСз, К2§О4, СН3СООК, СН3СОО№-1. СН3СООСз, №-ьСО3. К2СО3 и их смеси. Можно также использовать соли двухвалентных металлов при условии, что жидкость-носитель для гравийной набивки не содержит хелатирующий агент, способный взаимодействовать с двухвалентными ионами. Примеры пригодных солей двухвалентных металлов включают СаС12, СаВг2, М§С12, ΖηΒτ2 и их смеси. Предпочтительными солями являются галогениды, прежде всего хлориды и бромиды и их смеси, а также соли карбоновых кислот, прежде всего формиаты и их смеси. Наиболее предпочтительными солями являются №С1, ШВг КС1, НСООК, НСОО№-1 и НСООСз и их смеси, например смесь НСООК и НСООСз.
Время распада эмульсии, которая выполняет функцию жидкости-носителя для гравия, обычно составляет от 24 до 96 ч, предпочтительно от 48 до 72 ч. Для определения времени распада получают эмульсию и выдерживают ее до разрушения (оседания и разделения) при температуре нефтеносного пласта. При разрушении эмульсии уменьшается объем эмульсионной фазы и происходит разделение эмульсии на водную и масляную фазы. Использованный в данном контексте термин время полного распада обозначает период времени, в течение которого объем эмульсионной фазы уменьшается на 100% по сравнению с исходным объемом.
Эмульсия по настоящему изобретению предпочтительно характеризуется термической стабильностью вплоть до 135°С (вплоть до 220°Р). Для определения стабильности получают эмульсию и выдерживают ее до разрушения в диапазоне модельных температур нефтеносного пласта. Вместе с тем термическую стабильность можно повысить (или снизить) при использовании (с учетом условий в конкретной скважине) различных добавок при различных концентрациях, например агента для разрушения эмульсий, эмульгатора и необязательно высокотемпературного стабилизатора эмульсий, чтобы обеспечить более высокую (или более низкую) термическую стабильность.
Эмульсия по настоящему изобретению обычно характеризуется реологической стабильностью при температурах вплоть до 135°С. Стабильность эмульсии определяют при температурах вплоть до 93°С с использованием цилиндрического коаксиального ротационного вискозиметра фирмы Рапп, модель 35, в конфигурации К1/В1/Р1, оснащенного электрическим двигателем. При температурах выше 93°С стабильность эмульсии определяют с использованием высокотемпературного вискозиметра высокого давления ОГНе, модель 1100. Для определения реологической стабильности получают эмульсию и определяют ее реологические свойства в диапазоне модельных температур нефтеносного пласта. Вместе с тем реологическую стабильность эмульсии можно повысить (или снизить) при использовании (с учетом условий в конкретной скважине) различных добавок при различных концентрациях, например агента для разрушения эмульсий, эмульгатора и необязательно высокотемпературного стабилизатора, чтобы обеспечить более высокую (или более низкую) реологическую стабильность.
- 4 020861
Эмульсия по настоящему изобретению, как правило, стабильна при добавлении модели 3 мас.% бурового шлама (Кеу ΌιΜ)· модели 10 об.% пластовой воды и 50 об.% бурового раствора на нефтяной основе. Стабильность в модельных условиях скважины определяют с использованием цилиндрического коаксиального ротационного вискозиметра фирмы Рапп, модель 35, в конфигурации К1/Б1/Р1, оснащенного электрическим двигателем, или высокотемпературного вискозиметра высокого давления Ой1е, модель 1100. Для определения стабильности в модельных условиях получают эмульсию, содержащую модель бурового шлама, или модель пластовой воды, или буровой глинистый раствор на нефтяной основе, и определяют реологические свойства эмульсии при температуре 49°С (120°Р), рекомендованной Американским институтом нефти (АИН).
Плотность эмульсии обычно составляет по крайней мере 0,90 г/см3 (7,5 фунтов на галлон США (ф/г)), например по крайней мере 1,105 г/см3 (8,8 ф/г), по крайней мере 1,16 г/см3 (9,7 ф/г) или по крайней мере 1,76 г/см3 (14,7 ф/г). Максимальную плотность эмульсии специально не ограничивают, но она может составлять 2,10 или 2,30 г/см3 (17,5 или 19,2 ф/г). Предпочтительно плотность флюида является достаточной для контроля скважины (для предотвращения утечки в скважину флюидов из окружающего пласта) в ходе операций гравийной набивки необсаженного ствола скважины.
Для повышения эффективности жидкости-носителя для гравийной набивки можно добавлять дополнительные химические реагенты при условии, что они не ухудшают свойства жидкости-носителя для гравийной набивки. Указанные химические реагенты включают, но не ограничиваясь только ими, ингибиторы образования отложений, бактерицидные вещества, ПАВ, вязкоупругие ПАВ, пенообразователи и агенты для разрушения пены, твердые и жидкие смазывающие вещества, разбавители, поглотители кислорода, поглотители Н2§ и СО2, химические реагенты для контроля жесткости воды, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования гидратов газа, деэмульгаторы и ПАВ, предназначенные для ускорения удаления флюида, который заполняет пористую породу пласта-коллектора, твердые и жидкие стабилизаторы сланцев, ферменты, частицы тампонажных растворов, предназначенные для предотвращения утечки флюида из гравийной набивки в зоны с высокой проницаемостью и/или в природные или искусственные разрывы в стенках ствола скважины, утяжелители, а также комбинации указанных реагентов.
Композиция для гравийной набивки по настоящему изобретению включает гравий. Специалистам в данной области техники известно, что можно использовать гравий, пригодный для эмульсий вода-вмасле. Содержание гравия составляет от 400 до 100 г/л эмульсии, предпочтительно по крайней мере 500 г/л эмульсии, более предпочтительно по крайней мере 600 г/л эмульсии. Обычно используют гравий, характеризующийся узким распределением частиц по размеру, например от 1680 до 1000 мкм (от 12 меш США (по американской шкале измерения) до 18 меш США) или от 420 до 210 мкм (от 40 до 70 меш США), например 12/18 меш США или 40/70 меш США.
В настоящем изобретении предлагается эмульсия, которая является достаточно стабильной и характеризуется соответствующей вязкостью, чтобы обеспечить образование суспензии гравия на своей основе, и при этом отсроченное разрушение эмульсии обеспечивает удаление глинистой корки бурового раствора, которая отлагается на стенках ствола скважины в ходе предшествующей операции бурения. В связи с тем, что давление в стволе скважины, как правило, выше давления пласта, в ходе бурения с использованием глинистого бурового раствора на нефтяной основе твердые частицы глинистого бурового раствора образуют на стенках скважины отложения, называемые коркой, которая укрепляет стенки и ограничивает утечку флюида из гравийной набивки в пласт. Таким образом, корка (отложения) содержит добавки, снижающие количество фильтрата бурового раствора, основная функция которых заключается в ограничении количества фильтрата бурового раствора, проникающего в пласт. Корка снижает проницаемость горной породы и в связи с этим снижает производительность или приемистость скважины. Следовательно, для обеспечения максимально возможной добычи нефти или максимально возможного закачивания воды необходим способ очистки. В большинстве случаев для разрушения фильтрационной корки и очистки поврежденной зоны пласта, окружающего пробуренный ствол скважины, используют химические реагенты, чтобы восстановить способность пласта пропускать поток жидкости (проницаемость). В настоящем изобретении предлагается композиция для гравийной набивки, которая по крайней мере в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения обеспечивает достаточно эффективное разрушение корки. Прежде всего, как описано выше, кислота, предшественник кислоты или хелатирующий агент, которые образуют компонент дискретной водной фазы эмульсии вода-в-масле, являются эффективными для удаления сульфата бария, карбоната кальция, карбоната магния или частиц доломита из фильтрационной корки.
Другое преимущество настоящего изобретения прежде всего заключается в том, что эмульсия по настоящему изобретению, как было установлено, сохраняет стабильные реологические свойства в определенном диапазоне температур и в присутствии ряда загрязнений. Кроме того, эмульсия по настоящему изобретению разрушается (разделяется) в течение определенного периода времени в зависимости от концентраций эмульгатора, высокотемпературного стабилизатора эмульсии (если используется) и агента для разрушения эмульсий, а также температуры в скважине. Состав композиции флюида можно подбирать в лабораторных условиях в соответствии с требованиями нефтяного месторождения, в котором используется композиция для гравийной набивки. Например, вязкостные характеристики эмульсии при
- 5 020861 температурах в диапазоне от 17 до 135°С (от 80 до 220°Р) включают предел текучести в диапазоне от 6,2 до 14,4 Па (от 13 до 30 фут-фунт силы/100 фут2) и структурная вязкость в диапазоне от 13 до 45 мПа-с (сП) по данным измерений с использованием цилиндрического коаксиального ротационного вискозиметра фирмы Рапп, модель 35, в конфигурации К1/В1/Р1, оснащенного электрическим двигателем, или высокотемпературного вискозиметра высокого давления Ой1е, модель 1100. Было установлено, что реологические свойства можно поддерживать в присутствии буровых глинистых растворов, пластовой воды и бурового шлама на достаточно высоком уровне загрязнений в наклонной скважине. Было также установлено, что эмульсия разрушается (разделяется) в течение требуемого периода времени при приемлемом загрязнении буровыми глинистыми растворами, пластовой водой и буровым шламом. Таким образом, эмульсия пригодна для суспендирования и размещения гравия в типичных условиях наклонной скважины и разрушается (разделяется) в течение требуемого периода времени, высвобождая агенты, которые растворяют компоненты фильтрационной корки и, таким образом, удаляют фильтрационную корку. Было установлено, что на практике эмульсия вызывает сопоставимое или более слабое повреждение пласта по сравнению с используемыми в настоящее время жидкостями-носителями для гравийной набивки.
Следующие примеры представлены для иллюстрации настоящего изобретения.
Примеры
Композиции жидкости-носителя.
Для использования в качестве жидкостей-носителей получали эмульсии вода-в-масле, состав которых показан в таблице ниже. Было установлено, что плотность композиций 1, 2 и 4 составляет 1,20 г/см3 (10,0 ф/г или 1,20 §О (удельная плотность)), в то время как плотность композиции 3 составляет 1,03 г/см3.
| Название продукта | Композиция 1, об.% | Композиция 2, об.% | Композиция 3, об.% | Композиция 4, об.% |
| Солевой раствор (формиат калия, плотность 1,61 г/см3 (80) | 12,24 | 29,15 | 12,20 | |
| Солевой раствор (формиат цезия, плотность 2,193 г/см3 (80) | 12,24 | 12,20 | ||
| Солевой раствор (хлорид натрия, плотность 1,20 г/см3) | 16,52 | |||
| Солевой раствор (бромид натрия, плотность 1,40 г/см3) | 8,25 | |||
| Уксусная кислота (ледяная) | 0,86 | 0,88 | 0,87 | 0,86 |
| НБС Магк III | 24,47 | 20,11 | 24,76 | 24,4 |
| КаШацгееп КА | 0,35 | 0,20 | 0,10 | 0,35 |
| Базовое масло | 48,90 | 48,71 | 48,09 | 49,35 |
| КаЛаегееп СЬО | 0,45 | 0,45 | 0,45 | 0,44 |
| Моноолеат сорбита | 0,50 | 0,35 | 0,89 | 0,20 |
| 0040 | - | 0,15 | - | - |
| Моноолеат полиэтиленглнколя (молекулярная масса 600) | 0,07 |
Лабораторные испытания композиции 1.
1. Испытания по разделению эмульсии и осаждению гравия.
Указанные испытания проводили с использованием следующих стадий.
1) . Эмульсию вода-в-масле (жидкость-носитель, 500 мл) готовили при комнатной температуре с использованием смесителя БПуегзоп: водную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) и масляную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) перемешивали каждую в отдельности, в масляную фазу добавляли половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 6000 об/мин) и затем добавляли остальную половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 6000 об/мин).
2) . Жидкость-носитель (398 мл) переливали в емкость смесителя НашШоп Веаей.
3) . В жидкость-носитель добавляли гравий (238,8 г, конечный объем приблизительно 500 мл).
4) . Гравий и жидкость-носитель перемешивали в течение 30 с с использованием смесителя НашШоп Веаей.
5) . Полученную суспензию (композицию для гравийной набивки) переливали в градуированный цилиндр (объемом 500 мл).
6) . Цилиндр помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 82°С (180°Р).
7) . В содержимом цилиндра регистрировали разделение жидкостей в течение времени и осаждение песка (гравия).
- 6 020861
| Флюид, содержащий гравий СагЬо1йе 30/50, нагревали до 82“С (180°Р) | ||
| Время (мин) | Разделение эмульсии (%) | Осаждение гравия (%) |
| 5 | 5 | 2,9 |
| 10 | 10 | 5,9 |
| 15 | 15 | 8,8 |
| 20 | 20 | 11,8 |
| 25 | 25 | 14,7 |
| 30 | 30 | 17,6 |
| 35 | 35 | 20,6 |
| 60 | 45 | 26,5 |
| 120 | 60 | 35,3 |
| 180 | 70 | 41,2 |
| 16ч | 85 | 50,0 |
| 24 ч | 87,5 | 5Ц5 |
| 48 ч | 100 | 100,0 |
2. Испытания на повреждение пласта.
Испытания на проницаемость проводили с использованием следующих стадий.
1) . Цилиндрический образец керна насыщали пластовой водой в вакууме.
2) . Образец керна помещали в цилиндрическую ячейку, снабженную на одном конце входным отверстием, а на другом - выходным отверстием, и на цилиндрическую поверхность керна прилагали давление 7 МПа (1015 фунт/кв.дюйм).
3) . Определяли проницаемость керна в отношении газа в направлении выработки (от выходного отверстия к входному отверстию ячейки).
4) . Насыщенный флюид (пластовую жидкость) удаляли с верхней части образца керна и заменяли на образец бурового глинистого раствора на нефтяной основе (БРНО).
5) . Ячейку нагревали до требуемой рабочей температуры (82°С (180°Р)) и на буровой глинистый раствор на нефтяной основе (у входного отверстия ячейки) прилагали избыточное давление (2,21 МПа, 320 фунт/кв.дюйм) в атмосфере азота.
6) . Размещение бурового глинистого раствора проводили в следующих режимах: динамический режим в течение 4 ч (перемешивание при 1500 об/мин), статический режим в течение 16 ч и динамический режим в течение 1 ч (перемешивание при 1500 об/мин).
7) . С поверхности корки/фильтрационной корки, которая отлагалась на поверхности керна, осторожно отсасывали жидкость.
8) . Содержимое ячейки заменяли на базовое масло (т.е. использовали одно и то же базовое масло, которое использовали для получения бурового глинистого раствора на нефтяной основе) по следующей схеме: защитные буферные жидкости (химические буферные жидкости), брикеты для очистки, солевой раствор для заканчивания скважин и т.п. по мере необходимости при избыточном давлении 2,21 МПа (320 фунт/кв.дюйм).
9) . Гравий помещали в жидкость-носитель, при этом получали суспензию и указанную суспензию заливали в ячейку сверху на образец керна (на верхней поверхности которого находилась фильтрационная корка).
10) . На поверхность суспензии гравия помещали фильтр гравийной набивки.
11) . На жидкость гравийной набивки (гравий, суспендированный в жидкости-носителе) прилагали давление 2,21 МПа (320 фунт/кв.дюйм) в течение 6 ч, выдерживали для уравновешивания в течение 3 сут. (т.е. давление снижали до атмосферного).
12) . Инициировали поток газа в направлении выработки. Регистрировали давление газа, требующееся для инициации потока.
13) . Определяли проницаемость керна относительно газа в направлении выработки. Затем рассчитывали степень повреждения пласта по сравнению с исходной проницаемостью керна в отношении газа.
Испытания повреждения пласта проводили с применением стандартной жидкости-носителя на основе водного раствора гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ) после обработки БРНО, с использованием жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле после обработки БРНО, а также с использованием жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле в отдельности. Результаты показаны в таблице ниже.
- 7 020861
| БРНО, затем стандартная жидкость-носитель на основе водного раствора ГЭЦ | БРНО, затем жидкость-носитель на основе эмульсии вода-в-масле | Жидкостьноситель на основе эмульсии вода-в-масле в отдельности | |
| Керн | Верея | Верея | Верея |
| Исходная проницаемость в направлении выработки (м Дарси, мД) | 435 | 355 | 201 |
| Восстановленная на стадии 13 проницаемость в направлении выработки (мД) | 234 | 218 | 188 |
| Давление для инициации потока, МПа (фунтов/кв. дюйм) | 0,345 (50) | 0 | 0,069 (10) |
| Повреждение (%) | 46 | 39 | 6 |
| Оценка разделения жидкости* носителя | Жидкость-носитель не распадается | Жидкость-носитель распадается | Жидкость- носитель распадается |
При испытании с размещением жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле после обработки БРНО повреждение составило 39% по сравнению с 46% в случае стандартной жидкости-носителя на основе водного раствора ГЭЦ. В ходе следующего испытания с использованием жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле в отдельности повреждение составило только 6%. Давление, необходимое для инициации потока, также значительно снижалось в случае жидкости-носителя на нефтяной основе.
Лабораторные испытания композиции 2.
1. Испытание по разделению эмульсии и осаждению гравия.
Испытания проводили с использованием следующих стадий.
1) . Эмульсию вода-в-масле (жидкость-носитель, 500 мл) готовили при комнатной температуре с использованием смесителя §йуег8оп: водную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) и масляную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) перемешивали каждую в отдельности, в масляную фазу добавляли половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 7000 об/мин) и затем добавляли остальную половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 7000 об/мин).
2) . Жидкость-носитель (398 мл) переливали в емкость смесителя НашШои Веасй.
3) . В жидкость-носитель в емкости смесителя добавляли гравий (238,8 г, конечный объем приблизительно 500 мл).
4) . Гравий и эмульсию перемешивали в течение 30 с с использованием смесителя НашШои Веаей.
5) . Полученную суспензию гравия в жидкости-носителе переливали в градуированный цилиндр (объемом 500 мл).
6) . Цилиндр помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 104°С (220°Р).
7) . В содержимом цилиндра регистрировали разделение жидкостей в течение времени и осаждение песка (гравия).
| Гравий СагЬоШе 20/40, 104°С (220°Р) | ||
| Время (мин) | Разделение эмульсии {%) | Осаждение гравия (%) |
| 5 | 5,0 | 2,9 |
| 10 | 7,5 | 4,3 |
| 20 | 12,5 | 7,1 |
| 30 | 17,5 | 10,0 |
| Гравий СагЬоШе 20/40, 104’С (220°Р) | ||
| 60 | 32,5 | 18,6 |
| 120 | 57,5 | 32,9 |
| 180 | 77,8 | 47,1 |
| 24 ч | 88,9 | 100 |
| 48 ч | 100 | 100 |
2. Испытания на повреждение пласта.
В указанных сериях испытаний исследовали формирование повреждений в случае стандартной жидкости-носителя на основе водного раствора ГЭЦ и жидкости-носителя на основе эмульсии вода-вмасле с использованием полевых образцов керна. В обоих испытаниях сначала керн обрабатывали буровым глинистым раствором на нефтяной основе (БРНО), затем размещали гравий с использованием суспензии гравия в жидкости-носителе. Испытания проводили по описанным выше методикам. Температура
- 8 020861 испытаний составляла 104°С (220°Р).
| БРНО, затем стандартная жидкость-носитель на основе водного раствора ГЭЦ | БРНО, затем жидкость-носитель на основе эмульсии вода-в- масле | |
| Керн | Полевой керн | Полевой керн |
| Исходная проницаемость в направлении выработки (мД) | 93 | 97 |
| Восстановленная проницаемость в направлении выработки (мД) | 52 | 63 |
| Давление для инициации потока, МПа (фунт/кв. дюйм) | 0,414 (60) | 0,310(45) |
| Повреждение (%) | 44 | 35 |
| Оценка разделения жидкости-носителя | Жидкость-носитель не распадается | Жидкость-носитель распадается |
При испытании с размещением жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле после обработки БРНО повреждение составило 35% по сравнению с 44% в случае стандартной жидкости-носителя на основе водного раствора ГЭЦ. Давление, необходимое для инициации потока, также снижалось в случае жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле.
Лабораторные испытания композиции 3.
Испытания проводили с использованием следующих стадий.
1. Эмульсию вода-в-масле (жидкость-носитель, 100 мл) готовили при комнатной температуре с использованием смесителя δίΐνβτδοη: водную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) и масляную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) перемешивали каждую в отдельности, в масляную фазу добавляли половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 6000 об/мин) и затем добавляли остальную половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 6000 об/мин).
2. Жидкость-носитель (100 мл) переливали в градуированный цилиндр (объемом 100 мл).
3. Жидкость-носитель (100 мл) переливали в термостойкую колбу (объемом 100 мл).
4. Цилиндр помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 60°С.
5. Термостойкую колбу помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 135°С.
6. В содержимом цилиндра и колбы регистрировали разделение жидкостей в течение времени.
| Разделение эмульсии, % | ||
| Время (ч) | 60°С | 135°С |
| 3 | 2,5 | 40 |
| 24 | 20 | 50 |
| 48 | 40 | 75 |
| 72 | 100 | 100 |
Лабораторные испытания композиции сравнения 4.
Испытания проводили с использованием следующих стадий.
1. Эмульсию вода-в-масле (жидкость-носитель, 500 мл) готовили при комнатной температуре с использованием смесителя δίΐνβτδοη: водную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) и масляную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) перемешивали каждую в отдельности, в масляную фазу добавляли половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 7000 об/мин) и затем добавляли остальную половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 7000 об/мин).
2. Жидкость-носитель (398 мл) переливали в емкость смесителя НатШоп ВеасН.
3. В жидкость-носитель в емкости смесителя добавляли гравий (238,8 г, конечный объем приблизительно 500 мл).
4. Гравий и жидкость-носитель перемешивали в течение 30 с с использованием смесителя НатШоп ВеасН.
5. Полученную суспензию гравия в жидкости-носителе переливали в градуированный цилиндр (объемом 500 мл).
6. Цилиндр помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 82°С (220°Р).
7. В содержимом цилиндра регистрировали разделение жидкостей в течение времени и осаждение песка (гравия).
- 9 020861
| Гравий СагЬоН(е 20/40, 82’С (180’Р) | ||
| Время(мин) | Разделение эмульсии (%) | Осаждение гравия (%) |
| 5 | 10 | 5,9 |
| 10 | 20 | 11,8 |
| 15 | 50 | 29,4 |
| 20 | 67,5 | 39,7 |
| 25 | 72,5 | 42,6 |
| 30 | 77,5 | 45,6 |
| 35 | 80 | 47 |
| 60 | 80 | 47 |
| 120 | 80 | 47 |
| 180 | 100 | 100 |
Эмульсия вода-в-масле, которая в примере сравнения выполняет функцию жидкости-носителя в пласте, содержит только 0,2 об.% моноолеата сорбита. Эмульсия распадается очень быстро и не пригодна для применения в качестве композиции для гравийной набивки.
Claims (14)
1) эмульсию вода-в-масле, содержащую:
а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионо генного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного
1) эмульсию вода-в-масле, содержащую:
а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
1) эмульсию вода-в-масле, содержащую:
а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
1. Композиция для гравийной набивки, включающая:
2) гравий.
2) гравий.
2. Композиция для гравийной набивки по п.1, где неионогенное или катионное ПАВ включает эфир полимеризованной ненасыщенной монокарбоновой жирной кислоты.
2) гравий.
3. Композиция для гравийной набивки по п.1 или 2, где сложный эфир сорбита включает моноолеат сорбита.
4. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где кислота выбрана из группы, включающей муравьиную кислоту, уксусную кислоту, пропионовую кислоту и лимонную кислоту.
5. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где хелатирующий агент включает натриевую или калиевую соль полиаминокарбоновых кислот.
6. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где частичный сложный эфир полиола включает сложные эфиры жирных кислот и смеси глицерина, моноглицерина, диглицерина, триглицерина, тетраглицерина и пентаглицерина.
7. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где агент для контроля плотности включает водорастворимую соль, катион которой выбран из группы, включающей кальций, магний, цезий, натрий и калий, а анион выбран из группы, включающей формиат, хлорид и бромид.
8. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где гравий имеет частицы размером от 1680 до 1000 мкм (от 12 до 18 меш по американской шкале) или от 420 до 210 мкм (от 40 до 70 меш по американской шкале).
9. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где эмульсия дополнительно включает в качестве стабилизатора эмульсии этоксилированную жирную кислоту.
- 10 020861 эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
10. Набор компонентов для гравийной набивки, включающий:
11. Способ получения композиции для гравийной набивки, который заключается в том, что смешивают
12. Способ гравийной набивки ствола скважины в подземном пласте, включающий стадию закачивания в ствол скважины композиции для гравийной набивки по любому из пп.1-9.
13. Применение эмульсии вода-в-масле, содержащей:
а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионо генного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, в качестве жидкости-носителя для набивки ствола скважины в подземном пласте.
14. Эмульсия вода-в-масле, содержащая:
а) от 30 до 70 об.% эмульсии непрерывной органической фазы, включающей масло, и от 0,3 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,2 до 2 об.% эмульсии частичного сложного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP09252090A EP2299053A1 (en) | 2009-08-28 | 2009-08-28 | Gravel pack fluid composition and emulsion therefor |
| PCT/GB2010/001584 WO2011023940A1 (en) | 2009-08-28 | 2010-08-20 | Gravel pack fluid composition and emulsion therefor |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201200324A1 EA201200324A1 (ru) | 2012-09-28 |
| EA020861B1 true EA020861B1 (ru) | 2015-02-27 |
Family
ID=41528679
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201200324A EA020861B1 (ru) | 2009-08-28 | 2010-08-20 | Композиция флюида и эмульсия для применения в гравийной набивке, способ их получения и набор |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9145762B2 (ru) |
| EP (2) | EP2299053A1 (ru) |
| AU (1) | AU2010288352B2 (ru) |
| BR (1) | BR112012004432A2 (ru) |
| EA (1) | EA020861B1 (ru) |
| WO (1) | WO2011023940A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9611422B2 (en) | 2014-05-29 | 2017-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods of obtaining hydrocarbons using suspensions including organic bases |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050139354A1 (en) * | 2003-12-30 | 2005-06-30 | Schlumberger Technology Corp. | A Method Of Gravel Packing With Oil-Based Carrier Fluid |
| US20060272815A1 (en) * | 2005-06-06 | 2006-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2285291A (en) * | 1940-01-15 | 1942-06-02 | Nat Lead Co | Gravel packing of wells |
| US3974877A (en) | 1974-06-26 | 1976-08-17 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Sand control method employing low temperature oxidation |
| US4595513A (en) | 1984-08-10 | 1986-06-17 | Shell Oil Company | Oil base well treating fluids thickened by block copolymers |
| WO1994006883A1 (en) | 1992-09-21 | 1994-03-31 | Union Oil Company Of California | Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid |
| US5602083A (en) | 1995-03-31 | 1997-02-11 | Baker Hughes Inc. | Use of sized salts as bridging agent for oil based fluids |
| US6631764B2 (en) | 2000-02-17 | 2003-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids |
| US7534745B2 (en) | 2004-05-05 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture |
| FR2912756B1 (fr) | 2007-02-21 | 2012-08-10 | Inst Francais Du Petrole | Fluide de traitement pour puits fores en boue a l'huile, sous forme d'une emulsion de type eau dans huile a effet retarde |
-
2009
- 2009-08-28 EP EP09252090A patent/EP2299053A1/en not_active Ceased
-
2010
- 2010-08-20 EA EA201200324A patent/EA020861B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-08-20 BR BR112012004432A patent/BR112012004432A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-08-20 US US13/392,131 patent/US9145762B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-08-20 WO PCT/GB2010/001584 patent/WO2011023940A1/en active Application Filing
- 2010-08-20 EP EP10749676A patent/EP2470751A1/en not_active Withdrawn
- 2010-08-20 AU AU2010288352A patent/AU2010288352B2/en not_active Ceased
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050139354A1 (en) * | 2003-12-30 | 2005-06-30 | Schlumberger Technology Corp. | A Method Of Gravel Packing With Oil-Based Carrier Fluid |
| US20060272815A1 (en) * | 2005-06-06 | 2006-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2470751A1 (en) | 2012-07-04 |
| EP2299053A1 (en) | 2011-03-23 |
| WO2011023940A1 (en) | 2011-03-03 |
| US9145762B2 (en) | 2015-09-29 |
| AU2010288352A1 (en) | 2012-03-15 |
| EA201200324A1 (ru) | 2012-09-28 |
| BR112012004432A2 (pt) | 2019-09-24 |
| US20120165233A1 (en) | 2012-06-28 |
| AU2010288352B2 (en) | 2015-07-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105623628B (zh) | 一种超高密度油基钻井液 | |
| US8220548B2 (en) | Surfactant wash treatment fluids and associated methods | |
| CN111139044B (zh) | 油基钻井液用复合乳化剂及抗高温超高密度油基钻井液 | |
| US11312893B2 (en) | Use of solid surfactant composites in well cementing | |
| US20150072901A1 (en) | Lost circulation and fluid loss materials containing guar chaff and methods for making and using same | |
| EP3577189A1 (en) | Spacer fluid compositions that include surfactants | |
| AU2011284547B2 (en) | A cement composition containing a substituted ethoxylated phenol surfactant for use in an oil-contaminated well | |
| US20080169103A1 (en) | Surfactant Wash Treatment Fluids and Associated Methods | |
| RU2577049C1 (ru) | Новый ингибитор набухания глин, композиции, содержащие указанный ингибитор, и способы, использующие указанный ингибитор | |
| US20130233623A1 (en) | Consolidation | |
| WO2020198591A1 (en) | Methods of cementing a wellbore without using a spacer fluid | |
| EA020861B1 (ru) | Композиция флюида и эмульсия для применения в гравийной набивке, способ их получения и набор | |
| WO2020106273A1 (en) | Oil-based drill-in fluid with enhanced fluid loss properties | |
| US11414589B2 (en) | Method of removing calcium carbonate-containing oil-based filter cake using a biodegradable acid solution | |
| US11319477B2 (en) | Breaker additives for extended delay in removal of oil-based filter cakes | |
| WO2021113460A2 (en) | Fluid loss control agent for aqueous wellbore fluids | |
| US20210115319A1 (en) | Breaker Additives For Extended Delay In Removal Of Oil-Based Filter Cakes | |
| US11773705B1 (en) | Changing calcium carbonate particle size with starch for reservoir fluids | |
| CN115322763B (zh) | 一种生物酸解堵剂及其制备方法和在低渗透储层中的应用 |
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 BY KG MD TJ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ TM RU |