EA024831B1 - Буровая жидкость для нефтяных скважин - Google Patents

Буровая жидкость для нефтяных скважин Download PDF

Info

Publication number
EA024831B1
EA024831B1 EA201201367A EA201201367A EA024831B1 EA 024831 B1 EA024831 B1 EA 024831B1 EA 201201367 A EA201201367 A EA 201201367A EA 201201367 A EA201201367 A EA 201201367A EA 024831 B1 EA024831 B1 EA 024831B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
ilmenite
drilling fluid
particles
microdispersed
fluid according
Prior art date
Application number
EA201201367A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201201367A1 (ru
Inventor
Мохамед Аль-Багоури
Кристофер Драйздейл Стил
Original Assignee
Элкем Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Элкем Ас filed Critical Элкем Ас
Publication of EA201201367A1 publication Critical patent/EA201201367A1/ru
Publication of EA024831B1 publication Critical patent/EA024831B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/032—Inorganic additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C04B28/04—Portland cements
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/145—Clay-containing compositions characterised by the composition of the clay
    • 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
    • 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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C09K8/48—Density increasing or weighting additives
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
    • Y02W30/00—Technologies for solid waste management
    • Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
    • Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Producing Shaped Articles From Materials (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Nanotechnology (AREA)
  • Inorganic Compounds Of Heavy Metals (AREA)
  • Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)

Abstract

Изобретение относится к буровым жидкостям для нефтяных скважин, содержащим утяжеляющий агент, состоящий из микродисперсного ильменита в виде частиц, имеющего содержание FeTiO, по меньшей мере 85 мас.%, удельную площадь поверхности (БЭТ) в пределах между 1 и 5 м/г, где 90 об.% частиц имеет размер меньше чем 12,5 мкм и значение D50 в пределах между 3 и 6 мкм по объему, измеренное с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Malvern, где частицы имеют среднюю круглость по меньшей мере 0,85, определенную с помощью анализа изображений.

Description

Настоящее изобретение относится к композициям буровых жидкостей для нефтяных скважин для использования при бурении нефтяных скважин.
Уровень техники
При разведке нефти и газа, как буровые жидкости, так и суспензии цемента должны иметь соответствующую плотность для компенсации давления в скважине в формациях. Буровые жидкости, как правило, используют, чтобы они служили определенным функциям, таким как подъем осколков на поверхность земли, смазка и охлаждение бурового долота, поддержание давления в скважине, и тому подобное. Имеются два главных класса буровых жидкостей, а именно буровые жидкости на водной основе (^ВМ) и буровые жидкости на неводной основе (ΝΆΡ). Как правило, буровая жидкость на водной основе содержит воду как сплошную фазу вместе с другими добавками, такими как модификатор вязкости, такой как глина или органический полимер, ингибитор гидратации сланцев, дисперсант и утяжеляющий агент, такой как соляной раствор, или любые тяжелые частицы с плотностью (8С) >2 г/см3.
Одна из главных функций композиции цемента для нефтяных скважин заключается в поддержании целостности скважины в течение всего срока службы скважины, который может составлять более чем 30 лет. Цемент вносит вклад в уменьшение риска неконтролируемого протекания нефти или газа (обеспечивает изоляцию проницаемых зон), обеспечивает механическую опору для обсадной колонны, защищает колонну от коррозии и поддерживает стенки ствола скважины для предотвращения коллапса формаций. Цементы для нефтяных скважин дополнительно используют для получения постоянных или временных уплотнений (пробок).
Суспензия цемента содержит в основном портландцемент, воду и добавки, такие как дисперсант, агент для предотвращения потерь текучей среды, агенты для уменьшения потерь текучей среды, замедлитель и другие. Кроме того, она может содержать каучукообразный материал или волокна для улучшения механических свойств и полые сферы или утяжеляющие агенты для оптимизации плотности.
Широко используемые утяжеляющие агенты, как для буровых жидкостей, так и для суспензий цемента, представляют собой барит (Ва8О4, 80 минимум 4,2), тетраоксид марганца (Мп3О4, 80 4,7-4,9), карбонат кальция (СаСО3, 80 2,7-2,8), ильменит (РеНО3, 80 4,5-4,7), гематит (Ре3О4, 80 4,9-5,2), галенит (РБ8, 80 7,4-7,7) и измельченный оксид кремния (8Ю2, 80 2,2-2,3).
Ильменит, оксид железа - титана (РеНО3), в качестве добываемого минерала был первые введен в области разведки и добычи нефти и газа в качестве утяжеляющего агента ТПаша А8 в 1979 г.
В статье АррБсайоп о£ йшепйе а§ №е1дЫ ша1епа1 ίη \уа1ег Ьакеб апб οΐΐ Ьакеб бгШшд йшбк (8РЕ 71401) Ьу А. 8аа§еп е1 а1., 2001 8РЕ Аппиа1 ТесЬшса1 Соп£егепсе апб ЕхЫЬйюп ш Νον Ог1еап§ 30 8ер1ешЬег - 3 ОсЮЬег 2001, описывают использование ильменита в буровых жидкостях на водной основе и на нефтяной основе. Используемый ильменит имеет Ό50 9,5 мкм+/-1,5 мкм, с долей частиц, больших, чем 45 мкм меньше чем 1,5 мас.% и с долей частиц меньших чем 1 мкм, меньше чем 10 мас.%. Распределение размеров частиц измеряют с помощью метода седиментации, используя 8ебщгарк. Это дает распределение частиц в мас.%. Полномасштабные исследования с буровым раствором, содержащим ильменит и барит в качестве утяжеляющих агентов, показали, что использование ильменита вместо барита не приводит к повышению истирания. Однако обнаружено, что реологические свойства являются неудовлетворительными, когда используют ильменит с размером частиц, описанным 8аа§еп е1 а1.
В заявке на патент США № 2005/0277551 описывают систему для увеличения плотности текучей фазы буровой жидкости посредством добавления твердофазного утяжеляющего материала, имеющего распределение размеров частиц где по меньшей мере 50 мас.% частиц находится в пределах от примерно 1 до примерно 5 мкм и по меньшей мере 90 мас.% частиц находится в пределах от 4 до 8 мкм. Твердофазный материал выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их сочетаний. Однако все примеры приводятся с баритом и нет указаний на результаты, полученные посредством использования утяжеляющего материала, иного чем барит.
Описание изобретения
В соответствии с первым аспектом настоящее изобретение относится к буровым жидкостям для нефтяных скважин, где буровая жидкость для нефтяных скважин содержит утяжеляющий агент, состоящий из микродисперсного ильменита в виде частиц, имеющего содержание РеНО3 по меньшей мере 85 мас.%, удельную площадь поверхности (БЭТ) в пределах между 1 и 5 м2/г, где 90 об.% частиц имеют размер меньше чем 12,5 мкм и значения Ό50 в пределах между 3 и 6 мкм по объему, измеренные с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света МаКегп. где частицы имеют медианную круглость с высокой чувствительностью (Н8Сис.[п,0.5]) по меньшей мере 0,85, определенную с помощью анализа изображений с использованием системы характеризации частиц Могрйо1од1®03 от МаКегп® БШгишепК Медианная круглость с высокой чувствительностью (Н8Сис.[п,0.5]) будет далее упоминаться как средняя круглость.
Предпочтительно удельная поверхность ильменита находится в пределах между 1,5 и 4 м2/г.
Средняя круглость микродисперсных частиц ильменита предпочтительно составляет по меньшей мере 0,90.
- 1 024831
Круглость как параметр, который описывает морфологию или форму частицы, определяется следующим уравнением:
Круглость с высокой чувствительностью (Н8)=4пА/Р2 где А представляет собой площадь частицы и Р представляет собой ее периметр.
Средняя круглость частицы может находиться в пределах 0-1, где правильная сфера имеет круглость 1, в то время как очень нерегулярный объект имеет круглость, близкую к 0. Утяжеляющие агенты с высокой круглостью являются желательными для буровых жидкостей для нефтяных скважин и суспензий цемента для нефтяных скважин, поскольку они улучшают свойства протекания посредством низкой реологии и меньшей абразивности по сравнению с материалами, имеющими сходный размер, но более низкую среднюю круглость.
Частицы ильменита, используемые в настоящем изобретении, получают посредством измельчения и помола минерала ильменита, имеющего низкое содержание магнетита, и воздействия на молотые частицы ильменита процесса седиментации и флотации для удаления частиц посторонних минералов, ассоциированных с ильменитом. После сушки частицы ильменита подвергают дополнительному помолу и просеивают, и классифицируют для получения желаемых распределений частиц по размерам и удельной площади поверхности.
Размер частиц ильменита, используемых в настоящем изобретении, значительно меньше, чем размер частиц, используемых 8аакеи с1 а1. Измерение размеров частиц с помощью дифракции лазерного света с использованием Макет на ильмените, используемое 8аакеи е1 а1., показывает Ό50, равное 18 мкм.
Обнаружено, что буровые жидкости для нефтяных скважин в соответствии с настоящим изобретением показывают очень хорошие свойства по сравнению с буровыми жидкостями, содержащими более крупный ильменит, в соответствии с 8аакеи е1 а1. и в соответствии с использованием барита в качестве утяжеляющих агентов. Таким образом, оседание значительно улучшается по сравнению с буровыми жидкостями, содержащими барит к: более крупный ильменит. Также улучшается пластическая вязкость. Ильменит представляет собой минерал, растворимый в кислоте. Он растворяется в минеральных кислотах, таких как НС1, Н28О4 и Н3РО4, и во многих органических кислотах. При использовании частиц малых размеров растворимость в кислоте для ильменита, используемого в качестве утяжеляющего материала в соответствии с настоящим изобретением, является хорошей. Растворимость утяжеляющих агентов в кислоте имеет большую техническую важность для буровых жидкостей, поскольку лепешка отфильтрованного бурового раствора, формирующаяся во время бурения, должна быть удалена перед началом добычи нефти. Это осуществляют на стадии, называемой заканчиванием скважины. Барит, с другой стороны, не является растворимым в кислотах, и таким образом, его сложно удалять из скважины. Как правило, для улучшения растворимости барита используют дорогостоящие хелатирующие агенты, подобные ΕΌΤΑ.
Другое преимущество буровых жидкостей для нефтяных скважин по настоящему изобретению заключается в том, что частицы ильменита имеют хорошую механическую прочность. Таким образом, удары бурового долота не будут разбивать частицы ильменита на более мелкие частицы. Это является важным из-за того факта, что, если размер частиц буровой жидкости изменяется во время бурения, реологические свойства также будут изменяться. Барит, с другой стороны, имеет низкую прочность и будет разбиваться на более мелкие частицы во время операции бурения, приводя к изменению вязкости буровой жидкости.
Микродисперсный ильменит, используемый в буровых жидкостях для нефтяных скважин в соответствии с настоящим изобретением, может добавляться в форме сухих частиц. Для буровых жидкостей на водной основе и для композиции цемента микродисперсный ильменит может также добавляться в форме водной суспензии.
Обнаружено, что суспензия микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением является очень стабильной и показывает очень малое оседание.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 показывает установку для исследования растворения ильменита в кислоте.
Фиг. 2 показывает график растворения ильменита в зависимости от времени в 6 М НС1 + 0,5 М метанола при 100°С.
Фиг. 3 показывает график растворения ильменита как функции размера частиц.
Фиг. 4 показывает график растворения ильменита как функции площади поверхности БЭТ. Подробное описание изобретения
Пример 1. Буровая жидкость на нефтяной основе.
Буровые жидкости на нефтяной основе с плотностью 2,1 г/мл, имеющие композиции, показанные в табл. 1, приготавливают и исследуют в соответствии со стандартом ΑΡΙ 13В. Буровые жидкости в табл. 1 получают с использованием следующих утяжеляющих материалов:
1. Микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением, имеющего значение Ό90 12,5 мкм и Ό505 мкм, измеренные с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Макет.
2. Ильменита согласно 8аакеи е1 а1., имеющего значение Ό50 18 мкм, измеренное с помощью ди- 2 024831 фракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Ма1уеги.
3. Барита по стандарту ΑΡΙ.
При получении буровой жидкости, насыщенный солевой раствор СаС12 в воде сначала приготавливают, а затем добавляют к текучей среде перед добавлением утяжеляющего агента. Перемешивание с постоянной скоростью, со скоростью 6000 об/мин используют для получения текучих сред. Время перемешивания для каждой добавки показано в табл. 1.
Таблица 1
Химикалии Масса в (г) Время переманивания (мин)
Минеральное масло 313, 3 313, 3 313,3
Эмульгатор на основе жидких кислот 18 18 18 5
Смачивающий агент на основе аминов 14 14 14 5
Эрганофильная глина 1,6 1,6 1,6 10
Известь 16 16 16 5
Агент для уменьшения потери текучих сред на 16, 8 16, 8 16,8 5
основе лигнита
Полимерный агент для уменьшения потери текучих сред 7,2 7,2 7,2 5
Цисперсант 2,4 2,4 2,4 5
ЗаС12 31 31 31 15
Вода 104,5 104,5 104,5
Микродисперсный ильменит (ГеТЮз) 5 мкм 1108 10
Ильменит (ГеТЮз) 18 мкм 1186 10
Барит (ВаЗО4) 1277 10
Свойства исследуемых буровых жидкостей показаны в табл. 2. Буровые жидкости исследуют до горячего созревания [ВНР) и после горячего созревания (ΑΗΡ).
Таблица 2
Результаты исследований Ильменит Барит
5 мкм 18 мкм
внк АНК внк АНК внк АНК
Темпе ратура/°С =с 150 150 150 150 150 150
Период статического созревания Часы 16 16 16
Реология: гемпература/°С 50 50 50 50 50 50
600 об/мин 99 99 83 81 97 100
300 об/мин 51 52 41 42 47 50
200 об/мин 36 38 29 27 34 36
100 об/мин 20 21 16 15 17 19
б об/мин 3 4 2 2 2 3
3 об/мин 2 4 2 2 2 3
Гели через 10 минут фунт/100 <в, фут ^кг/кв, см) 5(0,25) 2 (0,1) 2(0,1) 3(0,15) 3(0,15) 2(0,1)
- 3 024831
Гели через Юфунт/100 5(0,25) 3 (0,15) 2(0,1) 5 (0,25) 4 (0,2) 2(0,1)
секунд кв. фут (кг/кв. см)
Пластическая вязкость сП 48 47 42 39 50 50
Точка текучести фунт/100 кв. фут (кг/кв. см) 3(0,15) 5 (0,25) -1 (0,05) 3 ίΟ, 15) -3(-0,15) 0
ФИЛЬТРОВАНИЕ Температура °с 150 150 150 150 150 150
НТНР потери текучих сред мл нефти 20 8,8 4,4 2,4 6,8 5
Отфильтро- ванная лепешка мм При- мерно 8-9 Примерно 6 8 7 10
Измеренная плотность 2,05 2,08 2,04 2,04
Электрическая стабильность Вольты 598 545 259 241 669 384
Исследование оседания Жидкий супернатант мл 13 84 120
Плотность - верхняя часть г/ст 2,05 1,45 2,04
Плотность нижняя часть г/см-5 2,18 2,54 3,06
Коэффициент оседания 0,515 0,636 0,600
Из табл. 2 можно увидеть, что даже удельная площадь поверхности для микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением гораздо выше, чем для барита, пластическая вязкость (РУ) значительно ниже для буровой жидкости на нефтяной основе в соответствии с настоящим изобретением, чем для буровой жидкости. Также и коэффициент оседания гораздо ниже для буровой жидкости, содержащей микродисперсный ильменит, чем для буровой жидкости, содержащей барит.
Кроме того, из табл. 2 можно увидеть, что микродисперсный ильменит в соответствии с настоящим изобретением дает более стабильную буровую жидкость со значительно более низким коэффициентом оседания, чем буровая жидкость, содержащая более крупный ильменит с Ό50 18 мкм. Количество жидкого супернатанта меньше для микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением.
Потери текучей среды после горячего созревания буровой жидкости, содержащей микродисперсный ильменит в соответствии с настоящим изобретением, 8,8 мл, значительно выше, чем желательное значение < 5 мл. Они могут быть дополнительно уменьшены посредством повышения содержания агента для уменьшения потери текучих сред.
Пример 2. Буровая жидкость на водной основе.
Буровые жидкости на водной основе с плотностью 2,3 г/мл, имеющие композицию, показанную в табл. 3, приготавливают и исследуют в соответствии со стандартом АР1 13В. Буровые жидкости в табл. 3 получают с использованием микродисперсного ильменита в соответствии с настоящим изобретением, имеющего значение Ό50, равное 5 мкм, измеренное с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Макет, и барита по стандарту АР1 в качестве утяжеляющих материалов. Текучие среды смешивают с использованием высокосдвигового смесителя. Акрилатный дисперсант представляет собой водный раствор с 40 мас.% активного вещества.
Композиции подвергают воздействию горячего созревания в течение 16 ч при 80°С. Реологию измеряют с использованием вискозиметра Ратт, модель 35, при 50°С и измеряют статическое оседание. Фильтрование при высоком давлении и высокой температуре (НРНТ) осуществляют при 80°С при разнице давлений 500 фунт/кв. дюйм (31 кг/кв.см).
- 4 024831
Таблица 3
Материал г г Время перемешивания (мин)
Вода 320 320
Крахмал 4 4 2
КОН 0,75 0, 75 5
Анионная целлюлоза 6 6 2
КС1 60 60 2
Акриловый дисперсант 14 14 2
Микродисперсный ильменит 5 мкм 904 5
Барит 988 5
Как показано в табл. 4, буровая жидкость с ильменитом в соответствии с настоящим изобретением показывает более низкую пластическую вязкость, чем буровая жидкость, содержащая барит. Реология текучих сред слегка понижается после горячего созревания из-за термической и сдвиговой деградации. Потери текучих сред, измеренные при 80°С, для двух буровых жидкостей находятся в приемлемом диапазоне (< 15 мл). Буровая жидкость, содержащая микродисперсный ильменит в соответствии с настоящим изобретением, показывает гораздо более низкий коэффициент оседания, чем буровая жидкость, содержащая барит.
Таблица 4
Барит Ильменит (5 мкм)
Температура °с 80 °С 80°С
Период статического созревания Часы 16 16
Реология 50°С 50 °С 50°С 50’С
600 об/мин 134 112 102 92
100 об/мин 70 58 54 48
200 об/мин 49 40 41 34
100 об/мин 24 19 23 19
6 об/мин 2 2 4 4
3 об/мин 1 1 4 3
Гели через 10 минут фунт/! 00 кв. фут (кг/кв. см) 1 (0,05) 1 (0,05) 1 (0,05) 1 (0,05)
Гели через 10 секунд фунт/100 кв. фут (кг/кв. см) 3(0,15) 1 (0,05) 3 (0,15) 2(0,1)
- 5 024831
Пластическая вязкость сП 64 54 48 44
Точка текучести фунт/100 кв. фут (кг/кв. см) 6 4 (0,2) 6 4(0,2)
Фильтрование Температура °с 80 80 80 80
НТНР потери для гекучих сред мл воды 8,4 5,6 10,8 10
Отфильтрованная лепешка мм <1 1 2
Исследование оседания Жидкий супернатант мл
Плотность - верхняя часть г/см^ 1,92 2,32
Плотность - нижняя часть г/см3 2,55 2,42
Коэффициент оседания 0,570 0,511
РН 9,8 9,2 9,2 9,4
Пример 3. Буровые жидкости на водной основе.
Буровую жидкость на водной основе с плотностью 2,1 г/мл, пригодную для высокотемпературного (> 150°С) применения, имеющую композицию, как показано в табл. 5, приготавливают и исследуют в соответствии со стандартом ΑΡΙ 13В. Буровые жидкости в табл. 5 получают с использованием ильменита в соответствии с настоящим изобретением и ильменита согласно Баакеи е! а1., имеющего значение Ό50 18 мкм, измеренное с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Ма1уеги в качестве утяжеляющих материалов.
Таблица 5
Химикалии Масса в (г) Время смешивания (мин)
Вода 475,0 475,0
Глина в качестве загустителя 10 10 5
Каустическая сода 1,0 1,0 10
Дгент для уменьшения потери текучих сред на основе лигнита 9,8 Ц0 00 ______ 5
Синтетический агент для уменьшения потери текучих сред 7,8 7,8 5
НРНТ дисперсант 10 10 2
Ильменит (5 мкм) 1015 10
Ильменит (18 мкм) 1015 10
Свойства буровых жидкостей измеряют до и после; статического горячего созревания в течение 16 ч при 150°С. Результаты показаны в табл. 6.
- 6 024831
Таблица 6
Ильменит (5 мкм) Ильменит (18 мкм)
Статическое горячее созревание в течение 16 час В8НА А8НА ВЗНА АЗНА
150С 150С
Реология при 50С
600 об/мин 89 96 93 97
300 об/мин 47 54 49 53
200 об/мин 34 40 37 39
100 об/мин 19 20 18 21
6 об/мин 4 4 2,5 4
3 об/мин 3 3 2 3
Гели через 10 минут фу нт/100 кв. фут (кг/кв. см) 5 (0,25) 3(0,15) 2(0,1) 4 (0,2)
Гели через 10 секунд фунт/100 кв. фут (кг/кв. см) 4(0,2) 5 (0,25) 3(0,15) 3(0,15)
ρν сП 42 42 44 44
ΥΡ фунт/100 кв. фут (кг/кв, см) 5 (0,25) 12(0,6) 5(0,25) 9 (0,45)
Статическая оседание
Жидкий супернатант мл 32 72
Плотность в верхней части г/см5 2,04 2,04
Плотность в нижней части г/см3 2,25 2,37
Коэффициент статического оседания 0,524 0,537
рН 9,73 9,06 8,52 8,2
Фильтрование
Потеря текучих сред при 150°С мл 38 29 26 24
Отфильтрованная лепешка мм 10 10 7 6
Результаты в табл. 6 дополнительно показывают, что ильменит в соответствии с настоящим изобретением, хотя он имеет размер частиц в три раза меньше, чем ильменит с 18 мкм, показывает очень похожую реологию. Как правило, можно было бы ожидать, что реология повышается, когда уменьшается размер частиц, но здесь этого нет. Это поведение может быть связано с высокой круглостью частиц ильменита в соответствии с настоящим изобретением. Для буровой жидкости в соответствии с настоящим изобретением седиментация сильно улучшается, как показывают коэффициент оседания и наличие жидкого супернатанта. Низкое количество супернатанта отражает высокую стабильность буровой жидкости.
Пример 4. Растворимость ильменита в кислоте
Для исследования растворимости микродисперсного ильменита в кислоте в соответствии с настоящим изобретением используют установку, как показано в фиг. 1. Используют 250-см3 трехгорлую реакционную колбу 1, снабженную обратным холодильником 2, магнитной мешалкой 3 для гомогенизации и шприцом 4 для извлечения образцов. Масляную баню 5 с термопарой для контроля температуры используют для нагревания. 40,5 г конц. НС1 + 109,5 г Н2О выливают в реактор 1 и нагревают, используя термостатически контролируемый нагреватель 6 до 100°С. После достижения желаемой температуры добавляют 7,5 г образца ильменита. Отбирают образцы по 2 мл через определенные интервалы времени, показанные ниже с использованием шприца 4. Образцы охлаждают и 1 мл отфильтрованного раствора (фильтр 0,45 мкм) выливают в 100 мл колбу и разбавляют дистиллированной водой. Содержание растворенных Мд, δί, Ре и Τί анализируют с использованием метода атомно-абсорбционной спектроскопии (Αδδ).
Образцы отбирают через следующие интервалы времени 5, 10, 15, 30, 60, 90, 180 и 240 мин.
Для демонстрации воздействия размера ильменита на скорость растворения исследуют три различных сорта ильменита со средним размером (Ό50) 5, 18 и 70 мкм. Растворимость ильменита исследуют при 100°С в двух средах с различными концентрациями НС1 с помощью раствора с концентрацией 10 и 20 мас.% соответственно. В раствор с 20 мас.% добавляют дополнительно 0,5 моль метанола для повышения растворимости, как сообщается в литературе.
Раствор I (10%, то есть 2,83 моль/л НС1)
40,5 г конц. НС1 (37%)+109,5 г воды+7,5 г ильменита
- 7 024831
Раствор II (20%, то есть 5,9 моль/л НС1) г конц. НС1 (37%)+66 г воды+3 г метанола+7,5 ильменита
Графики на фиг. 2-4 ниже показывают растворимость ильменита в двух растворах через 180 мин. Растворимость приведена как концентрация Ре в мг/л. Из графиков на фиг. 2 и 3 ясно, что скорость растворения пропорциональна размеру частиц. Количество растворенного Ре находится в логарифмической зависимости от размера частиц или от их площади поверхности, как показано на фиг. 4. Практически, это означает, что при использовании этого микродисперсного ильменита (И50 < 5 мкм и И90 < 15 мкм) в буровых жидкостях в соответствии с настоящим изобретением удаление лепешки на фильтре посредством растворения в кислоте будет гораздо быстрее, чем для сорта ильменита, имеющегося сегодня на рынке (И50 = примерно 15 мкм). Это сэкономит время при работе по заканчиванию.
Пример 5. Текучесть микродисперсного ильменита
Текучесть порошка микродисперсного ильменита с И50 3,7 мкм и И50 5 мкм и БЭТ 1,9 и 1,6 м2/г, соответственно, исследуют с использованием кольцевого сдвигового тестера К§Т-Х§ от Иг. И1е1шаг §с1ш1/е §сйи11ди1те881есЬтк в качестве хорошо известной методики для характеризации текучести порошка. Для целей сравнения исследуют текучесть порошка барита с И50 15 мкм и ильменита с И50 18 мкм. Как показано в табл. 7, микродисперсный ильменит показывает хорошее значение функционального коэффициента текучести (РРС) при давлении консолидации 20000 Па. Классификация текучести порошков с помощью РРС является следующей:
РРС < не текучий < РРС < 2 очень когезивный < РРС < 4 когезивный < РРС < 10 хорошо текучий < РРС течет свободно
Таблица 7
Материал ГЕС
Давление консолидации (20000 Па)
Барит (ϋ50=15 мкм) 2,98
Микродисперсный барит 2,19
Ильменит (050=18 мкм) 6,58
Ильменит (050=5 мкм) 5,71
Ильменит (050=3,7 мкм) 4,05
Такие данные по РРС показывают, что ильменит с И50 примерно 5 и 3,7 мкм должен легко транспортироваться пневматически без необходимости в гранулировании порошка.

Claims (6)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Буровая жидкость для нефтяной скважины, отличающаяся тем, что содержит утяжеляющий агент, состоящий из микродисперсного ильменита в виде частиц, имеющего содержание РеНО3 по меньшей мере 85 мас.%, удельную площадь поверхности (БЭТ) в пределах между 1 и 5 м2/г, где 90 об.% частиц имеют размер меньше чем 12,5 мкм и значение И50 в пределах между 3 и 6 мкм по объему, измеренное с помощью дифракции лазерного света с использованием анализатора размеров частиц на основе дифракции лазерного света Макет, где частицы имеют среднюю круглость по меньшей мере 0,85, определенную с помощью анализа изображений.
  2. 2. Буровая жидкость по п.1, отличающаяся тем, что микродисперсный ильменит имеет удельную площадь поверхности в пределах между 1,5 и 4 м2/г.
  3. 3. Буровая жидкость по п.1, отличающаяся тем, что частицы ильменита имеют среднюю круглость по меньшей мере 0,90.
  4. 4. Буровая жидкость по п.1, дополнительно включающая 0,05-1% дисперсанта по отношению к массе сухого микродисперсного ильменита, выбранного из этоксилированного поликарбоксилата, соли полиакриловой кислоты, соли щелочного металла и лигносульфоната, и сополимера биологического полимера, и сульфонированного акрилата, дисперсант имеет молекулярную массу ниже 50000 г/моль.
  5. 5. Буровая жидкость по п.4, отличающаяся тем, что дисперсант имеет молекулярную массу в пределах между 3000 и 20000 г/моль.
  6. 6. Буровая жидкость по п.4, отличающаяся тем, что частицы микродисперсного ильменита имеют среднюю круглость по меньшей мере 0,90.
EA201201367A 2011-07-11 2011-11-21 Буровая жидкость для нефтяных скважин EA024831B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20111012A NO333089B1 (no) 2011-07-11 2011-07-11 Oljebrønnborevæsker, oljebrønnsementsammensetning og slurry av vektmateriale
PCT/NO2011/000327 WO2013009187A1 (en) 2011-07-11 2011-11-21 Oil well drilling fluids, oil well cement composition, and slurry of weighting material comprising ilmenite

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201201367A1 EA201201367A1 (ru) 2014-05-30
EA024831B1 true EA024831B1 (ru) 2016-10-31

Family

ID=47514652

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201690108A EA028444B1 (ru) 2011-07-11 2011-11-21 Суспензия цемента для нефтяных скважин
EA201201367A EA024831B1 (ru) 2011-07-11 2011-11-21 Буровая жидкость для нефтяных скважин

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201690108A EA028444B1 (ru) 2011-07-11 2011-11-21 Суспензия цемента для нефтяных скважин

Country Status (14)

Country Link
US (1) US8962537B2 (ru)
EP (1) EP2566931B1 (ru)
CN (1) CN103119123B (ru)
AU (1) AU2011365998B2 (ru)
BR (1) BR112012027317B1 (ru)
CA (1) CA2789289C (ru)
CY (1) CY1119720T1 (ru)
DK (1) DK2566931T3 (ru)
EA (2) EA028444B1 (ru)
HU (1) HUE035433T2 (ru)
MX (1) MX2012012774A (ru)
MY (1) MY159233A (ru)
NO (2) NO333089B1 (ru)
WO (1) WO2013009187A1 (ru)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10407988B2 (en) * 2013-01-29 2019-09-10 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto
US20140209387A1 (en) * 2013-01-29 2014-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto
CN103740341B (zh) * 2013-12-31 2016-01-13 东营泰尔石油技术有限公司 堵漏承压剂
SG11201606310PA (en) * 2014-02-03 2016-09-29 Adeka Corp Viscosity modifier composition
CN103980871A (zh) * 2014-05-29 2014-08-13 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种低弹性模量的抗温韧性油井水泥
BR112016029652A2 (pt) * 2014-08-05 2017-08-22 Halliburton Energy Services Inc método de perfuração e fluido de perfuração
CN104446209B (zh) * 2014-12-04 2016-09-07 三明学院 一种环保型活性尾矿微粉复合浆液及其应用
CN105001840A (zh) * 2015-06-18 2015-10-28 张家港市山牧新材料技术开发有限公司 一种海水泥浆调节剂
CN106947445A (zh) * 2017-04-07 2017-07-14 邯郸市金豪冶金粉末有限公司 一种油井开采、钻井时固井用水泥泥浆加重外掺料水泥用高密度加重剂
CN109108322A (zh) * 2018-11-10 2019-01-01 浙江汉达机械有限公司 一种新型多工位钻床
CN111472715A (zh) * 2019-01-23 2020-07-31 中石化石油工程技术服务有限公司 硬地层裸眼侧钻填井材料及应用方法
CN110040999A (zh) * 2019-05-13 2019-07-23 中海石油(中国)有限公司上海分公司 一种提高已复配完成的水泥浆密度的方法
CN112979221A (zh) * 2019-12-12 2021-06-18 中国石油化工股份有限公司 一种抗高温弹韧性防窜水泥浆体系及其制备方法
CN112408881B (zh) * 2020-11-20 2021-08-31 成都理工大学 适用于中低温地热井的暂堵型高透水多孔水泥基材料及其制备方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB149587A (en) * 1919-07-02 1920-08-19 Ernest James Harman Improvements in and relating to dynamo electric machines
GB2066876A (en) * 1980-01-07 1981-07-15 Nl Industries Inc Drilling fluid made from abrasive weighting material
WO1985005118A1 (en) * 1984-05-09 1985-11-21 Otto Farstad Drilling fluid
US5919739A (en) * 1993-05-28 1999-07-06 Den Norske Stats Oljeselskap A.S. Plugging liquid for plugging a subterranean formation zone
US20050277551A1 (en) * 2004-06-03 2005-12-15 M-I L.L.C. Method of using a sized barite as a weighting agent for drilling fluids

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1495874A (en) * 1976-03-29 1977-12-21 Nl Industries Inc Drilling fluids and methods of drilling using them
US6786153B2 (en) * 2002-09-19 2004-09-07 Interflex Laser Engravers, Llc Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves
US7267291B2 (en) * 1996-07-24 2007-09-11 M-I Llc Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive
US20030203822A1 (en) * 1996-07-24 2003-10-30 Bradbury Andrew J. Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control
CN1788066A (zh) * 2003-05-13 2006-06-14 普拉德研究及发展公司 预防或处理井漏的油井处理方法
US20090029878A1 (en) * 2007-07-24 2009-01-29 Jozef Bicerano Drilling fluid, drill-in fluid, completition fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles; and applications for fluid loss control and wellbore strengthening
WO2010027366A1 (en) * 2008-09-08 2010-03-11 M-I Llc Wellbore fluids for cement displacement operations

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB149587A (en) * 1919-07-02 1920-08-19 Ernest James Harman Improvements in and relating to dynamo electric machines
GB2066876A (en) * 1980-01-07 1981-07-15 Nl Industries Inc Drilling fluid made from abrasive weighting material
WO1985005118A1 (en) * 1984-05-09 1985-11-21 Otto Farstad Drilling fluid
US5919739A (en) * 1993-05-28 1999-07-06 Den Norske Stats Oljeselskap A.S. Plugging liquid for plugging a subterranean formation zone
US20050277551A1 (en) * 2004-06-03 2005-12-15 M-I L.L.C. Method of using a sized barite as a weighting agent for drilling fluids

Non-Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Application of ilmenite as Weight Material in Water Based and Oil Based Drilling Fluids Saasen A., Hoset H., Rostad E.J., Fjogstad A., Aunan O., Westgad E., Norkyn P.I. 2001 Proceedings - SPE Annual Technical Conference and Exhibition, pp. 721-725; whole document *
IRON OXIDES AS WEIGHT MATERIALS FOR DRILLING MUD. Tuntland, Oystein B., Herfjord Hans J., Lehne Karl A., Haaland Ellen 1981 Erdoel-Erdgas-Zeitschrift 97 (8), pp. 300-302; whole document *
Metal partitioning in ilmenite-and barite-based drill cuttings on seabed sections in a mesocosm laboratory Schaanning M.T., Trannum H.C., Pinturier L., Rye H. 2011SPE Drilling and Completion 26 (2), pp. 268-277; whole document *
The use of ilmenite as weighting material in drilling mud. Jumin R., Idris A.K., Ismail A.R., 1998 Environemental issues and waste management in energy and mineral production, pp. 415-418; whole document *

Also Published As

Publication number Publication date
BR112012027317B1 (pt) 2019-12-03
AU2011365998A1 (en) 2013-01-31
WO2013009187A1 (en) 2013-01-17
DK2566931T3 (en) 2017-12-18
CN103119123B (zh) 2015-04-29
NO20111012A1 (no) 2013-01-14
EA201201367A1 (ru) 2014-05-30
EP2566931A4 (en) 2014-11-19
CN103119123A (zh) 2013-05-22
BR112012027317A2 (pt) 2016-08-02
CY1119720T1 (el) 2018-06-27
AU2011365998B2 (en) 2014-01-30
NO333089B1 (no) 2013-02-25
EP2566931B1 (en) 2017-09-27
US20140155302A1 (en) 2014-06-05
CA2789289C (en) 2014-04-22
EP2566931A1 (en) 2013-03-13
HUE035433T2 (en) 2018-05-02
EA201690108A1 (ru) 2016-05-31
MX2012012774A (es) 2013-03-15
US8962537B2 (en) 2015-02-24
MY159233A (en) 2016-12-30
CA2789289A1 (en) 2013-01-07
NO2566931T3 (ru) 2018-02-24
EA028444B1 (ru) 2017-11-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA024831B1 (ru) Буровая жидкость для нефтяных скважин
Jia et al. Investigation of inhibition mechanism of three deep eutectic solvents as potential shale inhibitors in water-based drilling fluids
US10358593B2 (en) Method of forming a mixture of barite particles, chelating agent and bentonite for fracturing
AU2012246128B2 (en) Weighting agent for use in subterranean wells
US11542425B1 (en) Leak-proof lost-circulation control water-based drilling fluid composition and preparation method and use thereof
Özkan et al. Investigation of fly ash effect on rheological and filtration properties of drilling muds
WO2014182375A1 (en) Additives for oil-based drilling fluids
CN109679598A (zh) 一种强固壁防塌水基钻井液及其制备方法
Nlemedim et al. Comparative study of bentonite and Ikwo clay for oil-based drilling mud formulation
Razzaq et al. The utilization of steelmaking industrial waste of silicomanganese fume as filtration loss control in drilling fluid application
CN110791260B (zh) 一种钻井液用改性复合重晶石
Weikey et al. Role of additives and elevated temperature on rheology of water-based drilling fluid: A review paper
Huang et al. Development and evaluation of an electropositive wellbore stabilizer with flexible adaptability for drilling strongly hydratable shales
CN115627157B (zh) 一种高氮杂石墨烯纳米片在油基钻井液中的应用
Özkan et al. Experimental Investigation of the Effects on Rheological and Filtration Properties of Water-Based Drilling Mud of Fly Ash Addition with Different Particle Size and Concentration
OA16240A (en) Oil well drilling fluids, oil well cement composition and slurry of weighting material.
CA2875660C (en) Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
Elkatatny New techniques to characterize and remove water-based drilling fluids filter cake
Popoola et al. Experimental investigation of magnetized-Cocos nucifera husk supported Citrullus lanatus peel microparticles as loss circulation agent in water-based drilling fluids
Al Mojil Dispersion and Filter Cake Removal of Manganese Tetroxide-Based Drilling Fluids
Nasarudin Study of the Rheology of Oil–Based Drilling Mud (OBM) Subjected to Green Weighting Agent Substitution
EA031774B1 (ru) Буровая жидкость на водной основе для бурения скважин в подземном пласте (варианты)

Legal Events

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

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

NF4A Restoration of lapsed right to a eurasian patent

Designated state(s): AZ KZ TM RU