EA030494B1 - Раствор для бурения, содержащий поверхностно-активное вещество с высокой температурой кипения и длинноцепочечной головной группой, и способ применения данного раствора - Google Patents
Раствор для бурения, содержащий поверхностно-активное вещество с высокой температурой кипения и длинноцепочечной головной группой, и способ применения данного раствора Download PDFInfo
- Publication number
- EA030494B1 EA030494B1 EA201491033A EA201491033A EA030494B1 EA 030494 B1 EA030494 B1 EA 030494B1 EA 201491033 A EA201491033 A EA 201491033A EA 201491033 A EA201491033 A EA 201491033A EA 030494 B1 EA030494 B1 EA 030494B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling fluid
- surfactant
- group
- well
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 226
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 198
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000009835 boiling Methods 0.000 title claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 59
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 47
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 32
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 27
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 19
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 17
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 16
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 15
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 15
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims description 14
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 14
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 13
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 12
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 11
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 10
- -1 allyl carboxylic acid Chemical group 0.000 claims description 9
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 claims description 7
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 claims description 7
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 6
- MHKBSCHWKVCLJL-WUKNDPDISA-N (e)-octadec-2-enamide Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCC\C=C\C(N)=O MHKBSCHWKVCLJL-WUKNDPDISA-N 0.000 claims description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- ZCZLQYAECBEUBH-UHFFFAOYSA-L calcium;octadec-9-enoate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCC=CCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCC=CCCCCCCCC([O-])=O ZCZLQYAECBEUBH-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 5
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 5
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 5
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 5
- HCWCAKKEBCNQJP-UHFFFAOYSA-N magnesium orthosilicate Chemical compound [Mg+2].[Mg+2].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] HCWCAKKEBCNQJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 claims description 5
- 229910052919 magnesium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000019792 magnesium silicate Nutrition 0.000 claims description 5
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 claims description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 4
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000000539 dimer Substances 0.000 claims description 4
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 claims description 4
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000013638 trimer Substances 0.000 claims description 4
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical group OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Natural products C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 3
- JLBJTVDPSNHSKJ-UHFFFAOYSA-N 4-Methylstyrene Chemical compound CC1=CC=C(C=C)C=C1 JLBJTVDPSNHSKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims description 2
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 abstract description 27
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 47
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 23
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 15
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 13
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 12
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 11
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 8
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 5
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 5
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 2-(3,4-dimethoxyphenyl)-5-hydroxy-7-methoxychromen-4-one Chemical compound C=1C(OC)=CC(O)=C(C(C=2)=O)C=1OC=2C1=CC=C(OC)C(OC)=C1 HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PLIKAWJENQZMHA-UHFFFAOYSA-N 4-aminophenol Chemical compound NC1=CC=C(O)C=C1 PLIKAWJENQZMHA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- YZXBAPSDXZZRGB-DOFZRALJSA-N arachidonic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCC(O)=O YZXBAPSDXZZRGB-DOFZRALJSA-N 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 2
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N docosanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- REEPJBYQLCWOAR-UHFFFAOYSA-N heptadecanamide Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCC(N)=O REEPJBYQLCWOAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XMHIUKTWLZUKEX-UHFFFAOYSA-N hexacosanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O XMHIUKTWLZUKEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N hexadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCO BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 2
- 229960002366 magnesium silicate Drugs 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- CNNRPFQICPFDPO-UHFFFAOYSA-N octacosan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCO CNNRPFQICPFDPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYRFLYHAGKPMFH-UHFFFAOYSA-N octadecanamide Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(N)=O LYRFLYHAGKPMFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008385 outer phase Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 2
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 2
- 238000012430 stability testing Methods 0.000 description 2
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 description 1
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical class CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- CUXYLFPMQMFGPL-UHFFFAOYSA-N (9Z,11E,13E)-9,11,13-Octadecatrienoic acid Natural products CCCCC=CC=CC=CCCCCCCCC(O)=O CUXYLFPMQMFGPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NHUOWASJBBPFMB-PDBXOOCHSA-N (9Z,12Z,15Z)-octadecatrienamide Chemical compound CC\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(N)=O NHUOWASJBBPFMB-PDBXOOCHSA-N 0.000 description 1
- HDPOYLJPONQLQO-CCEZHUSRSA-N (e)-hexadec-2-enamide Chemical compound CCCCCCCCCCCCC\C=C\C(N)=O HDPOYLJPONQLQO-CCEZHUSRSA-N 0.000 description 1
- AFSHUZFNMVJNKX-UHFFFAOYSA-N 1,2-di-(9Z-octadecenoyl)glycerol Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(=O)OCC(CO)OC(=O)CCCCCCCC=CCCCCCCCC AFSHUZFNMVJNKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AFSHUZFNMVJNKX-LLWMBOQKSA-N 1,2-dioleoyl-sn-glycerol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@H](CO)OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC AFSHUZFNMVJNKX-LLWMBOQKSA-N 0.000 description 1
- 229960002666 1-octacosanol Drugs 0.000 description 1
- AJUAZEGSIWKMPI-UHFFFAOYSA-N 1-octadecyl-4,5-dihydroimidazole Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCCN1CCN=C1 AJUAZEGSIWKMPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KDUWXMIHHIVXER-UHFFFAOYSA-N 2'-hydroxypropiophenone Chemical compound CCC(=O)C1=CC=CC=C1O KDUWXMIHHIVXER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MXQXWJVQZHHBJV-UHFFFAOYSA-N 7h-purine-2-carboxylic acid Chemical compound OC(=O)C1=NC=C2N=CNC2=N1 MXQXWJVQZHHBJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021357 Behenic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- UAUDZVJPLUQNMU-UHFFFAOYSA-N Erucasaeureamid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(N)=O UAUDZVJPLUQNMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021353 Lignoceric acid Nutrition 0.000 description 1
- CQXMAMUUWHYSIY-UHFFFAOYSA-N Lignoceric acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCCC1=CC=C(O)C=C1 CQXMAMUUWHYSIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SFIHQZFZMWZOJV-UHFFFAOYSA-N Linolsaeure-amid Natural products CCCCCC=CCC=CCCCCCCCC(N)=O SFIHQZFZMWZOJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003355 Novatec® Polymers 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- YKTSYUJCYHOUJP-UHFFFAOYSA-N [O--].[Al+3].[Al+3].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] Chemical compound [O--].[Al+3].[Al+3].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] YKTSYUJCYHOUJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 description 1
- CUXYLFPMQMFGPL-SUTYWZMXSA-N all-trans-octadeca-9,11,13-trienoic acid Chemical compound CCCC\C=C\C=C\C=C\CCCCCCCC(O)=O CUXYLFPMQMFGPL-SUTYWZMXSA-N 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 235000021342 arachidonic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229940114079 arachidonic acid Drugs 0.000 description 1
- BNBSCAZCQDLUDU-DOFZRALJSA-N arachidonoyl amine Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCC(N)=O BNBSCAZCQDLUDU-DOFZRALJSA-N 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229940116226 behenic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001669 calcium Chemical class 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 1
- CREMABGTGYGIQB-UHFFFAOYSA-N carbon carbon Chemical compound C.C CREMABGTGYGIQB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- KJDZDTDNIULJBE-QXMHVHEDSA-N cetoleic acid Chemical compound CCCCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCC(O)=O KJDZDTDNIULJBE-QXMHVHEDSA-N 0.000 description 1
- 229960000541 cetyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N dimethylazanium;chloride Chemical compound Cl.CNC IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- QGOHQQLZJKBKIT-UHFFFAOYSA-N docos-5-enamide Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCC=CCCCC(N)=O QGOHQQLZJKBKIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- URBUTZIVRRTMIA-UHFFFAOYSA-N docosa-5,13-dienamide Chemical compound CCCCCCCCC=CCCCCCCC=CCCCC(N)=O URBUTZIVRRTMIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940082150 encore Drugs 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- UAUDZVJPLUQNMU-KTKRTIGZSA-N erucamide Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(N)=O UAUDZVJPLUQNMU-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- FARYTWBWLZAXNK-WAYWQWQTSA-N ethyl (z)-3-(methylamino)but-2-enoate Chemical compound CCOC(=O)\C=C(\C)NC FARYTWBWLZAXNK-WAYWQWQTSA-N 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- IRHTZOCLLONTOC-UHFFFAOYSA-N hexacosan-1-ol Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCO IRHTZOCLLONTOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HSEMFIZWXHQJAE-UHFFFAOYSA-N hexadecanamide Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(N)=O HSEMFIZWXHQJAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940081141 hexadecanamide Drugs 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- SFIHQZFZMWZOJV-HZJYTTRNSA-N linoleamide Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(N)=O SFIHQZFZMWZOJV-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 1
- RLAWWYSOJDYHDC-BZSNNMDCSA-N lisinopril Chemical compound C([C@H](N[C@@H](CCCCN)C(=O)N1[C@@H](CCC1)C(O)=O)C(O)=O)CC1=CC=CC=C1 RLAWWYSOJDYHDC-BZSNNMDCSA-N 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- ALIFPGGMJDWMJH-UHFFFAOYSA-N n-phenyldiazenylaniline Chemical compound C=1C=CC=CC=1NN=NC1=CC=CC=C1 ALIFPGGMJDWMJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- AWIZWICJDMFGHV-SEYXRHQNSA-N petroselinamide Chemical compound CCCCCCCCCCC\C=C/CCCCC(N)=O AWIZWICJDMFGHV-SEYXRHQNSA-N 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 235000003441 saturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229960004274 stearic acid Drugs 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- REZQBEBOWJAQKS-UHFFFAOYSA-N triacontan-1-ol Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCO REZQBEBOWJAQKS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
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
-
- 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
- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
- C09K23/22—Amides or hydrazides
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к инвертно-эмульсионному буровому раствору и способам с его использованием. В соответствии с одним аспектом изобретения инвертно-эмульсионный буровой раствор содержит внешнюю фазу, содержащую углеводородную жидкость; внутреннюю фазу, содержащую воду; и поверхностно-активное вещество, которое: (A) содержит гидрофобную хвостовую группу, имеющую длину углеродной цепи, большую или равную 16; (B) имеет температуру кипения в интервале от 232,2 до 371,1°C (от 450 до 700°F); и (C) присутствует в такой концентрации, чтобы поверхностно-активное вещество спонтанно образовывало инвертные мицеллы. Согласно другим аспектам предусмотрены способы применения инвертно-эмульсионного бурового раствора, включающие введение бурового раствора в скважину.
Description
Изобретение относится к инвертно-эмульсионному буровому раствору и способам с его использованием. В соответствии с одним аспектом изобретения инвертно-эмульсионный буровой раствор содержит внешнюю фазу, содержащую углеводородную жидкость; внутреннюю фазу, содержащую воду; и поверхностно-активное вещество, которое: (А) содержит гидрофобную хвостовую группу, имеющую длину углеродной цепи, большую или равную 16; (В) имеет температуру кипения в интервале от 232,2 до 371,1°C (от 450 до 700°F); и (С) присутствует в такой концентрации, чтобы поверхностно-активное вещество спонтанно образовывало инвертные мицеллы. Согласно другим аспектам предусмотрены способы применения инвертноэмульсионного бурового раствора, включающие введение бурового раствора в скважину.
030494
Область техники
Предусмотрен инвертно-эмульсионный буровой раствор и способы с использованием бурового раствора. Буровой раствор содержит поверхностно-активное вещество, имеющее высокую температуру кипения по меньшей мере 400°F (204,4°C). Поверхностно-активное вещество содержит гидрофобную хвостовую группу, имеющую длинную цепь по меньшей мере из 16 атомов углерода (С16). В соответствии с одним вариантом осуществления, хвостовая группа является высоко разветвленной. Согласно другому варианту осуществления поверхностно-активное вещество присутствует по меньшей мере в достаточной концентрации, чтобы поверхностно-активное вещество спонтанно образовывало инвертные мицеллы. Способ применения бурового раствора включает введение бурового раствора в скважину. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления, скважина является высокотемпературной скважиной.
Предшествующий уровень техники
В настоящем изобретении слова содержит", "имеет", "включает" и все их грамматические варианты имеют неограничивающее значение, что не исключает дополнительных элементов или стадий.
В данном описании "раствор" представляет собой вещество, имеющее непрерывную фазу, которая может течь, и принимающее форму контейнера, в котором оно находится, когда вещество тестируют при температуре 71°F (22°C) и давлении одна атмосфера "атм" (0,1 мегапаскалей "МПа"). Раствор может представлять собой жидкость или газ. Гомогенный раствор имеет только одну фазу; в то время как гетерогенный раствор имеет более чем одну отдельную фазу. Коллоид является примером гетерогенного раствора. Коллоид может представлять собой суспензию, которая включает непрерывную жидкую фазу и нерастворенные твердые частицы в качестве дисперсной фазы; эмульсию, которая включает непрерывную жидкую фазу и, по меньшей мере, одну дисперсную фазу несмешивающихся жидких капель; или пену, которая включает непрерывную жидкую фазу и газ в качестве дисперсной фазы. В данном описании термин "эмульсия" означает коллоид, в котором водная жидкость является непрерывной (или внешней) фазой, а углеводородная жидкость является дисперсионной (или внутренней) фазой. В данном описании термин "инвертная эмульсия" означает коллоид, в котором углеводородная жидкость является внешней фазой, а водная жидкость является внутренней фазой. Конечно, в эмульсии или инвертной эмульсии может присутствовать более одной внутренней фазы, но только одна внешняя фаза. Например, внешняя фаза может контактировать с первой внутренней фазой, и первая внутренняя фаза может контактировать со второй внутренней фазой. Любая из фаз эмульсии или инвертной эмульсии может содержать растворенные материалы и/или нерастворенные твердые вещества.
"Гель" относится к веществу, которое не может легко течь, и в котором напряжение сдвига ниже определенного конечного значения не приводит к постоянной деформации. Вещество может иметь характеристику прочности геля. Чем выше прочность геля, тем более вероятно, что вещество станет гелем. И наоборот, чем ниже прочность геля, тем больше вероятность, что вещество будет оставаться в жидком состоянии. Хотя не существует конкретной разделительной линии для определения того, является ли вещество гелем, в общем случае, вещество с 10-минутной прочностью геля (предельным статическим напряжением сдвига), превышающей 100 фунтов на 100 квадратных футов (47,88 Па), станет гелем. Кроме того, вещество с 10-минутной прочность геля менее 100 фунтов на 100 квадратных футов (47,88 Па), как правило, остается в жидком состоянии.
Нефтегазовые углеводороды в природе встречаются в некоторых подземных формациях. Подземную формацию, содержащую нефть или газ, иногда называют пластовым резервуаром. Пластовый резервуар может быть расположен под землей или в открытом море. Для того, чтобы получить нефть или газ, в пластовый резервуар или в непосредственной близости к пластовому резервуару бурят ствол скважины.
Скважина может включать, без ограничения, скважину для добычи нефти, газа или воды, нагнетательную скважину или геотермальную скважину. В настоящем изобретении "скважина" включает, по меньшей мере, один ствол скважины. Ствол скважины может включать вертикальные, наклонные и горизонтальные части, и он может быть прямым, изогнутым или разветвленным. В настоящем изобретении термин "ствол скважины" включает любую обсаженную и любую не обсаженную часть ствола скважины, часть ствола скважины с открытым стволом. Призабойная зона скважины представляет собой подземный материал и горные породы из подземной формации, окружающие ствол скважины. В настоящем изобретении "скважина" также включает призабойную зону. Призабойная зона, как правило, относится к зоне в пределах примерно 100 футов от ствола скважины. В настоящем документе термин "в скважину" означает и включает "в любую часть скважины", в том числе "в ствол скважины" или "в призабойную зону" через ствол скважины.
Ствол скважины образован с использованием бурового долота (головки бура). Для содействия буровому долоту при бурении через подземную формацию для образования ствола скважины может быть использована бурильная колонна. Бурильная колонна может включать в себя буровую трубу. Во время бурения буровой раствор, который иногда называют буровой грязью, может циркулировать вниз через буровую трубу и обратно через кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и наружной стороной буровой трубы. Буровой раствор выполняет различные функции, такие как охлаждение бурового долота, поддержание требуемого давления в скважине и проведение бурового шлама вверх через
- 1 030494
кольцевое пространство.
Инвертно-эмульсионные буровые растворы могут быть использованы в чувствительных к воде формациях, например, сланцевых формациях. При использовании эмульсионного бурового раствора, содержащего воду, в чувствительных к воде формациях, вода может отрицательно влиять на формацию. Некоторые из нежелательных эффектов могут включать разбухание или осыпание подземной формации, или образование вязкой глины. Таким образом, инвертно-эмульсионный буровой раствор может быть использован, чтобы помочь предотвратить некоторые из этих нежелательных эффектов. Однако, когда инвертно-эмульсионный буровой раствор используют в высокотемпературной формации, могут возникнуть проблемы. В настоящем изобретении словосочетание "высокотемпературная формация" означает формацию, которая имеет температуру на забое больше, чем 400°F (204,4°C). В данном описании термин "забойный" означает часть подземной формации, подлежащую бурению. Один из примеров возможных проблем заключается в том, что инвертно-эмульсионный буровой раствор может стать нестабильным. В настоящем документе "стабильный" инвертно-эмульсионный буровой раствор означает, что инвертная эмульсия не будет расслаиваться, флокулировать или коалесцировать, и что большая часть любых нерастворимых твердых веществ не осядет.
Так, в патенте US 3002923 описан инвертно-эмульсионный буровой раствор в виде эмульсии типа "вода в масле", содержащий амидное поверхностно-активное вещество. В этом документе (столбец 5, строки 48-50) указано, что эмульсии такого типа являются стабильными при температурах 200°F (93.3°C) и 300°F (148.9°C). Однако при более высоких температурах эти эмульсии теряют стабильность и становятся непригодны к использованию.
Есть несколько способов, которые могут помочь сохранить стабильность инвертно-эмульсионного бурового раствора для применения в высокотемпературной формации. Одним из примеров является уменьшение количества воды в инвертной эмульсии. Нередко количество воды уменьшают до 2% от объема бурового раствора (соотношение нефти к воде "соотношение O/W" 98:2). Тем не менее, вода легко доступна и имеет более низкую стоимость по сравнению с другими жидкостями. Таким образом, уменьшение количества воды в буровом растворе может значительно увеличить стоимость раствора.
Количество воды в инвертно-эмульсионном буровом растворе может быть увеличено, чтобы сократить расходы, но, как правило, чтобы создать стабильную эмульсию, затем необходимо применять добавки. Эти добавки могут быть весьма дорогостоящими. Таким образом, существует потребность в инвертно-эмульсионном буровом растворе, который можно использовать в высокотемпературных формациях, который имеет желаемые свойства и является менее дорогим по сравнению с другими буровыми растворами.
Другая возможная проблема заключается в том, что температура вспышки бурового раствора может быть достаточно низкой в зависимости от температуры кипения его ингредиентов. Температура вспышки летучего материала представляет собой минимальную температуру, при которой материал может испаряться, образуя горючую смесь в воздухе. При использовании в высокотемпературной формации жидкости, которая имеет низкую температуру вспышки, могут возникать серьезные проблемы. Температура вспышки раствора может быть увеличена включением в буровой раствор ингредиентов, которые имеют относительно высокие точки кипения.
Настоящее изобретение направлено на решение вышеуказанных проблем.
Сущность изобретения
В соответствии с одним вариантом осуществления, инвертно-эмульсионный буровой раствор содержит: внешнюю фазу, где внешняя фаза бурового раствора содержит углеводородную жидкость; внутреннюю фазу, где внутренняя фаза бурового раствора содержит воду; и поверхностно-активное вещество, где поверхностно-активное вещество: (А) содержит гидрофобную хвостовую группу, где длина углеродной цепи больше или равна 16; (В) имеет температуру кипения, большую или равную 400°F (204,4°C); и (С) присутствует, по меньшей мере, в достаточной концентрации, чтобы поверхностноактивное вещество спонтанно образовывало инвертные мицеллы.
Согласно еще одному варианту, способ с использованием инвертно-эмульсионного бурового раствора включает введение бурового раствора в скважину.
Было обнаружено, что инвертно-эмульсионный буровой раствор, содержащий поверхностноактивное вещество, имеющее гидрофобную хвостовую группу с длиной углеродной цепи, превышающей или равной 16, и температурой кипения, большей или равной 400°F (204,4°C), может использоваться в высокотемпературных скважинах. Поверхностно-активное вещество может быть, по меньшей мере, в достаточной концентрации, чтобы поверхностно-активное вещество спонтанно образовывало инвертные мицеллы.
Поверхностно-активное вещество представляет собой амфифильную молекулу, содержащую гидрофобную хвостовую группу и гидрофильную головную группу. Гидрофильная головная группа может быть заряженной. Катионное поверхностно-активное вещество включает положительно заряженную головную группу. Анионное поверхностно-активное вещество включает отрицательно заряженную головную группу. Цвиттерионное поверхностно-активное вещество включает как положительно, и так и отрицательно заряженную головную группу. Поверхностно-активное вещество без заряда называют неионо- 2 030494
генным поверхностно-активным веществом.
Если поверхностно-активное вещество присутствует в растворе в достаточной концентрации, то молекулы поверхностно-активного вещества могут образовывать мицеллы. "Мицелла" представляет собой агрегат молекул поверхностно-активного вещества, диспергированных в растворе. Поверхностноактивное вещество в растворе нефти может образовывать инвертные мицеллы, в которых гидрофобные хвосты контактируют с углеводородным растворителем, секвестрируя гидрофильные головные группы в центре инвертной мицеллы. С другой стороны, поверхностно-активное вещество в водном растворе может образовывать мицеллы, в которых гидрофильные головные группы контактируют с окружающим водным растворителем, секвестрируя гидрофобные хвосты в центре мицеллы. Поверхностно-активное вещество должно быть в достаточной концентрации, чтобы сформировать инвертные мицеллы или мицеллы, известной как критическая концентрация мицеллообразования. Критическая концентрация мицеллообразования представляет собой концентрацию поверхностно-активного вещества, выше которой спонтанно формируются инвертные мицеллы или мицеллы.
Желательно, чтобы буровой раствор обладал множеством различных свойств, таких как свойства реологии, водоотдачи и стабильности. Если тест (например, реологии или стабильности) требует стадии смешивания, то инвертно-эмульсионный буровой раствор смешивают в соответствии со следующими процедурами. В смесительный контейнер добавляют известный объем (в баррелях) внешней фазы, и контейнер помещают на основание смесителя. Затем включают двигатель смесителя и поддерживают его при 11000 оборотов в минуту (rpm). Затем к внешней фазе добавляют любой из следующих ингредиентов, и смесь перемешивают в течение по меньшей мере 5 мин перед добавлением следующего ингредиента, где ингредиенты добавляют в порядке от первого ингредиента до последнего ингредиента следующим образом: поверхностно-активное вещество; эмульгаторы; загуститель и/или суспендирующий агент; понизитель водоотдачи; внутренняя фаза; добавка для имитации выбуренной породы; утяжелитель. Ингредиенты могут быть добавлены в установленных концентрациях по массе на объем бурового раствора, например, в единицах фунтов на баррель (фунтов на баррель) бурового раствора. Следует понимать, что любое смешивание проводят при температуре и давлении окружающей среды (примерно 71 °F (22°C) и примерно 1 атм (0,1 МПа)).
Кроме того, следует понимать, что если тест (например, реологии или стабильности) требуется провести при заданной температуре и, возможно, заданном давлении, то температуру и давление бурового раствора повышают до заданных значений температуры и давления после смешивания при комнатной температуре и давлении. Например, буровой раствор можно смешать при 71°F (22°C) и давлении 1 атм (0,1 МПа) и затем поместить в тестовый аппарат, где температура бурового раствора может быть повышена до заданной температуры. В настоящем изобретении скорость увеличения температуры находится в диапазоне от примерно 3°F/мин до примерно 5°F/мин (от примерно 1,67°C/мин до примерно 2,78^/^^. После того, как буровой раствор довели до заданной температуры и, возможно, давления, буровой раствор выдерживают при этой температуре и давлении в течение всего времени тестирования.
Предпочтительно внутренняя фаза коллоида равномерно распределена в его внешней фазе. В случае эмульсии для равномерного распределения внутренней жидкой фазы во внешней жидкой фазе может быть использовано поверхностно-активное вещество или эмульгатор. В случае суспензии для равномерного распределения нерастворенных твердых частиц во внешней жидкой фазе может быть использован суспендирующий агент. В настоящем документе "стабильный" инвертно-эмульсионный буровой раствор означает, что инвертная эмульсия не будет расслаиваться, флокулировать или коалесцировать, и что большая часть любых нерастворимых твердых веществ не осядет при тестировании, как описано ниже. В данном описании термин "расслаиваться" означает, по меньшей мере, некоторые из капелек внутренней фазы сходятся по направлению к поверхности или нижней части эмульсии (в зависимости от относительных плотностей жидкостей, составляющих внешнюю и внутреннюю фазу). Сходящиеся капли сохраняют форму дискретных капель. В данном описании термин "флокулировать" означает, что, по меньшей мере, некоторые из капелек внутренней фазы объединяются с образованием мелких агрегатов в эмульсии. В данном описании термин "коалесцировать" означает, что, по меньшей мере, некоторые из капелек внутренней фазы объединяются с образованием более крупных капель в эмульсии. Тестирование стабильности проводят в соответствии с рекомендуемой практикой для лабораторного тестирования буровых растворов API 131 путем помещения бурового раствора в камеру для старения из нержавеющей стали. В камере для старения после этого создают избыточное давление азота, чтобы предотвратить испарение жидкости, и камеру помещают в вальцовую печь при заданной температуре. Затем контейнер нагревают при вращении роликов при заданной температуре в течение определенного времени. Затем камеру для старения вынимают из вальцовой печи и проводят визуальный осмотр, чтобы определить, является ли буровой раствор стабильным.
Другим предпочтительным свойством бурового раствора является хорошая реология бурового раствора. Реология является мерой того, как материал деформируется и течет. В настоящем изобретении "реология" бурового раствора измеряется в соответствии с Рекомендуемой практикой для тестирования буровых растворов на нефтяной основе в полевых условиях, API 13B-2, раздел 6.3, следующим образом. Смешивают буровой раствор. Буровой раствор помещают в испытательную камеру от ротационного вис- 3 030494
козиметра, такого как вискозиметр Model 35 FANN®, снабженного внутренним и внешним цилиндрами и пружиной 1. Буровой раствор тестируют при заданной температуре и давлении окружающей среды примерно 1 атм (0,1 МПа). Измерения реологии проводят при нескольких значениях оборотов в минуту, например, 3, 6, 100, 200, 300 и 600.
Другим предпочтительным свойством является низкая пластическая вязкость (PV). Как правило, увеличение вязкости жидкостной основы, избыток коллоидных твердых частиц, или и то, и другое приведет к увеличению пластической вязкости ("PV") раствора. Пластическая вязкость (PV, от англ. "plastic viscosity") получается из реологической модели Бингхема и представляет собой вязкость жидкости при экстраполяции к бесконечной скорости сдвига. Значение PV может оказывать влияние на эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора ("ECD", от англ. "equivalent circulating density") и скорость проникновения ("ROP" , от англ. "rate of penetration") бурового раствора. ECD является эффективной плотностью циркулирующего бурового раствора, с которой раствор воздействует на формацию, с учетом скорости потока и перепада давления в кольцевом пространстве, рассматриваемой и оцениваемой как разница между измеренной поверхностной плотностью бурового раствора в устье скважины и буровой эквивалентной плотностью циркулирующего бурового раствора в скважине. Низкая ECD имеет место, когда разница между поверхностной плотностью и эквивалентной плотностью циркулирующего бурового раствора в скважине является относительно небольшой. Высокая PV может увеличить ECD за счет большего перепада давления в кольцевом пространстве, вызванного внутренним трением жидкости. Низкая PV может помочь свести к минимуму увеличение плотности или эквивалентную плотность циркулирующего раствора, вызванную перекачиванием жидкости. ROP показывает, как быстро долото образует ствол скважины (то есть скорость, с которой долото проникает через подземную формацию). Низкая PV может указывать, что жидкость может обеспечивать быстрое бурение, благодаря низкой вязкости жидкости, выходящей из бурового долота, и возможности использовать высокие скорости потока. В дополнение к желаемому низкому значению PV, желательно также иметь низкий ECD и высокую ROP. В данном описании "пластическую вязкость" бурового раствора получают из реологической модели Бингхема и рассчитывают как разницу между измерениями при 600 оборотах в минуту и 300 оборотах в минуту при тестировании реологии, выраженную в единицах сП. Значение менее 50 сП можно считать хорошим результатом.
Кроме того, желательно иметь низкий предел текучести. Предел текучести ("YP") определяется как значение, полученное из реологической модели Бингхема при экстраполяции скорости сдвига к нулю. В данном описании "предел текучести" бурового раствора рассчитывается как разница между пластической вязкостью и измерением при 300 оборотах в минуту, выраженная в единицах фунт на 100 квадратных футов. Значение менее 25 фунтов/100 фут2 можно считать хорошим результатом.
Вещество может характеризоваться прочностью геля. В настоящем изобретении, "начальная прочность геля" бурового раствора измеряется в соответствии с Рекомендуемой практикой для тестирования буровых растворов на нефтяной основе в полевых условиях, API 13B-2, раздел 6.3, следующим образом. После проведения тестирования реологии вещества это вещество оставляют в испытательной камере на 10 с. Затем двигатель вискозиметра запускают на скорости 3 оборота в минуту. Максимальное отклонение, измеренное прибором, затем умножают на 0,48, чтобы получить первоначальную прочность геля в единицах фунтов/100 фут2. В данном описании "10-минутную прочность геля" измеряют следующим образом. После проведения теста на начальную прочность геля вещество оставляют в испытательной камере на 10 мин. Затем двигатель вискозиметра запускают на скорости 3 оборота в минуту. Максимальное отклонение, измеренное прибором, затем умножают на 0,48, чтобы получить 10-минутную прочность геля в единицах фунтов/100 фут2.
Другим предпочтительным свойством бурового раствора является низкая водоотдача. Чтобы выяснить, сколько жидкости может просачиваться в пласт, могут быть использованы результаты тестирования водоотдачи. В настоящем изобретении "водоотдачу" бурового раствора тестируют в соответствии с Рекомендуемой практикой для тестирования буровых растворов на нефтяной основе в полевых условиях, API 13B-2, раздел 7, при определенной температуре и градиенте давления следующим образом. Смешивают буровой раствор. Нагревательную рубашку аппарата для тестирования предварительно нагревают до температуры примерно на 6°C (10°F) выше заданной температуры. Буровой раствор перемешивают в течение 5 мин с помощью смесителя. Буровой раствор выливают в фильтровальную камеру. Устройство для тестирования оснащают фильтровальной бумагой, вставленной в устройство. Буровой раствор нагревают до заданной температуры. Когда буровой раствор достигнет заданной температуры, открывают нижний клапан и устанавливают указанный градиент давления (измеряется в единицах фунтов силы на квадратный дюйм "psi" или мегапаскалях "МПа"). Запускают таймер и фильтрат из аппарата для тестирования собирают в отдельном волюметрическом контейнере. Тестирование проводят в течение 30 мин. Измеряют общий объем собранного фильтрата. Водоотдачу измеряют в миллилитрах (мл) жидкости, собранной в течение 30 мин. Общий объем водоотдачи затем умножают на 2, чтобы получить водоотдачу бурового раствора по API в единицах мл/30 мин.
Другим предпочтительным свойством бурового раствора является хорошая электрическая стабильность. Электрическая стабильность (ES, от англ. "electrical stability") бурового раствора на нефтяной ос- 4 030494
нове представляет собой свойство, связанное с его стабильностью эмульсии и нефтесмачивающей способностью. ES определяется путем применения синусоидального электрического сигнала с увеличивающимся напряжением через пару параллельных плоских электродов, погруженных в буровой раствор. Результирующий ток остается на низком уровне до тех пор, пока не будет достигнуто пороговое напряжение, в при котором ток возрастает очень быстро. Это пороговое напряжение называют ES бурового раствора на нефтяной основе и определяют как напряжение (в вольтах) при достижении тока 61 микроампер (мкА). "Электрическая стабильность" бурового раствора измеряется в соответствии с Рекомендуемой практикой для тестирования буровых растворов на нефтяной основе в полевых условиях API 13B-2, раздел 10, как описано ниже. Буровой раствор пропускают через воронку Марша. Буровой раствор помещают в чашку вискозиметра при 50°C±2°C (120°F±5°F). Буровой раствор перемешивают вручную электродным зондом в течение примерно 10 секунд, чтобы гарантировать, что состав и температура бурового раствора являются однородными. Электрод-зонд расположен таким образом, что он не касается дна или стенок контейнера, и поверхности электродов полностью покрыты буровым раствором. Проводят тест с увеличением напряжения. В качестве ES приводят среднее значение двух измерений ES, представленное в вольтах (В).
Другим предпочтительным свойством бурового раствора является низкая прочность на сдвиг. Прочность на сдвиг бурового раствора может быть использована, чтобы показать, будет ли буровой раствор проявлять чрезмерную прочность на сдвиг при статических условиях. Чрезмерная прочность на сдвиг означает, что для "возобновления циркуляции" бурового раствора необходимо использовать высокое давление, создаваемое насосом. Предел прочности на сдвиг является прочностью материала или компонента против типа деформации или разрушения, где материал или компонент подвергают усилию сдвига, и может быть выражен в единицах фунтов/100 фут2. Предел прочности на сдвиг обычно измеряют через заданное время после того, как буровой раствор был смешан, и композицию испытывают при заданной температуре и, возможно, заданном давлении.
Например, прочность на сдвиг может быть измерена через заданное время в интервале от примерно 48 до примерно 72 ч после того, как композицию смешали, и композицию тестируют при температуре 120°F (49°C). В данном описании прочность на сдвиг бурового раствора измеряют в соответствии с API RP 13В-1, приложение А, следующим образом. Буровой раствор смешивают и выдерживают от 16 до 96 ч для измерения прочности на сдвиг. Далее, на поверхность бурового раствора помещают металлическую трубку для измерения напряжения сдвига 3,5 дюйма (89 мм) в длину с внешним диаметром 1,4 дюйма (36 мм) и толщиной стенки 0,008 дюйма (0,02 мм). Затем на верхнюю часть металлической трубки для измерения напряжения сдвига непосредственно помещают платформу или "помост". На платформе последовательно размещают дополнительный вес, пока металлическая трубка для измерения напряжения сдвига не погрузится примерно на 2 дюйма в поверхность бурового раствора. Глубину погружения затем точно измеряют и записывают вместе с общим весом платформы и добавленным весом. При использовании единиц дюйм, грамм, галлон и фунт, для расчета прочности на сдвиг может быть использовано следующее уравнение:
где S = прочность на сдвиг в фунтах/100 фут2, Z = вес металлической трубки для измерения напряжения сдвига в граммах, W = общий вес сдвига в граммах (платформы + добавленного веса), L = глубина погружения трубки для измерения напряжения сдвига в дюймах, и А представляет собой плотность бурового раствора в фунтах/галлон. Хороший результат для прочности на сдвиг бурового раствора составляет меньше 250 фунтов/100 фут2 при измерении через 48 часов при температуре 71°F и давлении 1 атм.
Другим предпочтительным свойством бурового раствора является хороший индекс оседания. В настоящем документе только буровые растворы, которые считаются "стабильными" после проведения тестирования стабильности, тестируют на "индекс оседания" (SF) следующим образом. Буровой раствор помещают в камеру старения при высокой температуре и высоком давлении. Буровой раствор затем статически выдерживают при заданной температуре и заданном давлении в течение определенного периода времени. Удельный вес (SG) бурового раствора измеряют в верхней части раствора и в нижней части раствора в камере старения. Индекс оседания рассчитывают по следующей формуле:
SF — SG в нижней 4ac™/(EG в нижней части SG в верхней части)·
Индекс оседания более 0,53 указывает на то, что жидкость имеет потенциал для оседания; поэтому индекс оседания, меньший или равный 0,53, считается хорошим результатом.
В соответствии с одним вариантом инвертно-эмульсионный буровой раствор содержит внешнюю фазу, где внешняя фаза бурового раствора содержит углеводородную жидкость; внутреннюю фазу, где внутренняя фаза бурового раствора содержит воду; и поверхностно-активное вещество, где поверхностно-активное вещество (А) содержит гидрофобную хвостовую группу, имеющую длину углеродной цепи, большую или равную 16; (В) имеет температуру кипения, большую или равную 400°F (204,4°C); и (С) присутствует, по меньшей мере, в достаточной концентрации, чтобы поверхностно-активное вещество спонтанно образовывало инвертные мицеллы.
- 5 030494
Согласно еще одному варианту способ применения инвертно-эмульсионного бурового раствора включает введение бурового раствора в скважину.
Обсуждение предпочтительных вариантов бурового раствора или любого ингредиента в буровом растворе предназначено для применения в вариантах композиций и вариантах осуществления способа. Любая ссылка на "галлоны" означает американский галлон.
Буровой раствор представляет собой инвертную эмульсию. Инвертная эмульсия включает только одну внешнюю фазу и по меньшей мере одну внутреннюю фазу. Внешняя (непрерывная) фаза состоит из углеводородной жидкости. Внешняя фаза может содержать растворенные материалы или нерастворенные твердые вещества. Предпочтительно жидкий углеводород выбирают из группы, состоящей из фракционированного дистиллята сырой нефти; производного кислоты, сложного эфира, простого эфира, спирта, амина, амида или имида жирного ряда; насыщенного углеводорода; ненасыщенного углеводорода; разветвленного углеводорода; циклического углеводорода и любой их комбинации. Сырая нефть может быть разделена на фракционированный дистиллят на основе температуры кипения фракций сырой нефти. Примером подходящего фракционированного дистиллята сырой нефти является дизельное топливо. Коммерчески доступным примером эфира жирной кислоты является жидкость основы PETROFREE® ESTER, продаваемая компанией Halliburton Energy Services, Inc. Насыщенный углеводород может представлять собой алкан или парафин.
Предпочтительно, насыщенный углеводород представляет собой алкан. Парафин может представлять собой изоалкан (изопарафин), линейный алкан (парафин) или циклический алкан (циклопарафин). Примеры подходящих алканов включают синтетическую жидкость основы SARALINE® 185 V (смесь алканов с длиной углеродной цепи преимущественно С10-С20), доступную от Shell MDS в Малайзии, и жидкость основы BAROID ALKANE™, поставляемую фирмой Halliburton Energy Services, Inc. Примеры подходящих парафинов включают, но не ограничиваются ими: BIO-BASE 360® (изоалкан и н-алкан); BIO-BASE 300™ (линейный алкан); BIO-BASE 560® (смесь, содержащая более 90% линейных алканов); и ESCAID 110™ (смесь минерального масла, содержащая преимущественно алканы и циклические алканы). Жидкости BIO-BASE можно получить от Shrieve Chemical Products, Inc, Woodlands, штат Техас. Жидкость ESCAID продается ExxonMobil, Houston, штат Техас. Ненасыщенный углеводород может представлять собой алкен, алкин или ароматическое соединение. Алкен может представлять собой изоалкен, линейный алкен или циклический алкен. Линейный алкен может представлять собой линейный альфа-олефин или внутренний олефин. Примером линейного альфа-олефина является NOVATEC ™, доступный от MI SWACO, Houston, штат Техас. Примеры внутренних олефинов включают буровой раствор ENCORE® и буровой раствор ACCOLADE®, поставляемые фирмой Halliburton Energy Services, Inc.
Буровой раствор включает внутреннюю фазу. Внутренняя фаза включает воду. Вода может быть выбрана из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, солевого раствора и любой их комбинации в любом соотношении. Буровой раствор может дополнительно включать в себя водорастворимую соль. Предпочтительно, соль выбирают из группы, состоящей из хлорида натрия, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида калия, бромида калия, хлорида магния и любой их комбинации. Буровой раствор может содержать водорастворимую соль в концентрации в интервале от примерно 35 до примерно 90 фунтов на баррель (ppb) (348 килограммов на кубический метр "кг/м3") воды. Внутренняя фаза может присутствовать в концентрации в диапазоне от примерно 0,5% до примерно 50% по объему внешней фазы. Внутренняя фаза также может быть в концентрации от примерно 2% до примерно 20% по объему внешней фазы.
Буровой раствор включает поверхностно-активное вещество. Поверхностно-активное вещество включает гидрофильную головную группу и гидрофобную хвостовую группу. В соответствии с одним вариантом гидрофильная головная группа содержит функциональную группу амида, имида, простого эфира (например, гидроксипропила, полиоксиэтилен гликоля, сорбита, глицерина) или полиэтиленоксида, четвертичного амина, фенола или аллилкарбоновой кислоты (например, полиакриловой кислоты). Гидрофобная хвостовая группа имеет длину углеродной цепи, большую или равную 16 (С16). Гидрофобная хвостовая группа может иметь длину углеродной цепи в интервале от С16 до C30, предпочтительно в интервале от С18 до С24. Поверхностно-активное вещество может содержать углерод-углеродную двойную или тройную связь, где углерод-углеродная двойная связь или тройная связь может быть расположена при любом атоме углерода, например, от С1 до С16, С17, С18 и т.д.
Поверхностно-активное вещество имеет температуру кипения в диапазоне от примерно 450°F до примерно 700°F (от примерно 232,2°C до примерно 371,1°C). Гидрофобная хвостовая группа поверхностно-активного вещества может быть линейной или разветвленной. В соответствии с одним вариантом гидрофильная головная группа, гидрофобная хвостовая группа, или как гидрофильная головная группа, так и гидрофобная хвостовая группа поверхностно-активного вещества являются разветвленными. Степень разветвленности может изменяться. Количество разветвлений может оказывать влияние на температуру кипения поверхностно-активного вещества. Кроме того, количество разветвлений и длина цепи гидрофобного хвоста также могут иметь влияние на температуру кипения поверхностно-активного вещества. В соответствии с одним вариантом, поверхностно-активное вещество является высоко разветвлен- 6 030494
ным (т.е. одна или более из головной и хвостовой группы поверхностно-активного вещества являются сильно разветвленными). В соответствии с одним вариантом, количество разветвлений, длина цепи или как количество разветвлений, так и длина цепи гидрофобного хвоста выбраны таким образом, что поверхностно-активное вещество имеет температуру кипения в интервале от 450°F до 700°F (от 232,2°C до 371,1°C).
Примеры подходящих поверхностно-активных веществ включают, но не ограничиваются ими, гексадеканамид; гептадеканамид; октадеканамид; гексадеценамид; гептадеканамид; октадеканамид; рициноламид; амид петрозелиновой кислоты; амид вакценовой кислоты; линоламид; линоленамид; амид элеостеариновой кислоты; амид пуниковой кислоты; амид ликановой кислоты; амид гадолевой кислоты; арахидонамид; 5-эйкозенамид; 5-докозенамид; амид цетоловой кислоты; эрукамид; 5,13-докозадиенамид; амид селахолевой кислоты; имиды, полученные из насыщенных жирных кислот (например, стеариновой кислоты, арахидоновой кислоты, бегеновой кислоты, лигноцериновой кислоты или церотиновой кислоты); ненасыщенных жирных кислот, перечисленных выше; простые эфиры жирных спиртов (например, полиоксиэтиленгликоль цетиловый спирт, этоксилированный н-гексакозанол, этоксилированный гидроксипропилированный н-октакозанол, этоксилированный н-триаконтанол, этоксилированный кокцериловый спирт и этоксилированный олеиловый спирт); четвертичные амины (например, октадецилтриметиламмоний хлорид и ди(гидрогенизированный жир)диметиламмоний хлорид); сложные эфиры, полученные из кислотных групп, перечисленных выше (например, триолеат сорбита, глицерин диолеат, полиоксиэтиленгликоль диолеат и этоксилированное касторовое масло); и имидазолины (например, стеарил имидазолины, и 2-фенол-2-имидазолины). Поверхностно-активное вещество может также содержать бензольное кольцо, в котором функциональные группы, перечисленные выше, являются заместителями в бензольном кольце (например, фенолы, п-аминофенол, диазоаминобензол, О-гидроксипропиофенон и этоксилированные фенолы). Имеющийся в продаже пример подходящего поверхностно-активного вещества представляет собой COLA®MID 16, доступный от Colonial Chemical, Inc., South Pittsburg, штат Теннесси.
Поверхностно-активное вещество присутствует, по меньшей мере, в достаточной концентрации, чтобы поверхностно-активное вещество спонтанно образовывало инвертные мицеллы (то есть в критической концентрации мицеллообразования). Считается, что длина цепи углеродных атомов и/или количество разветвлений может способствовать образованию инвертных мицелл. В соответствии с одним вариантом, длина углеродной цепи гидрофобной хвостовой группы и/или количество разветвлений и концентрация поверхностно-активного вещества выбраны таким образом, что поверхностно-активное вещество спонтанно образует инвертные мицеллы. В одном варианте осуществления поверхностноактивное вещество присутствует в концентрации, по меньшей мере, 7 фунтов на баррель (27 кг/м3) бурового раствора. В другом варианте осуществления поверхностно-активное вещество присутствует в концентрации в диапазоне от примерно 7 до примерно 30 фунтов на баррель (от примерно 27 до примерно 116 кг/м3) бурового раствора. В другом варианте осуществления поверхностно-активное вещество присутствует в концентрации в диапазоне от примерно 10 до примерно 25 фунтов на баррель (от примерно 39 до примерно 97 кг/м3) бурового раствора.
Буровой раствор может дополнительно включать эмульгатор. Эмульгатор может быть выбран из группы, состоящей из олеата кальция, линейного октадеценамида, фосфатидов и их комбинаций. Коммерчески доступные примеры подходящих эмульгаторов включают, но не ограничиваются ими, INVERMUL® NT, EZ-MUL® NT, DRILTREAT® и их комбинации, продаваемые фирмой Halliburton Energy Services, Inc. В соответствии с одним вариантом, эмульгатор присутствует в концентрации, по меньшей мере, 10 фунтов на баррель (39 кг/м3) бурового раствора. Эмульгатор может также присутствовать в концентрации в диапазоне от примерно 10 до примерно 50 фунтов на баррель (от примерно 39 до примерно 193 кг/м3) бурового раствора.
Буровой раствор может дополнительно включать загуститель. Загуститель может быть выбран из группы, состоящей из алюмосиликатной органофильной глины, магний силикатной органофильной глины, димеров и тримеров жирных кислот, стеариновой кислоты и их комбинаций. Коммерчески доступные примеры подходящего загустителя включают, но не ограничиваются, GELTONE® V, SUSPENTONE™, RM-63™, RHEMOD™ L, VIS-PLUS® и их комбинаций, которые выпускает фирма Halliburton Energy Services, Inc. В одном варианте осуществления загуститель присутствует в концентрации, по меньшей мере, 2 фунтов на баррель (8 кг/м3) бурового раствора. Загуститель может также присутствовать в концентрации в диапазоне от примерно 2 до примерно 20 фунтов на баррель (от примерно 8 до примерно 77 кг/м3) бурового раствора.
Буровой раствор может дополнительно включать в себя разжижитель. Разжижитель может быть выбран из группы, состоящей из натриевой соли жирной сульфокислоты, соли сульфокислоты, жирных спиртов и их комбинаций. Коммерчески доступные примеры подходящего разжижителя включают, но не ограничиваются ими, ОМС® 42, DEEP-TREAT™ и их комбинации, продаваемые фирмой Halliburton Energy Services, Inc. В соответствии с одним вариантом разжижитель присутствует, по меньшей мере, в достаточной концентрации, чтобы буровой раствор имел предел текучести менее 30 фунт/100 фут2. Со- 7 030494
гласно другому варианту осуществления, разжижитель присутствует, по меньшей мере, в достаточной концентрации, чтобы буровой раствор имел 10-минутную прочность геля менее 50 фунт/100 фут2. Согласно еще одному варианту осуществления, разжижитель присутствует в концентрации, по меньшей мере, 0,05 фунтов на баррель (0,2 кг/м3) бурового раствора. Разжижитель также может присутствовать в концентрации в диапазоне от примерно 0,05 до примерно 5 фунтов на баррель (от примерно 0,2 до примерно 19 кг/м3) бурового раствора.
Буровой раствор может дополнительно включать в себя утяжелитель. Утяжелитель может быть выбран из группы, состоящей из барита, гематита, тетроксида марганца, карбоната кальция и их комбинаций. Коммерчески доступные примеры подходящего утяжелителя, включают, но не ограничиваются ими, BAROID®, BARACARB®, BARODENSE®, MICROMAXTM и их комбинации, продаваемые фирмой Halliburton Energy Services, Inc. В соответствии с одним вариантом осуществления утяжелитель присутствует в концентрации, по меньшей мере, 200 фунтов на баррель (773 кг/м3) бурового раствора. Утяжелитель также может присутствовать в концентрации в диапазоне от примерно 200 до примерно 1500 фунтов на баррель (от примерно 773 до примерно 5800 кг/м3) бурового раствора. Согласно другому варианту осуществления утяжелитель присутствует, по меньшей мере, в достаточной концентрации, чтобы буровой раствор имел плотность в диапазоне от примерно 9 до примерно 20 фунтов на галлон (ppg) (от примерно 1,078 до примерно 2,397 килограмм на литр "кг/л"). Предпочтительно, утяжелитель присутствует, по меньшей мере, в достаточной концентрации, чтобы буровой раствор имел плотность в диапазоне от примерно 9 до примерно 18 фунтов на галлон (от примерно 1,1 до примерно 2,4 кг/л).
Буровой раствор может дополнительно включать понизитель водоотдачи (добавку для снижения водоотдачи). Понизитель водоотдачи может быть выбран из группы, состоящей из модифицированного лигнитового соединения, сополимера метилстирола и акрилата, замещенного стиролового сополимера и их комбинаций. Коммерчески доступные примеры подходящих понизителей водоотдачи включают, но не ограничиваются ими, DURATONE® НТ и Adapta®, выпускаемые фирмой Halliburton Energy Services, Inc. В соответствии с одним вариантом понизитель водоотдачи присутствует в концентрации, по меньшей мере, 5 фунтов на баррель (19 кг/м3) бурового раствора. Понизитель водоотдачи может также присутствовать в концентрации в диапазоне от примерно 5 до примерно 30 фунтов на баррель (от примерно 19 до примерно 116 кг/м3) бурового раствора.
Буровой раствор может также включать понизитель трения. Коммерчески доступные примеры подходящих понизителей трения включают, но не ограничиваются ими, BARO-LUBE Gold Seal™, TORQTrim® II, графитовый углерод и их комбинации, продаваемые фирмой Halliburton Energy Services, Inc. Понизитель трения может присутствовать в концентрации, по меньшей мере, 0,5 фунтов на баррель (2 кг/м3) бурового раствора. В одном варианте осуществления понизитель трения присутствует в концентрации в диапазоне от примерно 0,5 до примерно 5 фунтов на баррель (от примерно 2 до примерно 19 кг/м3) бурового раствора.
В соответствии с одним вариантом, буровой раствор имеет пластическую вязкость менее 50 сП. Буровой раствор может также иметь пластическую вязкость в диапазоне от примерно 12 до примерно 50 сП. Согласно другому варианту осуществления, поверхностно-активное вещество присутствует в такой концентрации, что буровой раствор имеет пластическую вязкость в диапазоне от примерно 12 до примерно 50 сП.
Буровой раствор может иметь 10-минутную прочность геля менее 100 фунт/100 фут2. Буровой раствор может также иметь 10-минутную прочность геля менее 50 фунт/100 фут2. В соответствии с одним вариантом, поверхностно-активное вещество присутствует в достаточной концентрации, чтобы буровой раствор имел 10-минутную прочность геля менее 50 фунт/100 фут2. Согласно другому варианту осуществления, если буровой раствор включает разжижитель, то разжижитель и поверхностно-активное вещество присутствуют в достаточной концентрации, чтобы буровой раствор имел 10-минутную прочность геля менее 50 фунт/100 фут2.
Буровой раствор может иметь водоотдачу по API менее 10 мл/30 мин при температуре 302°F (150°C) и перепаде давления 500 фунтов на квадратный дюйм (3,4 МПа). В соответствии с одним вариантом, поверхностно-активное вещество присутствует в достаточной концентрации, чтобы буровой раствор имел водоотдачу по API менее 10 мл/30 мин при температуре 302°F (150°C) и перепаде давления 500 фунтов на квадратный дюйм (3,4 МПа). Не желая быть связанными теорией, авторы полагают, что образование инвертных мицелл позволяет поверхностно-активному веществу функционировать в качестве понизителя водоотдачи. Например, инвертные мицеллы могут связываться или соединяться вместе и образовывать мостики. В зависимости от размера пор подземной формации и размера мостиков, мостики могут помочь ограничить поток раствора из ствола скважины в формацию или также из формации в ствол скважины (в зависимости от конкретной проводимой операции по добыче нефти или газа). Согласно другому варианту осуществления, если буровой раствор включает понизитель водоотдачи, то понизитель водоотдачи и поверхностно-активное вещество присутствуют в достаточной концентрации, чтобы буровой раствор имел водоотдачу по API менее 10 мл/30 мин при температуре 302°F (150°C) и перепаде давления 500 фунтов на квадратный дюйм (3,4 МПа).
- 8 030494
В соответствии с одним вариантом осуществления, буровой раствор стабилен после статического старения в течение 16 часов при температуре, по меньшей мере, 475°F (246°C). Согласно другому варианту осуществления, после статического старения в течение 16 часов при температуре, по меньшей мере, 475°F (246°C) и давлении 500 фунтов на квадратный дюйм (3,4 МПа) буровой раствор имеет индекс оседания, меньший или равный 0,53. В соответствии с одним вариантом осуществления, поверхностноактивное вещество присутствует в достаточной концентрации, чтобы после статического старения в течение 16 часов при температуре, по меньшей мере, 475°F (246°C) и давлении 500 фунтов на квадратный дюйм (3,4 МПа) буровой раствор был стабилен и имел индекс оседания, меньший или равный 0,53. Не желая быть связанными теорией, авторы полагают, что образование инвертных мицелл позволяет поверхностно-активному веществу функционировать в качестве суспендирующего агента. Например, инвертные мицеллы могут способствовать суспендированию нерастворимых частиц в буровом растворе, а также способствовать предотвращению расслаивания, флокуляции или коалесценции. Согласно другому варианту осуществления, буровой раствор имеет электрическую стабильность более 300 вольт (В).
В соответствии с одним вариантом осуществления способа согласно изобретению способ включает стадию введения бурового раствора в скважину. Скважина может представлять собой скважину для добычи нефти, газа или воды, нагнетательную скважину или геотермальную скважину. Скважина может включать ствол скважины. Ствол скважины может проникать в пластовый резервуар или может проходить рядом с пластовым резервуаром. Стадия введения бурового раствора может быть проведена с целью бурения ствола скважины. В соответствии с одним вариантом, скважина имеет температуру на забое, по меньшей мере, 400°F (204,4°C). Скважина также может иметь температуру на забое в диапазоне от примерно 400 до примерно 600°F (от примерно 204,4 до 315,6°C). Скважина также может иметь температуру на забое в диапазоне от примерно 450 до примерно 550°F (от примерно 232,2 до 287,8°C). Буровой раствор может находиться в перекачиваемом состоянии до введения в подземную формацию и во время введения в подземную формацию. Скважина может включать кольцевое пространство. Стадия введения бурового раствора может включать введение бурового раствора в часть кольцевого пространства.
Способы могут дополнительно включать стадию введения буферной жидкости в скважину после стадии введения бурового раствора. Способы также дополнительно могут включать стадию введения цементной композиции в скважину после стадии введения бурового раствора и/или буферной жидкости. В настоящем документе "цементная композиция" представляет собой смесь, по меньшей мере, цемента и воды, и, возможно, добавок. В данном описании термин "цемент" означает изначально сухое вещество, которое в присутствии воды действует как связующее для связывания других материалов вместе. Примером цемента является портландцемент. Стадия введения цементной композиции может быть проведена, по меньшей мере, для одной из следующих целей: заканчивание скважины; цементирование пеноцементным раствором; первичное или вторичное цементирование; тампонирование скважины и гравийная засыпка. Цементная композиция может находиться в перекачиваемом состоянии до введения в подземную формацию и во время введения в подземную формацию. Стадия введения может включать введение цементной композиции в часть кольцевого пространства скважины.
Варианты осуществления способов могут также включать стадию ожидания застывания цементной композиции. Стадия ожидания может быть выполнена после стадии введения цементной композиции в скважину. После стадии ожидания способ может включать дополнительные стадии перфорации, гидроразрыва или выполнения кислотной обработки.
Описание примеров осуществления изобретения
Для лучшего понимания предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения приведены следующие примеры некоторых аспектов предпочтительных вариантов осуществления изобретения. Следующие примеры являются только примерами в соответствии с предпочтительными вариантами осуществления изобретения и не предназначены для ограничения объема настоящего изобретения.
Для данных, содержащихся в следующих таблицах, если не указано иное, концентрация любого ингредиента в буровом растворе выражена в фунтах на баррель бурового раствора (сокращенно - "ppb", от англ. "pounds per barrel").
Каждый из буровых растворов смешивали и тестировали в соответствии с методикой каждого конкретного теста, как описано в подробном описании выше. Тестирование реологии, начальной и 10минутной прочности геля, пластической вязкости и предела текучести проводили при температуре 150°F (65,6°C). Измерения водоотдачи буровых растворов по API проводили при перепаде давления 500 фунтов на квадратный дюйм (3,4 МПа) и температуре 302°F (121°C). Тестирование стабильности и индекса оседания выполняли после статического старения в течение 16 часов при температуре 475°F (246,1°C) или 500°F (260°C) и давлении 500 фунтов на квадратный дюйм (3,4 МПа). Тестирование прочности на сдвиг проводили при температуре 71°F (21,7°C), давлении 14,7 МПа (0,1 МПа) и времени 16 часов для всех буровых растворов, кроме растворов № 3 и № 4, для которых время составляло 48 часов.
Таблица 1 содержит список ингредиентов и их концентраций для девяти различных буровых растворов. Каждый из буровых растворов имел плотность 15 фунтов на галлон ("ppg", от англ. "pounds per gallon") (1,797 кг/л), за исключением буровых растворов № 3 и № 4, которые имели плотность 18,5 фун- 9 030494
тов на галлон (2,217 кг/л). Для каждого раствора приведено отношение нефть/вода (отношение W/O). Внешняя фаза для буровых растворов представляет собой либо дизельное топливо, либо смесь алканов SARALINE® 185V, и выражена в единицах баррелей ("баррель"). INVERMUL® NT представляет собой эмульгатор олеат кальция, EZ MUL® NT представляет собой эмульгатор линейный октадеценамид, GELTONE® V представляет собой загуститель алюминий-силикатную органофильную глину, SUSPENTONE™ представляет собой загуститель магний-силикатную органофильную глину, DURATONE® НТ представляет собой модифицированный лигнитовый понизитель водоотдачи, понизитель водоотдачи 1 и понизитель водоотдачи 2 представляют собой замещенные сополимеры стирола, REV DUST® представляет собой измененную кальциевую монтмориллонитовую глину, которая используется для имитации выбуренной породы, барит представляет собой утяжелитель и ОМС® 42 представляет собой разжижитель натриевые соли жирных сульфокислот. Некоторые из буровых растворов содержат COLA® MID 16, ^)^-(2-гидроксипропил)-9-октадеценамид, в качестве поверхностно-активного вещества.
Таблица 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |
| Отношение нефть/вода (O/W) | 98/2 | 95/5 | 95/5 | 95/5 | 90/10 | 90/10 | 85/15 | 85/15 | 80/20 |
| SARALINE® 185 V (баррель) | 0,59 | 0,57 | 0,54 | 0,54 | 0,52 | 0,52 | 0,47 | ||
| Дизельное топливо (баррель) | 0,483 | 0,483 | |||||||
| INVERMUL® NT | 16,67 | 16,67 | 15,75 | 15,75 | 22,95 | 22,40 | |||
| COLA® MID 16 | 15,75 | 22,95 | 12,80 | 9,60 | 9,84 | ||||
| EZ MUL® NT | 8,33 | 8,33 | 7,87 | 7,87 | 13,11 | 13,11 | 16,39 | ||
| Известь | 13,33 | 13,33 | 23,62 | 15,75 | 13,11 | 8,20 | 12,80 | 9,60 | 8,20 |
| GELTONE® V | 6,67 | 6,67 | 7,87 | 3,94 | 4,92 | 4,92 | 4,80 | 2,40 | 3,28 |
| SUSPENTONE™ | 3,33 | 3,33 | 1,97 | 4,92 | 4,92 | 4,80 | 3,20 | 4,92 | |
| DURATONE® | 16,67 | 16,67 | 39,37 | 39,37 | 24,59 | 24,59 | 16,00 | 16,00 | 16,39 |
| Понизитель водоотдачи 1 | 13,33 | 13,33 | 11,81 | 2,95 | 4,92 | 4,92 | |||
| Понизитель водоотдачи 2 | 12,80 | 12,80 | 13,11 | ||||||
| Вода (баррель) | 0,01 | 0,03 | 0,025 | 0,025 | 0,07 | 0,07 | 0,105 | 0,105 | 0,14 |
| Хлорид кальция | 1,17 | 2,83 | 5,91 | 5,91 | 5,57 | 5,57 | 8,32 | 8,32 | 8,52 |
| REV DUST® | 33,33 | 33,33 | 39,37 | 39,37 | 32,79 | 32,79 | 32,00 | 32,00 | 32,79 |
| Барит | 653,33 | 653,33 | 1066,93 | 1066,93 | 634,43 | 634,43 | 620,80 | 620,80 | 621,31 |
| ОМС® 42 | 0,83 | 0,83 | 0,49 | 1,97 | 1,23 | 1,23 | 1,20 | 1,60 | 1,23 |
В табл. 2 приведены данные реологии, пластической вязкости и начальной и 10-минутной прочности геля для буровых растворов. Как можно видеть в табл. 2, буровой раствор № 1, имеющий отношение O/W 98/2, демонстрирует хорошие результаты. Буровые растворы №2-4 имеют более высокое содержание воды при соотношении O/W 95/5 по сравнению с буровым раствором № 1. Буровой раствор № 2, содержащий SARALINE® 185V в качестве внешней фазы, демонстрирует лучшие результаты по сравнению с раствором № 3, содержащим дизельное топливо в качестве внешней фазы. Добавление COLA® MID 16 в качестве поверхностно-активного вещества к буровому раствору № 4, привело к улучшению реологии и прочности геля раствора по сравнению с раствором № 3. Буровые растворы № 5 и № 6, которые имеют низкое содержание воды, демонстрируют сопоставимые результаты. Кроме того, как видно для растворов № 7 - № 9, добавление COLA® MID 16 в буровые растворы, имеющие более высокое содержание воды, позволяет растворам проявлять сопоставимые результаты по сравнению с растворами, имеющими низкое содержание воды. Таким образом, представляется, что COLA® MID 16 может быть использован в буровых растворах, имеющих более высокое содержание воды, чтобы обеспечить хорошую реологию, пластическую вязкость и прочность геля буровых растворов.
- 10 030494
Таблица 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |
| 600 об/мин | 85 | 73 | Зашкальное значение | 159 | 61 | 90 | 132 | 110 | 163 |
| 300 об/мин | 47 | 41 | Зашкальное значение | 83 | 32 | 49 | 74 | 57 | 95 |
| 200 об/мин | 34 | 31 | 248 | 58 | 23 | 36 | 53 | 41 | 72 |
| 100 об/мин | 21 | 20 | 160 | 35 | 14 | 21 | 31 | 23 | 47 |
| 6 об/мин | 8 | 8 | 47 | 7 | 3 | 6 | 7 | 5 | 10 |
| 3 об/мин | 8 | 8 | 37 | 5 | 3 | 5 | 5 | 4 | 8 |
| Пластическая вязкость (сП) | 38 | 32 | 76 | 29 | 41 | 58 | 53 | 68 | |
| Начальная прочность геля (фунтов на 100 кв. футов) | 16 | 11 | 42 | 7 | 7 | 7 | 8 | 6 | 9 |
| 10-минутная прочность геля (фунтов на 100 кв. футов) | 32 | 19 | 48 | 23 | 13 | 12 | 18 | 12 | 12 |
Табл. 3 содержит данные по водоотдаче по API для буровых растворов. Как можно видеть в табл. 3,
для получения раствора с водоотдачей менее 10 мл/30 мин должна быть подобрана концентрация поверхностно-активного вещества и, возможно, необходимо включение других ингредиентов.
Таблица 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |
| Водоотдача при высокой температуре и давлении (мл/30 мин) | 13,6 | 7,4 | 54 | 4,8 | 24,0 |
Табл. 4 содержит значения прочности на сдвиг и предела текучести для буровых растворов. Как можно видеть в табл. 4, статические значения прочности на сдвиг после статического старения всех растворов были выше, чем желаемый диапазон значений между 50 фунтами/100 фут2 и 250 фунтами/100 фут2. Считается, что концентрация добавок на основе глины (GELTONE® V и SUSPENTONE™) в растворе может быть снижена, что должно снизить значение прочности на сдвиг. Структура мицеллы, которая образуется в присутствии COLA® MID 16 и более высокой концентрации воды, представляется адекватной, чтобы удержать нерастворимые частицы от оседания. Считается, что снижение концентрации глины может привести к структуре геля, который станет более стабильным при высоких температурах, и уменьшить потребность в использовании других поверхностно-активных веществ или разжижителей, которые разрушаются при более высоких температурах.
Таблица 4
растворов. Следует отметить, что только буровые растворы, которые были оценены как "стабильные", тестировали на индекс оседания. Как можно видеть в табл. 5, концентрация поверхностно-активного вещества, возможно, должна быть скорректирована, чтобы обеспечить буровой раствор с индексом оседания менее 0,53. Как можно видеть, значения электрической стабильности для всех растворов были выше значения 300 вольт, которое необходимо для предотвращения смачивания твердых частиц водой. Растворы, содержащие COLA® MID 16, демонстрируют более низкие значения электрической стабильности, потому что COLA® MID 16 содержит несколько гидрофильных групп, которые способствуют стабилизации растворов на нефтяной основе, которые были составлены с более высокими концентрациями воды.
Таблица 5
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | Ί | 8 | 9 | |
| Температура определения индекса оседания и стабильности | 500°F | 500°F | 475°F | 500°F | 500°F | 500°F | 500°F | 500°F | |
| Индекс оседания | 0,577 | 0,508 | 0,629 | 0,530 | 0,587 | 0,652 | 0,519 | ||
| Стабильность | стабилен | ||||||||
| Электрическая стабильность (вольт) | 2000+ | 1282 | 2000 | 760 | 581 | 566 | 520 | 393 |
- 11 030494
Таким образом, настоящее изобретение хорошо подходит для достижения целей и преимуществ, указанных в настоящем документе, а также тех целей и преимуществ, которые ему присущи. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, приведены только в иллюстративных целях, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники при изучении настоящего изобретения. Кроме того, конструкции или решения, описанные в данном документе, не должны быть ограничены какими-либо описанными выше деталями, объем изобретения определяется приведенной ниже формулой изобретения. Поэтому, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие изменения находятся в рамках объема и сущности настоящего изобретения. Хотя композиции и способы описаны в терминах "включающий", "содержащий" или "включая" различные компоненты или этапы, композиции и способы может также "состоять по существу из" или "состоять из" различных компонентов и этапов. Когда раскрыт численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, также специально раскрыты любое число и любой поддиапазон, попадающие в указанный диапазон. В частности, каждый диапазон значений (вида, "от примерно а до примерно б", или, что то же самое, "примерно от а до б", или, что то же самое, "от приблизительно а до б"), раскрытый в настоящем документе, следует толковать как раскрывающий каждое число и диапазон, входящие в более широкий диапазон значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свое явное, обычное значение, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Кроме того, элементы, используемые в формуле изобретения в единственном числе, обозначают один или более чем один элемент. Если существует конфликт в употреблении слова или термина в данном описании и одном или более патентов или других документов, которые могут быть включены в настоящий документ посредством ссылки, должны быть приняты определения, которые согласуются с настоящим описанием.
Claims (31)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ охлаждения бурового долота, поддержания требуемого давления в скважине и проведения бурового шлама вверх через кольцевое пространство с использованием инвертно-эмульсионного бурового раствора, включающийвведение бурового раствора в скважину и бурение по меньшей мере одной скважины в подземной формации с использованием бурового раствора и бурового долота, характеризующийся тем, что используют буровой раствор, включающий:(A) внешнюю фазу, содержащую углеводородную жидкость;(B) внутреннюю фазу, содержащую воду;(C) поверхностно-активное вещество, которое:(i) содержит гидрофобную хвостовую группу, имеющую длину углеродной цепи, большую или равную 16;(ii) имеет температуру кипения в интервале от 232,2 до 371,1°C (от 450 до 700°F);(iii) присутствует в концентрации в диапазоне (от 39 до 97 кг/м3 (от 10 до 25 фунтов на баррель) бурового раствора и(iv) содержит гидрофильную головную группу, которая включает функциональную группу амида, имида, простого эфира, полиэтиленоксида, четвертичного амина, фенола или аллилкарбоновой кислоты,где гидрофильная головная группа и/или гидрофобная хвостовая группа поверхностно-активного вещества являются разветвленными, причем количество разветвлений и/или длина цепи выбраны таким образом, что поверхностно-активное вещество имеет температуру кипения в интервале от 232,2 до 371,1°C (от 450 до 700°F);(D) эмульгатор, выбранный из группы, состоящей из олеата кальция, линейного октадеценамида, фосфатида и их комбинаций; и(E) загуститель, выбранный из группы, состоящей из алюмосиликатной органофильной глины, магнийсиликатной органофильной глины, димеров и тримеров жирных кислот и их комбинаций.
- 2. Способ по п.1, в котором углеводородная жидкость выбрана из группы, состоящей из фракционированного дистиллята сырой нефти; производного кислоты, сложного эфира, простого эфира, спирта, амина, амида или имида жирного ряда; насыщенного углеводорода; ненасыщенного углеводорода; разветвленного углеводорода; циклического углеводорода и любой их комбинации.
- 3. Способ по п.1, в котором вода выбрана из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, солевого раствора и любой их комбинации в любом соотношении.
- 4. Способ по п.1, в котором внутренняя фаза присутствует в концентрации от 2 до 20% по объему внешней фазы.
- 5. Способ по п.1, в котором гидрофобная хвостовая группа имеет длину углеродной цепи в интервале от С18 до С24.
- 6. Способ по п.1, в котором буровой раствор имеет электрическую стабильность более 300 В.
- 7. Способ по п.1, в котором буровой раствор имеет пластическую вязкость в диапазоне от 12 до 50- 12 030494сП.
- 8. Способ по п.1, где поверхностно-активное вещество присутствует в такой концентрации, чтобы буровой раствор имел водоотдачу по API менее 10 мл/30 мин при температуре 150°C (302°F) и градиенте давления 3,4 МПа (500 фунтов на кв.дюйм).
- 9. Способ по п.1, в котором буровой раствор стабилен после статического старения в течение 16 ч при температуре по меньшей мере 246°C (475°F).
- 10. Способ по п.1, в котором буровой раствор имеет индекс оседания, меньший или равный 0,53, после статического старения в течение 16 ч при температуре по меньшей мере 246°C (475°F) и давлении 3,4 МПа (500 фунтов на кв.дюйм).
- 11. Способ по п.1, где поверхностно-активное вещество присутствует в такой концентрации, чтобы буровой раствор был стабилен и имел индекс оседания, меньший или равный 0,53, после статического старения в течение 16 ч при температуре по меньшей мере 246°C (475°F) и давлении 3,4 МПа (500 фунтов на кв.дюйм).
- 12. Способ по п.1, где скважина представляет собой скважину для добычи нефти, газа или воды, нагнетательную скважину или геотермальную скважину.
- 13. Способ по п.1, где скважина имеет температуру на забое в диапазоне от 204,4 до 315,6°C (от 400 до 600°F).
- 14. Способ по п.1, где буровой раствор дополнительно содержитразжижитель, выбранный из группы, состоящей из натриевой соли жирной сульфокислоты, соли сульфокислоты, жирных спиртов и их комбинаций,утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из барита, гематита, тетроксида марганца, карбоната кальция и их комбинаций, ипонизитель водоотдачи, выбранный из группы, состоящей из модифицированного лигнитового соединения, сополимера метилстирола и акрилата, замещенного стиролового сополимера и их комбинаций.
- 15. Способ по п.1, где поверхностно-активное вещество содержит (2)-Ы-(2-гидроксипропил)-9октадеценамид.
- 16. Способ охлаждения бурового долота, поддержания требуемого давления в скважине и проведения бурового шлама вверх через кольцевое пространство с использованием инвертно-эмульсионного бурового раствора, включающий введение бурового раствора в скважину и бурение по меньшей мере одной скважины в подземной формации с помощью бурового раствора и бурового долота, характеризующийся тем, что используют буровой раствор, включающий:(A) внешнюю фазу, содержащую углеводородную жидкость;(B) внутреннюю фазу, содержащую воду; и(C) поверхностно-активное вещество, которое:(i) содержит гидрофобную хвостовую группу, имеющую длину углеродной цепи, большую или равную 16, причем хвостовая группа является разветвленной;(ii) имеет температуру кипения в интервале от 232,2 до 371,1°C (от 450 до 700°F), причем количество разветвлений хвостовой группы выбрано таким образом, что поверхностно-активное вещество имеет температуру кипения в интервале от 232,2 до 371,1°C (от 450 до 700°F); и(iii) присутствует в концентрации в диапазоне от 39 до 116 кг/м3 (от 10 до 30 фунтов на баррель) бурового раствора;(D) эмульгатор, выбранный из группы, состоящей из олеата кальция, линейного октадеценамида, фосфатида и их комбинаций; и(E) загуститель, выбранный из группы, состоящей из алюмосиликатной органофильной глины, магнийсиликатной органофильной глины, димеров и тримеров жирных кислот и их комбинаций.
- 17. Способ по п. 16, в котором внутренняя фаза присутствует в концентрации от 2 до 20% по объему внешней фазы.
- 18. Способ по п.16, в котором гидрофобная хвостовая группа имеет длину углеродной цепи в интервале от С18 до С24.
- 19. Способ по п.16, где скважина представляет собой скважину для добычи нефти, газа или воды, нагнетательную скважину или геотермальную скважину.
- 20. Способ по п.16, где скважина имеет температуру на забое в диапазоне от 204,4 до 315,6°C (от 400 до 600°F).
- 21. Инвертно-эмульсионный буровой раствор, содержащий: внешнюю фазу, содержащую углеводородную жидкость;внутреннюю фазу, содержащую воду, причем внутренняя фаза присутствует в концентрации от 2 до 20% по объему внешней фазы; иповерхностно-активное вещество, которое:(A) содержит гидрофобную хвостовую группу, имеющую длину углеродной цепи, большую или равную 16, причем хвостовая группа является разветвленной;(B) имеет температуру кипения в интервале от 232,2 до 371,1°C (от 450 до 700°F); и(C) присутствует в концентрации в диапазоне от 39 до 97 кг/м3 (от 10 до 25 фунтов на баррель) бу- 13 030494рового раствора, причем количество разветвлений хвостовой группы выбрано таким образом, что поверхностно-активное вещество имеет температуру кипения в интервале от 232,2 до 371,1°C (от 450 до 700°F);эмульгатор, выбранный из группы, состоящей из олеата кальция, линейного октадеценамида, фосфатида и их комбинаций; изагуститель, выбранный из группы, состоящей из алюмосиликатной органофильной глины, магнийсиликатной органофильной глины, димеров и тримеров жирных кислот и их комбинаций.
- 22. Буровой раствор по п.21, в котором углеводородная жидкость выбрана из группы, состоящей из фракционированного дистиллята сырой нефти; производного кислоты, сложного эфира, простого эфира, спирта, амина, амида или имида жирного ряда; насыщенного углеводорода; ненасыщенного углеводорода; разветвленного углеводорода; циклического углеводорода и любой их комбинации.
- 23. Буровой раствор по п.21, в котором вода выбрана из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, солевого раствора и любой их комбинации в любом соотношении.
- 24. Буровой раствор по п.21, в котором гидрофобная хвостовая группа имеет длину углеродной цепи в интервале от С18 до С24.
- 25. Буровой раствор по п.21, в котором поверхностно-активное вещество дополнительно включает гидрофильную головную группу, которая содержит функциональную группу амида, имида, простого эфира, полиэтиленоксида, четвертичного амина, фенола или аллилкарбоновой кислоты.
- 26. Буровой раствор по п.21, который имеет электрическую стабильность более 300 В.
- 27. Буровой раствор по п.21, который имеет пластическую вязкость в диапазоне от 12 до 50 сП.
- 28. Буровой раствор по п.21, в котором поверхностно-активное вещество присутствует в такой концентрации, чтобы буровой раствор имел водоотдачу по API менее 10 мл/30 мин при температуре 150°C (302°F) и градиенте давления 3,4 МПа (500 фунтов на кв.дюйм).
- 29. Буровой раствор по п.21, который является стабильным после статического старения в течение 16 ч при температуре по меньшей мере 246°C (475°F).
- 30. Буровой раствор по п.21, который имеет индекс оседания, меньший или равный 0,53, после статического старения в течение 16 ч при температуре по меньшей мере 246°C (475°F) и давлении 3,4 МПа (500 фунтов на кв.дюйм).
- 31. Буровой раствор по п.21, в котором поверхностно-активное вещество присутствует в такой концентрации, чтобы буровой раствор был стабилен и имел индекс оседания, меньший или равный 0,53, после статического старения в течение 16 ч при температуре по меньшей мере 246°C (475°F) и давлении 3,4 МПа (500 фунтов на кв.дюйм).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/401,190 US9587161B2 (en) | 2012-02-21 | 2012-02-21 | Drilling fluid containing a surfactant having a high boiling point and a long chain tail group |
| PCT/US2012/071536 WO2013126138A1 (en) | 2012-02-21 | 2012-12-22 | A drilling fluid containing a surfactant having a high boiling point and a long chain tail group and a method of using the fluid |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201491033A1 EA201491033A1 (ru) | 2015-01-30 |
| EA030494B1 true EA030494B1 (ru) | 2018-08-31 |
Family
ID=47604129
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201491033A EA030494B1 (ru) | 2012-02-21 | 2012-12-22 | Раствор для бурения, содержащий поверхностно-активное вещество с высокой температурой кипения и длинноцепочечной головной группой, и способ применения данного раствора |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9587161B2 (ru) |
| EP (1) | EP2817384A1 (ru) |
| AU (1) | AU2012370456B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014016298A8 (ru) |
| CA (1) | CA2861677C (ru) |
| EA (1) | EA030494B1 (ru) |
| MX (1) | MX365347B (ru) |
| WO (1) | WO2013126138A1 (ru) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9107737B2 (en) | 2011-11-21 | 2015-08-18 | Alan Schwartz | Goggles with facial conforming eyepieces |
| US10251770B2 (en) * | 2014-01-03 | 2019-04-09 | Hollister Incorporated | Lubricated valve for ostomy pouch |
| US9932511B2 (en) | 2014-01-17 | 2018-04-03 | Elevance Renewable Sciences, Inc. | Natural oil-derived wellbore compositions and methods of use |
| US10017682B2 (en) * | 2014-01-17 | 2018-07-10 | Elevance Renewable Sciences, Inc. | Natural oil-derived wellbore compositions and methods of use |
| US10253243B2 (en) | 2014-05-05 | 2019-04-09 | Saudi Arabian Oil Company | Flash point adjustment of wettability alteration chemicals in hydrocarbon solvents |
| US11286741B2 (en) | 2014-05-07 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tools comprising oil-degradable sealing elements |
| WO2017010983A1 (en) * | 2015-07-13 | 2017-01-19 | Elevance Renewable Sciences, Inc. | Natural oil-derived wellbore compositions and methods of use |
| US10723929B2 (en) | 2015-11-19 | 2020-07-28 | Cnpc Usa Corporation | Thinner for oil-based drilling fluids |
| US10723931B2 (en) | 2015-11-19 | 2020-07-28 | Cnpc Usa Corporation | Thinner for oil-based drilling fluids |
| AU2018323510A1 (en) | 2017-08-28 | 2020-04-16 | Mark J. Maynard | Air-driven generator |
| US20190359878A1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-11-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Additives useful for drilling fluids |
| WO2022119569A1 (en) * | 2020-12-03 | 2022-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-based fluid loss compositions |
| US11293414B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-04-05 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power in an organic rankine cycle operation |
| US11486370B2 (en) | 2021-04-02 | 2022-11-01 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Modular mobile heat generation unit for generation of geothermal power in organic Rankine cycle operations |
| US11480074B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-10-25 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods utilizing gas temperature as a power source |
| US11280322B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-03-22 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems for generating geothermal power in an organic Rankine cycle operation during hydrocarbon production based on wellhead fluid temperature |
| US11493029B2 (en) | 2021-04-02 | 2022-11-08 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power at a drilling rig |
| US11326550B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-05-10 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods utilizing gas temperature as a power source |
| US11644015B2 (en) | 2021-04-02 | 2023-05-09 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power at a drilling rig |
| US11421663B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-08-23 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power in an organic Rankine cycle operation |
| US11592009B2 (en) | 2021-04-02 | 2023-02-28 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power at a drilling rig |
| US11739257B2 (en) * | 2021-05-25 | 2023-08-29 | Shell Usa, Inc. | Hydraulic fracturing fluid |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2996450A (en) * | 1957-04-23 | 1961-08-15 | Atlas Powder Co | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US3002923A (en) * | 1957-03-29 | 1961-10-03 | Atlas Chem Ind | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| EP0108546A2 (en) * | 1982-11-03 | 1984-05-16 | Halliburton Company | Oil based drilling fluids |
| US4525496A (en) * | 1981-07-17 | 1985-06-25 | The Dow Chemical Company | Self-inverting water-in-oil emulsions of water-soluble polymers |
| EP0514647A1 (en) * | 1991-05-23 | 1992-11-25 | Cytec Technology Corp. | Water-in-oil emulsions containing hydroxylamine |
| US6508306B1 (en) * | 2001-11-15 | 2003-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for solving lost circulation problems |
| US20030114316A1 (en) * | 2001-08-10 | 2003-06-19 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
| EP2036964A1 (de) * | 2007-09-14 | 2009-03-18 | Cognis Oleochemicals GmbH | Verdicker für ölbasierte Bohrspülmittel |
| US7939470B1 (en) * | 2010-03-27 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services Inc. | Invert emulsion drilling fluids comprising quaternary ammonium emulsifiers and argillaceous solids and methods of drilling boreholes |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2285291A (en) * | 1940-01-15 | 1942-06-02 | Nat Lead Co | Gravel packing of wells |
| US5330006A (en) * | 1992-10-22 | 1994-07-19 | Shell Oil Company | Oil mud displacement with blast furnace slag/surfactant |
| US5958845A (en) * | 1995-04-17 | 1999-09-28 | Union Oil Company Of California | Non-toxic, inexpensive synthetic drilling fluid |
| AU2105999A (en) * | 1998-01-09 | 1999-07-26 | Witco Corporation | Novel quaternary ammonium compounds, compositions containing them, and uses thereof |
| ES2345922T3 (es) | 2000-12-29 | 2010-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diluyentes para emulsiones inversas. |
| US6887832B2 (en) | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
| US7456135B2 (en) | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
| US6861393B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reducing sag in drilling, completion and workover 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 |
| WO2005044941A2 (en) * | 2003-10-27 | 2005-05-19 | Venture Chemicals, Inc. | Oil base fluids containing hydrophilic tannins |
| US7635028B2 (en) * | 2006-09-18 | 2009-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine |
| US8100190B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using a water-in-oil emulsion |
| US8042618B2 (en) * | 2009-08-11 | 2011-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using an oil-in-water emulsion |
| US9376608B2 (en) | 2011-07-20 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invert emulsion drilling fluid containing a hygroscopic liquid and a polymeric suspending agent |
-
2012
- 2012-02-21 US US13/401,190 patent/US9587161B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-12-22 WO PCT/US2012/071536 patent/WO2013126138A1/en active Application Filing
- 2012-12-22 BR BR112014016298A patent/BR112014016298A8/pt not_active Application Discontinuation
- 2012-12-22 EA EA201491033A patent/EA030494B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-12-22 EP EP12818747.3A patent/EP2817384A1/en not_active Withdrawn
- 2012-12-22 CA CA2861677A patent/CA2861677C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-12-22 AU AU2012370456A patent/AU2012370456B2/en not_active Ceased
- 2012-12-22 MX MX2014008749A patent/MX365347B/es active IP Right Grant
-
2013
- 2013-09-23 US US14/034,539 patent/US9587162B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3002923A (en) * | 1957-03-29 | 1961-10-03 | Atlas Chem Ind | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US2996450A (en) * | 1957-04-23 | 1961-08-15 | Atlas Powder Co | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
| US4525496A (en) * | 1981-07-17 | 1985-06-25 | The Dow Chemical Company | Self-inverting water-in-oil emulsions of water-soluble polymers |
| EP0108546A2 (en) * | 1982-11-03 | 1984-05-16 | Halliburton Company | Oil based drilling fluids |
| EP0514647A1 (en) * | 1991-05-23 | 1992-11-25 | Cytec Technology Corp. | Water-in-oil emulsions containing hydroxylamine |
| US20030114316A1 (en) * | 2001-08-10 | 2003-06-19 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
| US6508306B1 (en) * | 2001-11-15 | 2003-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for solving lost circulation problems |
| EP2036964A1 (de) * | 2007-09-14 | 2009-03-18 | Cognis Oleochemicals GmbH | Verdicker für ölbasierte Bohrspülmittel |
| US7939470B1 (en) * | 2010-03-27 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services Inc. | Invert emulsion drilling fluids comprising quaternary ammonium emulsifiers and argillaceous solids and methods of drilling boreholes |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| "Higher Alkanes", Wikipedia, 26 March 2013 (2013-03-26), pages 1-4, XP055057815, Retrieved from the Internet: URL:http://en.wikipedia.org/wiki/Higher_alkanes [retrieved on 2013-03-26] page 1 * |
| "SIDS Initial Assessment Report for SIAM 25 16-19 October 2007, Helsinki", 19 October 2007 (2007-10-19), pages 1-230, XP055057799, Retrieved from the Internet: URL:http://www.aciscience.org/docs/Alkyl_Sulfates_SIAR.pdf [retrieved on 2013-03-26] page 180 - page 182; tables II-1, II-2, II-3, II-4 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2861677A1 (en) | 2013-08-29 |
| CA2861677C (en) | 2016-09-13 |
| BR112014016298A2 (pt) | 2017-06-13 |
| US20130217604A1 (en) | 2013-08-22 |
| AU2012370456B2 (en) | 2014-11-06 |
| MX2014008749A (es) | 2014-08-27 |
| EA201491033A1 (ru) | 2015-01-30 |
| US9587161B2 (en) | 2017-03-07 |
| AU2012370456A1 (en) | 2014-06-19 |
| US20140057810A1 (en) | 2014-02-27 |
| WO2013126138A1 (en) | 2013-08-29 |
| US9587162B2 (en) | 2017-03-07 |
| EP2817384A1 (en) | 2014-12-31 |
| MX365347B (es) | 2019-05-30 |
| BR112014016298A8 (pt) | 2017-07-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA030494B1 (ru) | Раствор для бурения, содержащий поверхностно-активное вещество с высокой температурой кипения и длинноцепочечной головной группой, и способ применения данного раствора | |
| US7462580B2 (en) | Flat rheology drilling fluids | |
| BRPI0311145B1 (pt) | método para conduzir uma operação de perfuração em uma formação subterrânea | |
| US8691733B2 (en) | Suspension characteristics in invert emulsions | |
| EA007842B1 (ru) | Буровой раствор с плоским реологическим профилем | |
| BR112015014428A2 (pt) | métodos para gerenciar ou controlar uma operação de perfuração de um poço e para perfurar ou tratar de uma porção de um poço | |
| EP2598598A1 (en) | A cement composition containing a substituted ethoxylated phenol surfactant for use in an oil-contaminated well | |
| CA3043973A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty diol rheology modifiers | |
| ITVA20120022A1 (it) | Modificatore reologico per fluidi di perforazione e per il trattamento di pozzi petroliferi | |
| CA3043516A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty amine rheology modifiers | |
| CN107459979B (zh) | 一种钻井液用油基微乳封堵剂及其制备方法 | |
| AU2014249450B2 (en) | Method of drilling boreholes with invert emulsion drilling fluids characterized by flat rheology | |
| EP3440151A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids | |
| WO2014186013A1 (en) | A thermally-activated gellant for an oil or gas treatment | |
| US12006468B2 (en) | Modified vegetable oil as fluid loss control additive | |
| US20140060835A1 (en) | Invert emulsion transition fluid containing calcium aluminate cement | |
| Al-Sabagh et al. | Enhancing Oil Based Drilling Fluids Parameters Using Secondary Synthetized Emulsifiers and Nanoparticles | |
| US20200283674A1 (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 TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |