RU2598102C2 - Усовершенствованная глина, средства ингибирования сланцевой глины и способ их применения - Google Patents

Усовершенствованная глина, средства ингибирования сланцевой глины и способ их применения Download PDF

Info

Publication number
RU2598102C2
RU2598102C2 RU2015105766/03A RU2015105766A RU2598102C2 RU 2598102 C2 RU2598102 C2 RU 2598102C2 RU 2015105766/03 A RU2015105766/03 A RU 2015105766/03A RU 2015105766 A RU2015105766 A RU 2015105766A RU 2598102 C2 RU2598102 C2 RU 2598102C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
shale
clay
agent
drilling
Prior art date
Application number
RU2015105766/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015105766A (ru
Inventor
Коул А. ВИТАМ
Джозеф Л. ДИВЕНПОРТ
Майкл К. Пойндекстер
Original Assignee
ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи
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
Application filed by ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи filed Critical ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи
Publication of RU2015105766A publication Critical patent/RU2015105766A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2598102C2 publication Critical patent/RU2598102C2/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
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - увеличение эффективности ингибирования глинистой нестабильности. Композиция бурового раствора на водной основе включает: дисперсионную среду на водной основе; реакционноспособную глину или сланцевый материал; агент ингибирования гидратации сланца, имеющий формулу
Figure 00000006
R представляет собой СН3; R1 представляет собой СН3; R2 представляет собой СН3; R3 представляет собой -СН2СН2ОН; -СН(СН2ОН)2; или -С(СН2ОН)3; и X представляет собой хлорид; где агент ингибирования гидратации сланца присутствует в концентрации, достаточной, чтобы понизить реакционную способность глины или сланца. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится к средствам ингибирования гидратации сланцевой глины для буровой промышленности, конкретно, к ди-четвертичным соединениям аминоспиртов, которые являются эффективными для уменьшения реакционной активности, например, для ингибирования набухания глины и сланца, которые вступают в контакт с жидкостями, используемыми при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин для нефтяной промышленности.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В роторном бурении скважин буровой раствор циркулирует по всей подземной скважине с тем, чтобы увлечь за собой грунт от буровой коронки и затем транспортировать его на поверхность. Одновременно, буровой раствор охлаждает и очищает буровые коронки, а также снижает трение между технологическим инструментом и просверленным отверстием, а также стабилизирует необсаженные участки вертикального разреза скважины. Обычно буровые растворы образуют низкую проницаемость фильтрационной корки на стенках скважины для того, чтобы герметизировать любую проницаемость, связанную с окружающими геологическими формированиями.
Буровые растворы могут быть классифицированы в соответствии с их жидкой основой: жидкости на нефтяной основе с твердыми частицами, суспендированными в дисперсионной нефтяной среде, и, возможно, вода или соляной раствор могут быть эмульгированы с нефтепродуктами. В качестве альтернативы жидкости на основе воды содержат твердые частицы, суспендированные в воде или соляном растворе. Могут быть добавлены различные твердые частицы намеренно или иным способом в буровые растворы на основе воды: a) органические полимеры или глины, используемые для придания вязкости и фильтрационных свойств; b) нерастворимые неорганические минералы для повышения плотности жидкости, а также с целью помощи в уменьшении потерь жидкости; c) растворимые соли, используемые для повышения плотности буровой грязи; и d) во время операции бурения твердые частицы пласта могут диспергироваться в буровой раствор.
Твердые частицы пласта, которые становятся диспергированными в буровом растворе, включают выбуренные при бурении отходы, почвенный слой и твердые частицы из окружающей неустойчивой горной породы. Когда пласт представляет твердые вещества, которые являются глинистыми минералами, способными вступать в реакцию, например набухать, диспергироваться, мигрировать или подвергаться вызванному набуханием перемещению, то все это может потенциально нарушить скорость проходки скважины и увеличить расходы.
Глины, как правило, состоят из слоев или прослоек алюмосиликатных минералов, имеющих гидроксилы на открытой поверхности. Базисная плоскость поверхности глины имеет отрицательный заряд, и, по этой причине, катионы легко адсорбируются на поверхности. Эти катионы могут быть взаимозаменяемыми. Замены в структуре глины и присутствие обменных катионов влияют на тенденцию глины набухать в воде. Например, поверхностная гидратация приводит к набуханию при взаимодействии с молекулами воды, адсорбированными на поверхности глины. Многие типы глин могут набухать таким образом.
Другой тип набухания называется осмотическим набуханием, когда концентрация иона промежуточного слоя выщелачивает воду между единичными слоями глины, раздувая глину. Только некоторые глины могут подвергаться осмотическому набуханию. Все типы нестабильности глины и сланца, такие как набухание, могут вызывать целый ряд проблем. Например, сопротивление между бурильной колонной и сторонами стенки буровой скважины может быть увеличено. Это может привести к потере циркуляционной жидкости и залипанию между бурильной колонной и буровой коронкой.
Вот почему разработка эффективных ингибиторов глинистой нестабильности является важной задачей для нефтегазодобывающей промышленности. Настоящее изобретение направлено на решение этих проблем.
Многие типы ингибиторов глины известны, включая использование неорганических солей, таких как хлорид калия. Было подано много патентов, в которых описываются технологии или продукты, которые можно использовать для ингибирования набухания глины. Без полного обобщения изученной патентной литературы, а также в качестве примера можно привести композиции ингибиторов, основанные на: a) неорганических фосфатах, описанных в патентном документе USP 4605068; b) полиалкоксидиаминах и их солях в патентных документах USP 6484821; 6609578; 6247543 и US 20030106718; c) производных холина, описанных в патентном документе USP 5908814; d) олигометиленовых диаминах и их солях в патентных документах USP 5771971 и US Publication № 20020155956; e) продуктах присоединения карбоксиметилцеллюлозы и органического амина в документе WO 2006/013595; f) 1,2-циклогександиамине и/или его солях в документе WO 2006/013597; g) солях сложных эфиров фосфорной кислоты оксиалкилированных полиолов в документе WO 2006/013596; h) комбинации частично гидролизованного акрилового сополимера, хлористого калия и полианионной целлюлозы в патентном документе USP 4664818; i) четвертичных аммонийных соединениях в патентных документах USP 5197544 и 5380706; j) полимерах на основе диалкиламиноалкилметакрилатах в патентном документе USP 7091159; k) водных растворах, содержащих полимер с гидрофильными и гидрофобными группами в патентном документе USP 5728653; и l) продукте реакции полигидроксиалкана и алкиленоксида в патентном документе USP 6544933.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение представляет собой композицию бурового раствора на водной основе и способ применения упомянутой композиции бурового раствора на водной основе для снижения реакционной активности, такой как набухание глин и сланца при буровых работах, в которой водный буровой раствор содержит водную дисперсионную среду, химически активные глину или сланцевый материал и агент ингибирования гидратации сланца, содержащий соединение ди-четвертичного аминоспирта, имеющее следующую формулу
Figure 00000001
,
в которой
R представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, предпочтительно алкильную группу, имеющую 1, 2, 3, 4, 5 или 6 атомов углерода, более предпочтительно метил;
R1 может быть таким же самым или отличаться от R и представлять собой алкильную группу, имеющую от 1 до 10 атомов углерода, более предпочтительно алкильную группу, имеющую 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 атомов углерода; или гидрокси-алкильную группу, содержащую n число атомов углерода, где n представляет собой целое число от 1 до 10, и m - гидроксильные группы, где m представляет собой целое число от 1 до 5, предпочтительно гидрокси-алкильную группу, имеющую следующую структуру: -CH2-CH2-CH2-OH, -CH-(CH2-CH2-OH)2 или -C-(CH2-CH2-OH)3; более предпочтительно гидрокси-алкильную группу, содержащую n число атомов углерода, где n представляет собой целое число от 1 до 10 и где n-2 число гидроксильных групп, более предпочтительно гидрокси-алкильную группу, имеющую следующую структуру: -CH2-CH-(CH2-OH)2; или -CH2-C-(CH2-OH)3; более предпочтительно гидрокси-алкильную группу, содержащую n число атомов углерода, где n представляет собой целое число от 1 до 10 и где n-1 число гидроксильных групп, наиболее предпочтительно гидрокси-алкильную группу, имеющую следующую структуру: -CH2-CH2-OH; -CH-(CH2-OH)2; или -C-(CH2-OH)3;
R2 представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, предпочтительно алкильную группу, имеющую 1, 2, 3, 4, 5 или 6 атомов углерода, более предпочтительно метил;
R3 может быть таким же самым или отличаться от R2 и представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 10 атомов углерода, более предпочтительно алкильную группу, имеющую 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 атомов углерода, или гидрокси-алкильную группу, содержащую n число атомов углерода, где n целое число от 1 до 10 и n-1 число гидроксильных групп, более предпочтительно гидрокси-алкильную группу, имеющую следующую структуру: -CH2-CH2-OH; -CH-(CH2-OH)2; или -C-(CH2-OH)3, при условии, что R3 не такой же самый, как R1; и
X представляет собой анион, предпочтительно галогенид, сульфат, фосфат, карбонат или гидроксид-анион, наиболее предпочтительно хлорид.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения R представляет собой -СН3 в описанном здесь выше ди-четвертичном аминоспирте.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения R1 представляет собой -СН3 в описанном здесь выше ди-четвертичном аминоспирте.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения R2 представляет собой -СН3 в описанном здесь выше ди-четвертичном аминоспирте.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения R3 представляет собой -CH2CH2OH; -CH(CH2OH)2; или -C(CH2OH)3 в описанном здесь выше ди-четвертичном аминоспирте.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения X представляет собой хлорид в описанном здесь выше ди-четвертичном аминоспирте.
Предпочтительно, чтобы состав ингибирования гидратации сланца настоящего изобретения представлял собой 2-гидрокси-N1-(2-гидроксиэтил)-N1,N1,N3,N3,N3-пентаметилпропан-1,3-диаммоний хлорид; N1-(1,3-дигидроксипропан-2-ил)-2-гидрокси-N1,N1,N3,N3,N3-пентаметилпропан-1,3-диаммоний хлорид; или N1-(1,3-дигидрокси-2-(гидроксиметил)пропан-2-ил)-2-гидрокси-N1,N1,N3,N3,N3-пентаметилпропан-1,3-диаммоний хлорид.
Водный буровой раствор, описанный выше в настоящем документе, может необязательно дополнительно включать один или более: агент контроля потери жидкости, утяжелитель, агент увеличения вязкости, диспергатор, смазочное вещество, ингибитор коррозии, пеногаситель, соли или поверхностно-активное вещество.
Водная фаза водного бурового раствора, описанная выше в настоящем документе, предпочтительно является пресной водой, морской водой, соляным раствором, смесями водных и растворимых в воде органических соединений или их смесями.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение направлено на создание бурового раствора на водной основе, который может использоваться при бурении скважин сквозь пласт (породу), содержащий сланец или глину, которая является нестабильной (иногда называется химически активной глиной или сланцевым материалом) и, например, может набухать в присутствии воды. Обычно буровой раствор настоящего изобретения включает вещество, ингибирующее гидратацию глины и водную дисперсионную среду. Как описывается далее, буровые растворы настоящего изобретения могут также включать дополнительные компоненты, такие как утяжелитель, агенты контроля потери жидкости, закупоривающие агенты, смазочные вещества, агенты против налипания породы на коронку, ингибитор коррозии, соли или поверхностно-активные вещества и суспендирующие вещества и т.п., которые могут быть добавлены к водной основе бурового раствора.
При бурении скважин буровой раствор циркулирует вниз по бурильной колонне, через буровую коронку и обратно на поверхность для восстановления первоначальных свойств и повторного использования. Буровой раствор суспендирует выбуренную породу, образующуюся в процессе бурения, и транспортирует ее на поверхность. В то же самое время буровой раствор охлаждает и очищает буровую коронку, уменьшает трение между бурильной трубой и стенками ствола буровой скважины и обеспечивает устойчивость частей вертикального разреза ствола скважины, которые склонны к разрушению.
Обычно буровые растворы образуют глинистую корку низкой проницаемости, которая предотвращает утечку в окружающие геологические формирования, и позволяют избежать чрезмерной потери жидкой фазы непосредственно бурового раствора. Буровые растворы могут классифицироваться в зависимости от природы их непрерывной жидкой фазы. Существуют буровые растворы на масляной основе, которые иногда относят к буровым глинистым растворам на основе масла (OBM), в которых твердые частицы суспедированы в непрерывной масляной фазе, и поэтому необязательно эмульгировать воду или соляной раствор в масляную фазу. В качестве альтернативы буровые растворы на водной основе иногда относят к буровым глинистым растворам на водной основе (WBM), содержащим твердые частицы, суспендированные в воде или соляном растворе или в растворах силикатов.
К буровым растворам на водной основе могут быть добавлены, преднамеренно или нет, различные химические вещества: A) органические полимеры или глины, используемые для придания вязкости и уменьшения потерь жидкости; B) нерастворимые неорганические минералы для повышения плотности жидкости; и/или C) твердые примеси, которые образуются в процессе бурения. Твердые примеси, которые диспергируются в жидкость, включают выбуренную породу от операции бурения и от нестабильных окружающих геологических формирований.
Когда операция бурения сталкивается со способными к набуханию или реакционноспособными глиноподобными материалами, то они могут поставить под угрозу скорость проходки скважины и увеличить расходы. Существуют различные виды глины и сланца, которые набухают, диспергируются и/или мигрируют, и они могут вызывать многочисленные эксплуатационные проблемы. Для целей настоящего использования термин "глины" определен как множество слоистых силикатных минералов, богатых кремниевыми и алюминиевыми оксидами и гидроксидами, которые включают переменные количества структурной воды, иллюстративно включая каолинит, бентонит, диккит, галлуазит, хризотил, лизардит, амезит, тальк, монтмориллонит, бейделлит, сапонит, гекторит, сауконит, вермикулит, мусковит, парагонит флогопит, биотит, лепидолит, маргарит, клинтонит, анандит, донбассит, кукеит, судоит, клиноклилор, бавалин, нимит, гидроталькит, мейкснерит, стевенсит, нонронит, накрит, гидробиотит, глауконит, иллит, браммаллит, хлорит, аттапульгит и сепиолит. Глинистое содержание формирований может состоять в основном из единственной разновидности глинистого минерала или нескольких разновидностей, включая смешанные типы слоев глины.
Кроме того, в целях настоящей заявки термин "сланец" означает собой мелкозернистые осадочные породы, образованные в результате консолидации глины, ила или грязи. Он характеризуется тонкой слоистой структурой, которая передает трещины, параллельные слойчатости, вдоль которых порода может легко разорваться. Использованный в настоящем документе термин "сланец" также определен, чтобы означать материалы, которые могут "набухать" или увеличиваться в объеме, или диспергироваться, или мигрировать при контакте с водой. Реакционноспособный сланец может вызывать проблемы в ходе процесса бурения, потому что, среди прочего, он имеет тенденцию деградировать при контакте с водной средой, например с буровыми растворами на водной основе. Эта деградация является одним из примеров, которым является набухание, и в результате может привести к нежелательным условиям бурения и нежелательному взаимодействию с буровым раствором. Например, деградация сланца может помешать попыткам сохранить целостность выбуренной породы, перемещающейся по стволу скважины до тех пор, пока она сможет быть удалена с помощью контрольно-измерительного оборудования, расположенного на поверхности.
Кроме того, в соответствии с задачей настоящей заявки, термин "агент ингибирования гидратации сланца" относится к средству, которое положительно воздействует (например, понижает) на реакционную способность реактивной глины или сланца путем уменьшения одной или более составляющих: набухания, диспергирования, перемещения, перемещения, вызванного набуханием, и т.п. в присутствии воды.
Набухание увеличивает трение между бурильной трубой и стенками буровой скважины, вызывая потери бурового раствора и прилипание между бурильной трубой и стенками ствола буровой скважины. Другие формы сланцевой нестабильности, такие как диспергирование, перемещение, перемещение под действием набухания и тому подобное, кроме того, отрицательно влияют на бурильные работы. По этой причине разработка ингибиторов набухания глин и сланца важна для нефтяной и газовой промышленности. Изобретение работает в данном направлении, чтобы решить эти проблемы.
Буровые растворы на водной основе, содержащие агент ингибирования гидратации сланца настоящего изобретения, были открыты как отличные агенты ингибирования сланца для нефтяной промышленности, будучи в состоянии эффективно ингибировать набухание глины и сланца в процессах бурения и подземных формированиях. В документе WO 2008/112481 описано использование ди-четвертичных аминоспиртов в качестве средств ингибирования гидратации глины. Соединения четвертичных аминоспиртов и способы для изготовления упомянутых соединений хорошо известны, например, см. WO 2008/058111 и патентные документы USP 7541496 и 6177577, оба из которых включены в настоящий документ ссылкой в полном объеме. Удивительно, но обнаружено, что некоторые соединения ди-четвертичного аминоспирта демонстрируют неожиданную и улучшенную эффективность в качестве средства ингибирования гидратации глины по сравнению с обширным научным материалом, найденным в патентном документе WO 2008/112481.
Средствами ингибирования гидратации сланца настоящего изобретения являются соединения ди-четвертичного аминоспирта, имеющие следующую формулу
Figure 00000002
,
где R представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, предпочтительно алкильную группу, имеющую 1, 2, 3, 4, 5 или 6 атомов углерода, более предпочтительно метил;
R1 может быть таким же или отличаться от R и представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 10 атомов углерода, более предпочтительно алкильную группу, имеющую 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 атомов углерода; или гидрокси-алкильную группу, содержащую n число атомов углерода, где n - целое число от 1 до 10 и m - гидроксильные группы, где m - целое число от 1 до 5, предпочтительно гидрокси-алкильную группу, имеющую следующую структуру: -CH2-CH2-CH2-OH, -CH-(CH2-CH2-OH)2 или -C-(CH2-CH2-OH)3; более предпочтительно гидрокси-алкильную группу, содержащую n число атомов углерода, где n является целым числом от 1 до 10 и где n-2 число гидроксильных групп, более предпочтительно гидрокси-алкильную группу, имеющую следующую структуру: -CH2-CH-(CH2-OH)2; или -CH2-C-(CH2-OH)3; более предпочтительно гидрокси-алкильную группу, содержащую n число атомов углерода, где n - целое число от 1 до 10 и n-1 число гидроксильных групп, наиболее предпочтительно гидрокси-алкильную группу, имеющую следующую структуру: -CH2-CH2-OH; -CH-(CH2-OH)2; или -C-(CH2-OH)3;
R2 представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, предпочтительно алкильную группу, имеющую 1, 2, 3, 4, 5 или 6 атомов углерода, более предпочтительно метил;
R3 может быть таким же самым или отличным от R2 и представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 10 атомов углерода, более предпочтительно алкильную группу, имеющую 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 атомов углерода, или гидрокси-алкильную группу, содержащую n число атомов углерода, где n - целое число от 1 до 10 и n-1 число гидроксильных групп, более предпочтительно гидрокси-алкильную группу, имеющую следующую структуру: -CH2-CH2-OH; -CH-(CH2-OH)2; или -C-(CH2-OH)3, при условии, что R3 не является таким же, как R1; и
X представляет собой анион, предпочтительно галогенид, сульфат, фосфат, карбонат или гидроксид-анион, наиболее предпочтительно хлорид.
Предпочтительно, чтобы соединение ингибирования гидратации сланца настоящего изобретения представляло собой соединение ди-четвертичного аминоспирта, где:
R представляет собой CH3;
R1 представляет собой CH3;
R2 представляет собой CH3;
R3 представляет собой CH2CH2OH;
и
X представляет собой Cl.
Предпочтительно, чтобы соединение ингибирования гидратации сланца настоящего изобретения представляло собой соединение ди-четвертичного аминоспирта, где:
R представляет собой CH3;
R1 представляет собой CH3;
R2 представляет собой CH3;
R3 представляет собой CH(CH2OH)2;
и
X представляет собой Cl.
Предпочтительно, чтобы соединение ингибирования гидратации сланца настоящего изобретения представляло собой соединение ди-четвертичного аминоспирта, где:
R представляет собой CH3;
R1 представляет собой CH3;
R2 представляет собой CH3;
R3 представляет собой C(CH2OH)3;
и
X представляет собой Cl.
Предпочтительно, чтобы соединение ингибирования гидратации сланца настоящего изобретения представляло собой соединение 2-гидрокси-N1-(2-гидроксиэтил)-N1,N1,N3,N3,N3-пентаметилпропан-1,3-диаммоний хлорид; N1-(1,3-дигидроксипропан-2-ил)-2-гидрокси-N1,N1,N3,N3,N3-пентаметилпропан-1,3-диаммоний хлорид; или N1-(1,3-дигидрокси-2-(гидроксиметил)пропан-2-ил)-2-гидрокси-N1,N1,N3,N3,N3-пентаметилпропан-1,3-диаммоний хлорид.
Агент ингибирования гидратации сланца должен присутствовать в концентрации, достаточной для уменьшения либо одной, либо обеих причин набуханий: набухание на основе поверхностной гидратации и/или набухание глины или сланца на основе осмоса. Точное количество агента ингибирования гидратации сланца, присутствующего в конкретной композиции бурового раствора, может быть определено путем проб и ошибок способом тестирования композиции бурового раствора и сланцевого формирования, с которым встречаются. Однако, обычно, агент ингибирования гидратации сланца настоящего изобретения может использоваться в буровых растворах в концентрации приблизительно от 1 до приблизительно 18 фунтов на баррель (фунт/баррель или ppb) и более предпочтительно в концентрации приблизительно от 2 до приблизительно 12 фунтов на баррель бурового раствора.
Буровой глинистый раствор на водной основе содержит водную дисперсионную среду и может содержать одну или более обычно используемых добавок, хорошо известных специалистам, работающим в данной области техники, таких как: агенты контроля потери жидкости, утяжелители, загустители, диспергаторы, смазочные масла, ингибиторы коррозии, пеногасители и поверхностно-активные вещества. Обычными агентами контроля потери жидкости являются органические полимеры, крахмалы и их смеси. Обычные утяжелители могут быть выбраны из: барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей магния, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка, формиатов щелочных металлов, нитратов щелочных металлов и их комбинаций.
Дисперсионная среда на водной основе может быть любой, как правило, жидкой фазой на водной основе, которая совместима с композицией бурового раствора и совместима со средством ингибирования гидратации сланца, описываемого в настоящем документе. В предпочтительном варианте осуществления дисперсионная среда на водной основе выбирается из: пресной воды, морской водой, соляного раствора, смесей водных и водорастворимых органических соединений и их смесей. Количество дисперсионной среды на водной основе должно быть достаточным для формирования бурового раствора на водной основе. Это количество может находиться в диапазоне приблизительно от 100 объемных процентов бурового раствора до менее чем 30 объемных процентов бурового раствора. Предпочтительно, чтобы количество дисперсионной среды на водной основе составляло приблизительно от 95 объемных процентов до приблизительно 30 объемных процентов и предпочтительно приблизительно от 90 объемных процентов до приблизительно 40 объемных процентов от количества бурового раствора.
ПРИМЕРЫ
Синтез ди-четвертичных аминоспиртов
Сравнительный пример A. 1,3-Бис(триэтиламмоний хлорид)-2-гидроксипропан:
39,66 г 3-хлор-2-гидроксипропилтриэтиламмоний хлорида (0,21 моль) поместили в 500 мл круглодонную колбу, снабженную мешалкой, конденсатором и термометром. 180 мл 25% триэтиламина (0,71 моль) добавили в реактор, и начали перемешивание. Реакцию проводили в течение 3 часов, при этом температура колебалась между 30°C и 60°C. Раствор затем выдерживали при температуре 60°C в течение ночи для удаления непрореагировавшего триэтиламина. На следующее утро проводили барботирование азотом содержимого реактора в течение одного часа, чтобы помочь в удалении остаточного триэтиламина. Затем раствор был помещен в роторный испаритель с водяной баней при температуре 75°C и вакуумным насосом на 30 in Hg (дюймы ртутного столба). Образовавшийся твердый осадок повторно растворяли в метаноле и опять помещали в роторный испаритель. Затем твердое вещество помещали на ночь в сушильный шкаф при температуре 60°C для высушивания. Выделенный продукт имел следующую структуру:
Figure 00000003
.
Следующими 13C ЯМР-спектрами, DEPT ЯМР (250 МГц, D2O) 54,4, 61,9, 67,5, полученными с помощью спектрометра Bruker 300 МГц (образцы приготавливали, как ~30 мас.% в D2O), подтвердили химическую формулу соединения.
Пример 1. 2-гидрокси-N1-(2-гидроксиэтил)-N1,N1,N3,N3,N3-пентаметилпропан-1,3-диаммоний хлорид:
102,86 г 69% 3-хлор-2-гидроксипропилтриэтиламмоний хлорида (0,377 моль) добавляли в 500 мл круглодонную колбу, снабженную мешалкой, конденсатором, термометром и рН-метром. Значение показателя рН повышали от 5 до 11,25, используя 73,76 г 20% раствора гидроксида натрия. Температура реакции составляла 19°C после добавления гидроксида натрия. Добавляли 35 мл диметилэтаноламина (0,348 моль) в капельную воронку. Диметилэтаноламин добавляли по каплям к раствору четвертичного аммониевого соединения эпоксида; значение показателя pH поддерживали между 11-12 во время добавления диметилэтаноламина с помощью добавления концентрированной HCl. После того как диметилэтаноламин был добавлен, температуру раствора в рубашке реактора устанавливали на уровне 52°C и реакционный раствор выдерживали при перемешивании в течение трех дней. Затем реакционный раствор извлекали из реактора и доводили значение показателя pH с 11,4 до 6,0, используя концентрированную HCl. Раствор помещали в роторный испаритель с температурой бани 66°C и пониженным давлением больше, чем 29 in Hg (дюймов ртутного столба), на один час. Раствор стал очень густым, но при этом не осаждался. К вязкому реакционному раствору добавляли изопропиловый спирт и затем снова помещали в роторный испаритель. Раствор роторного испарителя поместили в баню со льдом, после чего произошло выпадение твердого осадка. Твердое вещество отфильтровали с использованием бумажного фильтра Whatman 42 при небольшом вакууме в токе азота. Выделенный продукт имел следующую структуру:
Figure 00000004
.
Следующими 13C ЯМР-спектрами, DEPT ЯМР (250 МГц, D2O) 53,5, 55,0, 55,8, 62,3, 66,9, 67,1, 68,2, полученными с помощью спектрометра Bruker 300 МГц (образцы приготавливали, как ~30 мас.% в D2O), подтвердили химическую формулу соединения.
Пример 2. N1-(1,3-дигидрокси-2-(гидроксиметил)пропан-2-ил)-2-гидрокси-N1,Ν1,N3,N3,N3-пентаметилпропан-1,3-диаммоний хлорид:
В 2 л реактор помещали 559,11 г 3-хлор-2-гидроксипропилтриэтиламмоний хлорида (Quat 188, 69,19 мас.%, 2,06 моль) и доводили до температуры 15°C. К реакционному раствору добавляли гидроксид натрия в количестве 163,43 г (50,1 мас.%) в течение 30 минут; значение показателя pH составляло 12,4, при перемешивании к реакционной смеси добавляли 422,97 г 60% 2-(диметиламино)-2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диола (1,70 моль). Добавляли 5,56 г (50,1 мас.%) гидроксида натрия. Повышали температуру реакции до 25°C и поддерживали ее в течение одного часа. Повышали температуру реакции до 50°C и поддерживали ее в течение 3,5 часов. Понижали температуру до комнатной и перемешивали в течение 16 часов. Добавляли концентрированную соляную кислоту до снижения значения показателя pH от 12,8 до 6,4, затем добавляли в раствор 71,66 г дистиллированной воды. Раствор отфильтровывали с использованием бумажного фильтра Whatman 42 на воронке Бюхнера при низком вакууме. Выделенный продукт имел следующую структуру:
Figure 00000005
.
Следующими 13C ЯМР-спектрами, DEPT ЯМР (250 МГц, D2O) 39,4, (54,3, 54,6), 58,7, 61,9, 67,6, 73,5, полученными с помощью спектрометра Bruker 300 МГц (образцы приготавливали, как ~30 мас.% в D2O), подтвердили химическую формулу соединения.
Испытания ингибирования сланца
Примерами 3 и 4 являются ингибиторы сланца - ди-четвертичные аминоспирты настоящего изобретения (примеры 1 и 2), испытанные на базовом образце глинистого бурового раствора. Материал базового образца глинистого бурового раствора включает пресную воду (348 мл), ксантановый полимер (1,2 фунта на баррель (ppb)), полианионную целлюлозу (1,5 ppb), гидроксид натрия в количестве, необходимом для обеспечения значения показателя pH фактора на уровне 10, 50 г Лондонского глиняного грунта размером от 2 до 4 мм (из обнаженного пласта в Великобритании) и 350 мл воды, чтобы составить эквивалент базового раствора на один баррель (то есть 1 г на 350 мл = 1 фунт на баррель (ppb)). Четыре процента данного ингибитора сланца - ди-четвертичного аминоспирта добавляли в баллон, содержащий образец материала буровой скважины. Сравнительным примером B являлся базовый образец материала бурового раствора без добавления ингибитора сланца, и сравнительным примером C являлся образец, содержащий 4 процента ингибитора сланца - четвертичного аминоспирта, который не являлся примером настоящего изобретения (сравнительный пример A). Проценты относятся к массе всей композиции.
Тест на восстановление грунта
Баллоны закрывали и катали при температуре 185°F в течение 16 часов. После прокатки баллоны охлаждали до комнатной температуры (68-77°F), грунт аккуратно выливали на сито с размером пор 2 мм и осторожно промывали пресной воды. Зерна грунта промоканием высушивали, помещали в тарированную лодочку и измеряли влажную массу ("массовое содержание воды"). Зерна грунта затем всю ночь сушили и измеряли содержание высушенной массы ("массу восстановления"): восстановленная масса/массовое содержание воды × 100 = проценту восстановления.
Тест на твердость грунта
Используя тот же самый способ, описанный выше, но с двойным набором баллонов, грунт, изолированный непосредственно перед сушкой в сушильном шкафу, направляли к прибору определения твердости, и количество крутящего момента (фунт силы на дюйм (lbf-in)), необходимого для вытеснения частиц через малые диафрагмы, расположенные в основании испытательной ячейки, регистрировали для каждого полного поворота. Используемый прибор для определения твердости был изготовлен по заказу, но такие приборы хорошо известны, например, см.: Aston, M.S.; Elliot, G.P. Water-Based Glycol Drilling Muds: Shale Inhibition Mechanisms, Paper 28818; Presented at the SPE European Petroleum Conference, London, 25-27 October 1994 and Patel, A.D. Design and Development of Quaternary Amine Compounds: Shale Inhibition with Improved Environmental Profile, Paper 121737; Presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, 20-22 April 2009. Максимальное показание прибора, измеряющего твердость, составляет 300 lbf-in (фунт силы на дюйм). Значения твердости, приведенные в таблице 1, отражены в виде достигнутого максимального крутящего момента (макс. крутящий момент) и числа оборотов, требуемых для достижения максимального крутящего момента.
Восстановление грунта, показатели твердости и содержание воды для сравнительных примеров B и C и примеров 3 и 4 приведены в таблице 1. Добавки, которые в состоянии поддерживать твердость сланца и, таким образом, обеспечивать большую устойчивость к вытеснению, являются предпочтительными. Более высокое восстановление означает, что сланец является менее реакционноспособным (например, дисперсионным) и более стабильным. Большая сопротивляемость или восстановление означает, что механическая целостность или прочность сланца лучше сохраняется при воздействии бурового раствора. Водное содержание было определено путем сравнения влажной массы и сухой массы.
Таблица 1
Примеры Ди-четвертичный аминоспирт % Восстановления % Воды Твердость, макс. крутящий момент (lbf-in) × число оборотов
В нет 4 38,7 0×8
С Ср. пример А 90,4 33,4 300*×8
3 Пример 1 95,1 33,1 300*×5
4 Пример 2 96,1 34 300*×3
*Макс. крутящий момент образца превышает верхний предел (300 lbf-in) твердости измерительного прибора

Claims (6)

1. Композиция бурового раствора на водной основе, включающая:
i) дисперсионную среду на водной основе,
ii) реакционноспособную глину или сланцевый материал
и
iii) агент ингибирования гидратации сланца, имеющий формулу
Figure 00000006

R представляет собой СН3;
R1 представляет собой СН3;
R2 представляет собой СН3;
R3 представляет собой -СН2СН2ОН; -СН(СН2ОН)2; или -С(СН2ОН)3; и
X представляет собой хлорид;
где агент ингибирования гидратации сланца присутствует в концентрации, достаточной, чтобы понизить реакционную способность глины или сланца.
2. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая один или более агент контроля потери жидкости, утяжелитель, увеличитель вязкости, диспергатор, смазочное вещество, ингибитор коррозии или пеногаситель, или поверхностно-активное вещество.
3. Композиция по п. 1, в которой дисперсионной средой на водной основе является пресная вода, морская вода, соляной раствор, смеси водных и растворимых в воде органических соединений или их смеси.
4. Способ снижения химической активности глин и сланца в бурильных работах, включающий использование бурового раствора на водной основе, содержащего агент ингибирования гидратации сланца, имеющий следующую формулу
Figure 00000007

R представляет собой СН3;
R1 представляет собой СН3;
R2 представляет собой СН3;
R3 представляет собой -СН2СН2ОН; -СН(СН2ОН)2; или -С(СН2ОН)3; и
X представляет собой хлорид;
где агент ингибирования гидратации сланца присутствует в концентрации, достаточной, чтобы понизить реакционную способность глины или сланца.
5. Способ по п. 4, дополнительно включающий один или более агентов контроля потери жидкости, утяжелитель, увеличитель вязкости, диспергатор, смазочное вещество, ингибитор коррозии, пеногаситель или поверхностно-активное вещество.
6. Способ по п. 4, в котором дисперсионной средой на водной основе является пресная вода, морская вода, соляной раствор, смеси водных и растворимых в воде органических соединений или их смеси.
RU2015105766/03A 2012-07-20 2013-07-16 Усовершенствованная глина, средства ингибирования сланцевой глины и способ их применения RU2598102C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261673932P 2012-07-20 2012-07-20
US61/673,932 2012-07-20
PCT/US2013/050644 WO2014014888A1 (en) 2012-07-20 2013-07-16 Improved clay and shale inhibition agents and method of use

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015105766A RU2015105766A (ru) 2016-09-10
RU2598102C2 true RU2598102C2 (ru) 2016-09-20

Family

ID=48857030

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015105766/03A RU2598102C2 (ru) 2012-07-20 2013-07-16 Усовершенствованная глина, средства ингибирования сланцевой глины и способ их применения

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9598626B2 (ru)
EP (1) EP2875087B1 (ru)
CN (1) CN104471017B (ru)
AR (1) AR091846A1 (ru)
BR (1) BR112014032988A2 (ru)
CA (1) CA2878465C (ru)
DK (1) DK2875087T3 (ru)
MX (1) MX2015000902A (ru)
RU (1) RU2598102C2 (ru)
WO (1) WO2014014888A1 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3020364B1 (fr) * 2014-04-29 2016-05-06 Ifp Energies Now Nouvelles diamines tertiaires de la famille du 1,3-diamino-2-propanol, leur procede de synthese et leur utilisation pour l'elimination de composes acides d'un effluent gazeux
US9567508B2 (en) 2015-01-05 2017-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Dry drilling fluid additives and methods relating thereto
WO2016156559A1 (en) * 2015-04-01 2016-10-06 Taminco Bvba Clay stabilizing compositions and use of said compositions for stabilizing water sensitive formations
CN105176504B (zh) * 2015-09-25 2016-10-05 西南石油大学 一种多羟基有机胺水基钻井液页岩抑制剂及其制备方法
WO2019046409A1 (en) 2017-08-30 2019-03-07 Ecolab Usa Inc. MOLECULES HAVING A HYDROPHOBIC GROUP AND TWO IDENTICAL HYDROPHILIC IONIC GROUPS AND CORRESPONDING COMPOSITIONS
CN108587582B (zh) * 2018-06-07 2020-12-08 西安石油大学 一种微乳液页岩抑制剂及其制备方法
US11084974B2 (en) 2018-08-29 2021-08-10 Championx Usa Inc. Use of multiple charged cationic compounds derived from polyamines for clay stabilization in oil and gas operations
CN112601718A (zh) 2018-08-29 2021-04-02 埃科莱布美国股份有限公司 衍生自伯胺或多胺的多电荷阳离子化合物在水系统中控制微生物结垢的用途
CA3110365C (en) 2018-08-29 2023-05-09 Ecolab Usa Inc. Use of multiple charged ionic compounds derived from polyamines for waste water clarification
JP7171895B2 (ja) 2018-08-29 2022-11-15 エコラボ ユーエスエー インコーポレイティド ポリアミンから誘導される多重荷電イオン性化合物およびその組成物、ならびにその調製方法
US11155481B2 (en) 2019-01-29 2021-10-26 Ecolab Usa Inc. Use of cationic sugar-based compounds for microbial fouling control in a water system
AU2019441168B2 (en) 2019-04-16 2023-02-02 Ecolab Usa Inc. Use of multiple charged cationic compounds derived from polyamines and compositions thereof for corrosion inhibition in a water system
WO2020231410A1 (en) * 2019-05-14 2020-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Detecting amine-based inhibitors in drilling fluids
US11274241B2 (en) 2020-06-05 2022-03-15 Saudi Arabian Oil Company Anti-bit balling additive
US11795374B2 (en) * 2021-09-30 2023-10-24 Saudi Arabian Oil Company Composition and method of making cationic surfactants with two quaternary ammonium head groups

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5197544A (en) * 1991-02-28 1993-03-30 Halliburton Company Method for clay stabilization with quaternary amines
EP0838514A1 (en) * 1993-07-02 1998-04-29 M-I Drilling Fluids L.L.C. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US20040235677A1 (en) * 2003-05-23 2004-11-25 Nguyen Philip D. Methods and compositions for stabilizing swelling clays or migrating fines in formations
RU2303047C1 (ru) * 2006-05-10 2007-07-20 Общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания ОАО "ГАЗПРОМ" (ООО "БУРГАЗ") Высокоингибированный буровой раствор
WO2008112481A1 (en) * 2007-03-13 2008-09-18 M-I L.L.C. Shale hydration inhibition agent and method of use

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1099088A (en) 1979-04-20 1981-04-14 Peter J. Young Well treating composition and method
US4664818A (en) 1985-07-26 1987-05-12 Newpark Drilling Fluid Inc. Drilling mud additive
US5098814A (en) * 1990-04-26 1992-03-24 Eastman Kodak Company Laminate for the formation of beam leads for IC chip bonding
US5908814A (en) 1991-10-28 1999-06-01 M-I L.L.C. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US6177577B1 (en) 1991-11-15 2001-01-23 The Dow Chemical Company Dicationic and polycationic monoprimary alcohols and derivatives thereof
EP0545677A1 (en) 1991-12-06 1993-06-09 Halliburton Company Well drilling fluids and methods
US5759962A (en) 1992-01-31 1998-06-02 Institut Francais Du Petrole Method for inhibiting reactive argillaceous formations and use thereof in a drilling fluid
GB2304354A (en) 1995-08-17 1997-03-19 Sofitech Nv Drilling fluid
US5771971A (en) 1996-06-03 1998-06-30 Horton; David Clay stabilizing agent and a method of use in subterranean formations to inhibit clay swelling
US20020155956A1 (en) 2000-02-04 2002-10-24 Newpark Drilling Fluids, L.L.C. Aqueous drilling fluid and shale inhibitor
US6484821B1 (en) 2000-11-10 2002-11-26 M-I L.L.C. Shale hydration inhibition agent and method of use
US6857485B2 (en) 2000-02-11 2005-02-22 M-I Llc Shale hydration inhibition agent and method of use
US6247543B1 (en) 2000-02-11 2001-06-19 M-I Llc Shale hydration inhibition agent and method of use
US6609578B2 (en) 2000-02-11 2003-08-26 Mo M-I Llc Shale hydration inhibition agent and method of use
US7091159B2 (en) 2002-09-06 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays
BRPI0418995B1 (pt) 2004-08-06 2014-11-11 Lamberti Spa Método para a inibição hidratação de argilas nas operações de perfuração, e, fluido de perfuração com base aquosa
WO2006013596A1 (en) 2004-08-06 2006-02-09 Lamberti S.P.A. Shale inhibitors for the petroleum industry
WO2006013595A1 (en) 2004-08-06 2006-02-09 Lamberti S.P.A. Shale inhibitors for the petroleum industry
JP2009526842A (ja) 2006-02-15 2009-07-23 ダウ グローバル テクノロジーズ インコーポレイティド ジヒドロキシトリアルキルアンモニウムハライドを調製するためのプロセス及びその生成物
WO2008058111A2 (en) 2006-11-06 2008-05-15 Dow Global Technologies Inc. Methods of preparing halohydroxypropyltrialkylammonium halides
CN101747876B (zh) * 2008-12-16 2013-07-24 西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院 一种碳酸钾聚胺钻井液

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5197544A (en) * 1991-02-28 1993-03-30 Halliburton Company Method for clay stabilization with quaternary amines
EP0838514A1 (en) * 1993-07-02 1998-04-29 M-I Drilling Fluids L.L.C. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US20040235677A1 (en) * 2003-05-23 2004-11-25 Nguyen Philip D. Methods and compositions for stabilizing swelling clays or migrating fines in formations
RU2303047C1 (ru) * 2006-05-10 2007-07-20 Общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания ОАО "ГАЗПРОМ" (ООО "БУРГАЗ") Высокоингибированный буровой раствор
WO2008112481A1 (en) * 2007-03-13 2008-09-18 M-I L.L.C. Shale hydration inhibition agent and method of use

Also Published As

Publication number Publication date
CN104471017A (zh) 2015-03-25
AR091846A1 (es) 2015-03-04
CN104471017B (zh) 2017-07-07
US20150203738A1 (en) 2015-07-23
EP2875087A1 (en) 2015-05-27
US9598626B2 (en) 2017-03-21
DK2875087T3 (da) 2016-12-12
WO2014014888A1 (en) 2014-01-23
BR112014032988A2 (pt) 2017-06-27
EP2875087B1 (en) 2016-08-24
CA2878465C (en) 2020-10-06
CA2878465A1 (en) 2014-01-23
RU2015105766A (ru) 2016-09-10
MX2015000902A (es) 2015-04-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2598102C2 (ru) Усовершенствованная глина, средства ингибирования сланцевой глины и способ их применения
RU2643054C2 (ru) Полиаминополиамид-эпихлоргидриновые смолы, предназначенные для использования в качестве ингибиторов гидратации глин и глинистых сланцев для буровой промышленности
AU2013280840B2 (en) Glycol ether amines for use as clay and shale inhibition agents for the drilling industry
AU2013341482B2 (en) Alkylated polyetheramines as clay stabilizing agents
US9328279B2 (en) Mono-quaternary amine alcohols for use of clay and shale inhibition agents for the drilling industry
US20090131280A1 (en) Swelling Inhibitors for Clays and Shales
EA012244B1 (ru) Агент, ингибирующий гидратацию сланца, и способ применения
EP1716217A1 (en) High performance water-based drilling mud and method of use
EA020066B1 (ru) Жидкость для бурения скважин и ее применение
WO2006013596A1 (en) Shale inhibitors for the petroleum industry
CN110268034B (zh) 页岩水合抑制剂
US8598095B2 (en) Low conductivity water based wellbore fluid