EA025173B1 - Улучшение суспендирующих характеристик инвертных эмульсий - Google Patents
Улучшение суспендирующих характеристик инвертных эмульсий Download PDFInfo
- Publication number
- EA025173B1 EA025173B1 EA201290111A EA201290111A EA025173B1 EA 025173 B1 EA025173 B1 EA 025173B1 EA 201290111 A EA201290111 A EA 201290111A EA 201290111 A EA201290111 A EA 201290111A EA 025173 B1 EA025173 B1 EA 025173B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- group
- invert emulsion
- drilling fluid
- emulsion drilling
- polar hydrophobic
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Среди предложенных способов имеется способ бурения подземной скважины с инвертно-эмульсионным буровым раствором, включающий приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, образуемого соединением компонентов, которые включают дисперсионную фазу на углеводородной основе, водную дисперсную фазу и полярную гидрофобную добавку, которая включает полярное гидрофобное соединение, где полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении; и введение инвертно-эмульсионного бурового раствора в подземный пласт.
Description
Настоящее изобретение относится, в общем, к способам и композициям для обработки буровых скважин в подземных пластах и, более конкретно, к буровым растворам на углеводородной основе и добавкам, подходящим для таких буровых растворов, чтобы улучшить их суспендирующие характеристики.
Согласно одному аспекту настоящего изобретения предложен способ бурения подземной скважины с инвертно-эмульсионным буровым раствором, включающий приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, образуемого соединением компонентов, которые включают дисперсионную фазу на углеводородной основе, водную дисперсную фазу и полярную гидрофобную добавку, которая включает полярное гидрофобное соединение, где полярная гидрофобная добавка существенно увеличивает предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении; и введение инвертно-эмульсионного бурового раствора в подземный пласт.
Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложен способ, включающий приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, включающего дисперсионную фазу на углеводородной основе, водную дисперсную фазу и полярную гидрофобную добавку, которая включает полярное гидрофобное соединение, причем полярная гидрофобная добавка включает соединение со структурой, выбранной из группы, которую составляют
К1
I х-к2
Формула 1 или
- С — к2
X
Формула 2 в которых К1 и К2 представляют собой, по меньшей мере, частично гидрофобные группы;
X представляет собой гидрофильную группу;
С представляет собой атом углерода, полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении; и введение инвертно-эмульсионного бурового раствора в подземный пласт.
Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложенный инвертно-эмульсионный буровой раствор включает дисперсионную фазу на углеводородной основе, водную дисперсную фазу и полярную гидрофобную добавку, включающую полярное гидрофобное соединение, где полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении.
Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложен способ приготовления инвертноэмульсионного бурового раствора, включающий приготовление углеводородной основы, приготовление водной текучей среды, приготовление полярной гидрофобной добавки и соединение углеводородной основы, водной текучей среды и полярной гидрофобной добавки с образованием инвертноэмульсионного бурового раствора, причем углеводородная основа составляет дисперсионную фазу, и водная текучая среда составляет дисперсную фазу инвертно-эмульсионного бурового раствора, где полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении.
Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидными специалистам в данной области техники. Хотя специалистами в данной области техники могут быть сделаны многочисленные изменения, эти изменения находятся в сфере настоящего изобретения.
- 2 025173
Краткое описание чертежей
Данные чертежи иллюстрируют определенные аспекты некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения и не предназначены для ограничения или определения настоящего изобретения.
Фиг. 1 иллюстрирует вариант осуществления полярного гидрофобного соединения.
Фиг. 2 иллюстрирует другой вариант осуществления полярного гидрофобного соединения.
Фиг. 3 иллюстрирует еще один вариант осуществления полярного гидрофобного соединения. Подробное описание
Настоящее изобретение относится, в общем, к способам и композициям для обработки буровых скважин в подземных пластах и, более конкретно, к буровым растворам на углеводородной основе и добавкам, подходящим для таких буровых растворов, чтобы улучшить их суспендирующие характеристики.
Хотя способы и текучие среды согласно настоящему изобретению имеют многочисленные преимущества, только некоторые из них будут описаны в настоящем документе. Одно преимущество настоящего изобретения может включать способность создания и использования низкоплотной текучей среды, которая проявляет приемлемые текучие свойства при использовании в скважине, например, в качестве бурового раствора или жидкости для ремонта скважин. Сохранение хороших значений вязкости при низкой скорости сдвига и предела текучести можно рассматривать как важную характеристику для удаления обломков выбуренной породы из буровой скважины и добавления в суспензию барита или других утяжелителей. В варианте осуществления буровой раствор согласно настоящему изобретению может проявлять достаточные значения предела текучести при низкой скорости сдвига и вязкости, чтобы иметь способность переносить обломки выбуренной породы без необходимости твердых добавок, таких как утяжелители или органофильные глины.
В частности, полярные гидрофобные добавки, описанные в настоящем документе, можно использовать для приготовления состава для обработки пласта с повышенными значениями предела текучести (ПТ) и вязкости при низкой скорости сдвига без существенного увеличения пластической вязкости (ПВ). Кроме того, полярные гидрофобные добавки, описанные в настоящем документе, можно использовать в относительно малых количествах для достижения желательных реологических свойств. Полярные гидрофобные добавки можно также использовать в качестве загустителей, и они могут проявлять свойства температурной стабилизации и повышенные смазочные характеристики. Полярные гидрофобные добавки можно также использовать, когда для различных целей требуется объем относительно высоковязкой текучей среды, такой как состав для обработки пласта.
При использовании в настоящем документе термина состав для обработки пласта означает, в общем, любую текучую среду, которую можно использовать в подземных работах в отношении желательной функции и/или для желательной цели. Термин состав для обработки пласта не подразумевает какого-либо определенного действия текучей среды или какого-либо ее компонента. Примеры составов для обработки пласта могут включать буровые растворы, промывочные жидкости, буферные текучие среды между текучими средами различных типов (например, между цементным и буровым растворами), вязкие пакерные жидкости для поддержки скважинных работ, высоковязкие очистительные текучие среды для содействия в уборке обломков бурения и других разнообразных задач, в которых требуются вязкие текучие среды.
В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение применяется к буровым растворам и способам влияния на реологию составов для обработки пласта, включающих инвертные (водомасляные) эмульсии. Среди предложенных способов имеется способ бурения подземной скважины с инвертноэмульсионным буровым раствором, включающий приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, причем данный инвертно-эмульсионный буровой раствор получают соединением, по меньшей мере, следующих компонентов: дисперсионной фазы на углеводородной основе, водной дисперсной фазы и полярной гидрофобной добавки, которая включает полярное гидрофобное соединение, где полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении; и введение инвертноэмульсионного бурового раствора в подземный пласт.
В некоторых вариантах осуществления составы для обработки пласта настоящего изобретения могут включать инвертно-эмульсионный буровой раствор, который получают соединением, по меньшей мере, следующих компонентов: дисперсионной фазы на углеводородной основе, водной дисперсной фазы и полярной гидрофобной добавки, которая включает полярное гидрофобное соединение. Полярную гидрофобную добавку можно включать в инвертную эмульсию в таких количествах, которые являются желательными для получения надлежащих свойств текучей среды для обработки, в том числе при бурении определенной скважины. Можно соединять с эмульсией по различным причинам другие обычные добавки, такие как утяжелители или ограничивающие поглощение бурового раствора материалы.
Дисперсионная фаза на углеводородной основе может включать углеводородную основу, которую можно соединять или не соединять с дополнительными маслами или смешивающимися компонентами.
- 3 025173
Подходящие углеводородные основы включают, но не ограничиваются этим, дизельное топливо, парафиновые масла, минеральные масла, синтетические масла или другие такие углеводороды, а также сочетания данных текучих сред. Парафины или парафиновые масла, используемые в текучих средах, составляющих инвертную эмульсию, могут представлять собой линейные, разветвленные, полиразветвленные, циклические или изомеризованные парафины, предпочтительно содержащие от приблизительно 10 до приблизительно 30 атомов углерода.
В варианте осуществления синтетическая углеводородная основа может включать сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали или другие такие углеводороды и сочетания данных текучих сред. Примеры сложноэфирных масел для составления смесей могут представлять собой жирные кислоты и спирты, содержащие от приблизительно 6 до приблизительно 14 атомов углерода. Другие сложноэфирные масла, которые можно использовать в качестве углеводородной основы, включают сложные эфиры содержащих от приблизительно 2 до приблизительно 14 атомов углерода жирных кислот и 2-этилгексанола или содержащих приблизительно 8 атомов углерода жирных кислот и 2-этилгексанола. Данное сложноэфирное масло поставляют на продажу под фирменными наименованиями ΡΕΤΚΟΡΚΕΕ® и ΡΕΤΚΟΡΚΕΕ ЬУ'™ соответственно фирма НаШЬийоп Бпсгду §ету1ее8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
Изомеризованные или имеющие внутреннюю двойную связь олефины для смешивания со сложными эфирами в приготовлении сложноэфирной смеси могут представлять собой любые такиеолефины, прямоцепные, разветвленные или циклические, предпочтительно содержащие от приблизительно 10 до приблизительно 30 атомов углерода. Особенно предпочтительными являются изомеризованные или имеющие внутреннюю двойную связь олефины, содержащие от приблизительно 40 до приблизительно 70% мас. молекул С16 и от приблизительно 20 до приблизительно 50% мас. молекул С18. Пример имеющегося в продаже изомеризованного олефина для использовании в сложноэфирной смеси согласно настоящему изобретению представляет собой основной буровой раствор ΡΕΤΚΟΡΚΕΕ 8Ρ™, который поставляет фирма НаШЬийоп Бпегду 8етуюе5, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США). В качестве альтернативы другие углеводороды, такие как парафины, минеральные масла или их сочетания можно заменять или добавлять к олефинам в сложноэфирной смеси. Такие другие углеводороды могут составлять от приблизительно 1до приблизительно 99 мас.% данной смеси. Помимо тех углеводородных основ, которые перечислены выше, в качестве углеводородной основы можно также использовать сочетание сложноэфирного масла, включающего сложные эфиры содержащих от приблизительно 12 до приблизительно 14 атомов углерода жирных кислот и 2-этилгексанола или содержащих приблизительно 8 атомов углерода жирных кислот и 2-этилгексанола, с изомеризованным олефином в сложноэфирной смеси. Данную смесь, которая имеется в продаже под наименованием ΑΟΟΟΕΑΌΕ™, поставляет фирма НаШЬийоп Бпегду 8егу1се5. 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
Другие примеры подходящих углеводородных основ инвертной эмульсии включают изомеризованные олефины, смешанные с другими углеводородами, такими как линейные α-олефины, парафины, или нафтены или их сочетания (углеводородные смеси). При смешивании со сложными эфирами или другими углеводородами, такими как изомеризованные олефины, линейные α-олефины или нафтены, согласно настоящему изобретению, парафины должны составлять по меньшей мере от приблизительно 1 до приблизительно 99% мас. смеси, но предпочтительно менее чем приблизительно 50% мас.. Нафтены или нафтеновые углеводороды для использования в смесях, составляющих инвертные эмульсии, могут представлять собой либо насыщенное, циклопарафиновое соединение, композицию или материал с общей химической формулой С„Н2п, где п представляет собой число от приблизительно 5 до приблизительно 30.
Количество углеводородной основы в инвертно-эмульсионном буровом растворе может изменяться в зависимости от конкретной использованной углеводородной основы, конкретной использованной водной текучей среды, любых добавок, включенных в инвертно-эмульсионный буровой раствор, и конкретных запланированных областей применения инвертно-эмульсионного бурового раствора. Однако обычно количество углеводородной основы должно быть достаточным для образования устойчивой эмульсии при использовании в качестве дисперсионной фазы. В варианте осуществления количество углеводородной основы составляет по меньшей мере приблизительно 30, по меньшей мере приблизительно 40 или в качестве альтернативы по меньшей мере приблизительно 50 об.% всего бурового раствора.
Дисперсная фаза на водной основе может включать любую водную текучую среду, которая, по меньшей мере, частично не смешивается с углеводородной основой. В варианте осуществления несмешивающаяся жидкая фаза может представлять собой водную текучую среду. Типичные водные текучие среды включают, но не ограничиваются этим, такие вещества, как пресная вода, морская вода, насыщенный минеральный раствор, содержащий неорганические или органические растворенные солевые соединения, смеси, содержащиеся смешивающиеся с водой органические соединения (например, спирт, глицерин, гликоль и т.д.), а также их смеси. В одном варианте осуществления водная текучая среда представляет собой насыщенный минеральный раствор, содержащий неорганические соли, такие как галогениды кальция, галогениды натрия, галогенидные соли щелочных металлов и т.п.
- 4 025173
Количество водной текучей среды в инвертно-эмульсионном буровом растворе может изменяться в зависимости от конкретной используемой водной текучей среды и конкретной запланированной области применения инвертно-эмульсионного бурового раствора. В варианте осуществления количество водной текучей среды в инвертно-эмульсионном буровом растворе не должно быть настолько большим, чтобы препятствовать диспергированию в фазе углеводородной основы. Таким образом, водная текучая среда может включать от приблизительно 1 до приблизительно 90% всего объема инвертно-эмульсионного бурового раствора. В другом варианте осуществления водная текучая среда может включать от приблизительно 30 до приблизительно 50% всего объема инвертно-эмульсионного бурового раствора.
Полярные гидрофобные добавки, описанные в настоящем документе, можно использовать для изготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора с улучшенными суспендирующими характеристиками, подходящего для использования в обработке подземных пластов. При использовании в настоящем документе термин улучшенные суспендирующие характеристики может означать такие изменения реологических свойств бурового раствора, что можно продемонстрировать улучшенные суспендирующие характеристики для переноса утяжелителей и обломков выбуренной породы; таким образом, улучшается способность бурового раствора переносить обломки выбуренной породы через затрубное пространство на поверхность. В варианте осуществления улучшение суспендирующих характеристик может означать изменение реологических свойств, включая сохранение высокой вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, при этом значение ПВ сохраняется на минимальном возможно уровне. Однако термин улучшенные суспендирующие характеристики не подразумевает никаких конкретных реологических пороговых значений бурового раствора. Низкая пластическая вязкость может способствовать сведению к минимуму увеличение плотности или эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, вызываемое перекачиванием бурового раствора. Реологические свойства, используемые в описании настоящего изобретения, включают, но не ограничиваются этим, предел текучести (ПТ), вязкость при низкой скорости сдвига, пластическую вязкость (ПВ), эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора (ЭПЦ) и напряжение пластического течения (τ0). ПТ определяют как значение, получаемое из реологической пластической модели Бингама (Втдйат) при экстраполяции до нулевой скорости сдвига. Это значение можно вычислить, используя показания при скорости сдвига, составляющей 300 и 600 об/мин, на стандартном нефтепромысловом реометре. Аналогичным образом, напряжение пластического течения или τ0 представляет собой напряжение, которое должно быть приложено к материалу, чтобы вызвать начало его течения (или текучесть), и его можно обычно вычислять, используя показания реометра, измеренные при скоростях 3, 6, 100, 200, 300 и 600 об/мин. В этом случае экстраполяцию можно осуществлять, используя подбор методом наименьших квадратов или аппроксимацию кривой согласно реологической модели Гершеля-Балкли (Негсйе1-Ви1к1еу). Более удобный способ оценки напряжения пластического течения представляет собой вычисление предела текучести при низкой скорости сдвига (ПТНС) по такой же формуле, которая приведена ниже в уравнении 2, заменяя показания при 6 и 3 об/мин на показания при 600 и 300 об/мин соответственно. ПВ представляет вязкость бурового раствора при экстраполяции до бесконечной скорости сдвига. Низкая ПВ может указывать, что буровой раствор пригоден для быстрого бурения, потому что, помимо прочего, низкая вязкость бурового раствора, стекающего с бурового долота позволяет использовать повышенную скорость течения. Высокая ПВ может быть вызвана вязкостью основной текучей среды и/или избытком коллоидных твердых частиц. Значения ПВ и ПТ вычисляют, используя следующую систему уравнений:
ПВ = (показание при 600 об/мин) - (показание при 300 об/мин);
Уравнение 1
ПТ = (показание при 300 об/мин) - ПВ.
Уравнение 2
ЭПЦ представляет собой эффективную плотность циркулирующего через пласт бурового раствора, которая учитывает скорость потока и падение давления в затрубном пространстве выше рассматриваемой точки. Высокая ПВ может увеличивать ЭПЦ вследствие большего падения давления в затрубном пространстве, вызванного внутренним трением бурового раствора.
Реологические свойства, используемые в описании настоящего изобретения, можно измерять с помощью стандартных процедур испытаний и стандартного испытательного оборудования, которые известны специалистам в данной области техники. Например, такие свойства, как пластическая вязкость, выраженная в сантипуазах (Па-с), вязкость при низкой скорости сдвига, выраженная в показаниях по шкале, предел текучести и предел текучести при низкой скорости сдвига, выраженные в фунтах на 100 кв.футов (Па), и предельное статическое напряжение сдвига, выраженное в фунтах на 100 кв.футов (Па), можно определять согласно документу ΑΝδΙ/ΑΡΙ РР 13В-2 Рекомендованные правила нефтепромысловых испытаний буровых растворов на углеводородной основе, используя вискозиметр с напряжением двигателя 115 В, такой как вискозиметр ΡΑΝΝ модели 35-А У-О, причем данные правила во всей своей полноте включены в настоящий документ посредством ссылки. Ротационные измерения представляют собой стандартные скорости, при которых можно снимать показания. Фактические скорости вращения могут незначительно отличаться, и их можно исправить с помощью поправочных коэффициентов,
- 5 025173 если это необходимо.
Полярные гидрофобные добавки согласно настоящему изобретению можно добавлять к инвертноэмульсионному буровому раствору, чтобы улучшать суспендирующие характеристики бурового раствора. При описании свойств может оказаться удобным определить стандартную температуру 120°Р (49°С), как указано в технических условиях ΑΡΙ. В варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор с полярной гидрофобной добавкой может иметь предел текучести при 120°Р (49°С) от приблизительно 7 (3 Па) до приблизительно 40 фунтов на 100 кв.футов (19 Па).
В другом варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор с полярной гидрофобной добавкой настоящего изобретения может иметь предел текучести от приблизительно 18 (9 Па) до приблизительно 35 фунтов на 100 кв.футов (17 Па). Инвертно-эмульсионный буровой раствор с полярной гидрофобной добавкой может иметь вязкость при низкой скорости сдвига, которая составляет не менее чем приблизительно 6 (измерение при 6 об/мин и 120°Р (49°С) и/или не менее чем приблизительно 5 (измерение при 3 об/мин) фунтов на 100 кв.футов (3 и 2,5 Па соответственно). Предел текучести при низкой скорости сдвига может составлять не менее чем приблизительно 4 фунтов на 100 кв.футов (2 Па). В другом варианте осуществления предел текучести при низкой скорости сдвига может составлять не менее чем приблизительно 7 фунтов на 100 кв.футов (3 Па). Инвертно-эмульсионный буровой раствор с полярной гидрофобной добавкой согласно настоящему изобретению может иметь ПВ, составляющую приблизительно 60 сантипуаз (0,06 Пас) или менее. В другом варианте осуществления значение ПВ инвертно-эмульсионного бурового раствора с полярной гидрофобной добавкой может составлять приблизительно 40 сантипуаз (0,04 Па-с) или менее, в зависимости от пропорций присутствующих в буровом растворе твердых частиц и водной фазы. Хотя на данные свойства могут влиять температура и давление, можно ожидать, что ПТ, показания по шкале при низкой скорости сдвига и напряжение пластического течения будут оставаться в существенной степени согласованными в интервале, который покрывает большинство типичных составов для обработки пласта.
В варианте осуществления полярные гидрофобные добавки можно использовать для изменения реологических свойств инвертно-эмульсионного бурового раствора. В варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига, не увеличивая аналогичным образом пластическую вязкость. Например, полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с инвертноэмульсионным буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении. Например, если введение полярной гидрофобной добавки увеличивает предел текучести инвертно-эмульсионного бурового раствора на 40% и предел текучести при низкой скорости сдвига на 90% по сравнению с инвертно-эмульсионным буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, то увеличение пластической вязкости может составлять менее чем приблизительно 31,5% (т. е. 35% изменения свойства при наибольшем увеличении, что представляет собой увеличение на 90% предела текучести при низкой скорости сдвига). В другом варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с инвертно-эмульсионным буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 40% изменения свойства при наибольшем увеличении. В варианте осуществления существенное увеличение предела текучести или предела текучести при низкой скорости сдвига может представлять собой увеличение свойства приблизительно на 25% или более. В другом варианте осуществления существенное увеличение предела текучести или предела текучести при низкой скорости сдвига может представлять собой увеличение свойства приблизительно на 40% или более.
В варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может включать любое число соединений, имеющих следующую общую формулу:
К1
I х-к2
Формула 1 или к1 - с — к2 х
Формула 2 в которых К1 и К2 представляют собой, по меньшей мере, частично гидрофобные группы;
X представляет собой гидрофильную группу;
С представляет атом углерода.
- 6 025173
Такие соединения могут быть, по меньшей мере, частично маслорастворимыми вследствие присутствия радикалов К1 и К2 и могут содержать от приблизительно 10 до приблизительно 500 атомов углерода. В варианте осуществления возможно также присутствие множества групп. Например, может присутствовать множество групп X, все из которых связаны с центральной группой К1, и, кроме того, возможно присутствие одной или более групп К2, связанных с одной или более группами X.
В варианте осуществления К1 может включать любой алифатический углеводород, содержащий один или более атомов углерода, любой ароматический углеводород или соединение, образованное сочетанием алифатического и ароматического углеводорода. В варианте осуществления К2 может включать любой алифатический углеводород, содержащий четыре или более атомов углерода, любой ароматический углеводород или соединение, образованное сочетанием алифатического и ароматического углеводорода.
В варианте осуществления X может представлять собой любое соединение или функциональную группу, которые могут быть, по меньшей мере, частично гидрофильными. В варианте осуществления в качестве X может присутствовать галоген, галоформильная группа, гидроксильная группа, ароматическая группа, карбонильная группа, альдегидная группа, карбонатная группа, карбоксилатная группа, карбоксильная группа, группа простого эфира, гидропероксидная группа, пероксидная группа, карбоксамидная группа, аминогруппа, цианатная группа, нитратная группа, нитрильная группа, фосфатная группа, фосфонатная группа, сульфонильная группа, сульфонатная группа, сульфатная группа, или любое их сочетание.
В некоторых вариантах осуществления X может включать сложноэфирную группу. В данных вариантах осуществления возможно присутствие четырех или более сложноэфирных групп, представленных как X в приведенных выше формулах 1 и 2. Эти сложноэфирные группы могут быть связаны с К1, и возможно присутствие одной или более групп К2, связанных с каждой сложноэфирной группой. Примеры полярных гидрофобных добавок, используемых в качестве полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению, могут включать, но не ограничиваются этим, пентаэритриттетрастеарат (ΡΕ-Τδ), триметилолпропантриолеат (ТМР), пентаэритриттетраолеат (РЕ-ТО), неопентилгликольолеат, их сочетание, или их производное. Вариант осуществления полярного гидрофобного соединения, представляющего собой ΡΕ-Τδ, представлен на фиг. 1. Как видно на чертеже, ΡΕ-Τδ содержит частично гидрофобную группу 10 (К1), связанную с гидрофильными группами 12 (X), с которыми связаны гидрофобные группы 14 (К2). В другом варианте осуществления полярные гидрофобные добавки могут включать сложные эфиры полиолов, сложные эфиры полиолов на основе сахарозы, сложные эфиры сорбита, сложные эфиры спиртов типа глицерина, сложные эфиры гликоля и любое их сочетание. В другом варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может включать сложный эфир жирного спирта. В варианте осуществления сложный эфир жирного спирта может представлять собой любое соединение, включающее компонент жирной кислоты и компонент жирного спирта, и может содержать, например, более чем восемь атомов углерода. Например, в качестве полярной гидрофобной добавки можно использовать сложный эфир цетостеарилового спирта, цетилпальмитат, цетостеарилстеарат, стеарилстеарат или их сочетание.
В еще одном варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может включать производное жирной кислоты и эпоксида или поликарбоната, а также полимеры жирной кислоты и эпоксидов и поликарбонатов, содержащие пять или менее повторяющихся звеньев.
Другие варианты осуществления представлены на фиг. 2 и 3. Фиг. 2 представляет полярное гидрофобное соединение, содержащее бензольное кольцо, выступающее в качестве частично гидрофобной группы 10 (К1), которое связано с простоэфирной группой, выступающей в качестве, по меньшей мере, частично гидрофильной группы 12 (X), которая далее связана с гексановым хвостом, выступающим в качестве гидрофобной группы 14 (К2). Фиг. 3 представляет еще один вариант осуществления, включающий гексановую группу, выступающую в качестве, по меньшей мере, частично гидрофобной группы 10 (К1), которая связана с Ν,Ν-тетраметоксиэтилендиамином, выступающим в качестве, по меньшей мере, частично гидрофильной группы 12 (X), которая далее связана с гептановой группой, выступающей в качестве гидрофобной группы 14 (К2).
Количество полярной гидрофобной добавки, присутствующей в инвертно-эмульсионном буровом растворе согласно настоящему изобретению может изменяться в зависимости от нескольких факторов, включая, но не ограничиваясь этим, конкретную используемую углеводородную основу, конкретную используемую водную текучую среду, любые добавки, включенные в инвертно-эмульсионный буровой раствор, и конкретную область применения, для которой предназначен инвертно-эмульсионный буровой раствор. Обычный специалист в данной области техники с помощью настоящего описания будет способен определить надлежащее количество. Например, полярная гидрофобная добавка может проявлять больший эффект с олефиновой углеводородной основой, чем с парафиновой углеводородной основой, требуя меньшее количество полярной гидрофобной добавки для достижения аналогичного ряда улучшений суспендирующих характеристик. Как правило, количество полярной гидрофобной добавки может быть достаточным для достижения желательных реологических свойств.
- 7 025173
Согласно общей тенденции, когда увеличивается число функциональных групп, требуется меньшее количество полярной гидрофобной добавки (например, сложного эфира или сложного эфира полиола) для достижения таких же реологических свойств. Кроме того, плотность и водонефтяной фактор инвертно-эмульсионного бурового раствора оказывает влияние на количество полярной гидрофобной добавки, необходимое для достижения желательных свойств. Как правило, при увеличении плотности и содержания воды инвертно-эмульсионного бурового раствора требуется меньшее количество полярной гидрофобной добавки для улучшения суспендирующих характеристик. В варианте осуществления полярную гидрофобную добавку можно вводить в количестве, составляющем от приблизительно 0,25 (0,71 кг/м3) до приблизительно 18 фунтов на баррель (51 кг/м3) инвертно-эмульсионного бурового раствора. В другом варианте осуществления полярную гидрофобную добавку можно вводить в количестве, составляющем от приблизительно 3 (9 кг/м3) до приблизительно 12 фунтов на баррель (34 кг/м3).
Инвертно-эмульсионные буровые растворы согласно настоящему изобретению могут необязательно содержать разнообразные добавки. Примеры добавок, используемых в инвертно-эмульсионном буровом растворе, могут включать, но не ограничиваются этим, твердые частицы, утяжелители, инертные твердые частицы, ограничивающие поглощение бурового раствора материалы, эмульгаторы, соли, диспергаторы, ингибиторы коррозии, разбавители эмульсии, загустители эмульсии, усилители вязкости и любое их сочетание. В варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор согласно настоящему изобретению не может содержать добавок каких-либо органофильных глин. Инвертноэмульсионный буровой раствор согласно настоящему изобретению не требует добавки органофильной глины или органофильных лигнитов для обеспечения своей требуемой вязкости, суспендирующих характеристик или ограничения фильтрации. Не ограничиваясь теорией, считают, что отсутствие органофильных глин и органофильных лигнитов в буровом растворе повышает выносливость бурового раствора по отношению к другим твердым материалам, таким как обломки выбуренной породы. Считается, что буровые растворы, в которых не содержатся органофильные глины и/или органофильные лигниты, обладают более совместимыми реологическими свойствами в широких интервалах рабочей температуры и меньшими значениями напряжения пластического течения или предельного статического напряжения сдвига. В варианте осуществления может быть допустимо некоторое количество органофильной глины в инвертно-эмульсионном буровом растворе. В варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор может содержать менее чем 1 фунт на баррель (3 кг/м3), менее чем 2 фунта на баррель (6 кг/м3) или в качестве альтернативы менее чем 3 фунта на баррель (9 кг/м3) органофильной глины, прежде чем начнется изменение реологических свойств.
В варианте осуществления содержание твердой фазы, включая количество утяжелителей, твердых осколков от бурения и любых других твердых частиц (например, гашеной извести) в буровом растворе может составлять менее чем приблизительно 600 фунтов на баррель (1700 кг/м3) или, в качестве альтернативы, менее чем приблизительно 200 фунтов на баррель (570 кг/м3). Такие твердые материалы или утяжелители, которые служат для увеличения плотности инвертно-эмульсионных буровых растворов, могут представлять собой любые твердые материалы, которые известны специалистам в данной области техники в качестве полезных для указанной цели. Примеры утяжелителей могут включать, но не ограничиваются этим, барит, кальцит, ильменит, муллит, галенит, оксиды марганца, оксиды железа, их смеси и т.п. Например, в качестве утяжелителя можно использовать добавку измельченного сульфата бария, которая имеет фирменное наименование ВАК.ОГО® и поставляется фирмой НаШЪийоп Епегду Зсг\асс5. 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США). Утяжелитель можно обычно добавлять для изменения плотности инвертно-эмульсионного бурового раствора. Плотность бурового раствора может составлять менее чем приблизительно 20 (2400 кг/м3), или менее чем приблизительно 15 (1800 кг/м3), или в качестве альтернативы менее чем приблизительно 10 фунтов/галлон (1200 кг/м3). Специалист в данной области техники будет способен определить количество утяжелителя, добавляемое для получения инвертно-эмульсионного бурового раствора с желательной плотностью.
В варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор может включать ограничивающие поглощение бурового раствора добавки и/или эмульгаторы. Ограничивающее поглощение бурового раствора добавки, такие как модифицированный лигнит, полимеры, окисленный асфальт и гильсонит, можно также вводить в инвертно-эмульсионный буровой раствор. Обычно такие ограничивающие поглощение бурового раствора добавки используют в количестве, которое составляет по меньшей мере приблизительно 0,1, по меньшей мере приблизительно 1 или по меньшей мере приблизительно 5% от массы всего бурового раствора. Например, в качестве ограничивающей поглощение бурового раствора добавки можно использовать добавку, которая имеет фирменное наименование ΑΌΑΡΤΑ™ и поставляется фирмой НаШЪийоп Епегду Зегуюек, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США). Можно также использовать щелочь, предпочтительно известь (гидроксид кальция или оксид кальция), для связывания или реагирования с кислотными газами (например, СО2 и Н2§), которые встречаются во время бурения пласта. Количество свободной извести в буровом растворе может составлять от приблизительно 1 (3 кг/м3) до приблизительно 10 фунтов на баррель (29 кг/м3) или предпочтительнее от приблизительно 1 (3 кг/м3) до приблизительно 4 фунтов на баррель (11 кг/м3), хотя меньшие количества, например, составляющие ме- 8 025173 нее чем приблизительно 2 фунта на баррель (6 кг/м3), являются предпочтительными для определенных сложных эфиров, которые склонны к гидролизу в присутствии щелочных соединений, как известно специалистам в данной области техники. Можно также использовать другие подходящие добавки в качестве альтернативы извести для приспособления и/или стабилизации инвертно-эмульсионных буровых растворов по отношению к кислотам.
Разнообразные вспомогательные поверхностно-активные вещества и смачивающие добавки, которые традиционно используют в инвертно-эмульсионных буровых растворах, можно необязательно включать в буровые растворы согласно настоящему изобретению. Такие поверхностно-активные вещества представляют собой, например, жирные кислоты, соли жирных кислот, амидоамины, полиамиды, полиамины, производные имидазолины, окисленное сырое талловое масло, органические сложные эфиры фосфорной кислоты, алкилароматические сульфаты и сульфонаты, а также смеси перечисленных выше веществ. Как правило, такие поверхностно-активные вещества используют в количестве, которое не препятствует применению буровых растворов согласно настоящему изобретению. Например, поверхностно-активные вещества или смачивающие добавки можно использовать в количестве, которое не препятствует способности инвертно-эмульсионного бурового раствора действовать в качестве очищающего раствора и удалять обломки от бурения из буровой скважины.
Кроме того, в инвертно-эмульсионный буровой раствор можно добавлять или примешивать инвертно-эмульсионную основу, другие текучие среды или материалы. Такие материалы могут включать, например, добавки для уменьшения или контроля температуры текучести или обеспечения разбавления, такие как, например, добавки, имеющие фирменные наименования СОЬПТКОЬ®, ΚΗΕΜΘΌ™ Ь, АТС® и ОМС 2™; добавки для обеспечения временного увеличения вязкости в целях транспортировки (перевозки на место скважины) и для использования при очистке, такие как, например, добавка, имеющая фирменное наименование ΤΕΜΡΕΚυδ™ (модифицированная жирная кислота); добавки для закупоривания пористой породы, такие как, например добавки, имеющие фирменное наименование ВАКАСАКБ® 50; добавки для ограничения фильтрации при высоких температурах и высоких давлениях (ФВТД) и повышения устойчивости эмульсии, такие как, например, добавки, имеющие фирменное наименование РАСТАЫТ™ (высококонцентрированное производное таллового масла); и добавки для эмульгирования, такие как, например, добавки, имеющие фирменные наименования ΕΖ МиЬ™ ΝΤ или ЬЕ §иРЕКМиЬ™ (полиаминированные жирные кислоты). Смеси разбавителей, такие как ОМС 2™, СОЕПТКОЬ® и АТС®, могут также оказаться эффективными в буровых растворах согласно настоящему изобретению. Все перечисленные выше изделия под указанными товарными знаками поставляет фирма НаШЪийои ΕηοΓ^γ 8сгу1СС5. 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
Загустители, которые не представляют собой органофильные глины, можно необязательно использовать в инвертно-эмульсионных буровых растворах согласно настоящему изобретению. Обычно можно использовать такие загустители, как маслорастворимые полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и соли жирных кислот. Количество загустителя, используемого в композиции, будет обязательно изменяться в зависимости от конечного применения композиции. Обычно такие загустители используют в количестве, которое составляет по меньшей мере приблизительно 0,1, по меньшей мере приблизительно 2 или по меньшей мере приблизительно 5% от массы всего бурового раствора. Например, в качестве загустителя можно использовать материал ТЛи-МОЭ™. который поставляет фирма НаШЪийои ΕηοΓ^γ 8сгуюс5. 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США). В качестве альтернативы, полярные гидрофобные добавки согласно настоящему изобретению можно использовать как основные загустители.
Кроме того, можно использовать диспергаторы ингибиторы коррозии и/или пеногасители. Эти и другие подходящие вспомогательные материалы и добавки используют в количествах, известных специалистам в данной области техники в зависимости от условий конкретной буровой скважины и подземного пласта.
Как правило, инвертно-эмульсионные буровые растворы согласно настоящему изобретению можно готовить, используя любой способ, известный в технике. Например, компоненты можно соединять друг с другом в любом порядке в условиях перемешивания. Примерный способ приготовления инвертноэмульсионных буровых растворов включает смешивание соответствующего количества углеводородной основы и соответствующего количества полярной гидрофобной добавки и введение любых необязательных добавок во время непрерывного мягкого перемешивания. Затем в процессе перемешивания добавляют водную текучую среду, пока не образуется инвертная эмульсия. Если необходимо добавлять утяжелитель, например, как описанные выше, утяжелитель обычно добавляют после образования инвертноэмульсионного бурового раствора. В качестве альтернативы инвертно-эмульсионные буровые растворы согласно настоящему изобретению можно готовить простым введением полярной гидрофобной добавки в существующий материал бурового раствора. Эффективность такой обработки может зависеть от ингредиентов бурового раствора.
Инвертно-эмульсионную текучую среду можно использовать для любого числа целей, известных в технике. Как правило, инвертно-эмульсионную текучую среду можно использовать в любом применении, где требуется вязкая текучая среда, способный суспендировать твердый материал. Например, ин- 9 025173 вертно-эмульсионную текучую среду можно использовать в качестве бурового раствора. В типичных буровых работах инвертно-эмульсионный буровой раствор обычно прокачивают через бурильную колонну, пока он не пройдет через буровое долото в конце бурильной колонны. Инвертно-эмульсионный буровой раствор может приводить в движение буровое долото с помощью гидравлического двигателя, одновременно смазывая долото в процессе работы. Инвертно-эмульсионный буровой раствор можно затем возвращать на поверхность через затрубное пространство между бурильной колонной и стенкой буровой скважины. Инвертно-эмульсионный буровой раствор можно использовать для суспендирования обломков выбуренной породы и транспортировки их на поверхность. На поверхности обломки выбуренной породы можно в существенной степени отделять от инвертно-эмульсионного бурового раствора; при этом инвертно-эмульсионный буровой раствор возвращают вниз по скважине через бурильную колонну для повторения процесса.
Вариант осуществления включает композицию для использования в качестве инвертноэмульсионного бурового раствора. Данная композиция включает углеводородную основу, водную текучую среду и полярную гидрофобную добавку.
Другой вариант осуществления включает способ приготовления композиции для использования в качестве инвертно-эмульсионного бурового раствора. Данный способ включает приготовление углеводородной основы, приготовление водной текучей среды, и приготовление полярной гидрофобной добавки. Способ также включает соединение углеводородной основы, водной текучей среды и полярной гидрофобной добавки для получения инвертно-эмульсионного бурового раствора.
Еще один вариант осуществления включает способ использования инвертно-эмульсионный бурового раствора в операциях заканчивания, увеличения дебита или заполнение гравием фильтра скважины. В другом варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор можно использовать для бурения подземной скважины. Способ включает приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, где инвертно-эмульсионный буровой раствор содержит углеводородную основу, водную текучую среду и полярную гидрофобную добавку. Данный способ также включает бурение скважины с использованием инвертно-эмульсионного бурового раствора.
Чтобы способствовать лучшему пониманию настоящего изобретения, приведены следующие представительные примеры определенных аспектов некоторых вариантов его осуществления. Следующие примеры никаким образом не предусматривают ограничения или определения объема настоящего изобретения.
Примеры
Следующие примеры приведены с целью демонстрации эксплуатационных характеристик инвертно-эмульсионных буровых растворов согласно настоящему изобретению. Данные испытания проводили, в основном, в соответствии со способами испытаний, описанными в документе ΑΝδΙ/ΑΡΙ КР 13В-2 Рекомендованные правила нефтепромысловых испытаний буровых растворов на углеводородной основе, если не определены иные условия. При описании экспериментальных результатов возможно использование следующих сокращений.
ЭС означает электростабильность эмульсии при измерении в испытании, описанном в книге Состав и свойства растворов для бурения и заканчивания скважин, пятое издание, авторы Н.С.Н. Иат1еу и Сеогде К. Стау, издательство Си1Г РиЫЫйпд Сотрапу, 1988 г., с. 116, содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки. Как правило, чем выше значение ЭС, тем более устойчивой является эмульсия.
ПВ означает пластическую вязкость, согласно приведенному выше описанию, которая представляет собой одну из переменных, используемых для вычисления реологических характеристик инвертноэмульсионного бурового раствора, и единицей ее измерения является сантипуаз (сП) [или Па-с].
ПТ означает предел текучести, согласно приведенному выше описанию, который представляет собой другую переменную, используемую для вычисления реологических характеристик инвертноэмульсионных буровых растворов, и единицей ее измерения является фунт на 100 кв.футов [или Па].
τ0 означает напряжение пластического течения, которое представляет собой напряжение, которое должно быть приложено к материалу, чтобы вызвать начало его течения (или текучесть), и обычно единицей его измерения является фунт на 100 кв.футов [или Па].
ПТНС означает предел текучести при низкой скорости сдвига, и единицей его измерения является фунт на 100 кв.футов [или Па].
ПСНС означает предельное статическое напряжение сдвига и представляет собой меру суспендирующих характеристик или тиксотропных свойств инвертно-эмульсионного бурового раствора за данный период времени, и единицей его измерения является фунт на 100 кв.футов [или Па].
ФВТД означает фильтрацию при высоких температурах и высоких давлениях; данный термин представляет собой поглощение бурового раствора при высоких значениях температуры и давления при 250°Р (121°С), и единицей его измерения является миллилитр (мл).
- 10 025173
При использовании в составе инвертно-эмульсионных буровых растворов, проиллюстрированных в следующих примерах, наименования компонентов имеют следующие значения:
Е§САГО™ 110 представляет собой содержащую циклические парафины углеводородную основу; розничный продавец Еххоп (Хьюстон, штат Техас, США).
ВАК.ОГО ΑΤΚΑΝΕ™ представляет собой содержащую линейные парафины углеводородную основу; розничный продавец НаШЬийоп Епегду §егу1се8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
ЕЭС 99-Ό№ представляет собой углеводородную основу из минерального масла; розничный продавец То1а1 (Франция).
АЭАРТА® представляет собой регулирующий фильтрацию материал; розничный продавец НаШЬийоп Епегду §егу1се8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
Е2 МиЬ™ ΝΤ представляет собой эмульгатор; розничный продавец НаШЬийоп Епегду §егуюе8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
ВАКОГО® представляет собой используемый в качестве сульфата бария утяжелитель; розничный продавец НаШЬийоп Епегду §егуюе8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
ТАШМОЭ™ представляет собой загуститель; розничный продавец НаШЬийоп Епегду §егуюе8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
ВАКАСАКВ® представляет собой содержащий просеянный мрамор закупоривающий материал; розничный продавец НаШЬийоп Епегду §егуюе8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
Кеу Эш! представляет собой искусственный буровой шлам; розничный продавец МЙ№Ы1е, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
КНЕМОЭ™ Ь представляет собой загуститель; розничный продавец НаШЬийоп Епегду §егуюе8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США). Хотя добавка КНЕМОЭ™ Ь может влиять на реологические свойства бурового раствора, в который ее вводят, КНЕМОЭ™ Ь не следует рассматривать в качестве полярной гидрофобной добавки согласно настоящему изобретению.
ЬЕ ЗиРЕКМиЬ™ представляет собой полиаминированную жирную кислоту, которую можно использовать для эмульгирования воды; розничный продавец НаШЬийоп Епегду §егуюе8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
Натриевая бентонитовая глина продается в розницу рядом поставщиков, включая фирму НаШЬийоп Епегду §егуюе8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
ОМС® 42 представляет собой кондиционер бурового раствора на углеводородной основе, который действует как разбавитель/диспергатор; розничный продавец НаШЬийоп Епегду §егуюе8, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США).
Пример 1.
Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон (1080 кг/м3), и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано ниже в табл. 1. Первый состав включает углеводородную основу без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержат возрастающие количества пентаэритриттетрастеарата (РЕТ§), полярного гидрофобного соединения, в фунтах на баррель, чтобы продемонстрировать эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Термин МВФ 200 К при использовании в данной и последующих таблицах означает, что минерализация водной фазы составляет 200000 м.д. (миллионных долей), что соответствует приблизительно 200 г соли на килограмм раствора.
- 11 025173
Таблица 1
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих ΡΕ-Τδ /
| ΕΖ миь™ ит, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 8,00 (22,8) | 8, 00 (22,8) | 8,00 (22,8) | 8,00 (22,8) |
| Известь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8, 56) | 3,00 (8,56) | 3,00 (8,56) |
| ΡΗΕΜΟϋ™ Ь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3,00 (8,56) |
| ΑϋΑΡΤΑ©, (кг/м3) | 5 | 1,50 (4,28) | 1, 50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) |
| РЕ-ТЗ, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | 3, 00 (8,56) | 6, 00 (17,1) | 9, 00 <25, 7) |
| Раствор СаС12 (МВФ 200 К) , фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 161,07 фунтов на баррель (459, 53) | 161,07 (459, 53) | 161,07 (459, 53) | 161,07 (459,53) |
| тац-мор™, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14, 3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
| Кеу Цизб, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 20, 00 (57,1) | 20,00 (57,1) | 20, 00 (57,1) | 20, 00 (57,1) |
| ΒΑΡΟΙβ®, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 28, 65 (81,74) | 28, 65 (81,74) | 28, 65 (81,74) | 28, 65 (81,74) |
| ВАКАСАКВ 5, фунтов на | 10 | 5, 00 | 5, 00 | 5, 00 | 5, 00 |
| баррель (кг/м3) | (14,3) | (14,3) | (14,3) | (14,3) |
Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250°Р (1210°С) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 2.
- 12 025173
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих ΡΕ-Τδ
Таблица 2
| Состав | 1 (Основной буровой раствор) | 2 (3 фунта на баррель (9 кг/м3) РЕ-ТЗ) | 3 (6 фунтов на баррель (17,1 кг/м3) РЕ-ТЗ) | 4 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) РЕ-ТЗ) | |
| Показания вискозиметра | ΕΑΝΝ 35 | ||||
| 600 об/мин | 120°? (4 9°С) | 36 | 67 | 78 | 84 |
| 300 об/мин | 120°? (49°С) | 20 | 43 | 50 | 57 |
| 200 об/мин | 120°? (4 9°С) | 15 | 33 | 40 | 46 |
| 100 об/мин | 120°? (49°С) | 10 | 22 | 28 | 33 |
| 6 об/мин | 120°? (49°С) | 2 | 7 | 10 | 13 |
| 3 об/мин | 120°? (49°С) | 2 | 6 | 8 | 11 |
| Свойства | |||||
| пв, сП | 120°? (49°С) | 16 (0,016 Па-с) | 24 (0,024 Па-с) | 28 (0,028 Па-с) | 27 (0,027 Па-с) |
| ПТ, фунтов на | 120°? | 4 | 19 | 22 | 30 |
| 100 кв. футов | (49°С) | (2 Па) | (9 Па) | (11 Па) | (14 Па) |
| ПТНС, фунтов на 100 кв. футов | 120°? (49°С) | 2 (1 Па) | 5 (2 Па) | 6 (3 Па) | 9 (4 Па) |
| ПСНС (10 с), фунтов на 100 кв. футов | 120°? (4 9°С) | 2 (1 Па) | 7 (3 Па) | 9 (4 Па) | 11 (5 Па) |
| пенс (10 | |||||
| мин), фунтов | 120°? | 3 | 9 | 10 | 13 |
| на 100 кв. | (49°С) | (1 па) | (4 Па) | (5 Па) | (6 Па) |
| футов | |||||
| ЭС при 12 0°? (49°С), мВ | 120°? (49°С) | 136 | 148 | 162 | 148 |
| ФВТД при 250°Е (121°С) , мл/30 мин | 1,0 | 0, 8 | 0,8 | 0,4 |
При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства. В частности, инвертно- 13 025173 эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, при сохранении ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают, что увеличение значения ПВ составило лишь от приблизительно 50 до приблизительно 75%, в то время как увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 150 до приблизительно 350%, и увеличение ПТ составило от приблизительно 375 до приблизительно 650%.
Пример 2.
Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 8,5 фунтов/галлон (1020 кг/м3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 3. Первый состав включает углеводородную основу без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержат возрастающее количество пентаэритриттетрастеарата (ΡΕΤδ), полярного гидрофобного соединения, чтобы продемонстрировать эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению.
Таблица 3
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 8,5 фунтов/галлон (1020 кг/м3) и содержащих ΡΕ-Τδ
| Состав | Время переме- шивания, мин | 5 (Основной буровой раствор) | 6 (3 фунта на баррель (9 кг/м3) РЕ-ТЗ) | 7 (6 фунтов на баррель (17, 1 кг /м3) РЕ-13) | 8 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) РЕТЗ) |
| ВНФ | 60:40 | 60:40 | 60:40 | 60:40 | |
| ЕЗСАЮ™ 110, баррелей (литров) | 0, 531 (84) | 0,522 (83) | 0, 513 (81) | 0, 504 (79) | |
| ΕΖ миь™ ΝΤ, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 7, 00 (20, 0) | Μ -Ί О ” ' О О о | 7, 00 (20,0) | 7, 00 (20,0) |
| Известь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3, 00 (8, 56) | 3, 00 (8, 56) | 3, 00 (8, 56) | 3, 00 (8, 56) |
- 14 025173
| ΕΗΞΜΟϋ™ Ь, фунтов на баррель (кг/м5) | 2 | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8, 56) | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8, 56) |
| МАРТА®, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 1,50 (4,28) | 1, 50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4, 28) |
| ΡΞ-Τ5, фунтов на баррель (кг/м5) | 5 | - | 3, 00 (8, 56) | 6, 00 (17,1) | 9, 00 (25,7) |
| Раствор СаС12 (МВФ 200 К) , фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 164,37 (468,95) | 164,37 (468,95) | 164,37 (468,95) | 164,37 (468, 95) |
| ΤΑυ-ΜΟϋ™, фунтов на баррель (кг/м5) | 5 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
| -ее Ризб, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 20, 00 (57,06) | 20,00 (57,06) | 20, 00 (57, 06) | 20, 00 (57,06) |
| ВАКАСАКВ 5, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
'Эквивалент 146,72 г Е8САТО™ 110 на 350,5 мл объема бурового раствора.
2Эквивалент 143,72 г Е8САТО™ 110 на 350,5 мл объема бурового раствора.
3Эквивалент 140,72 г Е8САТО™ 110 на 350,5 мл объема бурового раствора.
4Эквивалент 137,72 г Е8САТО™ 110 на 350,5 мл объема бурового раствора.
Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 4.
- 15 025173
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 8,5 фунтов/галлон (1020 кг/м3) и содержащих ΡΕ-Τδ
Таблица 4
| Состав | 5 (Основной буровой раствор) | 6 (3 фунта на баррель (9 кг/м3) РЕ-ТЗ) | 7 (6 фунтов на баррель (17, 1 кг/м3) РЕ- ТЗ) | 8 (9 фунтов на баррель (25, 7 кг/м3) РЕ- ТЗ) | |
| Показания вискозиметра ΕΑΝΝ 35 | |||||
| 600 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 27 | 32 | 36 | 47 |
| 300 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 15 | 19 | 23 | 32 |
| 200 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 11 | 15 | 18 | 27 |
| 100 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 8 | 10 | 13 | 19 |
| 6 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 3 | 3 | 4 | 8 |
| 3 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 2 | 2 | 3 | 7 |
| Свойства | |||||
| ПВ, сП | 120°Е (4 9°С) | 12 (0,012 Па· с) | 13 (0,013 Па-с) | 13 (0,013 Па-с) | 15 (0, 015 Па-с) |
| ПТ, фунтов на | 120°Е | 3 | 6 | 10 | 17 |
| 100 кв. футов | (49°С) | (1 па) | (3 Па) | (5 Па) | (8 Па) |
| ПТНС, фунтов на 100 кв. футов | 120 °Г (49°С) | 1 (0, 5 Па) | 1 (0,5 Па) | 2 (1 Па) | 6 (3 Па) |
| пенс (10 с), фунтов на 100 кв. футов | 120°Е (49°С) | 3 (1 па) | 3 (1 Па) | 5 (2 Па) | 7 (3 Па) |
| пенс (10 мин), фунтов на 100 кв. футов | 120’Г (49°С) | 4 (2 Па) | 4 <2 Па) | 6 (3 Па) | 8 (4 Па) |
| ЭС при 120°Г ( 4 9°С) , мВ | 120°Г (49°С) | 81 | 112 | 105 | 107 |
| ФВТД при 250°Е (121°С), мл/30 мин | 1,0 | 1,2 | 0, 8 | 1/2 |
При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства. В частности, инвертноэмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой
- 16 025173 скорости сдвига и ПТ, при сохранении ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают, что влияние на значение ПВ изменялось от увеличения значения ПВ на 8,3% при 3 фунтах/баррель (9 кг/м3) ΡΕ-Τδ до увеличения значения ПВ на 25% при 9 фунтах/баррель (25,7 кг/м3) ΡΕ-Τδ. В то же время увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 0 до приблизительно 500% и увеличение ПТ составило от приблизительно 100 до приблизительно 467% в зависимости от количества добавленного ΡΕ-Τδ.
Пример 3.
Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон (1080 кг/м3),и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 5. Первый состав включал содержащую линейные парафины углеводородную основу ΒΑΚΘΙΌ ΑΣΚΑΝΕ™, поставляемую фирмой НаШЬийоп Епегду δβΓνίοβδ, 1пс. (Хьюстон, штат Техас, США), без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержали одинаковые основные компоненты с различными полярными гидрофобными соединениями, включая пентаэритриттетрастеарат (ΡΕ-Τδ), триметилолпропантриолеат (ТМР) и пентаэритриттетраолеат (РЕ-ТО) соответственно. Составы демонстрируют эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению в содержащей линейные парафины углеводородной основе.
- 17 025173
Таблица 5
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих углеводородную основу из линейных парафинов
| Состав | Время пере- меши- вания, мин | 12 (Основной буровой раствор) | 13 (9 фунтов на баррель (25, 7 кг/м3) РЕ- Т5) | 14 (9 фунтов на баррель (25, 7 кг/м3) ТМР) | 15 (9 фунтов на баррель (25, 7 кг/м3) РЕ- ТО) |
| БНФ | 60:40 | 60:40 | 60:40 | 60:40 | |
| ВАКОЮ АЬКАЯЕ™, | 0, 51 | 0,48 | 0,48 | 0, 48 | |
| баррелей | (81) | (76) | (76) | (76) | |
| (литров) |
| ΕΞ миь™ ΝΤ, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 8, 00 (22,8) | 8,00 (22,8) | 8,00 (22,8) | 8, 00 (22,8) |
| КНЕМОО™ Ь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3, 00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8,56) |
| Известь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3, 00 (8, 56) | 3,00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8,56) |
| АБАВТА®, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 1, 50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1, 50 (4,28) |
| ΡΕ-ΤΞ, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | 9, 00 (25,7) | - | - |
| ТМР, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | - | 9, 00 (25,7) | - |
| РЕ-ТО, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | - | - | 9, 00 (25,7) |
| Раствор СаС1г (МВФ 200 К) , фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 160, 26 (457,22) | 160,26 (457,22) | 160,26 (457,22) | 160,26 (457,22) |
| тли-моо™, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
- 18 025173
| Βεν ИизХ, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 20, 00 (57,1) | 20,00 (57,1) | 20,00 (57,1) | 20, 00 (57,1) |
| ΒΑΚΟΙϋ©/ фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 35, 61 (101, 6) | 35, 61 (101,6) | 35, 61 (101,6) | 35, 61 (101,6) |
| ВАВАСАВВ®, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С) в течение 1 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 6.
- 19 025173
Таблица 6
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих углеводородную основу из линейных парафинов
| Состав | 12 (Основной буровой раствор) | 13 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) РЕ- ТЗ) | 14 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) ТМР) | 15 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) РЕ- ТО) | |
| Показания вискозиметра ΡΑΝΝ 35 | |||||
| 600 об/мин | 120°Р (49°С) | 41 | 65 | 66 | 67 |
| 300 об/мин | 120°Р (4 9°С) | 25 | 45 | 47 | 46 |
| 200 об/мин | 120°Г (4 9°С) | 19 | 37 | 39 | 38 |
| 100 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 13 | 27 | 29 | 29 |
| б об/мин | 120°Е (4 9°С) | 5 | 12 | 13 | 13 |
| 3 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 4 | 10 | 11 | 12 |
| Свойства | |||||
| ПВ, сП | 120°Е (49°С) | 16(0,016 Па· с) | 20 (0, 020 Па-с) | 19 (0,019 Па-с) | 21 (0,021 Па-с) |
| ПТ, фунтов на 100 кв, футов | 120°Г (49°С) | 9 (4 Па) | 25 (12 Па) | 28 (13 Па) | 25 (12 Па) |
| ПТНС, фунтов на 100 кв, футов | 120°Е (49°С) | 3 (1 Па) | 8 (4 Па) | 9 (4 Па) | 11 (5 Па) |
| пенс (10 с), фунтов на 100 кв, футов | 120°Г (49°С) | 5 (2 Па) | 10 (5 Па) | 11 (5 Па) | 12 (6 Па) |
| пенс (10 мин), фунтов на 100 кв, футов | 120°Г (49°С) | 7 (3 Па) | 12 (6 Па) | 14 (7 Па) | 14 (7 Па) |
| ЭС при 12 0°Г (4 9°С) , мВ | 130 | 144 | 150 | 145 | |
| ФВТД при 250°Е (121°С), мл/30 мин | 2,4 | 0, 4 | 2,0 | 2,2 |
- 20 025173
При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства при использовании содержащей линейные парафины углеводородной основы. В частности, инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, сохраняя в то же время ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают, что влияние на значение ПВ заключалось только в увеличении от приблизительно 25 до приблизительно 31% выше уровня основного бурового раствора. В то же время увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 67 до приблизительно 267% и увеличение ПТ составило от приблизительно 178 до приблизительно 211%.
Пример 4.
Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 7. Первый состав включал содержащую циклические алканы углеводородную основу Εδί',ΆΙΩ 110™, которую поставляет фирма Εxxоη (Хьюстон, штат Техас, США), без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержали одинаковые основные компоненты с различными полярными гидрофобными соединениями, включая пентаэритриттетрастеарат (ΡΕ-Τδ), триметилолпропантриолеат (ТМР) и пентаэритриттетраолеат (РЕ-ТО) соответственно. Составы демонстрируют эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению в содержащей циклические алканы углеводородной основе.
Таблица 7
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих углеводородную основу из циклических алканов
| Состав | Время пере- меши- вания, мин | 16 (Основной буровой раствор) | 17 (9 фунтов на баррель <25,7 кг/м3) РЕ- ТЗ) | 18 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) ТМР) | 19 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) РЕ- ТО) |
| ВНФ | 60:40 | 60:40 | 60:40 | 60:40 | |
| Е5САЮ 110™, баррелей (литров) | 0, 51 (81) | 0,48 (76) | 0,48 (76) | 0, 48 (76) | |
| ΕΖ миь™ ΝΤ, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 8, 00 (22,8) | 8,00 (22,8) | 8,00 (22,8) | 8, 00 (22,8) |
| Известь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3, 00 (8, 56) | 3,00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8, 56) |
| ЕНЕМОО™ Ь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3, 00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8,56) |
| АРАРТА®, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) |
| РЕ-ТЗ, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | 9, 00 (25,7) | - | - |
- 21 025173
| ТМР, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | - | 9, 00 (25,7) | - |
| РЕ-ТО, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | - | - | 9, 00 (25,7) |
| Раствор СаС12 (МВФ 200 К) , фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 161,07 (459, 53) | 161,07 (459, 53) | 161,07 (459, 53) | 161,07 (459, 53) |
| ΤΑϋ-ΜΟϋ™, фунтов на баррель (кг/м3} | 5 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
| Κθν ЭизО, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 20,00 (57,1) | 20, 00 (57,1) | 20, 00 (57,1) | 20,00 (57,1) |
| ВАКОЮ®, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 28, 65 (91,7) | 28, 65 (81,7) | 28, 65 (81,7) | 28, 65 (81,7) |
| ВАКАСАКВ®, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14, 3) |
Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 8.
- 22 025173 содержащих углеводородную основу из циклических алканов
Таблица 8
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и
| Состав | 16 (Основной буровой раствор) | 17 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) РЕ- ΤΞ) | 18 (9 фунтов на баррель (25, 7 кг/м3) ТМР) | 19 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) РЕ- ТО) | ||
| Показания вискозиметра ΓΑΝΝ 35 | ||||||
| 600 об/мин | 120°Г (49°С) | 36 | 84 | 78 | 75 | |
| 300 об/мин | 120°Г (49°С) | 20 | 57 | 54 | 52 | |
| 200 об/мин | 120°Г (49°С) | 15 | 46 | 44 | 42 | |
| 100 об/мин | 120°Г (49°С) | 10 | 33 | 32 | 31 | |
| 6 об/мин | 120°Г (4Э°С) | 2 | 13 | 12 | 12 | |
| 3 об/мин | 120°Г (49°С) | 2 | 11 | 10 | 10 | |
| Свойства | ||||||
| ПВ, сП | 120°Г (49°С) | 16 (0,016 Па-с) | 27 (0,027 Па-с) | 24 (0,024 Па-с) | 23 (0,023 Па-с) | |
| ПТ, фунтов на | 120°Е | 4 | 30 | 30 | 29 | |
| 100 кв. футов | (49°С) | <2 Па) | (14 Па) | (14 Па) | (14 Па) | |
| ПТНС, фунтов на 100 кв. футов | 120°Г (49°С) | 2 (1 Па) | 9 (4 Па) | 8 (4 Па) | 8 (4 Па) |
| ПСНС (10 с) , фунтов на 100 кв, футов | 120°Г (49°С) | 2 (1 Па) | 11 (5 Па) | 11 (5 Па) | 11 ¢5 Па) |
| пенс (10 мин), фунтов на 100 кв. футов | 120°Г (49°С) | 3 <1 Па) | 13 (6 Па) | 14 (7 Па) | 14 (7 Па) |
| ЭС при 12 0°Е (49°С), мВ | 136 | 148 | 147 | 147 | |
| ФВТД при 250°Г (121°С), мл/30 мин | 1, о | 0, 4 | 1,2 | 0, 4 |
При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства при использовании содержащей циклические алканы углеводородную основу. В частности, инвертно-эмульсионные буровые растворы,
- 23 025173 приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, сохраняя в то же время ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают, что влияние на значение ПВ составило увеличение от приблизительно 44 до приблизительно 69% выше уровня основного бурового раствора. В то же время увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 300 до приблизительно 350% и увеличение ПТ составило от приблизительно 625 до приблизительно 650%.
Пример 5.
Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 9. Первый состав включал углеводородную основу из минерального масла БОС 99-Όν, которую поставляет фирма То(а1 (Франция), без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержали одинаковые основные компоненты с различными полярными гидрофобными соединениями, включая пентаэритриттетрастеарат (ΡΕ-Τδ), триметилолпропантриолеат (ТМР) и пентаэритриттетраолеат (РЕ-ТО) соответственно. Составы демонстрируют эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению в углеводородной основе из минерального масла.
Таблица 9
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих углеводородную основу из минерального масла
| Состав | Время пере- меши- вания, мин | 20 (Основной Суровой раствор) | 21 (9 фунтов на баррель <25, 7 кг/м3) РЕ- Т5) | 22 (9 фунтов на баррель <25,7 кг/м3) ТМР) | 23 (9 фунтов на баррель (25, 7 кг/м3) РЕ- ТО) |
| ВНФ | 60 : 40 | 60:40 | 60:40 | 60:40 | |
| ЕИС 99-ИН, баррелей (литров) | 0,517 (82,2) | 0,485 (77,1) | 0,485 (77,1) | 0, 485 (77,1) | |
| ΕΖ МИЬ™ ΝΤ, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 8, 00 (22,8) | 8, 00 (22,8) | 8, 00 (22,8) | 8,00 (22,8) |
| Известь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3, 00 (8, 56) | 3, 00 (8, 56) | 3, 00 (8, 56) | 3,00 (8,56) |
- 24 025173
| КНЕМСФ™ Ь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3,00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8, 56) |
| АРАР ТА®, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1, 50 (4,28) |
| РЕ-ТЗ, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | 9, 00 (25,7) | - | - |
| ТМР, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | - | 9, 00 (25,7) | - |
| РЕ-ТО, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | - | - | 9, 00 (25,7) |
| Раствор СаС1г (МВФ 200 К) , фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 161,64 (461,16) | 161,64 (461,16) | 161,64 (461,16) | 161,64 (461, 16) |
| ΤΑϋ-ΜΟΟ™, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
| Εθν РизФ, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 20, 00 (57,1) | 20, 00 (57,1) | 20, 00 (57,1) | 20,00 (57,1) |
| ΒΑΚΟΙΟ®, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 23, 99 (68,44) | 23, 99 (68,44) | 23, 99 (68,44) | 23,99 (68,44) |
| ВАКАСАВВ 5, фунтов на | 10 | 5, 00 | 5, 00 | 5, 00 | 5, 00 |
| баррель (кг/м3) | (14,3) | (14,3) | (14,3) | (14,3) |
Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 10.
- 25 025173 содержащих углеводородную основу из минерального масла
Таблица 10
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и
| Состав | 20 (Основной Суровой раствор) | 21 (9 фунтов на баррель (25, 7 кг/м3) РЕ- ТЗ) | 22 (9 фунтов на баррель (25, 7 кг/м3) ТМР) | 23 (9 фунтов на баррель (25, 7 кг/м3) РЕ- ТО) | |
| Показания вискозиметра ΓΑΝΝ 35 | |||||
| 600 об/мин | 120°Г (49°С) | 61 | 71 | 69 | 71 |
| 300 об/мин | 120°Г (49°С) | 36 | 46 | 47 | 48 |
| 200 об/мин | 120’Г (49°Ο | 27 | 37 | 39 | 40 |
| 100 об/мин | 120°Г (49°С) | 18 | 27 | 28 | 29 |
| 6 об/мин | 120’Г (49°С) | 6 | 11 | 11 | 12 |
| 3 об/мин | 120°Г (49°С) | 5 | 10 | 10 | 11 |
| Свойства | |||||
| ПВ, сП | 120’Г (49°С) | 25 (0, 025 Па-с) | 25 (0,025 Па-с) | 22 (0,022 Па-с) | 23 (0,023 Па-с) |
| ПТ, фунтов на 100 кв. футов | 120’Г (49°С) | 11 (5 Па) | 21 (10 Па) | 25 (12 Па) | 25 (12 Па) |
| ПТНС, фунтов на 100 кв. футов | 120’Г (49°С) | 4 (2 Па) | 9 (4 Па) | 9 (4 Па) | 10 (5 Па) |
| ПСНС (10 с) , фунтов на 100 кв. футов | 120’Г (49°С) | 7 (3 Па) | 10 (5 Па) | 10 (5 Па) | 11 (5 Па) |
| ПСНС (10 мин), фунтов на 100 кв. футов | 120°Г (49°С) | 9 (4 Па) | 12 (6 Па) | 12 (6 Па) | 13 (6 Па) |
| ЭС при 120°Г (49°С), мВ | 142 | 123 | 143 | 144 | |
| ФВТД при 250°Г (121°С), мл/30 мин | 1,0 | 1, 0 | 1, 0 | 1, 0 |
При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства при использовании содержащей ми- 26 025173 неральное масло углеводородной основы. В частности, инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, сохраняя, в то же время, ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают, что влияние на значение ПВ заключалось в том, что оно оставалось постоянным или уменьшалось приблизительно на 12%. В то же время увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 125 до приблизительно 150% и увеличение ПТ составило от приблизительно 91 до приблизительно 127%.
Пример 6.
Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 11. Составы были предназначены для того, чтобы продемонстрировать улучшенные суспендирующие характеристики, которые можно получить при отсутствии твердых материалов низкой плотности. Первый состав включал содержащую циклические алканы углеводородную основу без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению и назывался состав основного бурового раствора. Следующие три состава содержали пентаэритриттетрастеарат (ΡΕΤδ), полярное гидрофобное соединение и не содержали различные твердые материалы низкой плотности, используемые в случае состава основного бурового раствора.
- 27 025173
Таблица 11
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих различные концентрации твердого материала низкой плотности
| Состав | Время, мин | 24 (Основной буровой раствор) | 25 | 26 | 27 |
| ВНФ | 60:40 | 60:40 | 60:40 | 60:40 | |
| ЕЗСА1Р 110™, баррелей (литров) | 0, 51 (81) | 0,48 (76) | 0,49 (78) | 0, 49 (78) |
| Е2 миь™ ΝΤ, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 8,00 (22,8) | 8, 00 (22,8) | 8, 00 (22,8) | 8, 00 (22,8) |
| Известь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8,56) | 3, 00 (8,56) | 3, 00 (8,56) |
| ЕНЕМОО™ Ь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3, 00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3,00 (8,56) | - |
| АРАР ТА®, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 1, 50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) |
| РЕ-ТЗ, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | - | 9, 00 (25,7) | 9, 00 (25,7) | 9, 00 (25,7) |
| Раствор СаС12 (МВФ 200 К) , фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 161,07 (459, 53) | 161,07 1459,53) | 162,32 (463,10) | 161,00 (459, 33) |
| ΤΑυ-ΜΟϋ™, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | - | 5, 00 (14,3) |
| -ен Ризб, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 20,00 (57,06) | 20, 00 (57,06) | 20, 00 (57,06) | 20, 00 (57,06) |
- 28 025173
| ВАКОЮ®, фунтов на баррель (к г /м3) | 10 | 2Θ, 65 (81,74) | 28, 65 (81,74) | 36, 16 (103,2) | 29, 30 (83,59) |
| ВАКАСАКВ 5, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | - | 5, 00 (14,3) |
Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 12.
Таблица 12
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих различные концентрации твердого материала низкой плотности
| Состав | 24 (Основной буровой раствор) | 25 | 26 | 27 | |
| Показания вискозиметра ΓΑΝΝ 35 | |||||
| 600 об/мин | 120°® (4 9°С) | 36 | 84 | 74 | 52 |
| 300 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 20 | 57 | 52 | 34 |
| 200 об/мин | 120°® (4 9°С) | 15 | 46 | 42 | 27 |
| 100 об/мин | 120°Г (4 9°С) | 10 | 33 | 30 | 19 |
| б об/мин | 120°Р (4 9°С) | 2 | 13 | 12 | 7 |
- 29 025173
| 3 об/мин | 120^5 (4 9°С) | 2 | 11 | 10 | 6 |
| Свойства | |||||
| ПВ, сП | 120°П (49°С) | 16 (0,016 Па»с) | 27 (0,027 Па-с) | 22 (0,022 Па-с) | 18 (0,018 Па-с) |
| ПТ, фунтов на 100 кв, футов | 120°? (49°С) | 4 (2 Па) | 30 (14 Па) | 30 (14 Па) | 16 (8 Па) |
| ПТНС, фунтов на 100 кв, футов | 120°П (49°С) | 2 (1 Па) | 9 (4 Па) | 8 (4 Па) | 5 (2 Па) |
| пенс (10 с), фунтов на 100 кв, футов | 120°Г (49°С) | 2 (1 Па) | 11 (5 Па) | 10 (5 Па) | 6 (3 Па) |
| пенс (10 мин), фунтов на 100 кв, футов | 120°Г (4 9°С) | 3 (1 Па) | 13 (6 Па) | 11 (5 Па) | 7 (3 Па) |
| ЭС при 120°Г (49°С), мВ | 136 | 14Θ | 140 | 165 | |
| ФВТД при 250°П (121°С) , мл/30 мин | 1,0 | 0, 4 | 1, 0 | 1, 0 |
При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства без твердого материала низкой плотности. В частности, инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, сохраняя в то же время ПВ на минимально возможном уровне. Как показывает состав 26, полярные гидрофобные добавки согласно настоящему изобретению могут придавать улучшенные суспендирующие характеристики даже при отсутствии загустителя (например, ТАи-МОЭ™) и мелкоизмельченного закупоривающего материала (например, ВАКАСАКВ® 5). Состав 27 проявляет улучшенные суспендирующие характеристики по сравнению с основным буровым раствором даже без основного загустителя (например, КНЕМОЭ™ Ь)
Пример 7.
Полярные гидрофобные добавки согласно настоящему изобретению можно использовать в качестве основных загустителей в инвертно-эмульсионном буровом растворе. Чтобы продемонстрировать способность полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению выступать в качестве основных загустителей, приготовили четыре состава инвертно-эмульсионных буровых растворов, которые содержали различные количества загустителя (КНЕМОЭ™ Ь) без полярных гидрофобных добавок. Затем приготовили еще четыре состава инвертно-эмульсионных буровых растворов без загустителя, которые содержали различные количества полярной гидрофобной добавки согласно настоящему изобретению. У всех инвертно-эмульсионных составов плотность составляла приблизительно 9,0 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составлял приблизительно 60:40. Во всех составах в качестве углеводородной основы использовали циклические алканы. Первые четыре состава без полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению готовили, как указано в табл. 13. Следующие четыре состава с полярными гидрофобными добавками и без отдельного загустителя готовили, как указано в табл. 14. В четырех составах, содержащих полярные гидрофобные добавки, в качестве полярной гидрофобной добавки использовали пентаэритриттетрастеарат (РЕТ§).
- 30 025173
Таблица 13
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих загуститель
| Составы, содержащие ΚΗΕΜΟϋ™ Ь | Время, мин | 28 (0 фунтов на баррель) | 29 <1,5 фунта на баррель (4,28 кг/м3) ) | 30 (3 фунта на баррель (8,56 кг/м3) ) | 31 (5 фунтов на баррель (14,3 кг/м3) ) |
| ВНФ | 60:40 | 60:40 | 60 : 40 | 60 : 40 | |
| ЕЗСА1Р НО™, баррелей (литров) | 0, 52 (83) | 0,52 (83) | 0, 51 (81) | 0, 51 (81) | |
| ΕΖ МТТЪ™ ΝΤ, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 8, 00 (22,8) | 8,00 (22,8) | 8, 00 (22,8) | 8, 00 (22,8) |
| Известь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 3, 00 (8,56) | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8,56) | 3, 00 (8,56) |
| ΚΗΕΜΟΌ™ Ь, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 0, 00 | 1,50 (4,28) | 3, 00 (8, 56) | 5, 00 (14,3) |
| АРАР ТА©, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 1, 50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1, 50 (4,28) | 1, 50 (4,28) |
| РЕ-ТЗ, фунтов на баррель (кг/м3) | - | - | - | - | - |
- 31 025173
| Раствор СаС12 (МВФ 200 К) , фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 160,99 (459, 31) | 161,03 (459, 42) | 161,07 (459, 53) | 161,07 (459, 53) |
| тли-мсю™, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
| Κεν Оиэ1:, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 20, 00 (57, 06) | 20,00 (57,06) | 20, 00 (57,06) | 20, 00 (57,06) |
| ΒΑΚΟΙΠ®, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 29, 30 (83, 60) | 28,93 (82,54) | 28, 65 (81,74) | 28,20 (80, 45) |
| ВАКАСАКВ 5, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
- 32 025173
Таблица 14
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов, имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и содержащих полярную гидрофобную добавку
| Состав, содержащий РЕ-ТЗ | Время, мин | 32 (3 фунта на баррель (8,56 кг/м3) ) | 33 (6 фунтов на баррель (17,1 кг/м3) ) | 34 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) ) | 35 (12 фунтов на баррель (34,2 кг/м3) ) |
| ВНФ | 60 : 40 | 60:40 | 60:40 | 60:40 |
| ЕЗСА1Р 110™, баррелей (литров) | 0,49 (78) | 0, 49 (78) | 0, 49 (78) | 0, 49 (78) | |
| εζ миь™ ΝΤ, фунтов на баррель (кг/м3) | 2 | 8,00 (22,8) | 8, 00 (22,8) | 8, 00 (22,8) | 8, 00 (22,8) |
| Известь, фунтов на баррель (кг / м3) | 2 | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8,56) | 3, 00 (8,56) | 3, 00 (8,56) |
| КНЕМОР™ Ь, фунтов на баррель (к г / м3) | 2 | - | - | - | - |
| АПАРТА®, фунтов на баррель (кг /м3) | 5 | 1, 50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) |
| РЕ-ТЗ, фунтов на баррель (кг /м3) | 5 | 3, 00 (8,56) | 6, 00 (17,1) | 9, 00 (25,7) | 12, 00 (34,2) |
| Раствор СаС1г (МВФ 200 К) , фунтов на баррель (кг / м3) | 2 | 160,99 (459,31) | 160,99 (459, 31) | 160,99 (459, 31) | 160,99 (459, 31) |
| ТАи-МОР™, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
| Кеу Ризб, фунтов на баррель (кг/м3) | 5 | 20, 00 (57, 06) | 20,00 (57,06) | 20,00 (57,06) | 20,00 (57,06) |
- 33 025173
| ВАКОЮ®, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 29, 30 (83,60) | 29, 30 (83,60) | 29, 30 (83,60) | 29, 30 (83,60) |
| ВАВАСАВВ 5, фунтов на баррель (кг/м3) | 10 | 5, 00 (14, 3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) | 5, 00 (14,3) |
Все образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 15 и 16.
Таблица 15
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов с загустителем
| Составы, содержащие ΚΗΞΜΟϋ™ Ь | 28 (0 фунтов на баррель) | 29 (1,5 фунта на баррель (4,28 кг/м3) ) | 30 (3 фунта на баррель (8,56 кг/м3) ) | 31 (5 фунтов на баррель (14,3 кг/м3) ) | |
| Показания вискозиметра 5ΑΝΝ 35 | |||||
| 600 об/мин | 120°Г (4 9°С) | 25 | 45 | 36 | 36 |
| 300 об/мин | 120°Е (4 9°С) | 14 | 25 | 20 | 20 |
| 200 об/мин | 120°Г (49°С) | 10 | 19 | 15 | 14 |
| 100 об/мин | 120°Г (4 9°С) | 6 | 12 | 10 | 8 |
| 6 об/мин | 120°В (4 9°С) | 2 | 3 | 2 | 2 |
- 34 025173
| 3 об/мин | 120^3 (49°С) | 1 | 2 | 2 | 2 |
| Свойства | |||||
| ПВ, сП | 120°Г (4 9°С) | 11 (0,011 Па-с) | 20 (0, 020 Па-с) | 16(0,016 Па-с) | 16 (0,016 Па-с) |
| ПТ, фунтов на 100 кв. футов | 120°П (4 9°С) | 3 (1 Па) | 5 | 4 | 4 |
| ПТНС, фунтов на 100 кв. футов | 120°В (4 9°С) | 0 | 1 (0,5 Па) | 2 (1 Па) | 2 (1 Па) |
| пене (10 с) , фунтов на 100 кв. футов | 120°Г (4 9°С) | 2 (1 Па) | 3 | 2(1 Па) | 2 (1 Па) |
| пене (10 мин), фунтов на 100 кв. футов | 120°Г (4 9°С) | 3 (1 Па) | 5 | 3 (1 Па) | 3 (1 Па) |
| ЭС при 12 0°Г (49°С), мВ | 138 | 152 | 136 | 147 | |
| ФВТД при 250°Г (121°С), мл/30 мин | 1, 0 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
- 35 025173
Таблица 16
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов с полярной гидрофобной добавкой
| Состав, содержащий ΡΕ-ΤΞ | 32 (3 фунта на баррель (8,56 кг/м3) ) | 33 (6 фунтов на баррель (17,1 кг/м3) ) | 34 (9 фунтов на баррель (25,7 кг/м3) ) | 35 (12 фунтов на баррель (34,2 кг/м3) ) | |
| Показания вискозиметра ΕΑΝΝ 35 | |||||
| 600 об/мин | 120°Г (49°С) | 25 | 41 | 44 | 52 |
| 300 об/мин | 120°Е (49°С) | 14 | 24 | 27 | 34 |
| 200 об/мин | 120°Е (49°С) | 10 | 17 | 21 | 27 |
| 100 об/мин | 120°Е (49°С) | 6 | 12 | 15 | 19 |
| 6 об/мин | 120°Е (49°С) | 2 | 4 | 5 | 7 |
| 3 об/мин | 120°Е (49°С) | 1 | 3 | 4 | 6 |
| Свойства | |||||
| ПВ, сП | 120°Е (49°С) | 11 (0, 011 Па-с) | 17 (0,017 Па-с) | 17 (0,017 Па-с) | 18 (0,018 Па-с) |
| ПТ, фунтов на 100 кв. футов | 120°Е (49°С) | 3 (1 па) | 7 | 10 | 16 |
| ПТНС, фунтов на 100 кв. футов | 120°Е (49°С) | 0 | 2 (1 Па) | 3 (1 па) | 5 (2 Па) |
| пенс (10 с), фунтов на | 120°Е | 2 | 3 | 5 | 6 |
| 100 кб. футов | (49°С) | (1 Па) | (1 Па) | (2 Па) | (3 Па) |
| пенс (10 мин), фунтов на 100 кв. футов | 120°Е (49°С) | 3 (1 па) | 4 (2 Па) | 5 (2 Па) | 7 (3 Па) |
| ЭС при 120°Г ( 4 9°С) , мВ | 138 | 155 | 170 | 165 |
При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, проявляют улучшенные реологические свойства даже без добавления загустителя. Результаты демонстрируют, что количество полярной гидрофобной добавки, введенное в инвертноэмульсионный буровой раствор согласно настоящему изобретению, можно использовать в качестве основного загустителя без необходимости введения в состав других загустителей. В частности, инвертноэмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики по сравнению с имеющим низкую плотность буровым раствором, содержащим загуститель без полярной гидрофобной добавки согласно настоящему
- 36 025173 изобретению.
Дальнейшие исследования в отношении состава бурового раствора, обозначенного номером 33 и содержащего 6 фунтов/баррель (17 кг/м3) ΡΕ-Τδ, проводили, чтобы оценить влияние добавки инертного твердого материала, щелочного твердого материала и соленой воды. Эти добавки вводили в буровой раствор, который затем подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С) в течение 4 ч. Добавки инертного твердого материала, такие как 122 фунта/баррель (348 кг/м3) барита или 40 фунтов/баррель (114 кг/м3) Кеу Эи51. производили небольшой эффект на реологические свойства. Аналогичным образом, добавка 10% об. морской воды не вызывала значительного изменения свойств. Однако была отмечена очень высокая вязкость при добавлении 5 фунтов на баррель извести (14 кг/м3), хотя это условие оказалось регулируемым. При добавлении 0,8 фунта/баррель (2,3 кг/м3) разбавителя/диспергатора ОМС 42 образец восстанавливал свои первоначальные свойства перед добавлением извести.
Пример 8.
Полярные гидрофобные добавки согласно настоящему изобретению можно использовать в качестве загустителей в инвертно-эмульсионном буровом растворе. Чтобы продемонстрировать способность полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению выступать в качестве основных загустителей, приготовили четыре состава инвертно-эмульсионных буровых растворов, которые содержали различные количества загустителя (ΤΑυ-ΜΟΌ™) с полярными гидрофобными добавками согласно настоящему изобретению. Два состава инвертных эмульсий имели плотность, составляющую приблизительно 9,0 фунтов/галлон (1080 кг/м3), в то время как два других состава инвертных эмульсий имели плотность 13,0 фунтов/галлон (1560 кг/м3). Минерализация водной фазы составляла 200000 м. д. в буровом растворе, имеющем плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3), и 250000 м. д. в буровом растворе, имеющем плотность 13 фунтов/галлон (1560 кг/м3). Во всех составах использовали содержащую линейные парафины углеводородную основу (ΒΑΚΟΙΌ АЬ-ΚΑΝΕ™). Помимо перечисленных выше составов, для сравнения приготовили состав основной инвертной эмульсии. Пять составов инвертно-эмульсионных буровых растворов готовили, как указано в табл. 17. В составах, содержащих полярные гидрофобные добавки, в качестве полярной гидрофобной добавки использовали пентаэритриттетрастеарат (ΡΕ-Τδ).
- 37 025173
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов с отдельным загустителем и без него
Таблица 17
| Составы, содержащие ЕНЕМОП™ Ъ | 36 Основной буровой раствор) | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 |
| Плотность, фунтов на галлон (кг/м3) | 9 (1080) | 9 (1080) | 9 (1080) | 13 (1560) | 13 (1560) | 13 (1560) |
| ВАКСЯ ϋ ΑΣΚΑΝΕ™, фунтов на баррель (кг/м3) | 0, 51 (81) | 0, 48 (76) | 0, 48 (76) | 0, 48 (76) | 0,46 (73) | 0, 45 (72) |
| ΕΖ миь™ ΝΤ, фунтов на баррель (кг/м3) | 8 (23) | 8 (23) | 8 (23) | 12 (34) | 12 (34) | 12 (34) |
| Известь, фунтов на баррель (кг/м3) | 3, 00 (8,56) | 3, 00 (8,56) | 3, 00 (8,56) | 3 (9) | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8, 56) |
| ΚΗΕΜΟϋ™ Ь, фунтов на баррель (кг/м3) | 3, 00 (8, 56) | 3, 00 (8, 56) | 3, 00 (8, 56) | 3 (9) | 3,00 (8,56) | 3, 00 (8, 56) |
| АЮАРТА©, фунтов на баррель (кг/м3) | 1, 50 (4,28) | 1, 50 (4,28) | 1, 50 (4,28) | 1,5 (4,3) | 1,50 (4,28) | 1,50 (4,28) |
| РЕ-13, фунтов на баррель (кг/м3) | - | 9 | 9 | - | 9 | 9 |
- 38 025173
| Раствор СаС12/ фунтов на баррель (кг / м3) | 160,26 | 161,53 | 160,26 | 107,53 | 108,52 | 107,53 |
| тли-моэ™, фунтов на баррель (К Г / М3 ) | 5 (14) | - | 5 (14) | 5 (14) | - | 5 (14) |
| Кеу Эизб, | ||||||
| фунтов на | 20, 00 | 20, 00 | 20, 00 | 20, 00 | 20,00 | 20,00 |
| баррель (кг /м3) | (57,06) | (57,06) | (57,06) | (57,06) | (57,06) | (57,06) |
| ВАКОЮ®, фунтов на баррель (кг/м3) | 35, 61 | 43,21 | 35, 61 | 258,63 | 266, 41 | 258,63 |
| ВАЕАСАЕВ 5, фунтов на баррель (кг / м3) | 5 (14) | - | 5 (14) | 5 (14) | - | 5 (14) |
Все образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250°Ρ (121°С) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 18.
- 39 025173
Таблица 18
Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов, содержащих полярное гидрофобное соединение
| Состав, содержащий РЕ-Т5 | 36 Основной буровой раствор) | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 |
| Показания вискозиметра | Г.’ММ 35 | |||||
| 600 об/мин | 41 | 57 | 65 | 72 | 88 | 108 |
| 300 об/мин | 25 | 38 | 45 | 43 | 59 | 73 |
| 200 об/мин | 19 | 31 | 37 | 34 | 46 | 61 |
| 100 об/мин | 13 | 23 | 27 | 23 | 34 | 45 |
| б об/мин | 5 | 9 | 12 | 8 | 14 | 22 |
| 3 об/мин | 4 | 8 | 10 | 7 | 13 | 20 |
| ПВ, сП | 16 (0,016 Па-с) | 19 (0, 019 Па-с) | 20 (0,020 Па-с) | 29 (0,029 Па-с) | 29 (0,029 Па-с) | 35 (0,035 Па-с) |
| ПТ, фунтов на 100 кв. футов | 9 (4 Па) | 19 (9 Па) | 25 (12 Па) | 14 (7 Па) | 30 (14 Па) | 38 (18 Па) |
| ПТНС, фунтов на 100 кв. футов | 3 (1 Па) | 7 (3 Па) | 8 (4 Па) | 6 (3 Па) | 12 (6 Па) | 18 (9 Па) |
| ПСНС (10 с), фунтов на 100 кв. футов | 5 (2 Па) | 8 (4 Па) | 10 (5 Па) | 9 (4 Па) | 12 (6 Па) | 21 (10 Па) |
| ПСНС (10 мин), фунтов на 100 кв. футов | 7 ¢3 Па) | 9 (4 Па) | 12 (6 Па) | 14 <7 Па) | 16 (8 Па) | 28 (13 Па) |
| ЭС при 120® (49°С) , мВ | 130 | 118 | 144 | 247 | 279 | 305 |
| ФВТД при 250® (121°С), мл/30 мин | 2, 4 | 1 | 0, 4 | 1, 4 | 1 | 1 |
При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, проявляют улучшенные реологические свойства даже без добавления загустителя. Результаты демонстрируют, что количество полярной гидрофобной добавки, вводимой в инвертноэмульсионный буровой раствор согласно настоящему изобретению, можно использовать в качестве основного загустителя без необходимости введения в состав дополнительных загустителей. В частности, инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики по сравнению с буровыми растворами, имеющими плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и 13 фунтов/галлон (1560 кг/м3) соответственно, содержащими загуститель без полярной гидрофобной добавки согласно настоящему изобретению.
Пример 9.
Также исследовали пределы термической устойчивости в одном варианте осуществления с введением полярной гидрофобной добавки. В данном примере три образца подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С), которая показала, что устойчивость буровых растворов. Образец, содержащий полярную гидрофобную добавку согласно настоящему изобретению, сохранял свои реологические свойства, в то время как происходили изменения свойств других буровых растворов.
Полярные гидрофобные добавки согласно настоящему изобретению могут оказаться полезными для придания термической устойчивости инвертно-эмульсионным буровым растворам. Чтобы продемонстрировать способность полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению выступать в
- 40 025173 качестве термостабилизаторов, приготовили три различных состава инвертно-эмульсионных буровых растворов. У всех инвертно-эмульсионных составов плотность составляла приблизительно 9,0 фунтов/галлон (1080 кг/м3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составлял приблизительно 60:40. Во всех составах использовали циклические алканы в качестве углеводородной основы и готовили их, как указано в табл. 19.
Таблица 19
Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов для испытания термической устойчивости
| Состав | 42 | 43 | 44 |
| ВНФ | 60:40 | 60: 40 | 60 : 40 |
| ЕЗСАЮ 110™, баррелей (литров) | 0,516 (82) | 0,516 (82) | 0,516 (82) |
ными в документе ΑΝδΙ/ΑΡΙ КР 13В-2 Рекомендованные правила нефтепромысловых испытаний буровых растворов на углеводородной основе. Другую порцию каждого образца подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С) в течение 16 ч, после чего реологические свойства определяли аналогичным образом. Результаты данных испытаний приведены в табл. 20. В целях дополнительного измерения термической устойчивости порцию образца 38 подвергали горячей прокатке при 250°Р (121°С) в течение 16 ч с последующей горячей прокаткой при 350°Р (177°С) в течение 6 ч. После этого определяли реологические свойства. Данный образец проявлял признаки разложения компонента полярной гидрофобной добавки, о чем свидетельствовала потеря реологических преимуществ. После этого его свойства соответствовали свойствам образца 43, который имел такой же состав, но без введения полярной гидрофобной добавки.
- 41 025173
Таблица 20
Эффекты полярной гидрофобной добавки на термическую устойчивость инвертно-эмульсионных буровых растворов
| Свойства | Результаты образца 42 | Результаты образца 43 | Результаты образца 44 | ||||
| 150фГ (6бфС) | 250°Г (121ФС) | 150°Г (66°С) | 250фГ (121-¾) | 150°Р ( 66ФС) | 250°Г (121°С) | 350°Г (177ФС) | |
| ПВ при 120°Р (49°С), сП | 17 < 0,017 Па*с) | 17 (0,017 Па*с) | 21 (0,021 Па «с) | 21 (0,021 Па*с) | 22 (0,022 Па »с) | 23 (0,023 Па*с) | 19 (0,019 Па*с) |
| ПТ, фунтов на 100 кв. футов | 4 (2 Па) | 2 (1 Па) | 14 (7 Па) | 9 (4 Ра) | 23 (13 Ра) | 23 (13 Ра) | 11 (5 Ра) |
| пенс (10 сI, фунтов на 100 кв. футов | 3 (1 Па) | 3 (1 Па) | 4 (2 Па) | 5 (2 Ра) | 10 (5 Ра) | 10 (5 Ра) | 5 (2 Ра) |
| пенс (10 мин), фунтов на 100 кв. футов | 5 (2 Па) | 4 (2 Па) | б (3 Па) | 7 (3 Ра) | 13 (6 Ра) | 12 (б Ра) | 9 (4 Ра) |
| птне, фунтов на 100 кв. футов | 1 (0,5 Па) | 1 (0,5 Па) | 3 (1 Па) | 3 (1 Ра) | 3 (4 Ра) | 9 (4 Ра) | з (1Ра) |
| ЭС, мВ | 182 | 161 | 152 | 160 | 244 | 151 | 331 |
| Показания вискозиметра ГЙЛЫ 35 | |||||||
| 600 об/мин | 38 | 36 | 56 | 51 | 72 | 74 | 49 |
| 300 об/мин | 21 | 19 | 35 | 30 | 50 | 51 | 30 |
| 200 об/мин | 15 | 14 | 27 | 23 | 41 | 41 | 23 |
| 100 об/мин | 10 | 9 | 18 | 15 | 30 | 30 | 15 |
| б об/мин | 3 | 3 | 5 | 5 | 12 | 11 | 5 |
| 3 об/мин | 2 | 2 | 4 | 4 | 10 | 10 | 4 |
При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен оценить, что указанный выше инвертно-эмульсионный буровой раствор (образец 44), составленный в соответствии с настоящим изобретением, является устойчивым и сохраняет полезные свойства даже после горячей прокатки при 250°Р (121°С). В этом он отличается от образцов 42 и 43, которые демонстрируют исходные реологические свойства и запас устойчивости на менее высоком уровне.
Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения целей и преимуществ, упомянутых в нем, а также тех, которые неотъемлемы от него. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически осуществлять различными, но эквивалентными способами, что очевидно специалистам в данной области техники, извлекающим пользу из настоящего описания. Кроме того, никакие ограничения не предусмотрены в отношении деталей конструкций или проектов, представленных в настоящем описании, помимо тех, которые описаны в приведенной ниже формуле изобретения. Таким образом, очевидно, что описанные выше конкретные иллюстративные варианты осуществления можно изменять или модифицировать, и все такие вариации считаются включенными в объем настоящего изобретения. Хотя композиции и способы описаны как имеющие, содержащие или включающие различные компоненты или стадии, данные композиции и способы могут также состоять в основном или состоять из различных компонентов и стадий. Все описанные выше числа и интервалы могут изменяться в некоторой степени. Если описан численный интервал с нижним пределом и верхним пределом, считаются определенно описанными любое число и любой включенный интервал, который попадает в данный интервал. В частности, любой описанный в настоящем документе интервал значений (от приблизительно а до приблизительно Ъ, или, что эквивалентно, приблизительно от а до Ъ, или, что эквивалентно, приблизительно а-Ъ) следует понимать как включающий любое число и интервал, которые
- 42 025173 находятся в более широком интервале значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свои простые и обычные значения, если иные значения не указаны четко и определенно патентообладателем.
Кроме того, используемые в описании и в формуле изобретения формы в единственном числе означаю также один или более чем один элемент. Если существует какое-либо противоречие в использовании слова или термина в настоящем документе и одном или более патентных или других документов, которые могут быть включены в него посредством ссылки, следует принимать определения, которые согласуются с настоящим документом.
Claims (15)
1. Инвертно-эмульсионный буровой раствор, включающий дисперсионную фазу на углеводородной основе; водную дисперсную фазу;
эмульгатор и полярную гидрофобную добавку, которая существенно увеличивает предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем 35% изменения свойства при наибольшем увеличении, и которая содержит полярное гидрофобное соединение, представляющее собой соединение со структурой, выбранной из группы, включающей к1
I х — к2 (Формула 1) или к1 — С —
I
X (Формула 2) и любое их сочетание, где К1 и К2 представляют собой алифатический углеводород с одним или несколькими атомами углерода, ароматический углеводород или соединение, образованное сочетанием алифатического и ароматического углеводорода;
X представляет собой сложноэфирную группу или гидрофильную группу, выбранную из группы, которую составляют галоген, галоформильная группа, ароматическая группа, карбонатная группа, гидропероксидная группа, пероксидная группа, цианатная группа, нитратная группа, нитрильная группа, сульфонильная группа, сульфонатная группа, сульфатная группа и их сочетание; и
С представляет собой атом углерода, при этом полярная гидрофобная добавка содержит соединения с четырьмя различными группами.
2. Инвертно-эмульсионный буровой раствор по п.1, в котором дисперсионная фаза на углеводородной основе составляет более чем 30 об.% всего бурового раствора.
3. Инвертно-эмульсионный буровой раствор по п.1 или 2, в котором полярное гидрофобное соединение дополнительно содержит сложноэфирную группу, выбранную из группы, которую составляют сложный эфир полиола, сложный эфир полиола на основе сахарозы, сложный эфир сорбита и их сочетание.
4. Инвертно-эмульсионный буровой раствор по любому из пп.1-3, в котором инвертноэмульсионный буровой раствор включает от 0,25 (0,71 кг/м3) до 18 (51 кг/м3) фунтов на баррель полярной гидрофобной добавки.
5. Инвертно-эмульсионный буровой раствор по любому из пп.1-4, в котором инвертноэмульсионный буровой раствор включает по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, которую составляют твердый материал, утяжелитель, инертный твердый материал, ограничивающий поглощение бурового раствора материал, соль, диспергатор, ингибитор коррозии, разбавитель эмульсии, загуститель эмульсии, усилитель вязкости и их сочетание.
6. Инвертно-эмульсионный буровой раствор по любому предыдущему пункту, содержащий твердую фазу в количестве, составляющем менее чем 600 фунтов/баррель (1710 кг/м3).
7. Инвертно-эмульсионный буровой раствор по любому предыдущему пункту, в котором дисперсионная фаза на углеводородной основе содержит по меньшей мере одно масло, выбранное из группы, включающей парафиновое масло, минеральное масло, синтетическое масло, дизельное топливо и их сочетание.
8. Способ бурения подземной скважины с инвертно-эмульсионным буровым раствором, включающий
- 43 025173 приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора по любому предыдущему пункту; введение инвертно-эмульсионного бурового раствора в подземный пласт.
9. Способ по п.8, в котором инвертную эмульсию получают соединением углеводородной основы, водной текучей среды и полярной гидрофобной добавки.
10. Способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора, включающий приготовление углеводородной основы;
приготовление водной текучей среды; приготовление полярной гидрофобной добавки;
соединение углеводородной основы, водной текучей среды и полярной гидрофобной добавки для получения инвертно-эмульсионного бурового раствора по любому из пп.1-7, где углеводородная основа составляет дисперсионную фазу и водная текучая среда составляет дисперсную фазу инвертноэмульсионного бурового раствора.
11. Способ обработки подземного пласта, включающий приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, содержащего дисперсионную фазу на углеводородной основе; водную дисперсную фазу;
полярную гидрофобную добавку, которая содержит полярное гидрофобное соединение, при этом полярное гидрофобное соединение представляет собой соединение со структурой, выбранной из группы, включающей
Я1 х-я2 (Формула 1) или
К1 — С — К2
X (Формула 2) и любое их сочетание, где Р1 и Р2 представляют собой алифатический углеводород с одним или несколькими атомами углерода, ароматический углеводород или соединение, образованное сочетанием алифатического и ароматического углеводорода;
X представляет собой сложноэфирную группу или гидрофильную группу, выбранную из группы, которую составляют сложноэфирная группа, галоген, галоформильная группа, ароматическая группа, карбонатная группа, гидропероксидная группа, пероксидная группа, цианатная группа, нитратная группа, нитрильная группа, сульфонильная группа, сульфонатная группа, сульфатная группа, аминогруппа, фосфатная группа или их сочетание; и
С представляет собой атом углерода, при этом полярная гидрофобная добавка содержит соединения с четырьмя различными группами; полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем 35% изменения свойства (предела текучести или предела текучести при низкой скорости сдвига) при наибольшем увеличении; и введение инвертно-эмульсионного бурового раствора в подземный пласт.
12. Способ по п.11, в котором Р2 представляет собой соединение, содержащее четыре или более атома углерода.
13. Способ по п.11 или 12, в котором X представляет собой гидрофильную группу, выбранную из группы, которую составляют гидроксильная группа, карбонильная группа, альдегидная группа, карбоксилатная группа, карбоксильная группа, группа простого эфира, карбоксамидная группа, аминогруппа, фосфатная группа, фосфонатная группа и их сочетание.
14. Способ по пп.11, 12 или 13, в котором X представляет собой по меньшей мере четыре сложноэфирные группы.
15. Способ по любому из пп.12-14, в котором инвертно-эмульсионный буровой раствор является таким, как определено в любом из пп.1-7.
- 44 025173
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/552,072 US8691733B2 (en) | 2009-09-01 | 2009-09-01 | Suspension characteristics in invert emulsions |
| PCT/GB2010/001656 WO2011027112A1 (en) | 2009-09-01 | 2010-09-01 | Improved suspension characteristics in invert emulsions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201290111A1 EA201290111A1 (ru) | 2012-09-28 |
| EA025173B1 true EA025173B1 (ru) | 2016-11-30 |
Family
ID=43014181
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201290111A EA025173B1 (ru) | 2009-09-01 | 2010-09-01 | Улучшение суспендирующих характеристик инвертных эмульсий |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8691733B2 (ru) |
| EP (1) | EP2473579A1 (ru) |
| CN (1) | CN102575149B (ru) |
| BR (1) | BR112012004712A2 (ru) |
| CA (1) | CA2772133C (ru) |
| EA (1) | EA025173B1 (ru) |
| WO (1) | WO2011027112A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8691733B2 (en) | 2009-09-01 | 2014-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Suspension characteristics in invert emulsions |
| US10400155B2 (en) * | 2012-07-09 | 2019-09-03 | M-I L.L.C. | Insulating annular fluid |
| US9296941B2 (en) * | 2013-02-08 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion gravel pack fluid and method |
| US20140318785A1 (en) * | 2013-04-30 | 2014-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Compositions and Methods of Making and Using Same |
| EP3022390B1 (en) * | 2013-07-19 | 2021-11-17 | Sasol Chemicals GmbH | Composition for use in conducting downhole operations in oil and gas wells |
| US20170283680A1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-10-05 | M-I L.L.C. | Emulsifiers for invert emulsion wellbore fluids and methods of use thereof |
| WO2017176869A1 (en) | 2016-04-06 | 2017-10-12 | Saudi Arabian Oil Company | Invert emulsion drilling fluids |
| MX2019010823A (es) * | 2017-04-24 | 2019-10-30 | Huntsman Petrochemical Llc | Metodo para producir poliamidas funcionales con carbamato de hidroxialquilo y usos de las mismas. |
| WO2021046294A1 (en) | 2019-09-05 | 2021-03-11 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
| US11434407B2 (en) * | 2020-07-07 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Rheology modifier with a fatty alcohol for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems |
| US11795362B1 (en) | 2022-10-31 | 2023-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sustainable solid lubricant for drilling fluid |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030236172A1 (en) * | 2002-06-19 | 2003-12-25 | Colin Temple | Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids |
| US20040043905A1 (en) * | 2000-12-29 | 2004-03-04 | Jeff Miller | Drilling fluid and method for enhanced suspension |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3125517A (en) * | 1964-03-17 | Chzchzoh | ||
| US2588808A (en) * | 1949-02-14 | 1952-03-11 | Shell Dev | Oil base fluid for drilling wells |
| US2689219A (en) * | 1952-02-11 | 1954-09-14 | Stanolind Oil & Gas Co | Emulsion drilling fluid |
| US2661334A (en) * | 1952-02-11 | 1953-12-01 | Standard Oil And Gas Company | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US2996450A (en) * | 1957-04-23 | 1961-08-15 | Atlas Powder Co | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US5252554A (en) * | 1988-12-19 | 1993-10-12 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Drilling fluids and muds containing selected ester oils |
| DE3903784A1 (de) * | 1989-02-09 | 1990-08-16 | Henkel Kgaa | Monocarbonsaeure-methylester in invert-bohrspuelschlaemmen |
| DE3907392A1 (de) | 1989-03-08 | 1990-09-13 | Henkel Kgaa | Ester von carbonsaeuren mittlerer kettenlaenge als bestnadteil der oelphase in invert-bohrspuelschlaemmen |
| US5262241A (en) * | 1991-08-26 | 1993-11-16 | Eeonyx Corporation | Surface coated products |
| GB9406057D0 (en) * | 1994-03-26 | 1994-05-18 | Univ Heriot Watt | Drilling mud |
| PL185135B1 (pl) | 1996-03-12 | 2003-02-28 | Voitelukeskus Tonttila Oy | Olej hydrauliczny i sposób jego otrzymywania |
| US5905061A (en) * | 1996-08-02 | 1999-05-18 | Patel; Avind D. | Invert emulsion fluids suitable for drilling |
| US6793025B2 (en) * | 1998-01-08 | 2004-09-21 | M-I L. L. C. | Double emulsion based drilling fluids |
| US7435706B2 (en) * | 2000-12-29 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thinners for invert emulsions |
| US20030036484A1 (en) * | 2001-08-14 | 2003-02-20 | Jeff Kirsner | Blends of esters with isomerized olefins and other hydrocarbons as base oils for invert emulsion oil muds |
| US6887832B2 (en) * | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
| AU2001226086B2 (en) * | 2000-12-29 | 2007-06-28 | Emery Oleochemicals Gmbh | Thinners for invert emulsions |
| US7456135B2 (en) * | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
| US6828279B2 (en) * | 2001-08-10 | 2004-12-07 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
| US6691805B2 (en) * | 2001-08-27 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically conductive oil-based mud |
| US7008907B2 (en) * | 2001-10-31 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
| US7534746B2 (en) * | 2001-10-31 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metallic soaps of modified tall oil acids |
| US6620770B1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
| US7696131B2 (en) * | 2002-06-19 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diesel oil-based invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes |
| US7871962B2 (en) * | 2003-08-25 | 2011-01-18 | M-I L.L.C. | Flat rheology drilling fluid |
| US7507694B2 (en) * | 2004-03-12 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant-free emulsions and methods of use thereof |
| US20060111245A1 (en) * | 2004-11-23 | 2006-05-25 | Carbajal David L | Environmentally friendly water based mud deflocculant/ thinner |
| US8105989B2 (en) * | 2005-04-05 | 2012-01-31 | M-I L.L.C. | Water based completion and displacement fluid and method of use |
| US20060223714A1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-05 | M-L L.L.C. | Invert emulsion based completion and displacement fluid and method of use |
| US7560418B2 (en) * | 2005-10-06 | 2009-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additives for imparting fragile progressive gel structure and controlled temporary viscosity to oil based drilling fluids |
| CN101486896B (zh) * | 2008-12-15 | 2011-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井液润滑剂 |
| US8691733B2 (en) | 2009-09-01 | 2014-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Suspension characteristics in invert emulsions |
-
2009
- 2009-09-01 US US12/552,072 patent/US8691733B2/en active Active
-
2010
- 2010-09-01 CA CA2772133A patent/CA2772133C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-09-01 EP EP10752113A patent/EP2473579A1/en not_active Withdrawn
- 2010-09-01 EA EA201290111A patent/EA025173B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-09-01 CN CN201080045882.3A patent/CN102575149B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-09-01 BR BR112012004712A patent/BR112012004712A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2010-09-01 WO PCT/GB2010/001656 patent/WO2011027112A1/en active Application Filing
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040043905A1 (en) * | 2000-12-29 | 2004-03-04 | Jeff Miller | Drilling fluid and method for enhanced suspension |
| US20030236172A1 (en) * | 2002-06-19 | 2003-12-25 | Colin Temple | Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids |
| WO2005026287A1 (en) * | 2003-09-05 | 2005-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid and method for enhanced suspension |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011027112A1 (en) | 2011-03-10 |
| US20110053808A1 (en) | 2011-03-03 |
| CN102575149B (zh) | 2014-12-31 |
| US8691733B2 (en) | 2014-04-08 |
| EP2473579A1 (en) | 2012-07-11 |
| BR112012004712A2 (pt) | 2016-04-12 |
| CN102575149A (zh) | 2012-07-11 |
| CA2772133C (en) | 2014-12-02 |
| CA2772133A1 (en) | 2011-03-10 |
| EA201290111A1 (ru) | 2012-09-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA025173B1 (ru) | Улучшение суспендирующих характеристик инвертных эмульсий | |
| AU2013323545B2 (en) | Method for improving high temperature rheology in drilling fluids | |
| EA007842B1 (ru) | Буровой раствор с плоским реологическим профилем | |
| AU2013313085B2 (en) | Salt-free invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes | |
| DK2817382T3 (en) | COMPOSITION comprising an alkoxylated amine compound and a carboxylic acid compound, its use in water-in-oil emulsions, and methods for using any or all of the compositions of any kind. | |
| US10435612B2 (en) | Thermal thickening in invert emulsion treatment fluids | |
| WO2011121278A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes | |
| EA027423B1 (ru) | Способы бурения в подземной формации и инвертно-эмульсионный буровой раствор | |
| WO2015138407A1 (en) | Synergistic organophilic clay mixture as an additive to oil-based drilling fluids | |
| US10947434B2 (en) | Additive to enhance sag stability of drilling fluid | |
| AU2014249450B2 (en) | Method of drilling boreholes with invert emulsion drilling fluids characterized by flat rheology | |
| AU2015395666B2 (en) | Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids | |
| US11390792B2 (en) | Clay-free drilling fluid composition |
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 |