RU2514866C2 - Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении - Google Patents

Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении Download PDF

Info

Publication number
RU2514866C2
RU2514866C2 RU2010140904/03A RU2010140904A RU2514866C2 RU 2514866 C2 RU2514866 C2 RU 2514866C2 RU 2010140904/03 A RU2010140904/03 A RU 2010140904/03A RU 2010140904 A RU2010140904 A RU 2010140904A RU 2514866 C2 RU2514866 C2 RU 2514866C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
drilling fluid
additive
polyamine
oil
present
Prior art date
Application number
RU2010140904/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2010140904A (ru
Inventor
Дэвид ДИНО
Original Assignee
Элементиз Спешиэлтиз, Инк.
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=41054273&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2514866(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Элементиз Спешиэлтиз, Инк. filed Critical Элементиз Спешиэлтиз, Инк.
Publication of RU2010140904A publication Critical patent/RU2010140904A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2514866C2 publication Critical patent/RU2514866C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035—Organic additives
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/905—Nontoxic composition
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/91—Earth boring fluid devoid of discrete aqueous phase

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Композиция состоит из продукта реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что она не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Буровой раствор на нефтяной основе содержит указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности регулирования реологии в широком температурном диапазоне при горизонтальном бурении и для глубоководных участков. 8 н. и 39 з.п. ф-лы, 4 пр., 5 табл.

Description

Предпосылки создания изобретения
Буровые растворы применяли с самого начала работ по бурению скважин в Соединенных Штатах, и буровые растворы и их химия представляют собой важную область научных и химических исследований. Обзорные материалы по некоторым областям применения и требуемым свойствам буровых растворов имеются в Заявке на патент США 2004/0110642 и в патентах США № 6339048 и 6462096, выданных авторам настоящей заявки, которые полностью включены в настоящий документ в качестве ссылки.
Тем не менее, потребности отрасли, специализирующейся на бурении нефтяных скважин, требуют повышенного совершенствования регулирования реологии в широких температурных диапазонах. Это становится особенно справедливым, например, в тех случаях, когда поиски новых источников нефти связаны с исследованием глубоководных участков и применением техники горизонтального бурения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя введение специальных добавок в буровой раствор, причем добавка к буровому раствору состоит по существу из продукта реакции между карбоновой кислотой, обладающей по меньшей мере двумя карбоксильными фрагментами, и полиамином, имеющим не менее двух функциональных аминогрупп.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота представляет собой димерную жирную кислоту, такую как насыщенные, частично насыщенные или ненасыщенные димерные кислоты, имеющие от примерно 20 до примерно 48 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота представляет собой тримерную жирную кислоту.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения полиамин представляет собой полиэтиленовый полиамин. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения полиамин включает в себя этилендиамин, диэтилентриамин, триэтилентриамин или тетраэтиленпентамин.
В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют один или более эмульгаторов. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения к буровому раствору может быть добавлена органоглина. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения к буровому раствору может быть добавлена реологическая добавка, отличная от органоглины. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения к буровому раствору может быть добавлена добавка, уменьшающая его фильтрацию. В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения к буровому раствору может быть добавлен растворитель.
В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С), увеличение вязкости бурового раствора при высоких скоростях сдвига составляет не более чем примерно 75%. В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С), увеличение вязкости бурового раствора при высоких скоростях сдвига составляет не более чем примерно 60%.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют менее чем примерно 2 ppb - фунтов на баррель (5,7 кг/м3) добавки к буровому раствору. В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют менее чем примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3) добавки к буровому раствору. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют менее чем примерно 1,0 ppb (2,85 кг/м3) добавки к буровому раствору.
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную примерно 2000-2030. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную примерно 2010-2020.
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, где добавка к буровому раствору содержит продукт реакции карбоновой кислоты, обладающей по меньшей мере двумя карбоксильными фрагментами, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, и где добавка к буровому раствору имеет значение ЕС50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л, как определено по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum, и значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Scophthalmus maximus.
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, где добавка к буровому раствору содержит продукт реакции карбоновой кислоты, обладающей по меньшей мере двумя карбоксильными фрагментами, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, и где добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л, как определено по протоколу ISO 14669 для Acartia tonsa, и значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 5000 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Corophium volutator.
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, где добавка к буровому раствору содержит продукт реакции карбоновой кислоты, обладающей по меньшей мере двумя карбоксильными фрагментами, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, и где добавка к буровому раствору имеет экологический рейтинг (Offshore Chemical Notification Scheme, «OCNS», Group) класса C, класса D или класса E, как определено организацией «Centre for Environment, Fisheries and Aquaculture Science» («CEFAS»).
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения композиция включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровой раствор на нефтяной основе включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору включает продукт реакции (i) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и (ii) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения введение в буровой раствор добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению обеспечивает по существу постоянный реологический профиль бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С).
Добавка к буровому раствору
Карбоновые кислоты
Для производства продукта реакции, представляющего собой компонент добавки к буровому раствору, можно применять любую карбоновую кислоту, содержащую не менее двух карбоксильных фрагментов. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота представляет собой димерную кислоту. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота включает в себя димерные кислоты из C16- и/или C18-жирных кислот. В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения такие димерные кислоты являются полностью насыщенными, частично насыщенными или совсем ненасыщенными. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения димерные кислоты включают в себя продукты, образующиеся в результате димеризации ненасыщенных C16-C18-жирных кислот.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения димерные кислоты имеют в среднем от примерно 18 до примерно 48 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения димерные кислоты имеют в среднем от примерно 20 до примерно 40 атомов углерода. В одном варианте осуществления настоящего изобретения димерные кислоты имеют в среднем примерно 36 атомов углерода.
Подходящие димерные кислоты могут быть получены из C18-жирных кислот, таких как олеиновые кислоты. Примеры подходящих димерных кислот описаны в патентах США № 2482760, 2482761, 2731481, 2793219, 2964545, 2978468, 3157681 и 3256304, которые полностью включены в настоящий документ в качестве ссылки.
Примеры подходящих димерных кислот включают в себя серию продуктов Empol, доступную у Cognis Inc. (например, Empol® 1061), и димерные кислоты Pripol®, доступные у Uniqema (например, Pripol® 1013).
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота включает в себя тримерную кислоту. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения тримерные кислоты включают в добавку к буровому раствору посредством добавления коммерческих димерно-кислотных продуктов, таких как Empol® 1061 или Pripol® 1013. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота не включает в себя тримерную кислоту.
Многие коммерчески доступные димерные жирные кислоты содержат смесь мономерных, димерных и тримерных кислот. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения димерная жирная кислота имеет некоторое конкретное содержание димера, и повышенная концентрация мономера и тримера может ухудшать эффективность добавки. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения коммерческие продуты перегоняют или перерабатывают иначе для обеспечения определенного подходящего содержания димера. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящая димерная кислота имеет содержание димера, составляющее не менее чем примерно 80%. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящая димерная кислота имеет содержание димера, составляющее не менее чем примерно 90%. Пример подходящей димерной кислоты включает в себя Empol® 1061, который имеет содержание димерной кислоты, равное 92,5-95,5%, содержание тримерной кислоты, равное 1,5-3,5%, и содержание мономерной кислоты, равное 2,5-5,0%.
Полиамины
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, для получения продукта реакции, который может быть включен в состав добавки к буровому раствору, можно применять полиамины, имеющие не менее двух функциональных аминогрупп. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения применяют полиамины из семейства полиэтиленовых полиаминов, имеющие не менее двух функциональных аминогрупп.
Подходящими для применения в добавке к буровому раствору могут быть ди-, три- и полиамины и их комбинации. Примеры таких аминов могут включать в себя этилендиамин, диэтилентриамин, триэтилентетрамин, тетраэтиленпентамин и другие члены этого ряда. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения применяют разветвленные полиамины и полиамины, изготовленные с разными алкильными группами.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящий триамин представляет собой диэтилентриамин (DETA). Соединению DETA был присвоен CAS № 111-40-0, оно коммерчески доступно у Huntsman International.
Получение продукта реакции
Специфические особенности переработки полиаминов и карбоновых кислот хорошо известны и могут быть использованы при получении продукта реакции, включаемого в добавку к буровому раствору. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения молярное отношение функциональной аминогруппы и карбоксильной функциональной группы составляет от примерно 4:1 до примерно 1:1. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения молярное отношение функциональной аминогруппы и карбоксильной функциональной группы составляет от примерно 1,5:1 до примерно 3:1. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения молярное отношение функциональной аминогруппы и карбоксильной функциональной группы составляет примерно 2:1. Например, можно применять смеси более одной димерной кислоты и/или более одного полиамина. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения эти реакции могут образовывать имидазолины и другие побочные продукты.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную от примерно 1990 до примерно 2040. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную от примерно 2000 до примерно 2030. В других вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную от примерно 2010 до примерно 2020. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную примерно 2014.
Дополнительные компоненты
Необязательно, в добавку к буровому раствору или прямо в самый буровой раствор могут быть введены дополнительные ингредиенты.
Получение буровых растворов
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения композиции согласно настоящему изобретению можно применять в качестве добавки к буровым растворам на нефтяной или синтетической основе. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения композиции согласно настоящему изобретению можно применять в качестве добавки буровых растворов в виде обратной эмульсии на нефтяной или синтетической основе, применяемых в разнообразных способах бурения.
Термин «буровой раствор на нефтяной или синтетической основе» определен как буровой раствор, в котором непрерывная фаза имеет углеводородную основу. Буровые растворы на нефтяной или синтетической основе, приготовленные с добавлением более 5% воды или солевого раствора, можно классифицировать как буровые растворы в виде обратной эмульсии на нефтяной или синтетической основе. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровые растворы в виде обратной эмульсии на нефтяной или синтетической основе могут содержать воду или солевой раствор в качестве дисперсной фазы в любом количестве до примерно 50%. Буровые растворы на нефтяной основе могут включать в себя буровые растворы в виде обратной эмульсии, а также все буровые растворы на нефтяной основе, в которых в качестве внешней фазы применяют синтетическую, очищенную или природную углеводородную основу.
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ получения буровых растворов в виде обратной эмульсии (промывочных жидкостей) включает в себя применение смесителя для введения индивидуальных компонентов в состав этой жидкости. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения к нефтяной основе (непрерывной фазе) при умеренном перемешивании добавляют первичные и вторичные эмульгаторы и/или смачивающие средства (смесь поверхностно-активных веществ). Водная фаза, обычно солевой раствор, может быть добавлена к смеси основы с поверхностно-активными веществами наряду со средствами регулирования щелочности и поглотителями кислотных газов. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть включены реологические добавки, а также материалы, регулирующие фильтрацию бурового раствора, утяжелители и химикаты, ингибирующие коррозию. Перемешивание можно затем продолжать до обеспечения диспергирования каждого ингредиента и гомогенизации флюидизированной смеси, получаемой в результате.
Нефтяная основа/непрерывная фаза
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения дизельное топливо, минеральное масло, синтетическое масло, растительное масло, рыбий жир, парафиновые масла и/или масла на сложноэфирной основе можно применять в виде отдельных компонентов или в виде смесей.
Содержание солевого раствора
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения воду часто применяют в форме солевого раствора при образовании внутренней фазы буровых растворов. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения воду можно определить как водный раствор, который может содержать от примерно 10 до 350000 частей на миллион солей металлов, таких как соли лития, натрия, калия, магния, цезия или кальция. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения солевые растворы, применяемые для образования внутренней фазы бурового раствора согласно настоящему изобретению, могут также содержать от примерно 5% до примерно 35% по массе хлорида кальция и могут содержать различные количества других растворенных солей, таких как бикарбонат натрия, сульфат натрия, ацетат натрия, борат натрия, хлорид калия, хлорид натрия или формиаты (такие, как формиаты натрия, кальция или цезия). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения вместо солевых растворов или в добавление к ним можно применять гликоли или глицерин.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения отношение воды (солевого раствора) к маслу в эмульсиях согласно настоящему изобретению может предоставлять такое высокое содержание солевого раствора, какое еще возможно при сохранении стабильной эмульсии. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящие отношения масло/солевой раствор могут быть в диапазоне от примерно 97:3 до примерно 50:50. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящие отношения масло/солевой раствор могут быть в диапазоне от примерно 90:10 до примерно 60:40 или от примерно 80:20 до примерно 70:30. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения предпочтительное отношение масло/солевой раствор может зависеть от конкретной массы масла и бурового раствора. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения содержание воды в буровом растворе, полученном согласно указаниям настоящего изобретения, может составлять примерно от 0 до 50 объемных процентов.
Органоглины/реологические добавки, отличные от органоглин
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору включает в себя органоглину. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения в добавку к буровому раствору добавляют глину, произведенную по меньшей мере из одного из членов группы, состоящей из бентонитовых, гекторитовых и аттапульгитовых глин. Имеется большое количество поставщиков таких глин в дополнение к серии продуктов BENTONE® от Elementis Specialties, включая Rockwood Specialties, Inc., Sud Chemie GmbH. В дополнение к органоглинам или вместо них в буровой раствор можно добавлять полимерные реологические добавки, такие как THIXATROL® DW. Примеры подходящих полимерных реологических добавок описаны в заявке на патент США № 2004-0110642, которая полностью включена в настоящий документ в качестве ссылки.
Эмульгаторы
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения для образования более стабильной эмульсии в буровой раствор можно также добавлять эмульгатор. Эмульгатор может включать в себя органические кислоты, включая, но не ограничиваясь ими, монокарбоновые алкановые, алкеновые или алкиновые жирные кислоты, содержащие от 3 до 20 атомов углерода, и их смеси. Примеры этой группы кислот включают в себя стеариновую, олеиновую, капроновую, каприновую и масляную кислоты. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения также можно применять адипиновую кислоту, члена группы алифатических дикарбоновых кислот. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения подходящие поверхностно-активные вещества или эмульгаторы включают в себя кальциевые соли жирных кислот и лецитин. В других вариантах осуществления настоящего изобретения подходящие поверхностно-активные вещества или эмульгаторы включают в себя окисленное талловое масло, полиаминированные жирные кислоты и частичные амиды жирных кислот.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в качестве эмульгаторов и/или смачивающих средств в буровых растворах можно применять гетероциклические добавки, такие как соединения имидазолина. В других вариантах осуществления настоящего изобретения в качестве эмульгаторов и/или смачивающих средств в буровых растворах можно применять алкилпиридины.
Соединения аминов, получаемые промышленно для применения в качестве эмульгаторов, могут быть произведены эпоксидированием углеводородных соединений, ненасыщенных подобно олефинам, с последующим введением азотной функциональной группы посредством присоединения к эпоксидной группе. В этом отношении может иметь значение реакция эпоксидированных промежуточных компонентов с первичными или вторичными аминами с образованием соответствующих алканоламинов. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения для раскрытия эпоксидного кольца также подходят полиамины, особенно низшие полиамины соответствующего алкилендиаминового типа.
Другим классом олеофильных соединений аминов, которые могут подходить в качестве эмульгаторов, являются аминоамиды, производимые из преимущественно длинноцепочечных карбоновых кислот и полифункциональных, особенно низших, аминов вышеуказанного типа. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по меньшей мере одна функциональная группа амина не является связанной в амидной форме, но остается интактной в виде потенциально солеобразующей основной аминогруппы. Основные аминогруппы, там где они образованы в виде вторичных или третичных аминогрупп, могут содержать гидроксиалкильные заместители и, в частности, низшие гидроксиалкильные заместители, содержащие до 5 и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения до 3 атомов С в дополнение к олеофильной части молекулы.
Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения подходящие N-основные исходные компоненты для получения таких аддуктов, содержащие длинноцепочечные олеофильные молекулярные составные части, могут включать в себя моноэтаноламин или диэтаноламин, но не ограничиваются ими.
Утяжелители
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения для утяжеления добавки к буровому раствору до желаемой плотности также применяют утяжеляющие материалы. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровой раствор утяжеляют до плотности, равной от примерно 8 до примерно 18 фунтов на галлон (960-2160 кг/м3) и более. Подходящие утяжеляющие материалы могут включать в себя барит, ильменит, карбонат кальция, оксид железа и сульфид свинца. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в качестве утяжеляющего материала применяют коммерчески доступный барит.
Добавки, уменьшающие фильтрацию бурового раствора
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют материалы, уменьшающие его фильтрацию, чтобы контролировать утечку бурового раствора в пласт. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения материалами, регулирующими фильтрацию бурового раствора, являются материалы на основе лигнита или асфальта. Подходящие добавки, уменьшающие фильтрацию, могут включать в себя обработанный аминами лигнит, гильсонит и/или эластомеры, такие как бутадиенстирол.
Процесс смешивания
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровые растворы могут содержать от примерно 0,1 фунта до примерно 15 фунтов добавки к буровому раствору на баррель раствора (примерно 0,3-45 кг/м3). В других вариантах осуществления настоящего изобретения буровые растворы могут содержать от примерно 0,1 фунта до примерно 10 фунтов добавки к буровому раствору на баррель раствора (примерно 0,3-30 кг/м3), и в еще одной группе вариантов осуществления настоящего изобретения буровые растворы могут содержать от примерно 0,1 фунта до примерно 5 фунтов добавки к буровому раствору на баррель раствора (примерно 0,3-15 кг/м3).
Как показано выше, квалифицированный специалист может легко признать, что дополнительные добавки, такие как средства утяжеления, эмульгаторы, смачивающие средства, загустители, средства уменьшения фильтрации и другие вещества, можно применять с композицией согласно настоящему изобретению. Помимо реологических добавок для получения желаемых прикладных свойств в буровом растворе можно также применять ряд других добавок, регулирующих вязкость и стабилизирующих суспензию, таких как, например, вещества, предохраняющие от осаждения, и добавки, предупреждающие фильтрацию.
Для изменения температуры застывания или вязкости продукта в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровой раствор можно разжижать или разбавлять растворителем. Можно применять любой подходящий растворитель или комбинацию растворителей. Подходящие растворители могут включать в себя дизельное топливо, минеральные или синтетические масла, блок-сополимеры ЕО/РО или стирола с изопреном, гликоли, включая полиалкиленовые гликоли, спирты, включая полиэтоксилированные спирты, полиэтоксилированные алкилфенолы или полиэтоксилированные жирные кислоты, различные простые эфиры, кетоны, амины, амиды и сложные эфиры, но не ограничиваются ими.
Способ применения
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору может быть добавлена в буровой раствор. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору может быть добавлена в буровой раствор в комбинации с другими добавками, такими как Thixatrol® DW и Bentone® 155, оба от Elementis Specialties.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве от примерно 0,1 ppb (0,285 кг/м3) до примерно 30 ppb (85,5 кг/м3). В других вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве от примерно 0,25 ppb (0,7125 кг/м3) до примерно 15,0 ppb (42,75 кг/м3). В других вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве от примерно 0,25 ppb (0,7125 кг/м3) до примерно 5 ppb (14,25 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 0,5 ppb (1,425 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 0,75 ppb (2,1375 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 1,0 ppb (2,85 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 2,0 ppb (5,7 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения для достижения реологической стабильности, сравнимой с известной добавкой к буровому раствору, требуется меньшее количество добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом введения в буровой раствор добавки к буровому раствору является по существу постоянный реологический профиль во всем температурном диапазоне. По существу постоянный реологический профиль бурового раствора можно определять по изменению вязкости бурового раствора при понижении температуры бурового раствора от температуры забоя скважины, обычно наблюдаемой при глубоководном бурении, до температур, обычно наблюдаемых в стояке при глубоководном бурении. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения реологический профиль бурового раствора измеряют в единицах увеличения высокоскоростной (600 об/мин) вязкости бурового раствора, измеренной на вискозиметре Fann 35A, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 90%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 85%. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 80%. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 75%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 70%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 65%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 60%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 55%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 50%. Вязкость бурового раствора может быть измерена согласно процедурам API RP 13B.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровой раствор согласно настоящему изобретению может иметь меньшую вязкость при 40°F (4°С), чем традиционные буровые растворы, полученные с органоглиной, применяемой в количестве, достаточном для предоставления суспензии, устойчивой при температурах забоя скважины. Буровые растворы согласно настоящему изобретению, когда их применяют при операциях бурения, могут давать возможность применять насосы меньшей мощности для прокачивания буровых растворов на большие расстояния, тем самым снижая давление в нисходящей скважине. Следовательно, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения минимизируются общая фильтрация бурового раствора, разрыв и повреждение пласта. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровые растворы согласно настоящему изобретению могут поддерживать суспензионные характеристики, типичные для высоких уровней органоглин при повышенных температурах. Такие суспензионные характеристики могут ослабить тенденцию к оседанию бурового раствора. Оседание может включать в себя перемещение утяжеляющего материала, результатом чего является большая плотность бурового раствора в его нижележащей части и меньшая плотность бурового раствора в вышележащей части. Уменьшение оседания может быть полезным как при глубоководном бурении, так и при традиционном (неглубоководном) бурении. Настоящее изобретение может быть особенно полезным при глубоководном бурении, когда буровой раствор охлаждается в стояке. Буровой раствор, в котором применяют добавку к буровому раствору согласно настоящему изобретению, будет сохранять пониженную степень увеличения вязкости в стояке по сравнению с буровыми растворами, содержащими традиционные реологические добавки.
Экологические эффекты
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору согласно настоящему изобретению является экологически приемлемой. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору согласно настоящему изобретению является экологически приемлемой в отношении по меньшей мере одного из таких факторов, как аэробная биодеградация в морской воде, токсичность для морских беспозвоночных, ингибирование морских водорослей, токсичность для организмов, перерабатывающих морские донные отложения, и/или токсичность для мальков рыбы тюрбо.
Результатом испытаний добавки к буровому раствору некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения по протоколу ISO 14669 с использованием Acartia tonsa было значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению было значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1500 мг/л; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению было значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1750 мг/л; и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению было значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 2000 мг/л. Согласно протоколу ISO 14669 значение LC50 (48 ч) некоторого вещества представляет собой самую низкую концентрацию этого вещества, способную убивать 50% особей выбранных морских беспозвоночных в течение 48-часового испытания.
Результатом испытаний добавки к буровому раствору некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения в отношении ингибирования морских водорослей по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum было значение EC50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения значение ЕС50 (72 ч) было большим, чем примерно 600 мг/л; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения значение ЕС50 (72 ч) было большим, чем примерно 700 мг/л; и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения значение ЕС50 (72 ч) было большим, чем примерно 730 мг/л. Протокол OECD 201 определяет EC50 как концентрацию испытуемого вещества, результатом действия которой является 50%-ное уменьшение роста или скорости роста относительно контроля.
Результатом испытаний добавки к буровому раствору некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения по протоколу PARCOM (Парижской комиссии) 1995 с использованием Corophium volutator было значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 5000 мг/кг; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 7500 мг/кг; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 9000 мг/кг; и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 10000 мг/кг. Согласно протоколу PARCOM 1995 LC50 (10 дней) некоторого вещества представляет собой самую низкую концентрацию этого вещества, способную убивать 50% организмов выбранного вида в течение 10-дневного испытания.
Результатом испытаний добавки к буровому раствору некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения по протоколу PARCOM (Парижской комиссии) 1995 с использованием Scophthalmus maximus было значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 600 мг/кг; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 700 мг/кг; и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 730 мг/кг. Согласно протоколу PARCOM 1995 LC50 (96 ч) некоторого вещества представляет собой самую низкую концентрацию этого вещества, способную убивать 50% организмов выбранного вида в течение 95-часового испытания.
Таблица 1
Рецептура бурового раствора
Рецептура бурового раствора Фунты на баррель (кг/м 3 )
Масло на синтетической основе 186 (530,1)
Первичный эмульгатор 4 (11,4)
Вторичный эмульгатор 2 (5,7)
30%-ный раствор хлорида кальция 75 (231,75)
Глина 4 (11,4)
Реологическая добавка Концентрации см. в таблицах
Барит 215 (612,75)
Все буровые растворы получали и испытывали согласно указаниям стандарта API RP 13B для приготовления буровых растворов, применяя стандартные смесительные стаканы типа «malt cup» и 5-шпиндельный мультимиксер Hamilton Beach.
Пример 1 - Прототип
Органоглину BENTONE 155® добавляли в буровой раствор в количествах 2,5 ppb (7,125 кг/м3) и 5,0 ppb (14,25 кг/м3). Измерения вязкости бурового раствора с органоглиной, проведенные при разных скоростях сдвига и температурах, включены в Таблицу 2. Таблица 2 показывает, что буровой раствор на нефтяной основе, включающий в себя одну органоглину (BENTONE 155®; 2,5 ppb (7,125 кг/м3)) в качестве реологического модификатора демонстрировал большое (113,0%-ное) увеличение вязкости (от 54 до 115) при высокой скорости сдвига (600 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 350,0%-ное увеличение вязкости (от 4 до 18) при низкой скорости сдвига (6 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).
Буровой раствор на нефтяной основе, включающий в себя 5,0 ppb (14,25 кг/м3) органоглины демонстрировал 112,8%-ное увеличение вязкости (от 78 до 166) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 240,0%-ное увеличение вязкости (от 10 до 34) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).
Figure 00000001
Пример 2 - Сравнительный
В буровом растворе Таблицы 1 соединяли 2,5 ppb (7,125 кг/м3) BENTONE 155® с добавкой к буровому раствору, содержащей этоксилированный амин, смешанный с продуктом реакции димерной кислоты и диэтилентриамина (DETA). Измерения вязкости бурового раствора с органоглиной и добавкой к буровому раствору, проведенные при разных скоростях сдвига и температурах, включены в Таблицу 3. Таблица 3 показывает, что буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины (BENTONE 155®) и 0,5 ppb (1,425 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 59,3%-ное увеличение вязкости (от 54 до 86) при высокой скорости сдвига (600 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 116,7%-ное увеличение вязкости (от 6 до 13) при низкой скорости сдвига (6 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).
Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины и 1,25 ppb (3,5635 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 63,1%-ное увеличение вязкости (от 65 до 106) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 25,0%-ное увеличение вязкости (от 8 до 10) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).
Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины и 2,5 ppb (7,125 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 51,7%-ное увеличение вязкости (от 77 до 121) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 44,4%-ное уменьшение вязкости (от 9 до 5) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).
Figure 00000002
Пример 3 - Сравнительный
В буровом растворе Таблицы 1 соединяли 2,5 ppb (7,125 кг/м3) BENTONE 155® с добавкой к буровому раствору, содержащей продукт реакции димерной кислоты и диэтилентриамина (DETA). Измерения вязкости бурового раствора с органоглиной и добавкой к буровому раствору, проведенные при разных скоростях сдвига и температурах, включены в Таблицу 4. Таблица 4 показывает, что буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины (BENTONE 155®) и 0,5 ppb (1,425 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 55,7%-ное увеличение вязкости (от 61 до 95) при высокой скорости сдвига (600 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 62,5%-ное увеличение вязкости (от 8 до 13) при низкой скорости сдвига (6 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).
Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины (BENTONE 155®) и 0,75 ppb (2,1375 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 52,2%-ное увеличение вязкости (от 67 до 102) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 40,0%-ное увеличение вязкости (от 10 до 14) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).
Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины (BENTONE 155®) и 1,0 ppb (2,85 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 47,9%-ное увеличение вязкости (от 73 до 108) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 25,0%-ное увеличение вязкости (от 12 до 15) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).
Figure 00000003
Пример 4
Добавку к буровому раствору получали из продукта реакции димерной кислоты и диэтилентриамина (DETA). Вторую добавку к буровому раствору получали из продукта реакции димерной кислоты, диэтилентриамина (DETA) и алкоксилированного амина. Добавки испытывали согласно нескольким экологическим протоколам. Результаты испытаний приведены ниже в Таблице 5.
Таблица 5
Результаты экологических испытаний
Предмет испытаний Биологический вид Протокол Продукт димерной кислоты с DETA Продукт димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином
Токсичность для морских беспозвоночных Acartia tonsa ISO 14669 LC50 (48 ч) >2000 мг/л LC50 (48 ч): 2,0 мг/л
Ингибирование морских водорослей Skeletonema costatum OECD 201 EC50 (72 ч): 730 мг/л EC50 (72 ч): 0,23 мг/л
Токсичность для организмов, перерабатывающих морские донные отложения Corophium volutator PARCOM 1995 LC50 (10 дней) > 10000 мг/кг LC50 (10 дней): 274,3 мг/кг
Токсичность для мальков рыбы тюрбо Scophthalmus maximus PARCOM 1995 LC50 (96 ч) >730 мг/кг LC50 (96 ч): 6,4 мг/кг
Добавки испытывали согласно протоколу ISO 14669 на токсичность для морских беспозвоночных, используя Acartia tonsa. Продукт димерной кислоты с DETA демонстрировал значительно меньшую токсичность. Эти результаты показывают, что для уничтожения 50% особей Arcartia tonsa за 48 часов требовалось более 2000 мг/л продукта димерной кислоты с DETA, тогда как для достижения такого же результата с продуктом димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином требовалась концентрация, равная всего лишь 2,0 мг/л.
Добавки испытывали по способности ингибировать морские водоросли по протоколу OECD 201, используя Skeletonema costatum. Продукт димерной кислоты с DETA демонстрировал значительно меньшую степень ингибирования, чем продукт димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином. Как показано в Таблице 5, для ингибирования Skeletonema costatum на 50% в течение 72 часов требовалась концентрация продукта димерной кислоты с DETA, превышавшая 730 мг/л, тогда как для достижения такого же результата с продуктом димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином требовалась концентрация, равная всего лишь 0,23 мг/л.
Продукт димерной кислоты с DETA также демонстрировал более низкую токсичность, чем продукт димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином, когда их испытывали на токсичность для организмов, перерабатывающих морские донные отложения, согласно протоколу PARCOM (Парижской комиссии) 1995, используя Corophium volutator. Как показано в Таблице 5, для уничтожения 50% особей Corophium volutator за 10 дней требовалась концентрация продукта димерной кислоты и DETA, превышавшая 10000 мг/кг, тогда как для достижения такого же результата с продуктом димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином требовалась концентрация, равная всего лишь 274,3 мг/кг.
Предшествующее описание и примеры приведены только для того, чтобы проиллюстрировать настоящее изобретение, и не являются ограничивающими. Поскольку специалисты в данной области техники могут представить себе некоторые модификации раскрытых вариантов осуществления настоящего изобретения, относящихся к его сущности и предмету, настоящее изобретение следует толковать расширительно, включая все варианты, попадающие в объем прилагаемых пунктов формулы изобретения и их эквивалентов.

Claims (47)

1. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C), включающий в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору состоит по существу из продукта реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка к буровому раствору не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот.
2. Способ по п.1, в котором карбоновая кислота представляет собой димерную жирную кислоту.
3. Способ по п.2, в котором димерная жирная кислота является выбранной из группы, состоящей из насыщенных, частично насыщенных и ненасыщенных димерных кислот, имеющих от примерно 20 до примерно 48 атомов углерода.
4. Способ по п.1, в котором полиамин включает в себя полиэтиленовый полиамин.
5. Способ по п.4, в котором полиамин является выбранным из группы, состоящей из этилендиамина, диэтилентриамина, триэтилентриамина и тетраэтиленпентамина.
6. Способ по п.4, в котором полиамин включает в себя диэтилентриамин.
7. Способ по п.1, в котором карбоновая кислота включает в себя тримерную жирную кислоту.
8. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление одного или более эмульгаторов к буровому раствору.
9. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление органоглины к буровому раствору.
10. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление реологической добавки, отличной от органоглины, к буровому раствору.
11. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление к буровому раствору добавки, уменьшающей фильтрацию бурового раствора.
12. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление растворителя.
13. Способ по п.1, в котором увеличение вязкости бурового раствора, измеренной при высокой скорости сдвига, составляет не более чем примерно 75%, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C).
14. Способ по п.1, в котором увеличение вязкости бурового раствора, измеренной при высокой скорости сдвига, составляет не более чем примерно 60%, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C).
15. Способ по п.1, включающий в себя добавление в буровой раствор не более чем примерно 2 ppb (5,7 кг/м3) добавки к буровому раствору.
16. Способ по п.1, включающий в себя добавление в буровой раствор не более чем примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3) добавки к буровому раствору.
17. Способ по п.1, включающий в себя добавление в буровой раствор не более чем примерно 1,0 ppb (2,85 кг/м3) добавки к буровому раствору.
18. Способ по п.1, в котором продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу от примерно 2000 до примерно 2030.
19. Способ по п.1, в котором продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу от примерно 2010 до примерно 2020.
20. Способ, обеспечивающий по существу постоянный реологический профиль бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C), включающий в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору содержит реакционный продукт
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп,
в котором буровой раствор имеет значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л, как определено по протоколу ISO 14669 с использованием Acartia tonsa, при условии, что добавка к буровому раствору не включает алкоксилированные алкиламины и/или амиды жирных кислот.
21. Способ по п.20, в котором добавка к буровому раствору имеет значение EC50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л, как определено по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum.
22. Способ по п.20, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 5000 мг/кг, как определено по протоколу PARCOM 1995 с использованием Corophium volutator.
23. Способ по п.20, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг, как определено по протоколу PARCOM 1995 с использованием Scophthalmus maximus.
24. Композиция, состоящая по существу из продукта реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что композиция не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот.
25. Композиция по п.24, в которой карбоновая кислота включает в себя димерную жирную кислоту.
26. Композиция по п.25, в которой димерная жирная кислота является выбранной из группы, состоящей из насыщенных, частично насыщенных и ненасыщенных димерных кислот, имеющих от примерно 20 до примерно 48 атомов углерода.
27. Композиция по п.24, в которой полиамин представляет собой полиэтиленовый полиамин.
28. Композиция по п.27, в которой полиамин является выбранным из группы, состоящей из этилендиамина, диэтилентриамина, триэтилентриамина и тетраэтиленпентамина.
29. Композиция по п.24, в которой полиамин включает в себя диэтилентриамин.
30. Композиция по п.24, в которой карбоновая кислота включает в себя тримерную жирную кислоту.
31. Композиция по п.24, дополнительно содержащая один или более эмульгаторов.
32. Композиция по п.24, дополнительно содержащая органоглину.
33. Композиция по п.24, дополнительно содержащая реологическую добавку, отличную от органоглины.
34. Композиция по п.24, дополнительно содержащая добавку, уменьшающую фильтрацию бурового раствора.
35. Композиция по п.24, дополнительно содержащая растворитель.
36. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий композицию по п.24.
37. Буровой раствор на нефтяной основе по п.36, в котором увеличение вязкости бурового раствора, определяемое при высокой скорости сдвига, составляет менее чем примерно 75%, когда указанный буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C).
38. Буровой раствор на нефтяной основе по п.36, в котором увеличение вязкости бурового раствора, определяемое при высокой скорости сдвига, составляет менее чем примерно 60%, когда указанный буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C).
39. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий менее чем примерно 2 ppb (5,7 кг/м3) композиции по п.24.
40. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий менее чем примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3) композиции по п.24.
41. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий менее чем примерно 1 ppb (2,85 кг/м3) композиции по п.24.
42. Композиция по п.24, в которой продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, составляющую от примерно 2,000 до примерно 2,030.
43. Композиция по п.24, в которой продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, составляющую от примерно 2010 до примерно 2020.
44. Добавка к буровому раствору, содержащая продукт реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп,
в котором добавка к буровому раствору имеет значение EC50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л, как определено по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum, при условии, что добавка к буровому раствору не включает алкоксилированные алкиламины и/или амиды жирных кислот.
45. Добавка к буровому раствору по п.44, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л, как определено по протоколу ISO 14669 с использованием Acartia tonsa.
46. Добавка к буровому раствору по п.44, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 5000 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Corophium volutator.
47. Добавка к буровому раствору по п.44, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Scophthalmus maximus.
RU2010140904/03A 2008-03-07 2009-02-11 Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении RU2514866C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/075,027 US7799742B2 (en) 2008-03-07 2008-03-07 Equivalent circulating density control in deep water drilling
US12/075,027 2008-03-07
PCT/US2009/000866 WO2009110959A1 (en) 2008-03-07 2009-02-11 Equivalent circulating density control in deep water drilling

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010140904A RU2010140904A (ru) 2012-04-20
RU2514866C2 true RU2514866C2 (ru) 2014-05-10

Family

ID=41054273

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010140904/03A RU2514866C2 (ru) 2008-03-07 2009-02-11 Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении

Country Status (7)

Country Link
US (4) US7799742B2 (ru)
EP (1) EP2262869A4 (ru)
BR (1) BRPI0907972B1 (ru)
CA (1) CA2716023C (ru)
MX (1) MX2010009599A (ru)
RU (1) RU2514866C2 (ru)
WO (1) WO2009110959A1 (ru)

Families Citing this family (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7799742B2 (en) * 2008-03-07 2010-09-21 Elementis Specialties Inc. Equivalent circulating density control in deep water drilling
US20090163386A1 (en) * 2002-11-27 2009-06-25 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
CA2703318C (en) * 2007-10-22 2014-09-02 Elementis Specialties, Inc. Thermally stable compositions and use thereof in drilling fluids
US20120129735A1 (en) * 2010-11-19 2012-05-24 Elementis Specialties, Inc. Non-aqueous drilling additive useful to produce a flat temperature-rheology profile
US20120289437A1 (en) * 2011-05-10 2012-11-15 Elementis Specialties, Inc. Non-aqueous drilling additive useful to produce a flat temperature-rheology profile
US20130288933A1 (en) 2012-04-30 2013-10-31 Chevron Phillips Chemical Company Lp Rheology Modifiers
ITVA20120022A1 (it) * 2012-06-25 2013-12-26 Lamberti Spa Modificatore reologico per fluidi di perforazione e per il trattamento di pozzi petroliferi
CN103351447B (zh) * 2013-07-24 2015-10-28 中国海洋石油总公司 一种合成基钻井液用流变稳定剂及其制备方法
US9234124B2 (en) 2013-08-09 2016-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Dimer acid grafted polymer for stabilizing particulate in a well
CN103666414B (zh) * 2013-12-12 2016-05-18 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 矿物油基钻井液用聚酰胺基胺流型调节剂及其制备方法
US20150376490A1 (en) * 2014-06-30 2015-12-31 Elementis Specialties, Inc. Non-Aqueous Drilling Additive Useful To Stabilize Viscosity Over Change In Temperature
RU2690462C2 (ru) 2014-07-11 2019-06-03 Элементиз Спешиэлтиз, Инк. Композиции на основе органоглины, содержащие ион четвертичного аммония, имеющий один или более разветвленных алкидных заместителей
US10626314B1 (en) 2016-07-11 2020-04-21 Byk-Chemie, Gmbh Additive for drilling fluids
JP6773353B2 (ja) 2016-07-11 2020-10-21 ベーイプシロンカー ユーエスエー インコーポレイテッド 有機化クレイ組成物及びその使用
CN106634881B (zh) * 2016-08-25 2017-11-14 中国石油大学(北京) 适用于油基钻井液降粘的添加剂组合物和应用以及油基钻井液和应用
CN107815298B (zh) * 2016-09-14 2021-07-23 中石化石油工程技术服务有限公司 一种乳化剂及其制备方法和油基钻井液
MX2019008010A (es) 2017-01-03 2019-08-29 Byk Chemie Gmbh Copolimeros (met)acrilicos como aditivos reologicos en fluidos de perforacion y fluidos de perforacion que comprenden dichos copolimeros.
US10351750B2 (en) 2017-02-03 2019-07-16 Saudi Arabian Oil Company Drilling fluid compositions with enhanced rheology and methods of using same
WO2018148661A1 (en) 2017-02-13 2018-08-16 Q'max Solutions Inc. Improved rheology drilling fluid and method
CN109423261B (zh) * 2017-08-30 2021-06-22 中国石油化工股份有限公司 一种合成基钻井液用流型调节剂的制备方法及流型调节剂
CN108251085A (zh) * 2017-12-29 2018-07-06 中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司 一种抗盐抗高温降滤失剂及其制备方法
CN108774509A (zh) * 2018-05-30 2018-11-09 山东得顺源石油科技有限公司 一种钻井液用抗温抗盐高温高压降滤失剂及其制备方法
CN110846000A (zh) * 2018-08-20 2020-02-28 任丘市诚亿化工有限公司 油基钻井液用乳化剂及其生产工艺和应用
CN109233764A (zh) * 2018-10-23 2019-01-18 四川泓华油气田工程科技有限公司 一种油基钻井液用降失水剂及其制备方法
CN109652030B (zh) * 2018-12-10 2020-03-31 中国石油大学(北京) 流型调节剂以及大温差恒流变油基钻井液
CN116406412A (zh) * 2020-11-13 2023-07-07 奥升德功能材料运营有限公司 钻井液
US11629281B2 (en) * 2021-01-18 2023-04-18 Scidev Energy Services, Inc. Methods and systems associated with lubricant for drilling fluids
CN113621354A (zh) * 2021-08-13 2021-11-09 九江蓝卓新材料科技有限公司 一种油基钻井液降滤失剂及制备方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3514399A (en) * 1969-04-01 1970-05-26 Petrolite Corp Drilling fluids containing imidazoline salts
US4544756A (en) * 1983-11-17 1985-10-01 Dresser Industries, Inc. Zwiterionic 2-alkyl imidazolines as emulsifying agents for oil based drilling fluids
US5260268A (en) * 1991-07-18 1993-11-09 The Lubrizol Corporation Methods of drilling well boreholes and compositions used therein
RU2060359C1 (ru) * 1990-11-05 1996-05-20 Маратон Ойл Компани Способ селективной закупорки высокопроходимых областей в подземных углеводородсодержащих отложениях
US6462096B1 (en) * 2000-03-27 2002-10-08 Elementis Specialties, Inc. Organophilic clay additives and oil well drilling fluids with less temperature dependent rheological properties containing said additives

Family Cites Families (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2461730A (en) * 1942-09-12 1949-02-15 Dearborn Chemicals Co Method of inhibiting foam formation in an aqueous gas-liquid system
US2482760A (en) * 1946-06-20 1949-09-27 Emery Industries Inc Purification of oleic acid
NL66441C (ru) * 1946-07-06
US2731481A (en) * 1951-08-01 1956-01-17 Gen Mills Inc Dimeric fatty acids
US2964545A (en) * 1953-03-09 1960-12-13 Gen Mills Inc Dimeric fatty acids and esters thereof
NL93409C (ru) * 1954-12-13
US2994660A (en) * 1957-05-27 1961-08-01 Magnet Cove Barium Corp Water-in-oil emulsion drilling fluid
US2978468A (en) * 1957-09-23 1961-04-04 Glidden Co Polymerization, condensation and refining of fatty acids
US3134759A (en) * 1960-01-11 1964-05-26 Nalco Chemical Co Tall oil amide for inhibiting corrosion
US3256304A (en) * 1962-03-01 1966-06-14 Gen Mills Inc Polymeric fat acids and process for making them
US3157681A (en) * 1962-06-28 1964-11-17 Gen Mills Inc Polymeric fat acids
US4039459A (en) * 1976-06-30 1977-08-02 Union Oil Company Of California Composition and method for drilling a reservoir containing a high temperature aqueous liquid
US4508628A (en) * 1983-05-19 1985-04-02 O'brien-Goins-Simpson & Associates Fast drilling invert emulsion drilling fluids
US4505833A (en) * 1983-10-03 1985-03-19 Diamond Shamrock Chemicals Company Stabilizing clayey formations
GB8811574D0 (en) 1988-05-16 1988-06-22 Sandoz Products Ltd Improvements in/relating to organic compounds
CA2091420A1 (en) * 1992-03-17 1993-09-18 Richard W. Jahnke Compositions containing combinations of surfactants and derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same
US5330662A (en) * 1992-03-17 1994-07-19 The Lubrizol Corporation Compositions containing combinations of surfactants and derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same
US5599777A (en) * 1993-10-06 1997-02-04 The Lubrizol Corporation Methods of using acidizing fluids in wells, and compositions used therein
US5510452A (en) * 1994-07-11 1996-04-23 Rheox, Inc. Pourable liquid polyesteramide rheological additives and the use thererof
US5710110A (en) * 1995-05-15 1998-01-20 Rheox, Inc. Oil well drilling fluids, oil well drilling fluid anti-settling and method of providing anti-setting properties to oil well drilling fluids
US7618927B2 (en) * 1996-07-24 2009-11-17 M-I L.L.C. Increased rate of penetration from low rheology wellbore fluids
US6589917B2 (en) * 1996-08-02 2003-07-08 M-I Llc Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility
US5939475A (en) * 1996-09-03 1999-08-17 Rheox, Inc. Organic fluid systems containing clay/polyamide compositions
US6339048B1 (en) * 1999-12-23 2002-01-15 Elementis Specialties, Inc. Oil and oil invert emulsion drilling fluids with improved anti-settling properties
US5909779A (en) * 1997-08-19 1999-06-08 M-I L.L.C. Oil-based drilling fluids suitable for drilling in the presence of acidic gases
US6187719B1 (en) * 1998-04-28 2001-02-13 Rheox, Inc. Less temperature dependent drilling fluids for use in deep water and directional drilling and processes for providing less temperature dependent rheological properties to such drilling fluids
US7270185B2 (en) * 1998-07-15 2007-09-18 Baker Hughes Incorporated Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores
US6291406B1 (en) * 1998-10-12 2001-09-18 The Dow Chemical Company Method for treating subterranean formations
EP1018534A3 (en) 1999-01-08 2002-01-09 Ube Industries, Ltd. Polyamide resin compositions with improved weld strength
US6291663B1 (en) * 1999-03-03 2001-09-18 Board Of Trustees Of The University Of Arkansas TADG-12: a novel transmembrane serine protease overexpressed in a ovarian carcinoma
US6576597B2 (en) * 1999-08-05 2003-06-10 Texas United Chemical Company, Llc. Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby
CA2433586C (en) * 2000-12-29 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Thinners for invert emulsions
US6887832B2 (en) * 2000-12-29 2005-05-03 Halliburton Energy Service,S Inc. Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels
US20040102332A1 (en) * 2002-11-25 2004-05-27 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US7799742B2 (en) * 2008-03-07 2010-09-21 Elementis Specialties Inc. Equivalent circulating density control in deep water drilling
US7345010B2 (en) * 2002-11-27 2008-03-18 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US20090163386A1 (en) * 2002-11-27 2009-06-25 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US7387985B2 (en) * 2003-03-31 2008-06-17 M-I L.L.C. Monovalent cation-containing well fluids
US7871962B2 (en) * 2003-08-25 2011-01-18 M-I L.L.C. Flat rheology drilling fluid
US20070197403A1 (en) * 2006-02-22 2007-08-23 David Dino Organophilic clay additives and oil well drilling fluids with less temperature dependent rheological properties
CA2703318C (en) 2007-10-22 2014-09-02 Elementis Specialties, Inc. Thermally stable compositions and use thereof in drilling fluids

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3514399A (en) * 1969-04-01 1970-05-26 Petrolite Corp Drilling fluids containing imidazoline salts
US4544756A (en) * 1983-11-17 1985-10-01 Dresser Industries, Inc. Zwiterionic 2-alkyl imidazolines as emulsifying agents for oil based drilling fluids
RU2060359C1 (ru) * 1990-11-05 1996-05-20 Маратон Ойл Компани Способ селективной закупорки высокопроходимых областей в подземных углеводородсодержащих отложениях
US5260268A (en) * 1991-07-18 1993-11-09 The Lubrizol Corporation Methods of drilling well boreholes and compositions used therein
US6462096B1 (en) * 2000-03-27 2002-10-08 Elementis Specialties, Inc. Organophilic clay additives and oil well drilling fluids with less temperature dependent rheological properties containing said additives

Also Published As

Publication number Publication date
MX2010009599A (es) 2010-12-20
US20100323927A1 (en) 2010-12-23
US7956015B2 (en) 2011-06-07
BRPI0907972B1 (pt) 2019-01-15
US20110237466A1 (en) 2011-09-29
CA2716023A1 (en) 2009-09-11
EP2262869A4 (en) 2011-05-18
CA2716023C (en) 2016-10-25
US20120142561A1 (en) 2012-06-07
RU2010140904A (ru) 2012-04-20
EP2262869A1 (en) 2010-12-22
US8809240B2 (en) 2014-08-19
US20090227478A1 (en) 2009-09-10
WO2009110959A1 (en) 2009-09-11
US7799742B2 (en) 2010-09-21
BRPI0907972A2 (pt) 2015-08-04
US8138125B2 (en) 2012-03-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2514866C2 (ru) Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении
US7345010B2 (en) Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
CA2450329C (en) Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US20120289437A1 (en) Non-aqueous drilling additive useful to produce a flat temperature-rheology profile
US20120129735A1 (en) Non-aqueous drilling additive useful to produce a flat temperature-rheology profile
US11584876B2 (en) Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids
US9611418B2 (en) Rheology modifier for drilling and well treatment fluids
WO2016003677A1 (en) Non-aqueous drilling additive useful to stabilize viscosity over change in temperature
US20090163386A1 (en) Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
WO2014039391A2 (en) Non-aqueous drilling additive useful to improve low shear rate viscosity