RU2224779C2 - Состав водосодержащего бурового раствора - Google Patents

Состав водосодержащего бурового раствора Download PDF

Info

Publication number
RU2224779C2
RU2224779C2 RU2001130049/03A RU2001130049A RU2224779C2 RU 2224779 C2 RU2224779 C2 RU 2224779C2 RU 2001130049/03 A RU2001130049/03 A RU 2001130049/03A RU 2001130049 A RU2001130049 A RU 2001130049A RU 2224779 C2 RU2224779 C2 RU 2224779C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
clay
cha
drilling
water
composition according
Prior art date
Application number
RU2001130049/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2001130049A (ru
Inventor
Брент УОРРЕН (CA)
Брент УОРРЕН
ДЕР ХОРСТ Петер М. ВАН (NL)
ДЕР ХОРСТ Петер М. ВАН
ЗЕЛФДЕ Теодорус А. ВАН`Т (NL)
ЗЕЛФДЕ Теодорус А. ВАН`Т
Original Assignee
Акцо Нобель Н.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from CA 2268734 external-priority patent/CA2268734C/en
Priority claimed from US09/287,903 external-priority patent/US6281172B1/en
Application filed by Акцо Нобель Н.В. filed Critical Акцо Нобель Н.В.
Publication of RU2001130049A publication Critical patent/RU2001130049A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2224779C2 publication Critical patent/RU2224779C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22—Synthetic organic compounds
    • C09K8/24—Polymers

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Macromolecular Compounds Obtained By Forming Nitrogen-Containing Linkages In General (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение в основном относится к составам буровых растворов на водной основе, которые содержат по меньшей мере один создающий вязкость компонент и по меньшей мере один агент регулирования реологических свойств, где указанный агент регулирования реологических свойств представляет амфотерный полимер, причем катионные группы указанного амфотерного полимера являются группами четвертичного аммония. 8 з.п. ф-лы, 3 табл.

Description

Настоящее изобретение относится в целом к амфотерным полимерам, содержащим четвертичный атом азота, и к их применению в буровых растворах.
Успех операции по бурению скважин зависит от многих факторов, ни один из которых не имеет большего значения, чем буровой раствор или глинистый раствор. Буровые растворы выполняют множество функций, которые влияют на скорость бурения, стоимость, эффективность и безопасность операции.
Более конкретно, буровые растворы предотвращают попадание пластовой жидкости в ствол скважины, придают непроницаемость незащищенным проницаемым пластам, чтобы предотвратить просачивание буровых затворов в пласт, поддерживают стабильность подвергаемых воздействию составов, охлаждают и смазывают головку бура бурильной колонны, поддерживают давление и стабилизируют пласт, например воспламенение сланца. То, насколько хорошо буровые растворы отвечают данным требованиям, в значительной степени определяет стоимость операции и производительность скважины.
Во время операции буровые растворы накачивают в полость бурильного ствола через выпускные отверстия в головке бура на дне скважины и обратно вверх по кольцевому зазору, образованному стволом скважины или обсадной трубой и бурильной колонной, на поверхность. Достигнув поверхности, буровой раствор проходит через ряд вибрационных сит, отстойных емкостей, гидроциклонов и центрифуг, чтобы удалить фрагменты пласта, вынесенные на поверхность. После этого его обрабатывают присадками, чтобы достичь требуемого набора свойств, закачивают назад скважину, и цикл повторяется.
Буровые растворы обычно состоят из жидкостей, например воды, нефтяных масел, синтетических масел и других органических жидкостей, растворенных неорганических и органических присадок и суспендированных тонко измельченных твердых веществ различного типа. Буровые растворы классифицируют по природе сплошной фазы; так, существуют четыре основные группы: газообразные (включая пену), на водной основе, на нефтяной основе или синтетические. Возрастающее беспокойство правительственных и экологических организаций по поводу экологического воздействия буровых растворов привело к значительной ориентации промышленности на глинистые растворы на водной основе. В действительности около 85% всех используемых сегодня буровых растворов являются системами на водной основе. Тип зависит от состава водной фазы (рН, содержание ионов, и т.д.) создающей вязкость компонентов (глины, полимеры или сочетание), агентов регулирования фильтруемости (глины, полимеры или сочетание) и других агентов регулирования реологических свойств (дефлокулянты или диспергаторы). Обычно существует шесть основных категорий или типов глинистых растворов на водной основе.
Пресноводные. Пресноводные растворы варьируются от чистой воды, не имеющей добавок, до глинистых растворов высокой плотности, содержащих глины, барит и различные органические присадки. Состав глинистого раствора определяется типом пласта, который требуется бурить. Если требуется вязкий раствор, добавляют глины и/или водорастворимые полимеры.
Пресная вода является идеальной для приготовления стабильных буровых растворов, поскольку многие глинистые присадки являются наиболее эффективными в системе с низкой ионной силой. Неорганические и/или органические присадки регулируют реологическое поведение глин в особенности при повышенных температурах. Для регулирования фильтруемости могут быть использованы водонабухаемые и водорастворимые полимеры и/или глины. Показатель рН глины обычно является щелочным и, действительно, регуляторы вязкости, подобные монтмориллонитовым глинам, более эффективны при рН>9. Гидроокись натрия, несомненно, является наиболее широко используемым агентом для регулирования щелочности. В пресноводных глинистых растворах могут быть взвешены нерастворимые агенты до заданной плотности, требуемой для регулирования давления пласта.
На морской воде. Многие морские скважины бурят, используя системы с морской водой ввиду ее легкодоступности. Глинистые растворы на морской воде обычно готовят и поддерживают таким же способом, какой применяют для пресноводных глинистых растворов. Однако из-за присутствия в морской воде растворенных солей для достижения требуемых свойств текучести и фильтруемости необходимы более электролитически стабильные присадки.
На соленой воде. Вo многих участках бурения, как береговых, так и морских, соляные пласты или соляные купола являются пробуренными. Для снижения расширения скважины, которое может быть результатом растворения соляного пласта при контакте с ненасыщенной жидкостью, используют насыщенные солевые глинистые растворы. В Соединенных Штатах соляные пласты, главным образом, состоят из хлористого натрия. В других областях, например в Северной Европе, соль может быть образована смешанными солями преимущественно хлоридами магния и калия. Стало общепринято использовать концентрированные (20-23 мас.% NaCl) солевые глинистые растворы в скважинах, пробуриваемых в глубоководных (>500 м) областях Мексиканского залива. Причины этого двояки: стабилизация водочувствительных сланцев и ингибирование образования гидратов газа. Из-за высокой солености для глинистых растворов на соленой воде могут потребоваться другие глины и органические присадки чем те, которые применяют в пресноводных глинистых растворах или растворах на морской воде. Соленоводные глины и органические присадки способствуют вязкости. Фильтрационные свойства регулируют, используя крахмал или целлюлозные полимеры. Показатель рН меняют от показателя для подпитывающего рассола, который может быть несколько кислым, до 9-11 посредством использования гидроксида натрия или извести.
Обработанные кальцием. Пресноводные глинистые растворы или растворы на морской воде могут быть обработаны гипсом или известью для того, чтобы облегчить трудности бурения, которые могут возникнуть при бурении водочувствительных сланцевых или глинонесущих пластов. Гипсовые глинистые растворы (добавлен гипс) обычно поддерживают при рН 9-10, тогда как известковые растворы (добавлена известь) находятся в интервале значений рН 12-13. Обработанные кальцием глинистые растворы обычно требуют больше присадок для регулирования свойств текучести и фильтруемости, чем растворы без гипса или извести.
Обработанные калием. Обычно обработанные калием системы объединяют один или несколько полимеров и источник ионов калия, преимущественно хлорид калия, для того, чтобы предотвратить трудности, связанные с бурением некоторых водочувствительных сланцев. Свойства текучести и фильтруемости могут быть совершенно отличными от свойств других растворов на водной основе. Калиевые глинистые растворы применялись в большинстве наиболее активных областей бурения по всему миру. Экологические законы США в ограничили применение калиевых глинистых растворов в морском бурении из-за явной токсичности высоких концентраций калия при испытаниях на биоразлагаемость, требуемых разрешениями на выброс.
С низким содержанием твердых веществ. Пресная вода, глина и полимеры для повышения вязкости и регулирования фильтруемости составляют буровые растворы с низким содержанием твердых веществ и так называемые недиспергированные полимерные буровые растворы. Буровые растворы с низким содержанием твердых веществ поддерживаются при использовании минимальных количеств глины и требуют удаления всех, кроме умеренных количеств, выбуренных твердых веществ. Буровые растворы с низким содержанием твердых веществ могут быть взвешенными до высоких плотностей, но их используют главным образом в невзвешенном состоянии. Главное достоинство таких систем заключается в высокой скорости бурения, которую можно достичь благодаря низкому содержанию коллоидальных твердых веществ. В таких системах для обеспечения требуемой реологии используют полимеры, в особенности ксантан, который, как доказано, является эффективным сусцендирующим агентом твердых веществ. Такие буровые растворы с низким содержанием твердых веществ обычно применяют для твердых пластов, где увеличение скорости проходки может существенно снизить стоимость бурения, а тенденция к накоплению твердых веществ минимальна. Бентонит, несомненно, является наиболее широко используемой глиной в буровых глинистых растворах, поскольку он обеспечивает превосходные реологические и фильтрационные свойства бурового раствора, в особенности в сочетании с полиэлектролитами, подобными КМЦ. Бентонитная глина, которая, в основном, является монтмориллонитом (глиной смектитного типа), существует в виде очень тонких пластинок (листков). Были предприняты многочисленные попытки определить размер частиц натриевого монтмориллонита, но это оказалось довольно трудно из-за плоской тонкой неправильной формы пластинок и широкого интервала размеров. Пластинки глины проявляют превосходную способность однородно набухать в пресной воде при приложении сдвига. Набухание дегидратированной агломерированной бентонитной глины при ее контакте с водой вызывается проникновением молекул воды между пластинками глины. Давление набухания настолько сильно, что слои делятся на более мелкие агрегаты и даже на отдельные единичные слои с толщиной 10 Å. Следовательно, может быть получена относительно стабильная суспензия гидратированной глины.
В водных суспензиях края пластинок глин смектитного типа, таких как бентонит, заряжены положительно, тогда как поверхности заряжены отрицательно. Из-за таких противоположных зарядов существует взаимодействие положительных краев и отрицательных плоскостей. Однако в пресноводной суспензии гидратированной глины (без электролитов) такие электростатические взаимодействия довольно слабы из-за толстого граничного слоя воды вокруг пластинок глины. Такой толстый водный слой удерживает частицы настолько далеко друг от друга, что глина является почти полностью диспергированной, но, как показывают свойства геля и предел текучести, еще остается очень слабая флокуляция.
Широкое разнообразие органических полимеров также служит ряду важных целей в буровых растворах, таких как увеличение вязкости и регулирование скоростей фильтрации, что часто непосредственно связано со степенью флокуляции и агрегации частиц глины в буровом глинистом растворе. Способность понижать потери раствора также находится под влиянием этих свойств, т.е. для того, чтобы получить хороший осадок на фильтре и минимизировать потери фильтрата в пласт, суспензия глины должна находиться в дефлокулированном состоянии. Такими полимерами являются или природные полисахариды, например крахмал, гуаровая смола, ксантановая смола и другие биополимеры, или производные природных полимеров, например производные целлюлозы, крахмала, гуара и других биополимеров, или лигносульфонат, лигнин и синтетические полимеры, например полимеры и сополимеры акриловой кислоты, акрилонитрила, акриламида, и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота (АМПСК). Наиболее широко используемыми полимерными создающими вязкость компонентами являются целлюлозные материалы, крахмалы, ксантановая смола и полиакриламиды.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) натрия и полианионная целлюлоза (ПАЦ), где КМЦ имеет высокую степень замещения (СЗ), обычно больше 1,0, являются двумя из более широко распространенных анионных полимеров в буровых растворах для регулирования вязкости и скоростей фильтрации. Эффективность КМЦ, являющейся полиэлектролитом, в качестве создающего вязкость компонента имеет, однако, свои ограничения, поскольку эффективность понижается при увеличении концентрации электролита. Более высокая СЗ КМЦ (например, ПАЦ) дает возможность хорошего снижения потерь раствора в содержащей электролит системе с глиной смектитного типа.
В пресной воде КМЦ с низкой СЗ адсорбируются на глинах смектитного типа, таких как бентонит, тогда как КМЦ с более высокими СЗ (например, ПАЦ) демонстрируют пониженную адсорбцию. Достаточно лишь очень малого количества КМЦ с низкой СЗ (СЗ-0,7), чтобы осуществить полное диспергирование глины, поскольку она адсорбируется на положительных краях пластинок. Такое полное диспергирование приводит к снижению предельного статического напряжения сдвига почти до нуля. В общем, хорошо диспергированная суспензия смектитная глина/КМЦ дает хорошее образование осадка на фильтре, и достигается превосходное снижение характеристики потерь бурового раствора. Такая система, однако, не проявляет значительных предельного статического напряжения сдвига и предела текучести.
Ясно, что реологические свойства бурового раствора определяют очень многое в успехе всей операции бурения.
Реологические свойства глинистого раствора в большой степени определяют (1) эффективность очистки ствола скважины и стабильность ствола скважины, (2) эффективность суспендирования бурового шлама, (3) гидравлическую характеристику глинистого раствора, (4) легкость операций по транспорту глинистого раствора и (5) скорость проникновения.
Реологические требования для этих различных целей часто могут быть конфликтными, так что необходимо оптимизировать свойства глинистого раствора, чтобы добиться наилучшей характеристики в целом. Оптимальные реологические свойства необходимы для того, чтобы эффективно вывести буровой шлам на поверхность. Во время бурения высокая вязкость сдвига не должна быть слишком высокой, чтобы сделать возможной эффективную передачу гидравлической мощности бурового раствора к буровому долоту. Однако, если циркуляция происходит медленно или прервана, вязкость должна быть высокой, и предельное статическое напряжение сдвига должно быть достаточным для того, чтобы предотвратить/минимизировать осаждение бурового шлама. Такой реологический профиль может быть достигнут использованием тиксотропной системы, которая в случае системы с глиной смектитного типа может быть осуществлена в до некоторой степени флоккулированной системе, у которой связи частичек являются временно разорванными перемешиванием во время перемешивания и восстанавливаются только во время покоя. С другой стороны, буровой раствор должен покрывать стенку скважины тонким осадком, чтобы стабилизировать скважину и предотвратить потери циркулирующего бурового раствора в разбуриваемый пористый пласт. Обычно это наиболее эффективно существляется хорошо диспергированными суспензиями глины.
На реологию и, следовательно, на свойства текучести бурильного глинистого раствора влияют:
1. Состояние гидратации и дисперсии частиц глины в водной фазе и их количество.
2. Реология водной фазы, как она может быть модифицирована присадками (загустителями), например упомянутыми ранее полимерами.
3. Силы внутри частиц глины, а также силы взаимодействия полимеров с глиной и/или друг с другом.
Таким образом, содержание твердых веществ связано с реологией глинистого раствора, а также с плотностью глинистого раствора. В общем, чем выше содержание в буровом растворе твердых (добавленных глиной бурового шлама, которые могут стать диспергированными), тем более сложным и длительным будет очистка бурильного раствора. В этом отношении глинистые бурильные системы с низким содержанием твердых веществ улучшают скорость проходки. Чтобы поддерживать желаемый реологический профиль таких глинистых систем, добавляют заглушающие полимеры. Примерами таких полимеров являются ксантан, КМЦ с высокой молекулярной массой и акриловые полимеры.
Заявленное изобретение относится к применению амфотерных водорастворимых полимеров, содержащих четвертичный атом азота, которые, как доказано, являются весьма эффективными модификаторами реологии буровых растворов, при этом позволяют использовать очень мало глины и обеспечивают желаемые характеристики бурового раствоpa. Присадки по изобретению улучшают характеристику глинистого раствора в целом путем улучшения следующих свойств:
- псевдопластичное реологическое поведение,
- достаточные предел текучести и предельное статическое напряжение сдвига с быстрым достижением предельного статического напряжения сдвига за первые 10 сек,
- пластическую вязкость (ПВ) от низкой до средней,
- достаточное снижение потерь бурового раствора.
Настоящее изобретение, в общем, относится к композициям бурильных растворов на основе воды, которые включают воду, по меньшей мере один создающий вязкость компонент и по меньшей мере один агент регулирования реологических свойств. Агент регулирования реологических свойств предпочтительно представляет амфотерный полимер, содержащий как катионные группы, так и анионные группы, где указанные катионные группы включают группы четвертичного аммония. Предпочтительными амфотерными полимерами являются водорастворимые полимеры, содержащие четвертичный атом азота (СЧА-ВРП), такие как содержащая четвертичный азот амфотерная карбоксиметилцеллюлоза. Создающий вязкость компонент предпочтительно представляет собой глину типа смектита (например, бентонит).
Изобретение также предлагает систему бурового раствора на водной основе, которая включает в качестве агента регулирования реологических свойств сочетание катионного полимера, где катионные группы включают группы четвертичного аммония и анионного полимера с вышеупомянутым амфотерным полимером или без него.
Настоящее изобретение, в общем, относится к композициям бурильных растворов на основе воды, которые включают воду, по меньшей мере один создающий вязкость компонент и по меньшей мере один агент регулирования реологических свойств. Агент регулирования реологических свойств предпочтительно представляет амфотерный полимер, содержащий как катионные группы, так и анионные группы, где указанные катионные группы включают группы четвертичного аммония, т.е. амфотерные водорастворимые полимеры, содержащие четвертичный атом азота (СЧА-ВРП). В другом варианте осуществления изобретение предлагает систему бурового раствора на водной основе, которая включает в качестве агента регулирования реологических свойств сочетание катионного полимера, где катионные группы включают группы четвертичного аммония, и анионного полимера с вышеупомянутым амфотерным полимером или без него. Буровые растворы по настоящему изобретению могут включать СЧА-ВРП либо одни, либо в сочетании с обычными полимерными присадками.
Композиции буровых растворов по настоящему изобретению могут содержать в качестве создающего вязкость компонента любую имеющуюся в продаже глину, используемую для увеличения вязкости буровых растворов. Предпочтительно, применяются глины типа смектита, такие как монтмориллониты (например, бентонит), а также глины типа смешанных слоев и аттапульгит и сепиолит. Не желая быть связанными какой-либо частной теорией, можно считать, что, благодаря сильному взаимодействию катионных групп СЧА-ВРП по настоящему изобретению с частицами глины смектитного типа в буровом растворе, соединения СЧА-ВРП являются весьма эффективными для обеспечения достаточных предельного статического напряжения сдвига и предела текучести пресноводного глинистого раствора на основе глин смектитного типа. Наиболее предпочтительным создающим вязкость компонентом является бентонит, глина смектитного типа, либо один, либо в сочетании с другими промышленными глинами.
СЧА-ВРП по настоящему изобретению можно разделить на два широких типа: содержащие водорастворимые полимеры синтетического происхождения и содержащие полученные полусинтетически или природные водорастворимые полимеры, например производные полисахаридов, в которых полисахариды замещены одной или несколькими функциональными группами как заместителями при этерификации с получением простых эфиров и сложных эфиров, амидировании и т.д.
Амфотерные СЧА-ВРП по настоящему изобретению, включающие производное полисахарида, имеют общую формулу:
Figure 00000001
где R1 представляет Н или R1, R2, R3 и R4 являются одинаковыми или различными и выбираются из С1-С24-алкильных, С6-С24-арильных, С7-С24-аралкильных, С7-С24-алкарильных, С3-С24-циклоалкильных, С2-С24-алкоксиалкильных и С7-С24-алкоксиарильных групп, или R2, R3, R4 и четвертичный атом азота образуют алифатическое или ароматическое гетероциклическое кольцо, такое как пиридиниевое кольцо или подобное; n является целым числом от 1 до 4; В выбирают из О, ОС(О), С(О)О, C(О)-NH, NHC(O), S, ОSО3, ОРО3, NH, NR5, где R5- представляет С2-С6-ацильный или С1-С4-алкильный радикал; [А]m представляет анионный водорастворимый полисахарид или производное полисахарида, m больше 10, предпочтительно 10-50000 и, еще более предпочтительно, 10-30000; и Х- представляет анион.
Предпочтительные исходные полисахаридные материалы для амфотерного СЧА-ВРП включают, но не ограничиваются этим, члены семейств крахмала и целлюлозы, природные смолы, такие как гуар, биоразлагаемые смолы, такие как ксантан, и т.п. Обычно амфотерные полисахариды содержат или обеспечены анионной и катионной группой и могут также содержать неионную группу или заместитель. Наиболее предпочтительные полисахаридные исходные материалы включают, но не ограничиваются этим, водорастворимые или водонабухаемые простые или сложные анионные эфиры целлюлозы, крахмал или производные крахмала и/или анионные гуар или производные гуара. Следует также понимать, что замещенные полисахариды (например, карбоксиметилированные полисахариды) входят в объем понятия полисахаридных исходных материалов.
Анионной группой амфотерного полисахарида предпочтительно является карбоксилатная (например, карбоксиметильная), сульфонатная (например, сульфоэтильная), фосфатная или фосфонатная группа, хотя любой рядовой специалист должен понимать, что могут быть легко применены другие анионные группы. Наиболее предпочтительные анионные полисахаридные исходные материалы включают, но не ограничиваются этим, полисахариды или производные полисахаридов, содержащие анионную группу, включающие, но не ограничивающиеся этим, карбоксиметилцеллюлозу, сульфоэтилкарбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилциллюлозу (КМГЭЦ), карбоксиметилцеллюлозу, где целлюлоза замещена одним или несколькими неионными заместителями, карбоксиметилкрахмал, карбоксиметилкрахмал, где крахмал замещен одним или несколькими неионными заместителями, карбоксиметилгуар, карбоксиметилгуар, где гуар замещен одним или несколькими неионными заместителями, ксантановую смолу и их смеси. Особо предпочтительным анионным полисахаридным исходным материалом является карбоксиметилцеллюлоза.
Группу, содержащую четвертичный азот, вводят в амфотерные полисахаридные исходные материалы различными способами, известными рядовым специалистам. Например, полисахаридный исходный материал сможет быть кватернизирован кватернизационными агентами, которыми являются соли четвертичного аммония, для того, чтобы осуществить замещение цепи полисахарида группой, содержащей четвертичный азот (см. патент США 4940785).
Типичными солями четвертичного аммония, которые могут быть использованы, являются содержащие четвертичный азот галогениды, галогидрины и эпоксиды. Соли четвертичного аммония могут включать гидрофобные соединения. Примеры аммонийных солей включают одну или несколько из следующих:
хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилдиметилдодециламмония; хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилдиметилоктадециламмония, хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилдиметилоктиламмония; хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилтриметиламмония; хлорид 2-хлорэтилтриметиламмония и т.п.
Предпочтительные агенты кватернизации включают хлорид 2,3-эпоксипропилтриметиламмония; хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилтриметиламмония; хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилдиметилдодециламмония; хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилдиметилтетрадециламмония; хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилдиметилгексадециламмония и хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилдиметилоктадециламмония.
Кватернизация может быть также достигнута при использовании двухстадийного синтеза аминирования полисахарида реакцией с аминирующим агентом, таким как галогенид амина, галогеногидрин или эпоксид, с последующей кватернизацией продукта реакцией с кватернизирующими агентами или их смесями, содержащими функциональную группу, которая образует соль с амином. Предпочтительные кватернизирующие агенты включают, но не ограничиваются этим, алкилгалогениды, такие как метил-, этил-, пропил- и бензилгалогениды. Алкилирование кватернизирующим агентом для получения кватернизированых простых эфиров полисахарида может быть проведено отдельной стадией реакции или может быть объединено с этерификацией другими алкилирующими агентами.
Полисахариды могут также содержать в качестве заместителей неионные группы, чтобы способствовать обеспечению необходимой гидрофильности, и/или гидрофобности, и/или необходимой электролитической стабильности. Для введения в полисахарид такого неионного заместителя полисахарид может быть алкилирован подходящими алкилирующими агентами или их смесями при использовании хорошо известных из практики способов. Предпочтительные неионные заместители включают, но не ограничиваются этим, метил, этил, гидроксиэтил, гидроксипропил, дигидроксипропил, бензил и гидрофобные группы, такие как 3-(С1-С24-алкокси)-2-гидроксипропильная, 3-(С6-С24-арилокси)-2-гидроксипропильная, 3-(С7-С24-аралкокси)-2-гидроксипропильная, 3-(С7-С24-алкарилокси)-2-гидроксипропильная группы, и галогениды, эпоксиды и/или глицидиловые простые эфиры C1-C24 алкила, C1-C24 алкокси, С6-С24 арилокси, С7-С24 аралкокси, С1-С24 алкарилокси и их смеси. Замещение этими неионными заместителями может быть проведено отдельной стадией реакции или может быть объединено с этерификацией другими алкилирующими агентами. Некоторые используемые заместители могут поэтому быть введены как заместители, связанные непосредственно с цепью полисахарида, с четвертичным азотом или связанные с другими доступными эфирными заместителями. Аикилирование достигается взаимодействием алкилирующего агента или их смесей, содержащих по меньшей мере одну функциональную группу, которая может вступать в реакцию (1) с гидроксильными группами на цепи полисахарида или эфирными заместителями, или (2) с третичным атомом азота, образуя четвертичный заместитель, или (3) и с тем и с другим.
Наиболее предпочтительные амфотерные СЧА-ВРП, включающие производные полисахарида, включают, но не ограничиваются этим, любые производные полисихарида, содержащие четвертичную аммонийную группу (ЧА), такие как, например, ЧА-КМЦ, ЧА-сульфоэтил-КМЦ, ЧА-КМ-гидроксиэтилцеллюлоза, простой эфир (смешанный) ЧА-КМ-целлюлозы, ЧА-КМ-крахмал, и производные ЧА-КМ-крахмала, ЧА-КМ-гуар и дароизводные ЧА-КМ-гуара, производные полисахаридов, содержащие ЧА-фосфат или фосфонат и т.п.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение предлагает буровые растворы на водной основе, которые используют в качестве агента регулирования реологических свойств амфотерные СЧА-ВРП, включающие производное синтетического полимера. Такие СЧА-ВРП включают производные синтетических полимеров, которые получают сополимеризацией анионных синтетических мономеров (например, акрилатов и/или акриламидов) с содержащими четвертичный азот катионными мономерами (например, хлоридом диаллилдиметиламмония (ДАДМАХ) и которые могут быть также получены сополимеризацией с неионными мономерами. Вместо сополимеризации с анионным мономером амфотерное синтетическое СЧА-ВРП может быть также получено сополимеризацией катионного мономера с неионным мономером, который по меньшей мере частично гидролизован на постполимеризационной стадии с образованием амфотерного полимера. В СЧА-ВРП различные мономеры могут быть случайно распределенными, также как блочные структуры могут быть использованы в контексте изобретения. Четвертичные, аммонийные группы вводят в полимер, используя в процессе полимеризации катионные мономеры, или путем последующей реакции катионизации.
Подходящие исходные катионные мономеры включают, но не ограничиваются этим, хлорид диаллилдиметиламмония (ДАДМАХ) и его производные и соединения общей формулы:
Figure 00000002
в которой R6 выбирают из Н, ОН или C1-C4 алкильной группы или гидроксиэтильной группы; Z представляет NH или О и R7 представляет соединение формулы III:
Figure 00000003
в которой Y представляет линейный или разветвленный C1-C6 алкил, R8, R9 и R10 являются одинаковыми или различными и выбраны из C1-C24 алкильной, С6-С24 арильной, С7-С24 аралкильной, С7-С24 алкарильной, С3-C24 циклоалкильной, C2-C24 алкоксиалкильной и С7-С24 алкоксиарильной групп, или R8, R9, R10 и атом четвертичного азота образуют алифатическое или ароматическое гетероциклическое кольцо, такое как пиридиновое кольцо и тому подобное, n является целым числом от 1 до 4 и X-представляет анион, подобный хлориду, бромиду, йодиду, сульфату, метилсульфату, нитрату, фосфату, ацетату и т.п.
Предпочтительные мономеры, включающие четвертичный аммоний, включают хлорид, диаллилдиметиламмония (ДАДМАХ), хлорид акрилоилоксиэтилтриметиламмония (АОЭТМАХ), хлорид метакриламидопропилтриметиламмония (МАПТМАХ), хлорид 3-акриламидо-3-метилбутилтриметиламмония и т.п.
Подходящие анионные группы для синтеза амфотерных СЧА-ВРП включают, но не ограничиваются этим, карбоксилатную, сульфонатную, фосфатную группы. Подходящим способом введения этих групп в амфотерный полимер является сополимеризация таких анионных мономеров или мономеров, которые образуют анионную группу при частичном или полном гидролизе на постполимеризационной стадии, с катионными мономерами и, возможно, неионными мономерами.
Предпочтительные анионные мономеры включают, но не ограничиваются этим, эфиры акриловой кислоты, эфиры метакриловой кислоты, акриламид, метакриламид и ангидрид малеиновой кислоты, где указанные синтетические мономеры образуют анионную группу на постполимеризационной стадии, акриловую кислоту, акрилаты, метакриловую кислоту, 2-акриламидо-2-метилпропансуфоновую кислоту, винилсульфонат, винилсульфоновую кислоту, стиролсульфонат, стиролсульфоновую кислоту и их смеси. Различные мономеры могут быть случайно распределенными, также как блочные структуры могут быть использованы в контексте изобретения.
Для регулирования плотности заряда и гидрофильно-гидрофобного баланса амфотерного синтетического полимера с указанными катионными мономерами и анионными мономерами необязательно сополимеризуют неионные мономеры. Некоторые неионные мономеры, такие как акриламид и ангидрид малеиновой кислоты, могут образовывать анионные группы, поскольку они могут быть частично или полностью гидролизованы во время или после полимеризации. Подходящими неионными мономерами являются акриламид и его производные, акрилаты, такие как эфиры акриловой кислоты или эфиры метакриловой кислоты, ангидрид малеиновой кислоты и его производные и другие неионные виниловые мономеры. Такие мономеры могут также содержать гидрофобные группы, такие как алкильные, арильные, аралкильные и алкарильные группы, содержащие 1-24 атомов углерода. Предпочтительными неионными мономерами являются акриламид, метилакрилат, метилметакрилат, этилакрилат, этилметакрилат, гидроксиэтилакрилат, гидроксиэтилметакрилат, гидроксипропилакрилат, гидроксипропилметакрилат, бутилакрилат, бутилметакрилат, винилацетат, стирол и их смеси.
Синтетический полимер, содержащий ЧА-ВРП по настоящему изобретению, может быть получен различными способами, которые легко понятны рядовому специалисту. Например, для того, чтобы получить высокомолекулярные амфотерные или катионные полимеры, акриламид и/или акриловую кислоту сополимеризуют в изменяющихся соотношениях минопроизводными акриламида, эфиров акриловой кислоты или эфиров метакриловой кислоты.
Катионный заряд присутствует в форме минеральной кислоты или соли четвертичного аммония. Типичные мономеры, содержащие четвертичный аммоний, включают хлорид диаллилдиметиламмония (ДАДМАХ), хлорид акрилоилоксиэтилтриметиламмония (АОЭТМАХ), хлорид метакриламидопропилтриметиламмония (МААПТМАХ), хлорид 3-акриламидо-3-метилбутилтриметиламмония и т.п.
В наиболее предпочтительном осуществлении изобретения амфотерные ЧА-ВРП, включающие производное синтетического полимера, предпочтительно содержат в среднем от 1 до 500 содержащих четвертичный аммоний мономеров на каждые 1000 мономерных звеньев или более предпочтительно от 10 до 300 на каждые 1000 мономерных звеньев и наиболее предпочтительно от 50 до 200 содержащих четвертичный аммоний мономерных звеньев на сумму из 1000 мономерных звеньев, и они предпочтительно содержат от 1 до 900 содержащих анионную группу мономерных звеньев за каждые 1000 мономерных звеньев и наиболее предпочтительное от 100 до 600 содержащих анионную группу мономерных звеньев на каждые 1000 мономерных звеньев; и полимер предпочтительно имеет среднюю молекулярную массу >50000, более предпочтительно >250000 и наиболее предпочтительно >500000.
В наиболее предпочтительном варианте осуществления настоящее изобретение предлагает содержащую четвертичный азот карбоксиметилцеллюлозу (ЧА-КМЦ). ЧА-КМЦ является амфотерным водорастворимым полимером, содержащим как анионные, так и катионные заряды. Однако также могут быть использованы другие цвиттерионные полимеры (полимеры с положительными и отрицательными зарядами на одних и тех же группах боковой цепи, например бетаины) на той же самой основной цепи (амфолиты). Бетаины обязательно имеют равный баланс анионных и катионных групп. Амфотерные полимеры, такие как ЧА-КМЦ, которые в действительности являются полиамфолитами (имеющими положительный и отрицательный заряд на одной и той же основной цепи полимера) могут быть зарядно-сбалансированными или зарядно-несбалансированными. Могут быть также использованы смеси катионных и анионных полимеров (например, ЧА-крахмала, ЧА-ГЭЦ и ЧА-полиакриламидов с КМЦ или ПАЦ), которые образуют амфотерный раствор, и могут образоваться интерполимерные комплексы. Когда стехиометрия зарядов составляет 1:1 или близка к этому, может образоваться водонерастворимая полисоль в зависимости от наличия и концентрации других электролитов. В рамках изобретения соотношения зарядов и концентрации электролитов выбирают таким образом, чтобы получить растворимую систему.
Амфотерные полимеры проявляют необычные свойства раствора. Зарядно-сбалансированные полиамфолиты часто являются более растворимыми и имеют в солевом растворе более высокие вязкости, чем в растворе в чистой воде. Поэтому амфотерные полимеры нашли применение в качестве загустителей воды и рассола и агентов, снижающих сопротивление рассола. Во всех этих применениях важную роль играет необычное взаимодействие положительных и отрицательных зарядов на одной и той же группе или основной цепи, между цепями и/или между цепями и внешними электролитами. Эти взаимодействия зарядов в различных (электролитных) средах играют огромную роль в определении результирующей вязкости растворов.
Наиболее важными промышленными глинами, используемыми для повышения вязкости буровых растворов, являются глины смектитного типа такие как монтмориллониты (например, бентониты), а также типа смешанного слоя и аттапульгит и сепиолит. Хотя ЧА-ВРП по настоящему изобретению могут быть успешно применены как модификаторы реологии в большинстве буровых растворов на водной основе, они наиболее полезны в тех системах, которые содержат глины смектитного типа либо одни, либо в сочетании с другими промышленными глинами.
Как ранее упоминалось, состояние флокуляции и агрегации являются наиболее важными факторами в определении реологии бурового глинистого раствора. Способность снижать потери раствора также определяется этими свойствами. КМЦ является одним из наиболее популярных полимеров в использовании для диспергирования в буровых растворах глин смектитного типа, таких как бентонит, которые улучшают понижение потерь раствора и, в меньшей степени, для модификации вязкости глинистого раствора. КМЦ, однако, не придает глинистому раствору желаемых предела текучести и предельного статического напряжения сдвига. Вследствие сильного взаимодействия катионных групп ЧА-ВРП с частицами глины смектитного типа глинистого раствора ЧА-ВРП является очень эффективным материалом для придания достаточных предела текучести и предельного статического напряжения сдвига пресноводному глинистому раствору на основе глины смектитного типа. Более конкретно, сильное взаимодействие катионных групп ЧА-ВРП с частицами глины смектитного типа вызывает мостиковую флокуляцию, которая дает желаемую реологию. Дополнительно степень флокуляции может регулироваться величиной МЗ(ЧA), т.е. чем больше катионных групп присоединено к основной цепи целлюлозы, тем более выражена флокуляция. Однако, в то время как повышенная флокуляция благоприятна дли реологии, она не благоприятна для способности понижать потери раствора, поскольку чем более флоккулирована система, тем меньше она обеспечивает достаточное понижение потерь раствора. Например, ЧА-ВРП с довольно низкой МЗ(ЧА), которая образует слабо флокулированную систему, которая дает желаемые предел текучести и предельное статическое напряжение сдвига и также обеспечивает достаточное снижение потерь раствора. Было также найдено, что при использовании ЧА-ВРП с высокой молекулярной массой может быть снижено количество используемой глины смектитного типа. Другим достоинством ЧА-ВРП является то, что она совместима с обычно используемыми (анионными) полимерами, подобными КМЦ, ПАЦ и крахмалу, или другими полимерами, обычно используемыми для понижения потерь раствора повышения вязкости полимеров, что означает, что в случаях, когда потери раствора должны быть дополнительно снижены, такие материалы могут использоваться вместе с ЧА-ВРП.
Получение ЧА-ВРП можно начать или с целлюлозы, или с целлюлозы, уже обработанной монохлоруксусной кислотой или ее (натриевой) солью. Для введения в целлюлозу катионной группы реакцию этерификации в присутствии небольших количеств каустической соды проводят с или СНРТАС или GTAC.
Figure 00000004
Figure 00000005
При использовании СНРТАС реакция этерификации идет через эпоксид. Отличие от GtAC заключается в том, что один эквивалент каустической соды должен расходоваться на образование эпоксида, и будет образовываться один эквивалент NaCl. Для реакции GTAC с КМЦ требуется только каталитическое количество каустической соды. В случае, когда этерификацию проводят в последовательности, сначала вводя алкалилцеллюлозу в реакцию с монохлоруксусной кислотой (МХУК), после чего проводят этерификацию с СНРТАС или GTAC без очистки КМЦ, часть СНРТАС или GTAC может реагировать также с побочными продуктами этерификации МХУК. Это происходит также в случае, когда этерификацию с МХУК и CHРTAC или GTAC проводят одновременно. Другие ЧА-полисахариды могут быть получены таким же образом, как ЧА-КМЦ, способами, известными из уровня техники.
Получение водонабухающих и водорастворимых простых эфиров полисахаридов обычно осуществляют при суспендировании полисахарида в разбавителе. Если полисахаридом является целлюлоза, она может быть использована в виде размолотой целлюлозы или нарезанных целлюлозных листов. Подходящие и легко доступные исходные целлюлозные материалы включают хлопковые очески и очищенные целлюлозы древесной массы. Подходящие разбавители включают этанол, изопропиловый спирт, трет-бутиловый спирт, ацетон, воду, метилэтилкетон и их смеси. Реакции можно вести в относительно большом количестве разбавителя или с минимальным количеством разбавителя по желанию, т.е. использовать так называемый суспензионный или так называемый сухой способ.
Обычно полисахарид вводят в реакцию с гидроксидом щелочного металла, чтобы получить полисахарид, содержащий щелочной металл. Количество гидроксида щелочного металла на повторяющееся элементарное звено полисахарида может варьироваться в зависимости от типа и количества использованных алкилирующих агентов. Обычно используют мольное отношение между соответственно 0,001 и 5. Если требуется, во время протекания реакции может быть введено дополнительное количество гидроксида щелочного металла или может быть нейтрализован избыток гидроксида щелочного металла. Для предотвращения неконтролируемого разложения (подщелоченного) полисахаридного полимера предпочтительно удалить кислород из реактора на время подщелачивания и алкилирования.
После проведения реакции полисахарида с нужным количеством гидроксида щелочного металла для получения амфотерного полисахарида полисахарид, содержащий щелочной металл, можно ввести в реакцию вначале с анионным алкилирующим агентом, например монохлоруксусной кислотой или ее солью щелочного металла, с последующей реакцией с катионным алкилирующим агентом, например с СНРТАС или GTAC, при подходящей температуре и периоде времени, достаточном для обеспечения требуемого уровня замещения. Альтернативно, катионный алкилирующий агент может быть введен первым, после чего проводят реакцию с анионным алкилирующим агентом, или же полисахарид одновременно взаимодействует с различными алкилирующими агентами. Еще одним альтернативным путем реакции является очистка анионно алкилированного полисахарида перед добавлением катионного алкилирующего агента. Это обычно повышает селективность реакции и/или выход катионного алкилирующего агента.
В другом предпочтительном осуществлении настоящего изобретения неионные алкилирующие реагенты вовлекают в стадии реакции, вводя их либо до, либо после, либо вместе с анионным и катионным алкилирующими реагентами. Кроме того, катионизацию здесь можно осуществить после того, как уже алкилированный полисахарид был очищен.
В рамках настоящего изобретения модифицированные четвертичным аммонием производные полисахаридов могут быть применены в виде либо очищенных, либо неочищенных продуктов. Из очищенных материалов удаляют побочные продукты, например, экстракцией в спиртоводной смеси.
Если модифицированный четвертичным аммонием полисахарид представляет амфотерный или катионный простой эфир целлюлозы, материалы, используемые по настоящему изобретению, обычно имеют среднюю степень полимеризации (MWполимера=MWмономерахСП (степень полимеризации)) более 30, предпочтительно более 100 и обычно в интервале от 30 до 6000, предпочтительно от 100 до 5000, среднюю степень замещения (т.е. СЗ) анионным заместителем в интервале от 0,05 до 1,4, предпочтительно от 0,3 до 1,4, мольное замещение (т.е. МЗ) неионным заместителем в интервале от 0,05 до 5, предпочтительно от 0,1 до 3,5, и мольное замещение катионной группой в интервале от 0,005 до 1,0, предпочтительно от 0,01 до 0,6.
В предпочтительном осуществлении настоящего изобретения ЧА-ВРП представляет амфотерную карбоксиметилцеллюлозу (ЧА-КМЦ). ЧА-КМЦ обычно имеет среднюю степень полимеризации более 30, предпочтительно более 100 и обычно в интервале от 30 до 6000, предпочтительно от 100 до 5000, более предпочтительно от 1000 до 5000, среднюю степень замещения (т.е. СЗ) анионным карбоксиметильным заместителем в интервале от 0,2 до 1,4, предпочтительно от 0,5 до 1,4, более предпочтительно от 0,7 до 1,3, и мольное замещение катионным заместителем в интервале от 0,005 до 1,0, предпочтительно от 0,01 до 0,6, и наиболее предпочтительно от 0,01 до 0,3.
Наконец, заявленное изобретение предлагает состав бурового раствора на водной основе, который включает в качестве агента регулирования реологических свойств комбинацию катионного полимера, где катионные группы включают группы четвертичного аммония, и анионного полимера, либо одну, либо в сочетании с вышеупомянутыми амфотерными полимерами.
Катионные полимеры, применяемые в контексте настоящего изобретения, включают, но не ограничиваются этим, содержащие катионные группы полисахариды или производные полисахаридов, содержащие катионные группы синтетические полимеры и их смеси. Примеры содержащих катионные группы полисахаридов или производных полисахаридов включают, но не ограничиваются этим, такие как (ЧА)-ГЭЦ, простой (смешанный) эфир ЧА-целлюлозы, ЧА-крахмал, производные ЧА-крахмала, ЧА-гуар, производные ЧА-гуара, их смеси и подобные соединения. Примеры содержащих катионные группы синтетических полимеров включают, но не ограничиваются этим, ЧА-полиакриламид, содержащие катионные группы полиакрилатные гомо- и сополимеры, ЧА-полиакриламид, сополимеризованный с неионными акрилатными мономерами, ЧА-полиамины, ЧА-полиэтиленимины, их смеси и подобные соединения.
Эти катионные полимеры используются в сочетании с анионными полимерами, примеры которых были приведены ранее в данном описании, включающими содержащие анионные группы полисахариды и содержащие анионные группы синтетические полимеры, которые являются строительными блоками амфотерных полимеров по настоящему изобретению.
Наконец, буровые растворы по настоящему изобретению могут, необязательно, содержать различные другие ингредиенты, обычно применяемые в буровых растворах на водной основе. Например, такие дополнительные ингредиенты могут включать обычные органо-полимерные присадки, такие как КМЦ, ПАЦ, крахмал, модифицированный крахмал, ксантан и др. Кроме того, буровые растворы по настоящему изобретению могут содержать повышающие массу агенты, загустители, ингибиторы, электролиты, регуляторы рН и т.д. Величину рН буровых растворов по настоящему изобретению предпочтительно поддерживают при рН 8-11, предпочтительно 8,5-10,5 и еще более предпочтительно 9-10.
Хотя имеется большое разнообразие буровых (глинистых) растворов на основе воды, применяемых в контексте настоящего изобретения, типичный глинистый раствор по настоящему изобретению содержит следующие ингредиенты:
- вода в качестве основного компонента;
- создающий вязкость компонент в количестве 5-100, более предпочтительно 10-60 и наиболее предпочтительно 20-40 кг/м3;
- амфотерный регулирующий реологические свойства агент в количестве 0,01-10, более предпочтительно 0,05-5 и еще более предпочтительно 0,1-3 кг/м3;
- щелочной агент (агенты) в количестве, эффективном для поддержания рН около 9-10%; и
- различные другие присадки/полимеры, включающие, но неограниченные этим, КМЦ, ПАЦ, крахмал, модифицированный крахмал, ксантан, повышающие массу агенты, загустители, ингибиторы, такие как производные гликоля и т.п., электролиты и т.п.
Для бурового раствора на основе ЧА-ВРП буровой раствор идеально должен иметь предел текучести между 5 и 15 Па, не возрастающее прогрессивно во времени предельное статическое напряжение сдвига, пластическую вязкость 10-25 мПа•С и потери раствора по API RP42 5-10 мл. Буровой раствор на основе ЧА-ВРП, имеющий такие свойства, должен обычно включать пресную воду, 0,2-0,6 кг/м3 ЧА-ВРП, 20-40 кг/м3 непептизированного бентонита натрия и достаточное количество каустической соды для подержания рН бурового раствора в интервале от 8,5 до 10,5.
Если применяют сочетание содержащего четвертичный аммоний катионного полимера и анионного полимера, СЧА-ВРП предпочтительно имеет в среднем низкую плотность катионного заряда от примерно 1 до 300 катионных групп на 1000 мономерных или полисахаридных звеньев, более предпочтительно примерно от 1 до 100 катионных групп на 1000 мономерных или полисахаридных звеньев. Подходящие соотношения, в которых катионный полимер может быть использован с анионным и/или амфотерным полимером, составляют от 1:20 до 1:10, предпочтительно от 1:10 до 1:5.
Обычно общее количество катионного полимера, анионного полимера и/или амфотерного полимера, добавленных к глинистой системе, находится в интервале от 0,1 до 4 кг/м3.
Изобретение будет теперь разъяснено посредством следующих примеров, не ограничивающих изобретение.
Пример 1. Применение ЧА-ВРП при операциях бурения.
Ниже следуют примеры эффективности и преимуществ ЧА-ВРП в реальных ситуациях бурения скважин. В пример 1 включены общее описание скважины, бурившейся с буровыми растворами ЧА-ВРП, сравнения расхода/стоимости ЧА-ВРП буровых растворов с гель-химическими буровыми растворами, реологическое сравнение ЧА-ВРП буровых растворов с гель-химическими буровыми растворами и преимущества, отмеченные для ЧА-ВРП материалов. В использованных в буровом растворе примерах ЧА-ВРП МЗ(КМ) равняется 0,87, МЗ(ЧА) равняется 0,08 и молекулярная масса материала равна примерно 700000 (средняя СП=700000/244=2869).
Общее описание скважины
С использованием ЧА-ВРП бурового раствора были пробурены три скважины в провинции Альберта, Канада, в местонахождениях 08-33-39-20 W4, 11-09-40-19 W4 и 05-35-39-21 W4. Все скважины были пробурены до конечной глубины между 1407 м и 1422 м одним и тем же общим способом:
Скважины начинали вращательным бурением ствола скважины буровым сверлом диаметром 311 мм, начиная с поверхности грунта до глубины приблизительно 200 м. После достижения этой примерно 200 м глубины общую трубу размером 219 мм спускали до дна скважины и затем цементировали на место обычным образом. Буровой раствор, использованный для того, чтобы помочь осуществить процесс бурения, представлял смесь бентонита натрия и каустика, как это обычно практикуется в промышленности.
Вращательное бурение скважины продолжали, используя сверло диаметром 200 мм, и вели до конечной и полной глубины между 1407 м и 1422 м. Использованный буровой раствор из обсадной трубы с глубины между 1225 м и 1269 м был водным, обработанным кальцием и частично гидролизованным полиакриламидом, как это часто практикуется в промышленности. Буровой шлам, содержавшийся в кальциевой воде, удаляли из бурового раствора обычным образом, используя вибрационные сита и центрифуги.
С глубин от 1225-1269 м до конечной полной глубины использовали буровой раствор на основе ЧА-ВРП. Буровой раствор ЧА-ВРП рассматривали как глинистую систему основного ствола скважины. Основными компонентами глинистого раствора основного ствола скважины были бентонит с концентрацией между 20-35 кг/м3, ЧА-КМЦ с концентрацией между 0,3-0,6 кг/м3, каустическая сода для обеспечения рН в интервале от 8,5 до 10,0 и 0-0,2 кг/м3 низковязкостного полианионного целлюлозного полимера (ПАЦ). Общая циркуляционная глинистая система основного ствола скважины между 80-100 м3 была рассчитана для обеспечения API потерь раствора между 7-8 мл по стандартным условиям испытаний по API и достаточной вязкости для удаления бурового шлама, образовавшегося при бурении скважины.
Сравнение расхода/затрат
Сравнение расхода материала и затрат на скважины, пробуренные с ЧА-ВРП буровыми растворами и группы соседних скважин, пробуренных с гель-химическим буровым раствором, дано в таблице 1. Гель-химические скважины бурили таким же образом, какой описан для ЧА-ВРП буровых растворов, за исключением того, что вместо ЧА-ВРП бурового раствора использовали гель-химический буровой раствор. Основным составом гель-химического бурового раствора является бентонит натрия с концентрацией 30-60 кг/м3, полианионный целлюлозный полимер с концентрацией 0,5-2,0 кг/м3 и каустическая сода для обеспечения рН 8,0-10,0.
Figure 00000006
Данные таблицы 1 ясно показывают, что, в среднем, для скважин, пробуренных с использованием ЧА-ВРП, использовано меньше бентонита в сравнении со скважинами, пробуренными с гель-химическим буровым раствором. Расход ЧА-ВРП и ПАЦ был также явно меньше для скважин с ЧА-ВРП. Меньший расход материалов для скважин, забуренных с ЧА-ВРП, отразился в меньших средних затратах на глинистый раствор в основном стволе скважины по сравнению со скважинами, пробуренными с гель-химическим буровым раствором.
Реологическое сравнение.
Реологические свойства бурового раствора важны для операции бурения для того, чтобы эффективно очистить ствол скважины от бурового шлама. Простыми словами, идеальный буровой раствор является ослабляющим сдвиг или тиксотропным по природе, имея низкую вязкость при высоких скоростях сдвига (которые наблюдаются на сверле бура) и высокие вязкости при более низких скоростях сдвига (которые наблюдаются в кольцевом пространстве между бурильной колонной и стенкой ствола скважины).
В таблице 2 представлено реологическое сравнение скважин, описанных выше в таблице 1. Во всех случаях реология, приведенная в таблице 2, относится к части основного ствола скважины, где при операции ротационного бурения был использован или ЧА-ВРП буровой раствор, или гель-химический буровой раствор.
Figure 00000007
Пластические вязкости и предел текучести рассчитаны по пластической реологической модели Бингама (Bingham), модели, обычно используемой для описания реологических свойств бурового раствора. Чем выше отношение YP/PV (предел текучести/пластическая вязкость), тем более тиксотропной является природа бурового раствора и тем лучшим является буровой раствор для удаления бурового шлама из ствола скважины. Среднее отношение ΥP/PV для ЧА-ВРП буровых растворов приблизительно в два раз выше среднего для гель-химических буровых растворов.
Величины "n" и "К", индекс ламинарного течения и фактор однородности ламинарного потока соответственно являются факторами, рассчитанными по степенной реологической модели, другой модели, обычно применяемой для характеристики реологических свойств буровых растворов. Способность к ослаблению сдвига описывается величиной "n", где, чем ниже величины "n", тем больше ослабление сдвига или тиксотропность бурового раствора. Подобно пластической модели Бингама, ЧА-ВРП буровые растворы показывают лучшие характеристики ослабления сдвига благодаря природе их более низких значений "n", чем сравнительные скважины, пробуренные с гель-химическими буровыми растворами.
Предельное статическое напряжение сдвига, хотя и не выводится из какой-либо реологической модели, является общеупотребительным для описания способности буровых растворов удерживать и суспендировать твердые вещества, когда буровой раствор подвергается воздействию низких скоростей сдвига. "Идеальный" буровой раствор должен иметь хорошее начальное предельное статическое напряжение сдвига (обычно 5-12 Па для операции бурения) и не увеличивать предельное статическое напряжение сдвига с течением времени. Среднее предельное статическое напряжение сдвига ЧА-ВРП буровых растворов лучше, чем среднее предельное статическое напряжение сдвига гель-химических буровых растворов.
Преимущества ЧА-ВРП системы
Суммарно преимущества ЧА-ВРП системы бурового раствора по настоящему изобретению по сравнению с обычно используемым гель-химическим буровым раствором для скважин, пробуренных в вышеприведенном примере, включают:
- меньший расход бентонита натрия
- меньший расход материалов, произведенных из КМЦ
- меньшая общая стоимость материалов для глинистой системы главного ствола скважины
- лучший реологический профиль
Пример 2.
Применение ЧА-ВРП в лабораторном масштабе
Следующие примеры представляют приготовление буровых растворов в лабораторном масштабе для сравнения потерь раствора и реологических свойств обычных КМЦ и ПАЦ и амфотерных КМЦ (ЧА-КМЦ). Эти свойства определяли, используя стандартные методы, описанные в API Recommended Practice: Standard Procedures for Field Testing Water-Based Drilling Fluids, RP 13B-1, 1st Ed., June 1990, Amer. Petr. Inst.
Реологические свойства приготовленных буровых растворов определяли, используя стандартный вискозиметр Фанна. Величину ПВ бурового раствора получали вычитанием показания при 300 из показания при 600, тогда как величину YP раствора определяли вычитанием величины ПВ из показания при 300. Далее, величины предельного статического напряжения сдвига при 10 сек и при 10 мин определяли при вращении вискозиметра Фанна со скоростью 600 об/мин до получения стабильных показаний. Затем вискозиметр останавливали на 10 сек и затем вращали его со скоростью 3 об/мин. Максимальное показание вискозиметра принимали за предельное статическое напряжение сдвига при 10 сек. Аналогично, предельное статическое напряжение сдвига при 10 мин измеряли после вращения вискозиметра со скоростью 600 об/мин до достижения стационарного состояния. Затем вискозиметр останавливали на 10 мин и после этого вращали со скоростью 3 об/мин. Максимальное показание давало величину предельного статического напряжения сдвига при 10 мин. Фильтрационный тест для определения потерь раствора по API проводили следующим образом: низкотемпературный фильтр-пресс низкого давления (оборудование для определения потерь раствора Baroid) использовали для определения способности добавок регулировать фильтрацию путем измерения общих потерь раствора за 25 мин, когда к образцу прилагали давление 6,9х105 Па при 35°C. Готовили базовый пресноводный глинистый раствор, содержащий 30 кг/м3 бентонита и 4 мас.% бурового шлама, и добавляли требуемое количество каустической соды для доведения рН до 10. Затем базовый глинистый раствор состаривали в течение 24 часов. Затем добавляли различные количества КМЦ, ПАЦ или амфотерной КМЦ (ЧА-КМЦ), как показано в таблице 3, и в течение 20 минут проводили перемешивание при высокой скорости сдвига. Образцы затем подвергали старению в течение 16 часов перед измерением свойств глинистого раствора. Результаты, а также характеристики материалов приведены в таблице 3.
Результаты в таблице 3 показывают, что при сопоставимом уровне вязкости КМЦ или модифицированной КМЦ (ЧА-КМЦ) более высокий предел текучести может быть получен при увеличении уровня МЗ (ЧА). Они также показывают, что величина предельного статического напряжения сдвига при 10 сек может быть увеличена по сравнению с обычными типами КМЦ (образцы ПАЦ и КМЦ) путем введения групп четвертичного аммония.
Figure 00000008

Claims (9)

1. Состав водосодержащего бурового раствора, включающий воду, по меньшей мере один глинистый создающий вязкость компонент и по меньшей мере один агент регулирования реологических свойств, где указанным агентом регулирования реологических свойств является амфотерный полимер формулы
Figure 00000009
где R1 представляет Н или ОН;
R2, R3 и R4 являются одинаковыми или различными и выбираются из С1-С24-алкильных, С6-С24-арильных, С7-С24-аралкильных, С7-С24-алкарильных, С3-С24-циклоалкильных, С2-С24-алкоксиалкильных и С7-С24-алкоксиарильных групп или R2, R3, R4 и четвертичный атом азота образуют алифатическое или ароматическое гетероциклическое кольцо;
n является целым числом от 1 до 4;
В выбирают из О, ОС(О), С(О)О, C(О)-NH, NHC(O), S, ОSО3, ОРО3, NH или NR5, где R5 представляет С2-С6-ацильный или С1-С4-алкильный радикал; [А]m представляет анионный водорастворимый полисахарид или производное полисахарида;
m больше 10 и X- представляет анион.
2. Состав по п. 1, где [A]m выбирают из группы, состоящей из карбоксиметилцеллюлозы, сульфоэтилкарбоксиметилцеллюлозы, карбоксиметилцеллюлозы, в которой целлюлоза замещена одним или несколькими неионными заместителями, карбоксиметилкрахмала, карбоксиметилкрахмала, в котором крахмал замещен одним или несколькими неионными заместителями, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгуара, в котором гуар замещен одним или несколькими неионными заместителями, ксантановой смолы и их смесей.
3. Состав по п. 1, в котором указанный создающий вязкость компонент представляет глину смектитового типа.
4. Состав по п. 1, в котором указанный создающий вязкость компонент выбирают из группы, состоящей из бентонита, слоистого гидроксида смеси металлов, аттапульгита, сепиолита и их смесей.
5. Состав по п. 1, в котором X- представляет анион, выбранный из группы, состоящей из хлорида, бромида, йодида, сульфата, метилсульфата, нитрата, фосфата, ацетата и их смесей.
6. Состав по п. l, в котором R2, R3, R4 и четвертичный атом азота образуют пиридиновое кольцо.
7. Состав по п. 1, в котором указанный амфотерный полимер выбирают из группы, состоящей из карбоксиметилцеллюлозы четвертичного аммония, сульфоэтилкарбоксиметилцеллюлозы четвертичного аммония, гидроксиэтилкарбоксиметилцеллюлозы четвертичного аммония, карбоксиметилкрахмала четвертичного аммония, карбоксиметилкрахмала, карбоксиметилгуара четвертичного аммония и их смесей.
8. Состав по п. 1, в котором указанный амфотерный полимер, замещенный по меньшей мере одним неионным заместителем, выбранным из группы, состоящей из метильной, этильной, гидроксиэтильной, гидроксипропильной, дигидроксипропильной, бензильной, 3-(C1-С24-алкокси)-2-гидроксипропильной, 3-(С6-С24-арилокси)-2-гидроксипропильной, 3-(С7-С24-аралкокси)-2-гидроксипропильной, 3-(С7-С24-алкарилокси)-2-гидроксипропильной групп и их смесей.
9. Состав по п. 1, в котором указанный создающий вязкость компонент включает бентонит и указанный амфотерный полимер представляет карбоксиметилцеллюлозу четвертичного аммония.
RU2001130049/03A 1999-04-07 2000-03-31 Состав водосодержащего бурового раствора RU2224779C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA 2268734 CA2268734C (en) 1999-04-07 1999-04-07 Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids
US09/287,903 1999-04-07
US09/287,903 US6281172B1 (en) 1999-04-07 1999-04-07 Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids
CA2,268,734 1999-04-07

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2001130049A RU2001130049A (ru) 2003-08-27
RU2224779C2 true RU2224779C2 (ru) 2004-02-27

Family

ID=25680892

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001130049/03A RU2224779C2 (ru) 1999-04-07 2000-03-31 Состав водосодержащего бурового раствора

Country Status (10)

Country Link
EP (1) EP1169405B1 (ru)
AT (1) ATE387482T1 (ru)
AU (1) AU767777B2 (ru)
BR (1) BR0009559B1 (ru)
CO (1) CO5231219A1 (ru)
DE (1) DE60038168T2 (ru)
DK (1) DK1169405T3 (ru)
MX (1) MXPA01010220A (ru)
RU (1) RU2224779C2 (ru)
WO (1) WO2000060023A2 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA013593B1 (ru) * 2004-10-05 2010-06-30 М-Ай Л.Л.С. Жидкость для буровых скважин (варианты), способ захоронения шлама и способ обработки подземной скважины
RU2447122C2 (ru) * 2006-09-14 2012-04-10 Элементиз Спешиэлтиз, Инк. Функционализированные глинистые составы для буровых растворов на водяной основе
RU2660810C2 (ru) * 2013-02-28 2018-07-10 Кемира Ойй Гелевые композиции для применения в гидроразрыве пластов

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2468057C2 (ru) * 2011-03-02 2012-11-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Ингибирующий буровой раствор
MX2011003494A (es) 2011-03-31 2011-07-28 Protexa S A De C V Sistema de fluido de alta presion-alta temperatura libre de solidos para la perforacion, terminacion y reparacion de pozos petroleros y de gas.
CN102702392A (zh) * 2012-05-30 2012-10-03 华南理工大学 利用微波辐射快速制备两性羧甲基木聚糖季铵盐的方法
CN103045224B (zh) * 2013-01-08 2014-10-01 陕西科技大学 一种含有季铵盐结构的稠油降粘剂的制备方法
US9657522B2 (en) * 2013-03-29 2017-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of beneficiating drilling fluids comprising low- and high-quality clays
US20140291029A1 (en) * 2013-03-29 2014-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Beneficiated Clay Viscosifying Additives
CN104151491B (zh) * 2014-07-15 2016-04-13 中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司 钻井液用包被抑制剂及其制备方法
CA2973465A1 (en) * 2015-02-27 2016-09-01 Halliburton Energy Services, Inc. Ultrasound color flow imaging for drilling applications
RU2605217C1 (ru) * 2015-09-04 2016-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Буровой раствор (варианты)
RU2605109C1 (ru) * 2015-09-04 2016-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Ингибирующий буровой раствор
RU2605214C1 (ru) * 2015-09-04 2016-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионоингибирующий буровой раствор
RU2605215C1 (ru) * 2015-09-04 2016-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор
CN107868379B (zh) * 2016-09-26 2020-09-04 中国石油化工股份有限公司 调剖用增强聚丙烯酰胺微球及其制备方法
RU2655267C1 (ru) * 2017-08-21 2018-05-24 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор
CN108641686B (zh) * 2018-05-25 2021-01-01 成都理工大学 超高温超高密度水基钻井液完井液用流型调节剂及其制备方法
WO2020142344A1 (en) * 2018-12-31 2020-07-09 Dow Silicones Corporation Silicon glycan and method of preparing same
CN112480317B (zh) * 2019-09-12 2022-06-03 中国石油天然气股份有限公司 一种凝胶封堵材料及其制备方法
CN114729062A (zh) * 2019-11-19 2022-07-08 美国陶氏有机硅公司 制备硅聚糖的方法
US20220356270A1 (en) * 2019-11-19 2022-11-10 Dow Silicones Corporation Silicon glycan and method of preparing same
CN114591720B (zh) * 2020-12-07 2023-05-30 中国石油化工股份有限公司 一种抗高温抗饱和盐钻井液用增粘剂及其制备方法
CN114163573A (zh) * 2021-06-29 2022-03-11 中国石油天然气集团有限公司 一种两性离子聚合物、其制备方法与应用
CN116903792A (zh) * 2023-07-18 2023-10-20 甘肃煤田地质局一四五队 多功能钻井处理剂及制备方法与其应用的泡沫钻井液

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3226858A1 (de) * 1982-07-17 1984-01-19 Philips Patentverwaltung Gmbh, 2000 Hamburg Drehanoden-roentgenroehre
CA1333109C (en) * 1988-04-26 1994-11-15 John Ji-Hsiung Tsai Method and composition for thickening or stabilizing electrolyte containing aqueous media with polyamphoteric polysaccharides
SU1758065A1 (ru) * 1990-04-17 1992-08-30 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Буровой раствор на водной основе
US5663123A (en) * 1992-07-15 1997-09-02 Kb Technologies Ltd. Polymeric earth support fluid compositions and method for their use
US5387675A (en) * 1993-03-10 1995-02-07 Rhone-Poulenc Specialty Chemicals Co. Modified hydrophobic cationic thickening compositions
CA2125452A1 (en) * 1993-07-01 1995-01-02 Rhone-Poulenc Specialty Chemicals Co. Anionic sulfonated thickening composition

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA013593B1 (ru) * 2004-10-05 2010-06-30 М-Ай Л.Л.С. Жидкость для буровых скважин (варианты), способ захоронения шлама и способ обработки подземной скважины
RU2447122C2 (ru) * 2006-09-14 2012-04-10 Элементиз Спешиэлтиз, Инк. Функционализированные глинистые составы для буровых растворов на водяной основе
RU2660810C2 (ru) * 2013-02-28 2018-07-10 Кемира Ойй Гелевые композиции для применения в гидроразрыве пластов

Also Published As

Publication number Publication date
BR0009559B1 (pt) 2010-12-28
DK1169405T3 (da) 2008-05-26
AU4397000A (en) 2000-10-23
ATE387482T1 (de) 2008-03-15
EP1169405B1 (en) 2008-02-27
CO5231219A1 (es) 2002-12-27
MXPA01010220A (es) 2002-03-27
BR0009559A (pt) 2002-02-19
DE60038168D1 (de) 2008-04-10
WO2000060023A3 (en) 2001-01-25
AU767777B2 (en) 2003-11-27
DE60038168T2 (de) 2009-02-19
WO2000060023A2 (en) 2000-10-12
EP1169405A2 (en) 2002-01-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2224779C2 (ru) Состав водосодержащего бурового раствора
US6281172B1 (en) Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids
CA2574498C (en) Water-based drilling fluids comprising carboxymethylated raw cotton linters
US5208216A (en) Acrylamide terpolymer shale stabilizing additive for low viscosity oil and gas drilling operations
US4652623A (en) Polymers for use as filtration control aids in drilling muds
AU701406B2 (en) Process and water-base fluid utilizing hydrophobically modified guards as filtrate reducers
US5424284A (en) Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US4726906A (en) Polymers for use as filtration control aids in drilling muds
EP0634468B1 (en) Drilling fluid additive and method for reducing the swelling of clay
AU2009294452B2 (en) Inhibitive water-based drilling fluid system and method for drilling sands and other water-sensitive formations
NO177325B (no) Brönnbehandlingsvæske og tilsetningsmiddel
NO314411B1 (no) Fremgangsmåte og vannbasert fluid for regulering av dispergeringen av fastestoffer ved oljeboring
WO2013162902A1 (en) Synergistic combination of a fluid loss additive and rheology modifier
EP3055381A1 (en) Reusable high performance water based drilling fluids
US20140073538A1 (en) Fluid Loss Control Composition and Method of Using the Same
MXPA06006584A (es) Metodo para reducir la perdida de fluido en un fluido de mantenimiento de perforaciones.
US4699225A (en) Drilling fluids containing AMPS, acrylic acid, itaconic acid polymer
WO2008109297A1 (en) Method of removing filter cake
JPH0430991B2 (ru)
EP1682630A1 (en) Use of cmc in drilling fluids
US4622373A (en) Fluid loss control additives from AMPS polymers
CA2268734C (en) Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids
RU2683448C1 (ru) Утяжеленный минерализованный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением
EP2199360A1 (en) Aqueous carrier fluid
TR2021015671A2 (tr) Sondaj sivilari i̇çi̇n bi̇r katki maddesi̇

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180314

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190401