RU2014147987A

RU2014147987A - Модификаторы реологии

Info

Publication number: RU2014147987A
Application number: RU2014147987A
Authority: RU
Inventors: Джеффри ХАРРИС; Джим БАЙЕРС
Original assignee: Шеврон Филлипс Кемикал Компани Лп
Priority date: 2012-04-30
Filing date: 2013-04-22
Publication date: 2016-06-20
Also published as: CA2871893C; EP2844715B1; RU2623384C2; US9404029B2; WO2013165728A1; EP2844715A1; US20130288933A1; AU2013256753B2; IN2014DN09080A; MY165080A; BR112014027109A2; AR090854A1; DK2844715T3; MX2014013131A; BR112014027109A8; AU2013256753A1; US20150159075A1; MX355179B; CA2871893A1; CN104334677B

Abstract

1. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин, содержащая реологический модификатор, причем реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина.2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что реологический модификатор присутствует в жидкости для технического обслуживания скважин в количестве от около 0,02 мас. % до около 2,2 мас. % из расчета на общую массу жидкости для технического обслуживания скважин.3. Жидкость по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что полисульфид включает ди(гидроксиэтил)полисульфиды, ди(гидроксиэтил)дисульфид, ди(гидроксиэтил)трисульфид, ди(гидроксиэтил)тетрасульфид или их гомополимеры.4. Жидкость по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что полисульфид характеризуется общей формулой I или Ia:,где каждый R, R΄ и R΄΄΄ могут быть независимо выбраны из группы, состоящей из водорода и органильной группы, и х имеет среднее значение больше, чем 2.5. Жидкость по п. 2, отличающаяся тем, что димерная кислота включает С12-С24 ненасыщенную жирную кислоту.6. Жидкость по п. 2, отличающаяся тем, что полифункциональный амин содержит молекулу, содержащую по меньшей мере две аминных группы.7. Жидкость по п. 2, отличающаяся тем, что неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе.8. Жидкость по п. 2, для которой изменение предела текучести составляет менее чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.9. Жидкость по п. 2, для которой изменение прочности геля составляет менее чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.10. Жидкость по п. 2, отличающаяся тем, что реологический модификатор функционирует как ингибитор коррозии.11. Способ проведения нефтепромысловы

Claims

1. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин, содержащая реологический модификатор, причем реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина.

2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что реологический модификатор присутствует в жидкости для технического обслуживания скважин в количестве от около 0,02 мас. % до около 2,2 мас. % из расчета на общую массу жидкости для технического обслуживания скважин.

3. Жидкость по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что полисульфид включает ди(гидроксиэтил)полисульфиды, ди(гидроксиэтил)дисульфид, ди(гидроксиэтил)трисульфид, ди(гидроксиэтил)тетрасульфид или их гомополимеры.

4. Жидкость по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что полисульфид характеризуется общей формулой I или Ia:

,

где каждый R, R΄ и R΄΄΄ могут быть независимо выбраны из группы, состоящей из водорода и органильной группы, и х имеет среднее значение больше, чем 2.

5. Жидкость по п. 2, отличающаяся тем, что димерная кислота включает С12-С24 ненасыщенную жирную кислоту.

6. Жидкость по п. 2, отличающаяся тем, что полифункциональный амин содержит молекулу, содержащую по меньшей мере две аминных группы.

7. Жидкость по п. 2, отличающаяся тем, что неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе.

8. Жидкость по п. 2, для которой изменение предела текучести составляет менее чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.

9. Жидкость по п. 2, для которой изменение прочности геля составляет менее чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.

10. Жидкость по п. 2, отличающаяся тем, что реологический модификатор функционирует как ингибитор коррозии.

11. Способ проведения нефтепромысловых процессов, включающий размещение бурового раствора на углеводородной основе, содержащего реологический модификатор, в стволе скважины, причем реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что нефтепромысловые процессы представляют собой нефтепромысловые процессы в море.

13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что реологический модификатор присутствует в буровом растворе на углеводородной основе в количестве от около 0,02 мас. % до около 2,2 мас. % из расчета на общую массу жидкости для технического обслуживания скважин.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что полисульфид содержит ди(гидроксиэтил)полисульфиды, ди(гидроксиэтил)дисульфид, ди(гидроксиэтил)трисульфид, ди(гидроксиэтил)тетрасульфид или их гомополимеры.

15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что буровой раствор на углеводородной основе имеет изменение текучести менее чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.

16. Способ по п. 13, отличающийся тем, что буровой раствор на углеводородной основе отображает плоскую реологию.

17. Способ по п. 13, отличающийся тем, что буровой раствор на углеводородной основе подвергают циклическим температурным напряжениям.

18. Способ по п. 13, отличающийся тем, что для бурового раствора на углеводородной основе изменение текучести составляет менее чем около 20%.

19. Способ по п. 13, отличающийся тем, что для бурового раствора на углеводородной основе изменение прочности геля составляет менее чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.

20. Способ по п. 13, отличающийся тем, что димерная кислота содержит С12-С24 ненасыщенную жирную кислоту.